下寺灣油田蒲家溝地區(qū)長7儲層特征

宋進(jìn)博，宋和平

(1.西北大學(xué) 大陸動力學(xué)國家重點(diǎn)實(shí)驗(yàn)室，陜西 西安710069;2.延長油礦管理局，陜西 延安716100)

下寺灣油田位于鄂爾多斯盆地屬陜北斜坡帶東部，三疊系延長組是其主要含油層系和開發(fā)目的層，在以往的勘探開發(fā)實(shí)踐及其研究中，普遍認(rèn)為延長組長7油層組發(fā)育以“張家灘油頁巖”為代表的深湖相優(yōu)質(zhì)烴源巖，為長8、長6、長4+5等提供油源[1]，但并未當(dāng)做有利儲層進(jìn)行研究。隨著勘探水平和開發(fā)程度的不斷提高，蒲家溝地區(qū)被確定為下寺灣油田上產(chǎn)的重要接替區(qū)之一，長7油層組中上部普遍發(fā)育厚約20－40m的細(xì)粒長石砂巖，普見油氣顯示，目前已有68口井見工業(yè)油流，展示該區(qū)規(guī)模開發(fā)的巨大潛力[2]。盆地內(nèi)長7砂層廣泛發(fā)育，最靠近烴源巖，是油氣運(yùn)移的首選儲集體，含油性好。隨著長7油層的不斷攻關(guān)，不斷獲得新的突破，致密儲層逐漸被重視，顯示出重要的潛力。長7等三疊系儲層為巖性油藏，受儲層控制作用明顯，而儲層特征不清，油藏油氣分布規(guī)律不明確，建產(chǎn)有利區(qū)篩選難。

1 巖石學(xué)特征

1.1 巖石組成

根據(jù)巖心觀察沉積砂體主要為灰色細(xì)砂－粉砂組成。33塊砂巖薄片鑒定結(jié)果表明，研究區(qū)長7儲層為長石砂巖－巖屑長石砂巖(圖1)，石英類含量26.8%，長石類含量42.6%，巖屑含量12.4%，主要為變質(zhì)巖屑3.6%，沉積巖屑3.0%，云母3.4%，反映出東北物源石英含量低的特點(diǎn)，經(jīng)過長距離搬運(yùn)篩選云母等片狀穩(wěn)定輕礦物增加，總體成分成熟度低。碎屑顆粒主要為細(xì)－中粒，以細(xì)粒為主，分選中等，磨圓程度較差為次棱狀，以接觸式和孔隙式為主，結(jié)構(gòu)成熟度中等。

圖1 長7砂巖成分三角圖

1.2 填隙物特征

長7儲層填隙物含量較高為18.2%，以方解石為主(10.6%)，綠泥石次之(4.5%)，再次為水云母(2.0%)，還有少量的濁沸石、硅質(zhì)等。方解石是成巖作用過程中的產(chǎn)物，通常發(fā)育在分流河道，早期晶狀產(chǎn)出的方解石對抗壓實(shí)作用起到一定的支撐作用，增強(qiáng)碎屑顆粒的支撐強(qiáng)度，并為溶蝕作用提供一定的物質(zhì)基礎(chǔ)，而且在儲層改造中較高的方解石含量具有更好的酸化效果。自生綠泥石以薄膜狀產(chǎn)出，常延顆粒表面垂直生長形成顆粒薄膜(圖2)，阻礙其它自生礦物的生長，可保護(hù)粒間孔隙。

圖2 蒲叢14－2，長72、綠泥石充填孔隙

2 孔隙特征

2.1 孔隙類型

下寺灣油田道鎮(zhèn)蒲家溝長7儲層主要孔隙類型為粒間孔(2.5%)、長石溶孔(1.4%)，次為巖屑溶孔(0.6%)，總面孔率為5.1%，33塊樣品平均孔徑39.3(表1)。處于湖盆中心的長7儲層粒度小，塑性顆粒含量高，在壓實(shí)過程中原生粒間孔減小，在綠泥石膜的保護(hù)下剛性顆粒之間保留了部分殘余粒間孔(圖3)。在烴源巖排烴過程中產(chǎn)生大量酸性物質(zhì)，一般沿長石顆粒邊緣或解理等易溶部位發(fā)生溶解，可將其溶蝕產(chǎn)生高嶺石、二氧化硅，形成大量溶蝕孔洞(圖4)，改造儲層物性，有利于優(yōu)質(zhì)儲層形成，由于研究區(qū)長石含量較高，整體上長石溶孔很發(fā)育。

表1 下寺灣油田道鎮(zhèn)蒲家溝長7層孔隙類型及含量統(tǒng)計表

圖3 蒲叢14－2，長7層、粒間孔

圖4 蒲叢14－2，長7層、長石溶孔

2.2 孔喉結(jié)構(gòu)

研究區(qū)長7儲層平均孔隙度9.2%，平均滲透率0.44 mD，長慶油田隴東地區(qū)長7孔隙度10.1%，滲透率0.18 mD[3]，與隴東長7相比下寺灣油田孔隙度更小，滲透率較高，這主要得益于該區(qū)孔隙結(jié)構(gòu)好，屬于微孔－微細(xì)吼道，分選較好，分選系數(shù)2.07。圖3中孔隙之間有片狀，彎片狀吼道。壓汞資料[圖5]表明，排驅(qū)壓力和中值壓力整體較高，中值半徑小，為長7致密儲層孔隙結(jié)構(gòu)的典型特征，而進(jìn)汞曲線平直，即使在進(jìn)汞末端曲線也未出現(xiàn)壓力迅速抬升的情況，表明吼道分選性好，有利區(qū)油田開過程中原油的流動。

圖5 長7層壓汞曲線

2.3 裂縫特征

構(gòu)造應(yīng)力作用是裂縫形成的根本原因，在低滲透儲層中由于巖石脆性大，裂縫普遍發(fā)育，成為低滲透儲層的有效滲流系統(tǒng)的重要組成部分，對特低滲透儲層具有重要意義。通過巖心觀察能夠發(fā)現(xiàn)長7地層中發(fā)育高角度裂縫(圖6)，并有方解石充填。根據(jù)分型理論[4]認(rèn)為既然存在肉眼能夠識別的較大天然裂縫，就一定存在更多的微裂縫，盡管微裂縫對增加儲層儲集性能方面貢獻(xiàn)小，但它能極大的改善儲層的滲流能力。蒲叢14－2井巖心分析滲透率在普遍在0.1～0.4 mD左右，由于裂縫的存在，局部深度段滲透率升至2～3 mD，加劇了儲層非均質(zhì)性，但改善了該井的滲流條件。

圖6 蒲叢66－23985.38－986.05m，約70cm長的垂直縫

3.1 儲層物性

油氣儲層的儲集物性是儲層評價研究中的只要參數(shù)，研究區(qū)長7致密油儲層大量的物性數(shù)據(jù)統(tǒng)計表明，砂巖孔隙度主要分布在7.0%～13.1%之間，平均孔隙度為9.2%，滲透率主要分布在0.13～1.0之間，平均滲透率為0.44 mD(圖)，大于1 mD的樣品數(shù)為10.3%，小于0.126的樣品數(shù)占27%，整體物性較差。

圖7 長7儲層滲透率分布直方圖

研究區(qū)長7層平面非均質(zhì)性強(qiáng)，河道主體帶上儲物性好，邊部物性差。在整體低值的背景下局部發(fā)育相對高滲區(qū)。

3.2 儲層非均質(zhì)性

研究區(qū)儲層非均質(zhì)性強(qiáng)。長7油層組主力層為長72小層，平均砂層厚度17.3m，砂巖密度普遍較高，主要集中在0.4以上。有效儲層突進(jìn)系數(shù)4.38，變異系數(shù)0.82，屬于強(qiáng)非均值性儲層。儲層非均質(zhì)性強(qiáng)在特低滲致密儲層中表現(xiàn)出很重要的作用，非均質(zhì)性越強(qiáng)，表明具備越多的較大孔隙，有利區(qū)溝通滲透性較差的儲層。人工壓裂是人為增強(qiáng)儲層的非均質(zhì)性，對油田開發(fā)具有重要作用。

儲層宏觀非均質(zhì)性強(qiáng)。長72主力層分層系數(shù)較低，一般只有1～2個砂層段[圖8]，泥質(zhì)夾層很少，泥質(zhì)夾層只有0～1個，屬于比較整裝的儲層。二次精細(xì)解釋后砂巖分層系數(shù)高[圖9]，致密夾層較多，同一套砂體內(nèi)部一般存在3～6個鈣質(zhì)夾層，分層系數(shù)集中在5～12之間。由于致密夾層多為鈣質(zhì)夾層，屬于成巖作用的產(chǎn)物，單層厚度薄，一般在1m左右，連續(xù)性差，同時具有脆性，容易被壓裂破碎，在大規(guī)模壓裂時可以不考慮對井旁儲層的影響。

圖8 長72層砂巖分層系數(shù)分布直方圖

4 結(jié)語

1)下寺灣油田蒲家溝區(qū)長7儲層為長石砂巖－長石巖屑砂巖，填隙物含量高，主要孔隙類型為粒間孔和長石溶孔。由于孔隙結(jié)構(gòu)好，比盆地隴東地區(qū)長7孔隙度小，滲透率高。

2)在超低滲透的背景下，相對高滲儲層多，提高儲層的整體滲流能力，儲層非均質(zhì)性強(qiáng)，成為超低滲油藏開發(fā)的有利因素。

3)長7儲層中夾層以鈣質(zhì)夾層為主，夾層薄，連通性差，在大規(guī)模壓裂下不會影響油田開發(fā)。

圖9 長72層二次解釋后分層系數(shù)分布直方圖

[1]楊鐿婷，張金川，王香增等.陸相頁巖氣的泥頁巖評價——以延長下寺灣區(qū)上三疊統(tǒng)延長組長7段為例.東北石油大學(xué)學(xué)報.2012，36(4);10 －17.

[2]李曉紅，鄭琪，付國民.下寺灣油區(qū)延長組長7油層湖底扇沉積特征.延安大學(xué)學(xué)報:自然科學(xué)版.2012，31(3);95－98.

[3]王芳，馮勝斌，何濤.鄂爾多斯盆地西南部延長組長7致密砂巖伊利石成因初探.西安石油大學(xué)學(xué)報:自然科學(xué)版.2012，27(4);19－22.

[4]成良丙.分形理論在裂縫密度求取中的應(yīng)用.石油知識.2010，(4);10－11.