定邊地區(qū)富縣組儲層特征

陳明述 ，毛樹林，唐 波

(1.四川省煤田地質(zhì)局 141隊，四川 德陽 618000；2.四川省地質(zhì)礦產(chǎn)勘查開發(fā)局 109地質(zhì)隊，四川 龍泉610100)

鄂爾多斯盆地是一個多旋回疊合型盆地[1]，其油氣資源豐富，勘探開發(fā)潛力都很大. 定邊地區(qū)迄今鉆有各類油氣井 440余口，在三疊系、侏羅系等多個地層發(fā)現(xiàn)了具工業(yè)價值的油層[2]. 近年來，定邊地區(qū)在富縣組地層也發(fā)現(xiàn)有工業(yè)性的油藏，展示了較好的勘探前景.

1 區(qū)域地質(zhì)背景

定邊地區(qū)橫跨天環(huán)向斜和陜北斜坡. 晚古生代后為陸相，于早白堊世形成了陜北斜坡，其傾角小于1°，坡降約為10m/km. 在此構(gòu)造背景上該區(qū)發(fā)育了一些形態(tài)各異、幅度較小的褶皺與鼻隆構(gòu)造(如圖1).

定邊地區(qū)富縣組地層是在印支運(yùn)動所形成的剝蝕古地貌之上沉積的，對印支運(yùn)動時所形成的古地貌起到填平補(bǔ)齊的作用. 本地區(qū)的構(gòu)造背景相對簡單，為一個傾角小于1°的極緩傾大單斜；富縣組與鄰近地層近于水平接觸，與其下地層主要為對前期剝蝕古地貌的填平補(bǔ)齊，與其上地層接觸為整合接觸.

富縣組儲層具有相對較高的孔、滲，儲層物性良好[3]，只要有適當(dāng)?shù)姆忾]條件，就能形成油氣藏[4].

2 沉積相類型與特征

綜合分析本次研究區(qū)內(nèi)的鉆井、取芯資料及本區(qū)的測井等相關(guān)資料，本區(qū)富縣組的沉積微相[5～7]大體上可分為河道砂壩微相，河道側(cè)緣微相、決口扇微相以及洪泛平原微相四種類型(如圖2).

圖1 區(qū)域地質(zhì)簡圖

圖2 定邊地區(qū)富縣組沉積相剖面

3 儲層基本特征

3.1 巖石學(xué)特征

定邊地區(qū)富縣組的砂體主要分布在寧陜古河道一帶，其巖性主要為含礫粗砂巖、粗砂巖[8]. 其分選度、磨圓度都較差. 研究區(qū)的砂巖所受母巖影響較大，礦物成熟度偏低、而結(jié)構(gòu)成熟度較高，研究區(qū)的物質(zhì)在沉積前經(jīng)過了相對較遠(yuǎn)距離的搬運(yùn).

3.1.1 巖石類型及碎屑組成

通過薄片鑒定及相關(guān)資料的綜合統(tǒng)計和分析，確定定邊地區(qū)富縣組地層的砂巖顏色主要以灰白、深灰、灰褐、灰黑為主，粒度上從細(xì)砂到含礫粗砂巖均有，而在東部的洪泛平原巖性主要為雜色泥巖. 富縣組砂巖的類型主要為長石巖屑砂巖和巖屑長石砂巖兩類(圖3—4).

圖3 富縣組砂巖碎屑成份圖

圖4 富縣組儲層砂巖成份三角圖

3.1.2 填隙物特征

富縣組儲層砂巖的填隙物平均含量較高，其平均值達(dá)到了18.2%. 其中以粘土雜基為主，平均值達(dá)到了15.7%；黃鐵礦的含量平均值為1.42%. 其它成分含量平均為1.08%.

3.2 成巖作用特征

壓實—壓溶作用 壓實-壓溶作用使得儲層原生孔隙壓縮，次生加大使得喉道變窄或消失，致孔隙配位數(shù)減少，連通性變差，整體的孔隙度降低.

膠結(jié)作用 本區(qū)富縣組儲層中砂巖的膠結(jié)作用有以下幾種：碳酸鹽膠結(jié)、硅質(zhì)、菱鐵礦膠結(jié)、自生粘土礦物膠結(jié).

溶蝕作用 定邊地區(qū)富縣組儲層砂巖所受溶蝕作用比較強(qiáng)烈，溶蝕作用使得孔隙度大大增加，溶蝕孔隙占到了總孔隙的40%以上，對儲層砂巖的孔滲性能起到改善的作用.

根據(jù)碎屑巖成巖階段劃分的國家最新標(biāo)準(zhǔn)(SY/T5477-2003)等，鄂爾多斯盆地定邊地區(qū)富縣組砂巖巖石演化已經(jīng)達(dá)到晚成巖階段A期[9].

3.3 儲層孔隙特征

3.3.1 儲層孔隙

通過對本區(qū)富縣組儲層砂體的綜合分析與研究，富縣組儲層的孔隙類型主要為粒間孔和粒間溶孔，這兩種類型的孔隙為富縣組砂巖主要儲集空間. 其孔隙類型包括：1)粒間孔 粒間孔是組成巖石顆粒在經(jīng)過最初的壓實-壓溶作用以及膠結(jié)作用等成巖作用后殘余的原生孔隙；2)長石溶孔 長石溶孔(圖5)在定邊地區(qū)富縣組儲集體中的發(fā)育程度僅次于粒間孔. 其常沿著地層巖石的解理或裂隙發(fā)育，從而形成沿解理發(fā)育的粒內(nèi)溶孔；3)巖屑溶孔 在富縣組地層中巖屑溶孔相對發(fā)育，但其孔徑表較小，對整個儲層砂巖的物性提高貢獻(xiàn)較小(圖6)；4)雜基溶孔 富縣組砂巖中的雜基溶孔數(shù)量較少，且孔徑一般不大于10μm. 由于其孔隙較小，故連通性比較差，儲層物性受氣影響不大；5)晶間孔 本區(qū)富縣組儲層中的晶間孔多為高嶺石等粘土礦物在重結(jié)晶以后形成的，其孔徑都非常小(圖7)，對儲層物性的貢獻(xiàn)很低.

圖5 巖屑、長石粒內(nèi)溶孔Yu143井(2014.25m)

圖6 填隙物溶孔Yu143(2035.37m)

3.3.2 孔隙結(jié)構(gòu)特征

定邊地區(qū)富縣組儲層孔隙類型以粒間孔為主(圖8)，面孔率為57.2%；其次為長石溶孔，面孔率約31.2%；此外，還有粒內(nèi)溶孔、晶間孔和巖屑溶孔，分別為1.27%、0.08%和2.7%. 富縣組儲層的喉道類型以縮頸型喉道為主，其次是片狀或彎片狀的喉道.

3.4 儲層物性特征

3.4.1 儲層孔隙度

根據(jù)定邊地區(qū)巖心分析數(shù)據(jù)統(tǒng)計，富縣組儲層孔隙度在2.43%～20.73%之間，平均值15.68%，孔隙度大多數(shù)分布于13%～19%的范圍內(nèi)(圖9). 富縣組在西部寧陜古河的河道砂體的孔隙度一般在16%～18%之間，河道側(cè)緣砂體孔隙度相對較低，多在14%～16%之間，東部砂體孔隙度主要在12%～14%之間(見圖10).

圖7 高嶺石晶間孔Yu143井(2039.20m)

圖9 富縣組儲層孔隙度分布頻率

圖10 富縣組儲層孔隙度分布圖

3.4.2 儲層滲透率

定邊地區(qū)富縣組儲層的滲透率在 0.01×10-3μm2～65.23×10-3μm2之間，其平均值為 12.50×10-3μm2，主要分布于1%～5%的范圍內(nèi)(圖11). 定邊地區(qū)富縣組在西部寧陜古河的河道砂體的滲透率在 10×10-3μm2～20×10-3μm2之間東部洪泛平原的砂體滲透率相對都要低一些，在 2×10-3μm2～6×10-3μm2之間(見圖 12).

4 儲層的非均質(zhì)性

4.1 層間非均質(zhì)性

圖11 富縣組儲層滲透率分布頻率圖

表1 定邊地區(qū)富縣組地層隔(夾)層分布特征

表2 定邊地區(qū)富縣組層內(nèi)滲透率非均質(zhì)性

綜合分析可以看出富縣組儲層為強(qiáng)非均質(zhì)性. 在定邊地區(qū)富縣組的儲層非均質(zhì)不是影響油氣富集程度的主要因素[3]. 在該區(qū)域的油氣在儲層內(nèi)富集的主要控制因素是砂體的展布和儲層物性的好次. 但儲層非均質(zhì)性是層間流體分布的控制因素.

4.2 層內(nèi)非均質(zhì)性

富縣組儲層在平面上的滲透率非均質(zhì)性較強(qiáng). 在同一河道砂體中，其物性由于其發(fā)育過程中的變化，在橫向上儲層的物性的變化也很大. 由此導(dǎo)致儲層的砂體在平面上以及物性上都有變化，從而使得儲層的非均質(zhì)性進(jìn)一步增強(qiáng).

5 儲層分類評價

通過分析研究區(qū)儲層的各項參數(shù)，并參考前人研究成果，將定邊地區(qū)富縣組儲層劃分為四類，即Ⅰ類(好)儲集層、Ⅱ類(較好等)儲集層、Ⅲ類(中等)儲集層、IV類(較差)儲集層. 研究區(qū)儲層評價平面分布如圖13.

圖12 富縣組儲層滲透率分布圖

圖13 富縣組砂巖儲層分布圖

1)I類(好)儲集層 定邊地區(qū)富縣組地層的I類儲層相對較少，只在少數(shù)井個別層段發(fā)育；

2)Ⅱ類儲集層 定邊地區(qū)富縣組Ⅱ類儲層比較發(fā)育，主要分布在西部寧陜古河的河道微相，巖性主要為含礫粗砂巖及中-粗砂；

3)Ⅲ類儲集層 定邊地區(qū)富縣組的Ⅲ類儲層主要發(fā)育在古河道側(cè)緣；

4)IV類儲集層 定邊地區(qū)富縣組Ⅳ類儲層發(fā)育主要在洪泛平原沉積微相區(qū)域. 由于本區(qū)地層平緩，微裂縫不發(fā)育，局部構(gòu)造幅度較低，油氣難以克服毛細(xì)管阻力，因此，Ⅳ類儲層往往形成干層或低產(chǎn)水層.

6 結(jié) 論

通過對定邊地區(qū)的綜合研究，主要得出以下結(jié)論:

1)定邊地區(qū)富縣組頂面構(gòu)造整體形態(tài)一致性好. 在此背景下，形成部分局部的鼻狀隆起和微幅背斜構(gòu)造.

2)富縣組地層以辨狀河相的河道沉積微相以及洪泛平原微相為主. 儲層砂體分布在本區(qū)的西南到西北部位. 在平面上呈條帶狀分布. 東部大都為洪泛平原.

3)定邊地區(qū)富縣組儲層以長石巖屑砂巖和巖屑長石砂巖為主. 孔隙空間以粒間孔和粒間溶孔為主；儲層喉道主要是縮頸型，片狀或片彎狀次之. 儲層物性較好.

4)定邊地區(qū)儲層主要以Ⅱ類儲層、Ⅲ類儲層為主，受沉積相控制明顯.

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