鄂爾多斯盆地上里塬地區(qū)延長組長7油層組儲層特征

韓永林，劉軍鋒，余永進，王勝華，趙江濤

（中國石油 長慶油田分公司 第二采油廠，甘肅 慶陽745100）

鄂爾多斯盆地上里塬地區(qū)位于甘肅省環(huán)縣東側，處在鄂爾多斯盆地陜北斜坡西南部（圖1），為一平緩的近南北向展布的西傾單斜；在單斜背景上由于差異壓實作用，在局部可形成起伏較小的軸向近東西或北東向的鼻狀隆起。根據(jù)標志層及沉積旋回特征，研究區(qū)下三疊統(tǒng)延長組的長7油層組可進一步劃分為長7-3、長7-2和長7-1三個亞油層組，本文研究以長7-2、長7-1為主（圖2）。

研究區(qū)長7油層組總體屬于深湖－半深湖相沉積（圖2），發(fā)育湖相泥巖、粉砂質泥巖、泥質粉砂巖和少量的粉細砂巖，是鄂爾多斯盆地重要的生油巖層。在上述環(huán)境中發(fā)育了一套以粉細砂巖為主的儲集砂巖（圖2），此套砂巖與長7生油層密切共生，具有良好的成藏條件。一般認為，深湖相、半深湖相沉積物顆粒細、物性差，開發(fā)難度大；然而，在鄂爾多斯盆地上里塬長7油層組致密油藏開發(fā)試驗表明，此類油藏通過有效改造后，單井日產油可以達到15t以上，預示此類致密油藏開發(fā)將成為可能。因此，長7油層組也許會成為盆地內又一重要的油氣勘探層位，具有重要的研究價值。

圖1 鄂爾多斯盆地構造單元劃分及研究區(qū)位置圖Fig.1 Tectonic unit classification of Ordos Basin and location of study area

圖2 上里塬地區(qū)A20井長7油層組沉積相柱狀圖Fig.2 The histogram of sedimentary facies of Chang 7oil group of Well A20

但這類儲層的特點和成因又是什么？在其成巖演化過程中又受到哪些因素的影響？這些特征又將如何影響后續(xù)開發(fā)？針對上述問題，本文在眾多研究成果的基礎上［1－7］，充分利用室內物性分析、鑄體薄片分析及壓汞分析等實驗室數(shù)據(jù)，對長7油層組儲層特征進行系統(tǒng)研究，以期為盆地內致密油藏大規(guī)模開發(fā)提供指導。

1 儲層沉積學特征

上里塬地區(qū)長7油層組沉積期主要受西南物源影響，儲層砂體主要為發(fā)育于半深湖－深湖相環(huán)境濁流沉積所形成的濁積砂體［8－13］（圖3），巖性以粉細砂巖為主，含少量的中砂巖，分選性差?？傮w上看，研究區(qū)內濁流成因的砂體規(guī)模小、砂體連續(xù)性好，有利于形成穩(wěn)定的滲流單元；同時，它又常常被圍在深湖相泥巖之中，與烴源巖充分接觸，在排烴高壓下，有利于成藏。因此，從沉積環(huán)境上看，這類沉積具有形成中孔儲層及高油氣充注度的條件。

同時，巖心觀察和巖石薄片鑒定表明，研究區(qū)長7油層組儲集砂體主要為中細粒砂巖，巖石類型主要為長石砂巖和巖屑長石砂巖（圖4）。填隙物的質量分數(shù)為19.0%，以綠泥石、鐵白云石為主；其中綠泥石含量最高，質量分數(shù)約為10.9%（圖5）。

2 儲層成巖作用

根據(jù)薄片觀察，研究區(qū)主要發(fā)育破壞性成巖作用中的壓實（壓溶）作用、膠結作用及建設性成巖作用中的綠泥石膜、溶解作用和破裂作用。

圖3 上里塬地區(qū)長7沉積相平面展布圖Fig.3 The planar distribution of sedimentary facies of Member Chang 7in the Shangliyuan district

圖4 上里塬地區(qū)長7砂巖成分三角分類圖Fig.4 Plot of Q，F(xiàn) and R for Chang 7sandstone in the Shangliyuan area

圖5 上里塬地區(qū)長7填隙物成分直方圖Fig.5 Histogram of interstitial materials for Chang 7sandstone in the Shangliyuan area

壓實作用是剛性巖屑顆粒發(fā)生擠壓變形，顆粒之間形成線接觸或凹凸狀接觸（圖6-A），綠泥石及伊利石析出，呈薄膜狀或襯墊式附著在碎屑顆粒表面并堵塞孔喉，造成原始孔隙度降低1/3左右［14］。壓溶作用使顆粒接觸處發(fā)生溶蝕，顆粒間接觸關系為凹凸接觸，甚至少量縫合線接觸，同時石英及長石出現(xiàn)次生加大（圖6-B）；綠泥石及伊利石等黏土薄膜被溶蝕，擴大了壓溶物質的擴散并堵塞了滲濾通道，進一步降低砂巖的孔滲性。

膠結作用是礦物質在碎屑沉積物孔隙中沉淀，形成自生礦物并使沉積物固結為巖石的作用，它是使儲層孔隙度降低的重要因素。研究區(qū)長7段膠結物成分復雜，主要為黏土礦物、碳酸鹽礦物、硅質等。其中，綠泥石膜以早期的孔隙襯邊或薄膜綠泥石和晚期的孔隙充填綠泥石兩種形態(tài)賦存。綠泥石沉淀后繼續(xù)生長所增加的機械強度平衡了埋藏成巖過程中不斷增加的上覆載荷，使砂巖的原生孔隙及次生孔隙得以保存，并在一定程度上抑制了石英的膠結作用（圖6-C、D）；但過多的綠泥石也會阻塞孔隙，導致原生孔隙減小、孔喉變窄、物性變差。統(tǒng)計結果表明，研究區(qū)綠泥石的質量分數(shù)＜6%時，其含量與物性關系并不明顯；當綠泥石的質量分數(shù)＞6%時，綠泥石含量與物性表現(xiàn)出正相關特征；但是當綠泥石的質量分數(shù)＞12%之后，物性又會出現(xiàn)大的變化，并具有負相關特征。伊利石形成于較晚成巖階段，掃描電鏡下多為片狀集合體，并呈櫛殼狀附著在顆粒表面，或者呈絲縷狀或毛發(fā)狀沿顆粒表面向孔隙與喉道處伸展，使微孔隙連通性變差。碳酸鹽膠結作用在研究區(qū)較為發(fā)育，主要為鐵白云石、鐵方解石。含鐵方解石常呈連晶狀充填孔隙并交代碎屑；鐵白云石則常沿白云巖屑邊緣生長或充填孔隙、交代碎屑。早期的連晶狀產出的方解石和成巖晚期形成的含鐵碳酸鹽膠結作用對儲層常常起到破壞作用。

溶蝕作用主要是碎屑顆粒和填隙物的溶蝕，以長石溶蝕最為常見（圖6-E）。長石、巖屑沿其解理縫、微裂縫及顆粒邊緣被溶蝕形成溶蝕粒間孔，溶孔直徑為3～30μm。溶解作用能有效增加孔隙度，但對改善滲透率影響不大。

破裂作用是巖石顆粒隨著埋藏深度的增加，在上覆重力作用下，顆粒破裂形成微裂隙。微裂縫規(guī)模小，對滲濾作用貢獻也不大（圖6-F）。

各種成巖作用對儲層孔隙度及滲透率演化影響較大，以孔隙度演化為例，經試驗模擬表明，研究區(qū)長7油層組初始孔隙度約為38.2%，壓實作用使原始孔隙損失21.0%，膠結作用使孔隙再損失14.6%，因此長7儲層孔隙度變?yōu)?.6%；經過后期溶蝕作用，使孔隙度增加到10.1%左右。

3 儲層微觀結構特征

研究區(qū)長7油層組儲層喉道類型以收縮喉道、片狀或彎片狀喉道及管束狀喉道為主。最大連通孔喉半徑（Rc10）平均為0.23μm，由孔喉半徑分布及對滲透率貢獻值圖可見，孔隙空間主要由喉道半徑＜0.3μm的孔喉提供，滲透率主要由0.1～0.3μm的微細喉提供（圖7）。

根據(jù)研究區(qū)鑄體圖像分析（圖8），長7儲層的孔隙半徑為1.9～70μm，大多數(shù)在10～50 μm，平均為40.84μm；喉道寬度為3.50～25.50 μm，大多數(shù)在3.50～13.50μm，平均為13.22 μm。綜上所述，儲層孔隙結構為中孔－細喉型。

圖8 上里塬長7油層組儲層孔隙半徑與喉道寬度分布直方圖Fig.8 Distribution histogram of the pore radius and throat width of Chang 7sandstone reservoir in Shangliyuan

統(tǒng)計分析結果表明，本區(qū)黏土礦物與孔、喉關系呈負相關；尤其與喉道半徑的相關性較為明顯（圖9）。由于伊利石等充填粒間孔隙和喉道，導致孔喉半徑隨其含量增加變得更加細小復雜，進而對儲層物性產生較大影響。

儲層上覆地層載荷壓應力形成的微裂縫、盆地抬升時形成的層間顯微裂縫以及構造應力使巖石破裂產生的裂縫，在改善儲層滲透率方面成效顯著，同時還為溶蝕流體和油氣運移提供滲流通道。區(qū)內少數(shù)鉆井巖心中見有垂直、斜裂縫或微斷層（圖10）；鑄體薄片及掃描電鏡中多見清晰的微裂縫（圖11）。裂縫及微裂縫的存在能改善儲集巖孔隙的連通性，提高儲層滲流能力。

圖9 上里塬長7油層組孔隙半徑、喉道半徑與黏土礦物含量關系圖Fig.9 Relationships between pore radius，throat radius and clay mineral content for Chang 7sandstone reservoir in Shangliyuan

圖10 A23井同生沉積微斷層Fig.10 Syngenetic deposition micro-faults of Well A23深度為2 174.74m

系統(tǒng)整理區(qū)內50塊樣品的壓汞資料，結果表明，研究區(qū)儲層微觀結構非常復雜，壓汞曲線具有排驅壓力高、曲線平臺平直段長、退汞效率低等顯著特征（圖12）。這說明儲層中同等大小孔隙度多而集中、孔喉分選好，與低滲透儲層相同，具有較好的儲集空間。

4 儲層特征對開發(fā)的影響

圖11 A20井長7-2-2微裂縫Fig.11 Microfracture for Chang 7-2-2of Well A20深度為2 338.91m

儲層特征研究對后期開發(fā)有著深遠影響：研究區(qū)長7段儲層為中孔細喉型，滲透率低，儲層物性總體較差，尤其是儲層中過多的綠泥石及伊利石膠結物使喉道變窄，儲層物性較差，巖石致密，從而導致定向井開發(fā)單井產量低，如2011年圍繞A20井投產定向井10口，前3個月平均日產液3.3m3，日產油2.2t，含水20.3%，投產1年后產量降為1t，開發(fā)效果不理想（圖13）。鑒于上述儲層特征及定向井開發(fā)井開發(fā)效果，采用水平井開發(fā)，并取得了較好效果，如2012年投產的10口水平井，井均試油日產純油146.2t，前3個月平均日產液22.7m3，日產油12.7t，含水33.2%，開發(fā)效果較好。

圖12 上里塬地區(qū)長7油層組毛管壓力曲線及孔喉對孔滲貢獻率圖Fig.12 Capillary pressure curve and the contribution rate of the pore throat to porosity and permeability for Chang 7sandstone reservoir in the Shangliyuan area

圖13 上里塬地區(qū)長7油層組水平井與定向井開發(fā)產量對比圖Fig.13 Comparison chart of production between horizontal wells and directional wells for Chang 7sandstone reservoir in the Shangliyuan area

水平井開發(fā)效果明顯優(yōu)于定向井，與研究區(qū)長7儲層特征密切相關。研究區(qū)儲層處于生油巖之中，油氣充注度較高，儲量規(guī)模大；同時，儲層中微裂縫發(fā)育，體積壓裂改造后，以天然裂縫為基礎形成人造縫網系統(tǒng)，可極大地提高儲層滲流能力，一旦對儲層實現(xiàn)成功開發(fā)，產量較高。目前，研究區(qū)2012年投產的10口水平井，初期產量是定向井的5.8倍，一年后是定向井的8.6倍，而且隨著開發(fā)時間增長，增產效果更加明顯。

5 結論

a.鄂爾多斯盆地上里塬長7儲層以中孔細喉孔隙結構為主，油氣充注度高，微裂縫較發(fā)育。

b.研究區(qū)儲層處在烴源巖中，為自生自儲油藏，砂體主要來自濁積水道沉積的濁積巖，這是儲層具有中孔細喉、高油氣充注度的成因。

c.研究區(qū)儲層在成巖演化過程中，主要受到破壞性成巖作用中的壓實作用、壓溶作用及建設性成巖作用中的綠泥石膜、溶解作用和破裂作用的影響。

d.研究區(qū)儲層特征影響后續(xù)開發(fā)，孔隙度中等－較低、喉道較小、滲透率較低使得定向井開發(fā)單產低，水平井開發(fā)提高了泄流面積，體積壓裂溝通了天然微裂縫，從而使得單井產量顯著提高，增產效果明顯。

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