老莊油田延9儲(chǔ)層特征及油氣富集主控因素分析

馮曉偉，時(shí)保宏

(1.西安石油大學(xué)，陜西 西安710065;2.延長(zhǎng)油田股份有限公司靖邊采油廠，陜西 靖邊718500)

1 地質(zhì)概況

研究區(qū)位于陜西省靖邊縣東坑鄉(xiāng)境內(nèi)，面積約10km2。構(gòu)造上位于鄂爾多斯盆地伊陜北斜坡的中東部，區(qū)域構(gòu)造形態(tài)為寬緩的西傾單斜，坡降5～6 m/km。研究區(qū)延91和延92頂面構(gòu)造具有良好的繼承性，在單斜背景上發(fā)育若干北東走向的低緩鼻隆。區(qū)內(nèi)巖石礦物學(xué)特征為灰白色、淺灰色長(zhǎng)石質(zhì)石英砂巖為主。延安組為一套含煤巖系，屬于河流沼澤相沉積，在縱向上砂巖、泥巖、煤或炭質(zhì)泥巖組成的進(jìn)積型多旋回沉積，沉積初期多為巨厚多階性辮狀河較粗碎屑巖填充沉積，研究區(qū)延9屬于曲流河亞相充填沉積。

2 儲(chǔ)層特征

2.1 巖石學(xué)特征

研究區(qū)延9油層組砂巖巖石類(lèi)型主要為巖屑質(zhì)石英砂巖，少量長(zhǎng)石質(zhì)石英砂巖及長(zhǎng)石巖屑質(zhì)石英砂巖。砂巖碎屑顆粒含量較高，碎屑成分一般占巖石總體的60%～80%。石英占碎屑總體的50% ～92%，主要集中于75% ～85%之間;長(zhǎng)石約占2% ～25%左右，以斜長(zhǎng)石居多;巖屑一般介于10% ～20%之間，以隱晶巖、片巖以及千枚巖巖屑為主(圖1)。

圖1 延9巖石類(lèi)型三角圖

延9油層組砂巖碎屑顆粒粒度一般介于0.15～0.4 mm之間，以0.2～0.35 mm之間最為常見(jiàn)，大多具細(xì)粒～中粒結(jié)構(gòu)，粉砂質(zhì)結(jié)構(gòu)次之，少量粗粒結(jié)構(gòu)和細(xì)粉砂結(jié)構(gòu);砂巖分選性總體中等～較好，以細(xì)～中粒結(jié)構(gòu)為主，夾少量粗粒碎屑和粉砂級(jí)碎屑;碎屑顆粒以次圓－次棱角狀為主，磨圓度中等;砂巖結(jié)構(gòu)成熟度中等～較好。填隙物含量一般介于15～25%之間，主要為膠結(jié)物;膠結(jié)物的成分多樣，膠結(jié)物以高嶺石為主;膠結(jié)類(lèi)型以孔隙式為主。

2.2 儲(chǔ)層物性、孔隙類(lèi)型及結(jié)構(gòu)特征

物性資料統(tǒng)計(jì)表明，延9砂巖孔隙度為7.2% ～16.7%，平均 12.2%，滲透率為 2.6 ×10－3～46.7 ×10－3μm2，平均10.7×10－3μm2，根據(jù)《地質(zhì)礦產(chǎn)行業(yè)標(biāo)準(zhǔn)》中的儲(chǔ)層分類(lèi)標(biāo)準(zhǔn)，砂巖儲(chǔ)層物性共分為5類(lèi)儲(chǔ)層(見(jiàn)表1)。本區(qū)儲(chǔ)層具低孔低滲特征。

表1 砂巖儲(chǔ)層物性分類(lèi)標(biāo)準(zhǔn)

研究區(qū)儲(chǔ)層孔隙類(lèi)型以原生孔隙為主，即粒間孔隙，次之為粒內(nèi)溶蝕孔隙和晶間微孔。粒間孔隙基本上是原生孔隙，其含量高低直接決定砂巖的儲(chǔ)集條件，是沉積顆粒經(jīng)過(guò)早期成巖作用后保留下來(lái)的粒間余孔，這類(lèi)孔隙在埋深較淺的地層中較發(fā)育。另一類(lèi)是石英次生加大后保留的粒間余孔，原生粒間余孔多具三角形、多邊形等形態(tài)，好的儲(chǔ)層原生粒間余孔很發(fā)育;粒間溶孔是在原生孔隙基礎(chǔ)上發(fā)育起來(lái)的，基本上反映了砂巖中次生孔隙的發(fā)育條件及狀況;組分內(nèi)孔隙(包括晶間孔、雜基孔和粒內(nèi)溶孔)，既有原生的也有次生成因的，孔徑較小、連通性較差，造成砂巖孔滲條件變差。粒內(nèi)溶孔主要分布在長(zhǎng)石和巖屑的粒內(nèi)溶蝕，也可以是沿長(zhǎng)石解理縫發(fā)育的微小孔縫，碎屑主體或整體被溶蝕形成的較大的粒內(nèi)溶孔或鑄模孔。晶間溶孔本區(qū)主要分布在碳酸鹽膠結(jié)物內(nèi)，孔徑一般為0.02～0.15 mm。此外還有長(zhǎng)石和云母的解理縫和壓裂縫等，孔徑為0.005～0.11 mm。

本次研究選擇壓汞法研究孔隙結(jié)構(gòu)。研究區(qū)延9砂巖主要屬河流相砂巖儲(chǔ)層，由于非均質(zhì)性強(qiáng)，具中孔、中—低滲不均勻孔喉型和混雜孔喉特點(diǎn)。根據(jù)區(qū)塊地質(zhì)特點(diǎn)和固有的孔隙結(jié)構(gòu)，選擇了壓汞排驅(qū)壓力(Pd)、飽和度中值壓力(P50)、最小非飽和孔隙體積(Smin)等三項(xiàng)主要參數(shù)以表征孔隙結(jié)構(gòu)特征。借鑒靖邊油田其他區(qū)塊的巖心分析資料可知平均排驅(qū)壓力、中值壓力均較低，分別為 0.06 MPa、0.20 MPa，中值半徑為 3.77 μm，平均喉道半徑為 4.61 μm，喉道分選系數(shù)為 3.00，歪度為1.33，壓汞曲線看，儲(chǔ)層排驅(qū)壓力低，進(jìn)汞飽和度大，退汞率低，曲線平坦段明顯。結(jié)合李道品對(duì)鄂爾多斯盆地低滲透儲(chǔ)層孔隙結(jié)構(gòu)的分類(lèi)標(biāo)準(zhǔn)，可知本區(qū)延9儲(chǔ)層孔隙結(jié)構(gòu)具有中孔中喉型，表明儲(chǔ)層分選性較好(圖2)。

圖2 靖37171毛管壓力曲線，915.37 m(鄰近區(qū)塊)

3 影響油氣富集的主控因素

3.1 沉積環(huán)境對(duì)油氣聚集的控制作用

沉積作用是形成儲(chǔ)層的基礎(chǔ)，它直接或間接影響著儲(chǔ)集砂體的時(shí)空展布、成巖作用和油氣運(yùn)移與聚集成藏的規(guī)律。所謂沉積環(huán)境對(duì)油氣聚集的控制其實(shí)質(zhì)上為沉積相對(duì)砂體類(lèi)型及其孔滲性特征的控制，因?yàn)椴煌练e相沉積的環(huán)境不同，其水動(dòng)力條件有所不同，演化特征也有差異，因而所發(fā)育的砂體在物質(zhì)成分、粒度、分選性、雜基含量及砂體的組合類(lèi)型等方面各具特色，時(shí)空展布規(guī)律亦不盡相同，結(jié)果導(dǎo)致不同沉積微相的砂體有不同的物性特征和分布規(guī)律，形成沉積相對(duì)儲(chǔ)層的控制作用，也控制了油氣的聚集和分布(唐民安，2000)。主要體現(xiàn)在以下幾個(gè)方面。

1)河流沉積體系是本區(qū)良好的儲(chǔ)蓋組合配置:延9曲流河發(fā)育階段，本區(qū)沉積了較厚的河道砂體，砂體相互疊置，形成了連通性較好的儲(chǔ)層。而到了延9頂部、延8期，河漫灘發(fā)育比較普遍，從而沉積了大面積成片的泥巖、粉砂巖，覆蓋于早期沉積的厚層砂體上，而成為良好的蓋層，研究區(qū)這種有利的儲(chǔ)層和蓋層組合，為該區(qū)形成良好的油藏提供了有利的場(chǎng)所。

2)沉積相對(duì)儲(chǔ)層分布的控制:研究區(qū)最有利儲(chǔ)層發(fā)育的沉積相為河道邊灘砂壩，其展布和發(fā)育條件對(duì)儲(chǔ)集性能起主要控制作用。據(jù)鉆井資料的統(tǒng)計(jì)，研究區(qū)河道沉積區(qū)，在平面上呈帶狀展布，延伸方向?yàn)楸蔽鳎衔飨?。河道最寬處?.8 km，最窄處為0.47 km。大部分井砂地比在0.3以上，其中梁30－01井－探150井砂地比在0.1～0.3之間，探276井、探512井和探80井砂地比小于0.1。砂地比小于0.3的區(qū)域發(fā)育漫灘沉積，大于0.3的區(qū)域發(fā)育河道沉積，河道沉積構(gòu)成了砂體骨架主體，也是主要的有利富集區(qū)。因此砂體的發(fā)育程度和沉積微相類(lèi)型是成藏的基本條件，沉積砂體最厚，儲(chǔ)層最為發(fā)育。

3)沉積相對(duì)儲(chǔ)層儲(chǔ)集性能的控制:不同沉積體系形成時(shí)水動(dòng)力條件強(qiáng)弱的差異，導(dǎo)致不同沉積體系沉積巖石粒度、雜基含量、顆粒的分選和磨圓等巖石成分成熟度和結(jié)構(gòu)成熟度的差異，并對(duì)巖石在后期抗壓實(shí)能力及膠結(jié)作用強(qiáng)弱等成巖變化方面的產(chǎn)生不同程度的影響，最終表現(xiàn)為不同沉積體系巖石物性條件的不同。研究區(qū)延9儲(chǔ)層高滲儲(chǔ)集體分布區(qū)主要為河道砂壩砂體，這些沉積相的儲(chǔ)層物性好，無(wú)疑與其沉積環(huán)境水動(dòng)力條件較強(qiáng)，粒度較粗，分選好一較好，雜基含量低密切相關(guān)。而側(cè)翼及河漫灘等微相由于水動(dòng)力強(qiáng)度弱，粒度變細(xì)，分選性變差和雜基增多，因此物性變差。由此可見(jiàn)，儲(chǔ)層分類(lèi)和儲(chǔ)層縱、橫分布明顯受沉積體系控制，有利的沉積體系常發(fā)育有利的儲(chǔ)集類(lèi)型。

3.2 差異壓實(shí)成因的鼻隆構(gòu)造對(duì)油氣富集的控制作用

在三疊系古地貌基礎(chǔ)上衍生而來(lái)的差異壓實(shí)作用形成的小幅度鼻隆是形成延9油層的最主要的因素。前侏羅系的古地貌正地形與延9頂面構(gòu)造具有很好的繼承性，但鼻隆構(gòu)造的圈閉范圍和閉合高度由下而上逐漸減少。延9鼻隆的凹/隆與三疊系侵蝕高地周邊溝梁相間的地形走向一致并且相間分布。這種鼻隆構(gòu)造使得油氣自下而上垂向運(yùn)移于這些壓實(shí)構(gòu)造帶中，在合適的蓋層與遮擋條件下，比其他圈閉優(yōu)先捕捉油氣，成為油氣運(yùn)移的有利指向和油氣富集的良好圈閉條件。目前所有已發(fā)現(xiàn)的侏羅系延9油藏均分布在這些局部構(gòu)造的高點(diǎn)部位，產(chǎn)量均較高。

4 結(jié)語(yǔ)

(1)研究區(qū)延9油層組砂巖巖石類(lèi)型主要為巖屑質(zhì)石英砂巖，少量長(zhǎng)石質(zhì)石英砂巖及長(zhǎng)石巖屑質(zhì)石英砂巖，具細(xì)?！辛＝Y(jié)構(gòu)，分選性總體中等～較好，顆粒以次圓－次棱角狀為主，磨圓度中等;砂巖結(jié)構(gòu)成熟度中等～較好。膠結(jié)物以高嶺石為主，膠結(jié)類(lèi)型以孔隙式為主。

(2)研究區(qū)延9儲(chǔ)層孔隙度平均為 12.2%，滲透率平均為 10.7×10－3μm2，屬低孔低滲特征，孔隙類(lèi)型主要為粒間孔隙，粒內(nèi)溶蝕孔隙次之，少量晶間微孔。由壓汞曲線可知，孔隙結(jié)構(gòu)為中孔中喉型，儲(chǔ)層分選性較好。

(3)延9儲(chǔ)層油氣富集主要受沉積環(huán)境與差異壓實(shí)成因的鼻隆構(gòu)造控制，沉積環(huán)境控制砂體類(lèi)型及其孔滲性特征，進(jìn)而控制油氣的聚集;差異壓實(shí)形成的鼻隆構(gòu)造是油氣運(yùn)移的有利指向和油氣富集的良好圈閉。砂體的發(fā)育程度和沉積微相類(lèi)型是成藏的基本條件，孔隙度和滲透率的大小是油藏富集的決定因素，儲(chǔ)層砂體與構(gòu)造的合理匹配是油氣富集的重要決定因素。

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