安塞油田譚家營長2油區(qū)儲層特征及成巖作用研究

崔 強，張金功，薛 濤

(1.西北大學(xué)地質(zhì)學(xué)系/大陸動力學(xué)國家重點實驗室，陜西 西安 710069;2.延長油田股份有限公司杏子川采油廠，陜西 延安717400)

儲層特征是控制油氣富集及分布的重要因素，儲層特征研究是進行油氣勘探與開發(fā)的重要環(huán)節(jié)［1－3］。安塞油區(qū)譚家營油區(qū)位于陜西省安塞縣，地處黃土高原中部，區(qū)域構(gòu)造處于鄂爾多斯盆地伊陜斜坡中部。鄂爾多斯盆地是我國重要的含油氣盆地之一，三疊系延長組是重要的石油儲層和產(chǎn)層之一［4］。延長組在鄂爾多斯盆地不斷坳陷和穩(wěn)定沉降過程中堆積沉積的河流相陸源碎屑巖系［5－6］。鄂爾多斯盆地三疊統(tǒng)延長組地層發(fā)育齊全，屬低滲透油層［7］。從沉積環(huán)境上看，盆地屬內(nèi)陸湖泊三角洲沉積［8］，經(jīng)歷了完整的湖進—湖退過程［9］。

譚家營油區(qū)開發(fā)層位主要為長2層，1983年7月長慶石油會戰(zhàn)指揮部在安塞縣譚家營首鉆塞1井，在三疊系延長組發(fā)現(xiàn)長2油層，經(jīng)壓裂獲得初周日產(chǎn)油64.45t的工業(yè)油流。2000年以來，隨著對譚家營長2油區(qū)勘探開發(fā)的不斷進行與該區(qū)油藏地質(zhì)特征認識的不斷深化，儲量、產(chǎn)量大幅度增長，其成功開發(fā)為本區(qū)域的經(jīng)濟發(fā)展做出了巨大的貢獻。近年來，譚家營長2油藏開發(fā)表現(xiàn)出綜合含水高、單井產(chǎn)能低、平面常規(guī)控水效果變差及儲層顯示較強的非均質(zhì)性等問題。為此，本文在對巖心進行詳細觀察和描述的基礎(chǔ)上，通過常規(guī)物性分析、鑄體薄片觀察、壓汞實驗、X射線衍射等多項測試方法，對譚家營長2油區(qū)的儲層特征及成巖作用等進行深入分析和研究，查明了優(yōu)質(zhì)儲層發(fā)育的主控因素，為該區(qū)后期的開發(fā)部署及調(diào)整挖潛提供了參考。

1 儲層特征研究

1.1 儲層巖石學(xué)特征

通過對巖心觀察、巖石鑄體薄片鑒定和圖像粒度分析等研究表明:譚家營長2儲層以細粒砂巖(76%)為主，其次為中粒砂巖(19.3%)，少量的細 － 中砂巖(1.7%)和粉砂巖(2%)，偶見部分粗砂巖(1%)。儲層砂巖類型主要為長石砂巖，其次為少量巖屑質(zhì)長石砂巖(見圖1)。長2儲層中碎屑含量占巖石礦物組分的85%，成分主要為長石顆粒，其次為黑云母、石英及巖屑(見圖2)。長石含量平均為52%，石英含量為20% ～35%，平均為25.6%，黑云母含量平均為2.3%。

譚家營長2儲層填隙物主要為膠結(jié)物，含量為5%～15%，成分為綠泥石、高嶺石、方解石及白云石及自生石英等，雜基含量較少，局部見瀝青。粘土礦物主要以綠泥石為主，含量高達73%，高嶺土相對含量22%，伊利石3%。儲層碎屑分選性及磨圓度中等，支撐方式以顆粒支撐和點線接觸為主。膠結(jié)類型以孔隙－薄膜式和再生孔隙式膠結(jié)為主。

圖1 譚家營油區(qū)長2油層組砂巖分類圖

圖2 譚家營油區(qū)長2油層組砂巖礦物含量直方圖

1.2 儲層微觀孔隙結(jié)構(gòu)

1.2.1 孔隙類型

根據(jù)譚家營長2油區(qū)鑄體薄片鑒定結(jié)果表明，長2儲層平均面孔率為11.11%，粒間孔是主要的孔隙類型，平均面孔率為9.03%，占總面孔率的82.2%。其次為長石溶孔，平均面孔率為1.16%，占總面孔率的9.34%，而相對含量較少的粒間溶孔、巖屑溶孔、晶間孔分別占總面孔率的2.9%、4.47%和0.54%。雜基溶孔、碳酸鹽溶孔和微裂縫在研究區(qū)長2儲層中局部存在，分別占總面孔率的0.21%、0.12%和0.18%(表 1)。

表1 譚家營長2油區(qū)儲層孔隙組合類型表

1.2.2 孔隙結(jié)構(gòu)特征

通過分析大量的壓汞資料可知，譚家營長2油區(qū)砂巖儲層的最大孔喉半徑主要集中在1～10 μm之間，喉道的分選系數(shù)大部分值為2～4，均值主要位于8～13之間，排驅(qū)壓力為0.1 ～0.5 MPa，平均0.4 MPa，中值壓力為 1 ～5 MPa，連通孔喉半徑最大值平均為 2.41 μm，喉道中值 0.31 μm，平均喉道均值0.72 μm，分選系數(shù)平均值為3，分選性較差。儲層孔隙歪度為0.36，峰態(tài)較寬緩，峰態(tài)系數(shù)平均為0.7～1，喉道分布多顯示一高一低的兩個寬緩峰態(tài)，為雙峰偏粗態(tài)型(見圖 3、圖 4)。

1.3 儲層物性特征

據(jù)譚家營長2油區(qū)巖心資料分析結(jié)果表明，長2儲層孔隙度最大值為16.5%，最小值為9.4%，平均值12.8%。孔隙度主要分布區(qū)間11%～14%。長2油層段滲透率最大值13.4 ×10－3μm2，最小值 0.23 ×10－3μm2，平均值為 9.5 ×10－3μm2。

結(jié)合研究區(qū)內(nèi)孔隙度測井解釋成果，長213儲層孔隙度主要分布在10% ～18%之間，最大值20.4%、最小值9.0%、平均值12.7%;長212儲層孔隙度主要分布在10%～18%之間，最大值19.1%最小值9.0%、平均值13.0;長211儲層孔隙度主要分布在12% ～18%之間，最大值19.5%、最小值9.7%、平均值13.9%。

圖3 譚家營長2油層組孔喉分布特征(杏58井)

圖4 譚家營長2油層組孔喉分布特征(杏58井)

結(jié)合研究區(qū)內(nèi)滲透率測井解釋成果，長213儲層滲透率主要分布在 1～8×10－3μm2之間，最大值 32.4×10－3μm2、最小值 1.2×10－3μm2、平均值 6 ×10－3μm2;長 212儲層滲透率主要分布在1～8×10－3μm2之間，最大值 32.0×10－3μm2、最小值 1.1 ×10－3μm2、平均值 5.7 ×10－3μm2;長 211儲層滲透率主要分布在1～10×10－3μm2之間，最大值26.2×10－3μm2、最小值 1.0 × 10－3μm2、平均值 7.3 × 10－3μm2。

由統(tǒng)計結(jié)果可知:譚家營油區(qū)長2油層孔隙度較小，滲透率較低，物性整體表現(xiàn)較差，為典型的低孔、低滲儲層。

1.4 儲層非均質(zhì)性

儲層非均質(zhì)性主要指表征儲層特征的參數(shù)在空間分布上的不均勻性。儲層非均質(zhì)性是低孔、低滲儲層的一種普遍特性，儲層非均質(zhì)性的大小是影響油田開采效果的主要地質(zhì)因素。裘亦楠(1987，1989)根據(jù)我國陸相儲層發(fā)育特征和生產(chǎn)實踐，把碎屑巖儲層非均質(zhì)性分為層內(nèi)、平面和層間非均質(zhì)性等三種關(guān)系。

1.4.1 平面非均質(zhì)性

譚家營長2油區(qū)的沉積相類型決定了儲層的發(fā)育類型及規(guī)模大小。研究區(qū)長2油層組屬于三角洲平原亞相，發(fā)育分流河道、天然堤、決口扇、分流間洼地及沼澤等沉積微相。由于水上河道橫向上不斷遷移，側(cè)向上不斷切割，使得長2油層組縱向上多個砂體相互疊置，平面上形成較大面積寬條帶狀連體分布的復(fù)合砂體。譚家營長2油區(qū)的孔隙度、滲透率平面等值線圖(見圖5－圖8)清晰地描述了砂體孔、滲數(shù)值的平面變化規(guī)律。由圖可以看出砂體主體部位的物性參數(shù)值較高，側(cè)翼邊緣砂體的孔、滲、飽值則一般較低。

圖5 長213孔隙度平面等值線圖

1.4.2 層間非均質(zhì)性

儲層的層間非均質(zhì)性主要與儲層的埋深、沉積微相特征及砂體的發(fā)育特征有關(guān)。在垂向上，從長23儲層到長2111儲層，埋深不斷變淺，沉積微相變化不大，油層物性特征則逐漸變好。長212、長 213儲層均以分流河沉積為主，砂巖特征、沉積韻律，埋深等差距不大，所以其兩者的物性比較接近，層間非均質(zhì)性較弱;長211儲層砂體由于變化較快且沉積范圍有限，所以油層物性較差。整體來看，譚家營長21油層組內(nèi)部主要含油層位長212和長213儲層層間非均質(zhì)程度較低，而與長211儲層的層間非均質(zhì)程度較高。

圖6 長212孔隙度平面等值線圖

圖7 長213滲透率平面等值線圖

圖8 長212滲透率平面等值線圖

1.4.3 層內(nèi)非均質(zhì)性

譚家營長2油層砂巖表現(xiàn)為典型的二元結(jié)構(gòu)或塊狀特征，沉積韻律有正韻律及復(fù)合韻律。小層砂體縱向上滲透率變化不大，層內(nèi)非均質(zhì)性較弱，滲透率變異系數(shù)平均為0.50。垂向滲透率的影響因素主要為平行層理和交錯層理。長2儲層夾層頻率平均為0.2～0.4層/m，平均每層夾層數(shù)2～6條，夾層厚度小于2.0 m。由大量統(tǒng)計資料表明，譚家營長2油層層內(nèi)垂向滲透率為水平滲透率的0.4倍，且與水平滲透率的分布呈正相關(guān)關(guān)系。

2 儲層成巖作用特征

成巖作用的發(fā)育對譚家營長2油區(qū)儲層物性特征影響較大，直接影響儲層孔隙結(jié)構(gòu)的面貌。研究表明，譚家營長2儲層的成巖作用主要有機械壓實、壓溶、膠結(jié)及溶解作用等。

譚家營長2儲層物性變差的主要因素之一為遭受的強烈機械壓實和壓溶作用。延長組長2砂體沉積后隨著壓實、壓溶作用的增強，顆粒間的接觸關(guān)系由點接觸變成點－線接觸和線接觸，造成了孔隙度的大幅度降低。譚家營長2油層組砂巖中含有較多的長石、巖屑等低抗壓組份，易塑性變形，顆粒間多以點—線狀接觸為主，隨著后期沉積及埋藏深度的增加，造成溫度、壓力等進一步增大，塑性組份變形引起儲層物性進一步的減小。

薄膜狀綠泥石及高嶺石、伊/蒙混層等粘土礦物堵塞粒間孔隙，導(dǎo)致大量微孔隙的形成，進一步降低了砂巖的儲集性能。

3 結(jié)語

譚家營油區(qū)長2油層組儲層砂巖中的碎屑組分以長石為主，次為石英、巖屑和云母。儲層砂巖類型主要為長石砂巖、有少量巖屑質(zhì)長石砂巖。儲層物性整體表現(xiàn)較差，為低孔、低滲儲層，且表現(xiàn)出強非均質(zhì)性。成巖作用主要有機械壓實作用、壓溶作用、膠結(jié)作用、溶解作用等。強烈的機械壓實、壓溶作用是物性變差的主要因素之一。后期大量薄膜狀粘土礦物的生成，導(dǎo)致原生孔隙大量喪失，進一步降低了砂巖的儲集性能。

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