華慶地區(qū)長63段低滲儲層特征及優(yōu)質(zhì)儲層主控因素

李福來,王石頭,苗順德,楊軍俠,徐志堯,李文帥

1.中國石油大學(華東)地球科學與技術(shù)學院，山東 青島 266580 2.中國石油與天然氣集團公司長慶油田分公司，西安 710021 3.中海油研究總院，北京 100027 4.紐邁電子科技有限公司，江蘇 蘇州 215163

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華慶地區(qū)長63段低滲儲層特征及優(yōu)質(zhì)儲層主控因素

李福來1,王石頭2,苗順德3,楊軍俠2,徐志堯4,李文帥1

1.中國石油大學(華東)地球科學與技術(shù)學院，山東 青島 266580 2.中國石油與天然氣集團公司長慶油田分公司，西安 710021 3.中海油研究總院，北京 100027 4.紐邁電子科技有限公司，江蘇 蘇州 215163

綜合運用巖心觀察、薄片鑒定、物性分析、壓汞分析及試油分析等技術(shù)方法，對華慶地區(qū)長63段低滲儲層特征進行了系統(tǒng)研究，分析了低滲儲層的成因，并探討了優(yōu)質(zhì)儲層的主控因素。結(jié)果表明，華慶地區(qū)長63段儲層的厚層塊狀砂巖主要由具有液化流性質(zhì)的砂質(zhì)碎屑流沉積形成的相對較厚塊狀砂巖縱向疊置組成。巖石類型主要為長石砂巖，其次為巖屑長石砂巖；儲層具有低孔特低孔-特低滲透超低滲透特征；儲集空間主要包括粒間原生孔隙、次生溶蝕孔隙及晶間微孔隙，為小孔微細喉型孔隙結(jié)構(gòu)。雜基含量高、成分成熟度和結(jié)構(gòu)成熟度差是華慶地區(qū)長63低滲儲層形成的主控因素，壓實作用對其形成起到強化作用。沉積鼎盛時期水動力強的主力沉積期次,形成泥質(zhì)含量較低的砂巖是優(yōu)質(zhì)儲層形成的主控因素，而較大的儲層厚度是優(yōu)質(zhì)儲層形成的必要條件。

低滲成因；優(yōu)質(zhì)儲層；主控因素；華慶地區(qū)

0 引言

低滲透油氣資源在我國油氣資源中占有十分重要的地位，而且隨著未來石油勘探程度的逐漸加深，其所占比例還將繼續(xù)增大。該油氣資源將成為今后一段時間我國油氣勘探的主戰(zhàn)場[1-5]。儲層的好壞直接關(guān)系到低滲透油氣能否成藏，同時也決定了低滲透油氣藏的勘探開發(fā)潛力，因此儲層是低滲透油氣資源研究的核心內(nèi)容[6-7]。在低滲透油氣藏的勘探開發(fā)中，優(yōu)質(zhì)儲層發(fā)育段是重點目標與首選對象，但是由于低滲透儲層成因機制復雜[8-11]，導致優(yōu)質(zhì)儲層的預(yù)測難度大，直接制約了此類油氣藏的勘探開發(fā)。前人對華慶地區(qū)低滲透儲層的研究主要側(cè)重于儲層的沉積相類型、空間展布以及成巖作用、儲集空間類型、孔喉結(jié)構(gòu)等微觀特征[12-19]，并對低滲透儲層的成因進行了一定的探討[18]，但是，對優(yōu)質(zhì)儲層控制因素及分布規(guī)律的研究還不夠深入系統(tǒng)。本文針對華慶地區(qū)的低滲透儲層，在系統(tǒng)研究儲層特征的基礎(chǔ)上，分析其低滲成因，探討優(yōu)質(zhì)儲層的主控因素，不僅對研究區(qū)低滲透油氣藏的勘探開發(fā)具有重要的指導意義，而且對其他地區(qū)同類油氣藏的勘探開發(fā)具有重要的借鑒意義。

1 區(qū)域地質(zhì)概況

華慶地區(qū)在地理位置上位于陜西省吳旗縣和甘肅省華池、慶陽縣境內(nèi)，面積約5 000 km2，在構(gòu)造位置上位于鄂爾多斯盆地伊陜斜坡中南部(圖1)。研究區(qū)內(nèi)長6油層組沉積期主要處于半深湖--深湖環(huán)境(圖1)，是長慶油田近年來石油勘探開發(fā)的重點區(qū)塊之一[19-22]。近三年來,在華慶地區(qū)以長63為主要目的層，完鉆探井、評價井120多口，完試70多口，有51口獲工業(yè)油流。其中：白126井長63試油日產(chǎn)純油20.57 t；白131井長63試油日產(chǎn)純油16.24 t；白153井長63試油日產(chǎn)純油20.50 t；白414井長63試油日產(chǎn)純油119.85 t；山156井長63試油日產(chǎn)純油51.51 t。這些工作取得了良好的勘探效果，展現(xiàn)了良好的勘探潛力。

2 儲層沉積特征

2.1 砂體成因類型

華慶地區(qū)長6段的厚層砂巖巖性為中細粒長石砂巖、巖屑長石砂巖；厚層狀-塊狀層理最為發(fā)育，可見部分反粒序，砂巖底部可見部分似流動狀構(gòu)造，顯示砂層底部的層流流動特征，與下部泥巖突變接觸；頂面常與半深湖--深湖相泥巖或前緣水下分流河道呈突變接觸，接觸面極不規(guī)則。砂巖內(nèi)部偶見零散分布的泥巖碎片/泥礫，直徑長度為2.0～6.0 cm，呈懸浮狀，且有拖長變形現(xiàn)象(圖2a)。單砂體厚度一般大于0.5 m，最大可達數(shù)十米，橫向變化快，填隙物主要為雜基，碎屑與云母片同時產(chǎn)出顯示碎屑沉積物先液化混合，再整體凍結(jié)搬運的特征(圖2b)。粒度資料分析顯示，既有重力流特征，又有牽引流特征。

上述沉積特征與牽引流形成的河道砂巖不同，也不能用濁流成因來解釋，而是典型的砂質(zhì)碎屑流。砂質(zhì)碎屑流是一種富砂質(zhì)具塑性流變性質(zhì)和層流狀態(tài)的沉積物重力流，代表一個從黏性至非黏性碎屑流連續(xù)過程系列，內(nèi)部呈線性層流，沉積物整體停止流動，塊狀固結(jié)，其沉積物支撐機制主要是基質(zhì)強度、顆粒間的摩擦強度和浮力，以塊狀砂巖、含泥質(zhì)碎屑反序砂巖沉積為代表。解釋為砂質(zhì)碎屑流的理由如下：①砂巖體內(nèi)不具正粒序，而正粒序被認為是濁積巖最為關(guān)鍵的鑒定標志；②塊狀砂巖底面不具侵蝕性，而濁流是紊流，屬于牛頓流體，一般會形成明顯侵蝕沖刷現(xiàn)象；③塊狀砂巖既表現(xiàn)出重力流特征的一面，又表現(xiàn)出牽引流特征的一面，這種似乎矛盾的現(xiàn)象難以用單純的牽引流或濁流沉積來解釋，但卻與碎屑流沉積特征完全吻合；④由于砂質(zhì)碎屑流為層流，缺乏侵蝕性，其沉積物底面通常比較平坦，塊狀砂巖內(nèi)所含的泥礫和撕裂泥片也并非由砂質(zhì)碎屑流本身侵蝕所造成，這種碎屑流很可能由早期濁流演化而成，早期濁流對下伏地層進行侵蝕，并將剝蝕的碎片卷入其中，隨著內(nèi)部碎屑物的增多，會發(fā)生流動轉(zhuǎn)變。因此，華慶地區(qū)長63段儲層的厚層塊狀砂巖主要由具有液化流性質(zhì)的砂質(zhì)碎屑流沉積形成的相對較厚塊狀砂巖縱向疊置組成。以白280井為例，單期碎屑流厚度1～4 m，碎屑流沉積的頂部和底部常與液化滑塌變形相伴生，反映碎屑流主要為原始沉積物液化再搬運成因；垂向上，多期碎屑流沉積有序疊加，使得碎屑流沉積整體厚度大(圖2c)。

據(jù)腳注*廖建波.華慶長63油藏單井產(chǎn)量主控因素研究.蘭州：中國石油勘探開發(fā)研究院西北分院，2011.修編。圖1 華慶地區(qū)構(gòu)造位置及鄂爾多斯盆地長6期沉積相展布圖Fig.1 Location of Huaqing area and sedimentary facies of Ordos basin during Chang 6 period

a.元414井砂質(zhì)碎屑流塊狀砂巖中的泥巖撕裂；b.元414井砂質(zhì)碎屑流塊狀砂巖中云母碎屑；c.白280井碎屑流垂向疊置。圖2 砂質(zhì)碎屑流沉積特征Fig.2 Depositional characteristics of sandy debris flows

2.2 儲層巖石學特征

鄂爾多斯華慶地區(qū)長63段儲層巖性主要為粉細--細粒砂巖(總共觀察了1 094塊樣品)；巖石類型主要為長石砂巖，其次為巖屑長石砂巖(圖3)，碎屑顆粒以長石為主，砂巖中石英體積分數(shù)一般為10.0%～42.5% ，平均23.4%，長石體積分數(shù)為20.5%～60.5%，平均48.4%，巖屑體積分數(shù)為4.0%～18.4%，平均8.1%；填隙物體積分數(shù)為6.0%～15.0%，成分主要為鐵方解石、綠泥石、黏土礦物及濁沸石膠結(jié)，體積分數(shù)變化較大，其中以鐵方解石體積分數(shù)最高，平均為6.1%，其次為綠泥石，平均為4.8%。

圖3 華慶地區(qū)長63段儲層巖石類型分類三角圖Fig.3 Rock type classification triangular plot of reservoirs of Chang 63 Member in Huaqing area

圖4 華慶地區(qū)長63段儲層砂巖粒徑分布圖Fig.4 Grain diameter distribution of reservoirs of Chang 63 Member in Huaqing area

顆粒粒徑主要為0.08～0.18 mm，最大粒徑0.40 mm，巖石主要為極細砂巖--細砂巖范疇(圖4)，分選好，磨圓以次棱角狀為主，顆粒間主要為點-線接觸。

3 儲層儲集特征

3.1 儲集物性特征

通過46口井內(nèi)4 257個樣品的實測物性研究，表明長63段儲層孔隙度一般小于14%，這類儲層占全部樣品的88.8%(圖5a)；滲透率一般小于3×10-3μm2，而其中滲透率小于1×10-3μm2的儲層占總樣品的70.3%(圖5b)。因此，長6砂巖儲層屬于低孔特低孔-特低滲透超低滲透儲層。

圖5 華慶地區(qū)長63段儲層孔隙度(a)與滲透率(b)分布直方圖Fig.5 Porosity (a) and permeability (b) distribution histograms of reservoirs of Chang 63 Member in Huaqing area

a. A8井，長6，2 190.42 m，溶孔-粒間孔孔隙組合；b.坪40-20井，長6，1 167.84 m，濁沸石溶蝕強烈；c.莊33井，長6，1 678.38 m，長石溶孔較常見；d.A14井，長6，2 133.50 m，高嶺石晶間孔隙。圖6 華慶地區(qū)長63段儲層儲集空間特征Fig.6 Characteristics of reservoir space of reservoirs of Chang 63 Member in Huaqing area

3.2 儲層儲集空間特征

華慶地區(qū)長63儲層儲集空間類型多樣，主要有原生孔隙(圖6a)、次生溶蝕孔隙(圖6b、c)及晶間微孔隙等(圖6d)。其中，原生孔隙是儲層中最主要、所占比例最高的一類儲集空間，平均面孔率約為2.9%，占總孔隙體積分數(shù)的75.3%；次生溶蝕孔隙主要包括長石、巖屑等顆粒的溶解以及沸石膠結(jié)物的溶解，長石顆粒溶孔平均面孔率約為0.7%，占總孔隙體積分數(shù)的18.2%，巖屑顆粒溶孔平均面孔率約為0.2%，占總孔隙體積分數(shù)的3.9%；另外，由于粒間高嶺石的充填，儲層中還存在晶間微孔隙，平均面孔率約為0.1%，占總孔隙體積分數(shù)的2.6%(圖7)，晶間微孔隙的存在使儲層孔滲相關(guān)性變差，表現(xiàn)出孔隙度相對較高，而滲透率極低的特點。

3.3 儲層孔喉結(jié)構(gòu)特征

據(jù)儲層壓汞資料分析統(tǒng)計，華慶地區(qū)長63段儲層平均排驅(qū)壓力為1.27 MPa，平均中值壓力7.52 MPa，平均中值半徑0.11 μm，平均最大進汞飽和度為84.12%，平均退汞效率為27.0%，喉道分選中等--較好，平均分選系數(shù)2.15，屬小孔微細喉型孔隙結(jié)構(gòu)(圖8)。

4 低滲透儲層成因

近源快速沉積的背景，造成長63段儲層整體分選性及磨圓度均較差，主要為雜基支撐(圖9)，反映了其較弱的水動力環(huán)境。鏡下薄片觀察發(fā)現(xiàn)，少部分顆粒有一定的磨圓度，而多數(shù)較差，表明存在二次搬運的情況。碎屑顆粒以石英及長石為主，其中長石含量普遍高于石英， 與大多數(shù)常規(guī)沉積儲層的情況有很大差異。這一方面說明了其母源區(qū)的堿性環(huán)境，另一方面也從微觀上反映了沉積物碎屑搬運距離相對較短的情況。這是因為長石與石英相比，穩(wěn)定性要差很多，在長距離的搬運過程中會造成大量損失，在一般情況下，進入湖盆后，都是石英含量大于長石，而華慶地區(qū)湖盆中心出現(xiàn)的這種長石含量大于石英的現(xiàn)象，即有所反常，同時也帶有強烈的指向性，但也從另外一方面證明了長63儲層為液化流性質(zhì)的砂質(zhì)碎屑流沉積。由此判斷，該套地層厚層砂巖的形成與其母源性質(zhì)及特征有緊密聯(lián)系。

圖7 華慶地區(qū)長63段儲層孔隙類型及其面孔率Fig.7 Pore types and facial porosity of reservoirs of Chang 63 Member in Huaqing area

a.元285井，長63，2 136.09 m，雜基支撐；b.白286井，長63，1 991.06 m，雜基支撐；c.午61井，2 033.46 m，雜基支撐。圖9 華慶地區(qū)長63儲層微觀特征Fig.9 Microscopic features of reservoirs of Chang 63 Member in Huaqing area

圖8 華慶地區(qū)長63段儲層壓汞曲線特征Fig.8 Characteristics of mercury injection curve of reservoirs of Chang 63 Member in Huaqing area

由于砂巖中雜基含量高、成分成熟度和結(jié)構(gòu)成熟度低，因此，經(jīng)歷一定的壓實作用之后，碎屑顆粒堆積緊密程度增加，雜基受壓對儲層充填作用較強，孔隙減少，喉道變細，儲層即表現(xiàn)出低孔低滲的特征。同時，壓實作用強烈降低了儲層內(nèi)成巖流體的活動性，使后期的膠結(jié)作用及溶解作用等化學成巖作用極弱，從而形成“沉積型”低滲--超低滲儲層。因此，較高的雜基含量以及較差的成分成熟度和結(jié)構(gòu)成熟度是研究區(qū)低滲儲層形成的主控因素，壓實作用只是對其起到強化作用。

5 優(yōu)質(zhì)儲層主控因素

圖例同圖2。圖10 華慶地區(qū)長63儲層分析綜合圖Fig.10 Generalized analysis chart of reservoirs of Chang 63 Member in Huaqing area

華慶地區(qū)長63段低滲透儲層由具有液化流性質(zhì)的砂質(zhì)碎屑流沉積的厚層塊狀砂巖縱向疊置組成，有利于油氣的局部富集。對于不同的沉積期次來說，其沉積砂體物性及含油性也有差別。湖盆整體沉降初期，物源剛剛進入，以加積為主，能量較弱，故以攜泥質(zhì)為主，物性也因泥質(zhì)影響而較差。隨著湖盆沉降加劇，物源能量逐漸加強，沉積作用達到鼎盛期時，其泥質(zhì)含量相對較少，儲層具有更好的物性特征，加之兩期縱向疊合程度高，使得儲層物性較好(圖10)。因此，沉積作用是優(yōu)質(zhì)儲層形成的主控因素，主力沉積期次、沉積水動力強、砂體中泥質(zhì)含量低，直接決定了優(yōu)質(zhì)儲層的形成。

進一步分析統(tǒng)計表明，沉積鼎盛時期，泥質(zhì)含量較低的砂巖，試油產(chǎn)量高低與射孔溝通的累計塊狀砂巖段厚度相關(guān)程度較高(圖11)。因此，儲層厚度也是泥質(zhì)含量較低的砂巖形成優(yōu)質(zhì)儲層的主要影響因素。

圖11 華慶地區(qū)長63儲層厚度與試油產(chǎn)量的關(guān)系Fig.11 Relationship between thickness and oil testing production of reservoirs of Chang 63 Member in Huaqing area

綜上所述，沉積鼎盛期，水動力強的主力沉積期次,形成泥質(zhì)含量較低的砂巖，是優(yōu)質(zhì)儲層形成的主控因素，而較大的儲層厚度是優(yōu)質(zhì)儲層形成的必要條件。

6 結(jié)論

1)華慶地區(qū)長63段儲層的厚層塊狀砂巖主要由具有液化流性質(zhì)的、砂質(zhì)碎屑流沉積形成的、相對較厚塊狀砂巖縱向疊置組成。

2)華慶地區(qū)長63段儲層巖石類型主要為長石砂巖，其次為巖屑長石砂巖，儲層具有低孔特低孔-特低滲透超低滲透特征，儲集空間主要包括粒間原生孔隙、次生溶蝕孔隙以及晶間微孔隙，為小孔微細喉型孔隙結(jié)構(gòu)。

3)雜基含量高、成分成熟度和結(jié)構(gòu)成熟度差是華慶地區(qū)長63低滲儲層形成的主控因素，壓實作用對其形成起到強化作用。

4)沉積鼎盛期、水動力強的主力沉積期次、泥質(zhì)含量較低的砂巖，是形成優(yōu)質(zhì)儲層的主控因素，而較大的儲層厚度是優(yōu)質(zhì)儲層形成的必要條件。

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Characteristics of Low Permeability Reservoirs and Main Controlling Factors of High Quality Reservoirs of Chang 63Member in Huaqing Area

Li Fulai1, Wang Shitou2, Miao Shunde3, Yang Junxia2, Xu Zhiyao4, Li Wenshuai1

1.SchoolofGeosciences，ChinaUniversityofPetroleum,Qingdao266580,Shandong,China2.ChangqingOilfieldCompany,PetroChina，Xi’an710021,China3.CNOOCResearchInstitute,Beijing100027,China4.NiumagElectronics&TechnologyCo.,Ltd,Suzhou215163,Jiangsu，China

The comprehensive methods, including core observation, thin-section examination, physical property analysis, mercury porosimetry, and oil test, have been used to systematically study the characteristics of the low permeability reservoirs of Chang 63Member in Huaqing area, analyze its origin, and discuss the main controlling factors of high quality reservoirs. The results show that the thick massive sandstones of the reservoirs of Chang 63Member in Huaqing area are mainly composed of vertically stacked sandstones that are formed by liquefied sandy clastic flow. The rocks mainly consist of arkose with minor lithic arkose. The reservoirs are characterized by the low to particularly low porosity and permeability. The pores of the reservoir are primarily intergranular pores, secondary erosion pores, and intercrystalline micropores, the so called micro-fine throat structures. The formation of low permeability reservoirs of Chang 63Member in Huaqing area is mainly controlled by the high matrix content, low textural, and low compositional maturation; and it is further strengthened by compaction. Under a suitable water dynamics with low mud content, a thick sandstones could develop into a high quality reservoir.

low permeability origin；high quality reservoirs；main controlling factors；Huaqing area

10.13278/j.cnki.jjuese.201506102.

2015-02-13

國家自然科學基金項目(41202075)

李福來(1978--)，男，講師，博士，主要從事沉積地質(zhì)及油氣地質(zhì)研究，E-mail:liful@upc.edu.cn。

10.13278/j.cnki.jjuese.201506102

TE122.113

A

李福來,王石頭,苗順德,等.華慶地區(qū)長63段低滲儲層特征及優(yōu)質(zhì)儲層主控因素.吉林大學學報:地球科學版,2015,45(6):1580-1588.

Li Fulai, Wang Shitou, Miao Shunde,et al.Characteristics of Low Permeability Reservoirs and Main Controlling Factors of High Quality Reservoirs of Chang 63Member in Huaqing Area.Journal of Jilin University:Earth Science Edition,2015,45(6):1580-1588.doi:10.13278/j.cnki.jjuese.201506102.