鄂爾多斯盆地鎮(zhèn)涇地區(qū)涇河2井區(qū)長(zhǎng)81儲(chǔ)層特征及成藏模式

馬 騫，周思賓，趙瑞鵬，范久霄

(1.西北大學(xué)大陸動(dòng)力學(xué)實(shí)驗(yàn)室/西北大學(xué)地質(zhì)學(xué)系，陜西 西安 710069；2.中石化華北分公司研究院，河南 鄭州 450006)

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鄂爾多斯盆地鎮(zhèn)涇地區(qū)涇河2井區(qū)長(zhǎng)81儲(chǔ)層特征及成藏模式

馬 騫1，周思賓2，趙瑞鵬1，范久霄2

(1.西北大學(xué)大陸動(dòng)力學(xué)實(shí)驗(yàn)室/西北大學(xué)地質(zhì)學(xué)系，陜西 西安 710069；2.中石化華北分公司研究院，河南 鄭州 450006)

涇河油田位于鄂爾多斯盆地西南緣的涇川、長(zhǎng)武地區(qū)，涇河2井區(qū)地質(zhì)背景復(fù)雜、控藏因素多樣，因而很有必要研究其控藏因素并指導(dǎo)未來(lái)開(kāi)發(fā)井位部署。結(jié)合涇河2井區(qū)內(nèi)的鉆井、測(cè)井、錄井、巖心測(cè)試和三維地震資料及其研究成果，通過(guò)對(duì)烴源巖，儲(chǔ)層砂體及源儲(chǔ)配置關(guān)系進(jìn)行深入解析，探究其成藏模式。JH2井區(qū)烴源巖主要為長(zhǎng)73段湖相頁(yè)巖，厚度一般在10 m左右，生烴量有限，屬于有限烴源和供烴條件，儲(chǔ)層為緊挨烴源巖的長(zhǎng)81分流河道砂巖。JH2井區(qū)雖發(fā)育近直立走滑斷層，但對(duì)于成藏并未造成影響，長(zhǎng)8砂體成藏受控于源儲(chǔ)之間的比例關(guān)系和空間配置，即源儲(chǔ)配置關(guān)系直接控制著油氣藏的形成與分布。

JH2井區(qū)；源儲(chǔ)配置關(guān)系；成藏模式；控藏因素

涇河油田地處鄂爾多斯盆地西南緣，位于伊陜斜坡、天環(huán)坳陷和渭北隆起交界處，面積約3 011.8 km2。涇河油田屬于典型的低滲油田，烴源巖為長(zhǎng)73頂部的暗色頁(yè)巖和泥巖，分布廣泛，主力產(chǎn)油層為長(zhǎng)81砂巖，儲(chǔ)層物性普遍較差[1]。研究區(qū)內(nèi)控藏因素復(fù)雜，井位部署困難，研究針對(duì)于成藏模式中的烴源巖特征，儲(chǔ)層砂體展布與厚度，區(qū)內(nèi)斷裂分布和成藏因素的組合關(guān)系四個(gè)方面進(jìn)行探討，客觀的討論和分析了研究區(qū)成藏模式以及主要的控藏因素。

1 烴源巖特征

涇河地區(qū)烴源巖主要為延長(zhǎng)組長(zhǎng)73底部的張家灘油頁(yè)巖，前人研究表明該層油頁(yè)巖厚度及有機(jī)質(zhì)豐度分布受沉積環(huán)境的影響較大，不同沉積相帶中的烴源巖中有機(jī)碳質(zhì)量分?jǐn)?shù)和生烴潛量也不同，靠近盆地中央的深湖半深湖相的泥頁(yè)巖發(fā)育、有機(jī)質(zhì)豐度較高，盆地的邊緣相帶泥頁(yè)巖發(fā)育程度低、有機(jī)質(zhì)豐度低[2]。

研究區(qū)面積約100 km2,區(qū)內(nèi)長(zhǎng)7底張家灘頁(yè)巖有機(jī)質(zhì)以II類為主，鏡質(zhì)體反射率(Ro)介于0.5～0.9之間，TOC介于1.02%～4.27%，氯仿瀝青A含量為0.32%，埋深2 000 m左右進(jìn)入生油門限；烴源巖平均厚度為14 m,密度約2.6 g/cm3，平均生烴強(qiáng)度為480×104t /km2，平均排烴強(qiáng)度260×104t /km2(表1)。厚度約8～20 m,且由東北至西北逐漸減薄(圖1b)，烴源巖連續(xù)性較好[3]。

為了研究涇河2井區(qū)供烴是否充足，對(duì)該區(qū)排烴量進(jìn)行了簡(jiǎn)單估算。根據(jù)排烴量公式: Q排烴=Q生烴×K排烴，當(dāng)烴源巖厚10 m，K排烴分別取1%和100%時(shí)，排烴量分別為5×106m3和5×108m3，假設(shè)砂巖儲(chǔ)層占研究區(qū)總面積三分之一(33 km2)時(shí)可分別形成0.05 m和5 m厚的油層。

2 儲(chǔ)層特征

2.1 儲(chǔ)層巖石特征

涇河油田長(zhǎng)7和長(zhǎng)8儲(chǔ)層以長(zhǎng)石巖屑砂巖和巖屑砂巖為主，石英含量50%左右(圖2)。長(zhǎng)7、長(zhǎng)8砂巖顆粒直徑小，顆粒次圓-次棱角狀，分選中等-較差，膠結(jié)物以方解石和白云石為主(圖3)，孔隙以殘余孔、溶蝕孔和裂縫為主。

表1 研究區(qū)烴源巖評(píng)價(jià)表

表2 研究區(qū)排烴總量估計(jì)圖

a為鄂爾多斯盆地延長(zhǎng)組鏡質(zhì)體反射率圖(據(jù)雷宇，2011)，b為JH2井區(qū)烴源巖厚度分布與頂面構(gòu)造等值線圖

圖1 工區(qū)位置圖

圖2 涇河地區(qū)長(zhǎng)7、長(zhǎng)8砂巖分類三角圖(共33個(gè)點(diǎn))

染色的鑄體薄片中方解石為紅色或粉色，鐵方解石為紫色，白云石無(wú)色，鐵白云石為藍(lán)色，孔隙為不規(guī)則分布的藍(lán)色鑄體區(qū)域。圖3為區(qū)內(nèi)采樣井的鑄體薄片顯微鏡照片，顆粒以鑲嵌式接觸為主，粒間孔整體不發(fā)育，鈣質(zhì)膠結(jié)為主，云母假雜基化伊蒙混層等粘土礦物充填孔隙。長(zhǎng)石顆粒溶蝕較常見(jiàn)，形成不規(guī)則的凹凸邊緣，溶蝕粒間孔和溶蝕粒內(nèi)孔較為發(fā)育。

長(zhǎng)8巖石顆粒鑲嵌式接觸、大小不均一、溶蝕較輕，邊緣清晰容易識(shí)別，粒間孔不發(fā)育，少量溶蝕孔被鐵方解石填充。一些樣品照片中可見(jiàn)微裂隙和石英次生加大變，微裂隙的存在能夠有效增大儲(chǔ)層的孔滲，有利于油氣成藏，而石英加大變則使粒間孔減小，降低儲(chǔ)層的孔滲。從鑄體薄片中看，增大儲(chǔ)層物性的成巖作用主要有長(zhǎng)石顆粒溶蝕和發(fā)育微裂隙，而方解石填充孔隙、石英次生加大邊則降低了儲(chǔ)層的孔滲。長(zhǎng)8顆粒接觸緊密，粒間孔不發(fā)育，且溶蝕孔被方解石填充。

受制于放大倍數(shù)的限制顯微鏡觀察鑄體薄片時(shí)無(wú)法對(duì)孔隙內(nèi)部進(jìn)行詳細(xì)觀察，因而對(duì)填隙物觀察主要在掃描電鏡下完成。從掃描電鏡照片上上看，研究區(qū)內(nèi)砂巖整體較為致密，長(zhǎng)石溶蝕明顯，孔隙填隙物主要有變形的云母、伊蒙混層、伊利石、高嶺石、綠泥石、次生石英、方解石和黃鐵礦等。假雜基化的云母在掃描電鏡下表現(xiàn)為具有近平行層理的條帶，云母吸水易膨脹堵塞孔隙，不利于油氣在儲(chǔ)層中運(yùn)移和儲(chǔ)存。

長(zhǎng)石顆粒由于溶蝕作用形成不規(guī)則的邊緣，幾乎所有長(zhǎng)石溶蝕邊緣被毛發(fā)狀粘土礦物交代，長(zhǎng)石顆粒內(nèi)部被溶蝕，形成溶蝕粒內(nèi)孔。長(zhǎng)8砂巖中高嶺石異常發(fā)育，幾乎所有的樣品種均可見(jiàn)高嶺石。研究區(qū)內(nèi)粘土礦物的存在方式，伊蒙混層及毛發(fā)狀伊利石以孔隙橋接為主，綠泥石以孔隙襯墊為主，而高嶺石以分散狀為主，分散狀高嶺石的存在不僅填滿孔隙使儲(chǔ)層的孔隙度降低，其在油氣運(yùn)移的過(guò)程中也可能堵塞吼道，使儲(chǔ)層滲透率嚴(yán)重降低，填隙物主要填充殘余粒間孔和溶蝕粒間孔，溶蝕粒內(nèi)孔未見(jiàn)填充。

測(cè)量得長(zhǎng)8儲(chǔ)層的滲透率小于4 md，80%的點(diǎn)位于0～0.4 md之間，孔隙度小于13%，絕大數(shù)位于5%～7%之間。長(zhǎng)8孔隙度和滲透率分布直方圖顯示主峰孔隙度6%，主峰滲透率0.2 md。

圖3 研究區(qū)部分井鑄體薄片和掃描電鏡照片

圖4 涇河地區(qū)長(zhǎng)8孔隙度分布直方圖(數(shù)據(jù)來(lái)源于油開(kāi)所)

2.2 微觀孔隙特征

微觀孔隙結(jié)構(gòu)參數(shù)表征的非均質(zhì)性可由物性直接體現(xiàn)，因此合理建立微觀孔隙結(jié)構(gòu)參數(shù)和物性間的關(guān)系是表現(xiàn)儲(chǔ)層品質(zhì)的直接手段。毛管壓力曲線是根據(jù)實(shí)測(cè)的汞注入壓力與相應(yīng)的巖樣含汞體積，和計(jì)算求得汞飽和度值和孔隙喉道半徑值之后所繪制的毛管壓力、孔隙喉道半徑與汞飽和度的關(guān)系曲線。通過(guò)對(duì)研究區(qū)巖心毛細(xì)管壓力的各項(xiàng)特征參數(shù)分析，對(duì)照各類壓汞參數(shù)與物性資料，將涇河工區(qū)內(nèi)長(zhǎng)81儲(chǔ)層孔隙結(jié)構(gòu)劃分為4類(圖6)，第二類B類所占比例最大，其次是A類和C類。

圖5 涇河地區(qū)長(zhǎng)8滲透率分布直方圖(數(shù)據(jù)來(lái)源于油開(kāi)所)

其中A類儲(chǔ)層孔隙度分布范圍8.2%～10.4%，平均值8.93%，滲透率分布范圍0.95×10～3.66×10-3μm2，平均值2.1×10-3μm2；門檻壓力(排驅(qū)壓力)平均值0.419 MPa；最大進(jìn)汞飽和度平均值為85.647%；退汞效率32.507%；中值孔喉半徑平均值為0.104 μm；分選系數(shù)平均值0.262；結(jié)構(gòu)系數(shù)0.278。毛管壓力曲線向圖左下方靠攏程度高于其他三類，按照李、趙等關(guān)于低滲透砂巖儲(chǔ)集層分類評(píng)價(jià)標(biāo)準(zhǔn)，該類歸為特低滲-超低滲透層。

B類儲(chǔ)層孔隙度平均值6.21%；滲透率平均值0.404×10-3μm2，相對(duì)較差；壓汞實(shí)驗(yàn)結(jié)果顯示，門檻壓力高于A類；中值孔喉半徑平均值為0.055 μm；分選系數(shù)平均值0.052；結(jié)構(gòu)系數(shù)0.165，喉道分布相對(duì)分散，屬于超低滲透層。

C類和D類較之A,B兩類孔隙度，滲透率以及分選性等都很差，偏向于坐標(biāo)區(qū)域右上方，被劃分為無(wú)效，無(wú)開(kāi)采價(jià)值的儲(chǔ)層。圖6的A到D的孔隙結(jié)構(gòu)逐漸變差，按小層來(lái)看，長(zhǎng)811孔隙結(jié)構(gòu)以A、B類為主，長(zhǎng)812以B、C和D類為主。所以整體來(lái)看長(zhǎng)811孔喉結(jié)構(gòu)要優(yōu)于長(zhǎng)812儲(chǔ)層。

圖6的A到D的孔隙結(jié)構(gòu)逐漸變差，按小層來(lái)看，長(zhǎng)811孔隙結(jié)構(gòu)以A、B類為主，長(zhǎng)812以B、C和D類為主。所以整體來(lái)看長(zhǎng)811孔喉結(jié)構(gòu)要優(yōu)于長(zhǎng)812儲(chǔ)層。

圖6 毛管壓力曲線與孔隙結(jié)構(gòu)分類圖(數(shù)據(jù)來(lái)源于油開(kāi)所)

3 長(zhǎng)81沉積相及砂體展布

涇河油田長(zhǎng)813基本為河流相沉積，長(zhǎng)812砂巖有些地方為河流相沉積，有些地方則為淺湖背景和水下分流河道沉積，平面上水上和水下的界線互相穿插，難以區(qū)分。長(zhǎng)811則進(jìn)入了淺湖-半深湖背景，間夾水下分流河道沉積。整個(gè)長(zhǎng)81為一個(gè)逐漸水進(jìn)和水體變深的沉積過(guò)程。

涇河37井1回次長(zhǎng)811—長(zhǎng)812取心平行和交錯(cuò)層理的油斑-油跡細(xì)砂巖底部可見(jiàn)沖刷面，砂巖底部緊接為淺湖相沙紋層理泥質(zhì)粉砂巖和半深湖深灰色泥巖相互交錯(cuò)的地層，粉砂巖中可見(jiàn)垂直生物擾動(dòng)和鉆孔十分發(fā)育。長(zhǎng)81取芯中，淺湖相沙紋層理、生物擾動(dòng)粉砂巖泥巖與半深湖水平層理泥巖間互，其上覆的具交錯(cuò)層理水下分流河道底界巖性突變等反映了水下三角洲平原沉積特點(diǎn)。

涇河36井第2回次長(zhǎng)811發(fā)育一套厚約10 m的板狀交錯(cuò)層理油斑-油跡分流河道細(xì)砂巖，交錯(cuò)層厚20 cm，角度約為40°，砂巖中可見(jiàn)長(zhǎng)1 m的直立斷層，斷面可見(jiàn)油氣運(yùn)移痕跡。具交錯(cuò)層理的水下分流河道砂巖底部沖刷變形，突變?yōu)樯罨疑珘K狀水平層理半深湖泥巖。

圖7 涇河37井1回次長(zhǎng)811—長(zhǎng)812

圖8 涇河36井第2回次長(zhǎng)811水下分流河道底部沖刷

依據(jù)鉆井砂厚繪制涇河2井區(qū)長(zhǎng)811和長(zhǎng)812砂體等厚圖，長(zhǎng)811砂體主要分布于研究區(qū)中部，占研究區(qū)面積的1/2，厚度約4～10 m，其中JH6、JH2和JH36井附近砂體厚度大于10 m。長(zhǎng)812砂體主要分布于研究區(qū)西北部和北部，占研究區(qū)面積1/3左右，僅JH35井附近砂體厚度大于10 m，其余井點(diǎn)砂厚均小于4 m。

a為長(zhǎng)811砂體等厚圖，b為長(zhǎng)812砂體等厚圖

4 成藏模式

涇河2井區(qū)是典型的上生下儲(chǔ)式配置關(guān)系，長(zhǎng)8儲(chǔ)、長(zhǎng)7生蓋的“上生下儲(chǔ)”相對(duì)來(lái)說(shuō)是一套有利的生儲(chǔ)蓋組合，長(zhǎng)7既是優(yōu)質(zhì)的烴源巖又可以充當(dāng)良好的蓋層[4]。油層的位置緊鄰烴源巖，烴源巖越厚的部位，所對(duì)應(yīng)的油層含油氣性越好，如JH2井。區(qū)內(nèi)存在近直立的走滑斷層，對(duì)于油氣的聚集起到一定影響，但并不改變整體的油氣藏分布特征。研究區(qū)長(zhǎng)8油藏屬于巖性油藏，動(dòng)力來(lái)源于地層壓力，且以近源運(yùn)移為主，長(zhǎng)73底烴源巖最大生烴量?jī)H可形成占研究區(qū)面積1/3的5 m厚油層，尚不足充注滿長(zhǎng)811砂巖，在長(zhǎng)8砂體未充注滿油氣時(shí)，其余層位形成具有工業(yè)價(jià)值的油氣藏的可能性較小。

具體的成藏模式見(jiàn)圖10和圖11，將儲(chǔ)層含油氣性歸類為油層與水層，直觀顯示出成藏模式特點(diǎn)。

圖10 涇河油田2井區(qū)長(zhǎng)8連井油藏剖面JH37-JH2-JH66剖面位置見(jiàn)圖9b，圖中可見(jiàn)緊挨烴源巖時(shí)為油層

圖11 油藏類型示意圖

5 結(jié)語(yǔ)

(1)涇河2井區(qū)長(zhǎng)7底張家灘頁(yè)巖有機(jī)質(zhì)以II類為主，鏡質(zhì)體反射率(Ro)介于0.5～0.9之間，TOC介于1.02%～4.27%，氯仿瀝青A含量為0.32%，埋深2 000 m左右進(jìn)入生油門限；烴源巖平均厚度為14 m，密度約2.6 g/cm3，平均生烴強(qiáng)度為480×104t/km2，平均排烴強(qiáng)度260×104t/km2[5]。厚度約8～20 m,且由東北至西北逐漸減薄，烴源巖連續(xù)性較好；

(2)涇河油田長(zhǎng)813基本為河流相沉積，長(zhǎng)812砂巖有些地方為河流相沉積，有些地方則為淺湖背景和水下分流河道沉積，平面上水上和水下的界線互相穿插，難以區(qū)分。長(zhǎng)811則進(jìn)入了淺湖-半深湖背景，間夾水下分流河道沉積。整個(gè)長(zhǎng)81為一個(gè)逐漸水進(jìn)和水體變深的沉積過(guò)程。長(zhǎng)811砂體主要分布于研究區(qū)中部，占研究區(qū)面積的1/2，厚度約4～10 m，長(zhǎng)812砂體主要分布于研究區(qū)西北部和北部，占研究區(qū)面積1/3左右，僅JH35井附近砂體厚度大于10 m，其余井點(diǎn)砂厚均小于4 m。涇河2長(zhǎng)811砂巖儲(chǔ)層以特低滲—超低滲儲(chǔ)層為主，長(zhǎng)812砂巖儲(chǔ)層主要為以超低滲儲(chǔ)層；

(3)涇河2井區(qū)是典型的上生下儲(chǔ)式配置關(guān)系，長(zhǎng)8儲(chǔ)、長(zhǎng)7生蓋的“上生下儲(chǔ)”，長(zhǎng)7既是優(yōu)質(zhì)的烴源巖又可以充當(dāng)良好的蓋層長(zhǎng)8油藏屬于巖性油藏，動(dòng)力來(lái)源于地層壓力，且以近源運(yùn)移為主，長(zhǎng)73底烴源巖最大生烴量尚不足充注滿長(zhǎng)811砂巖，在長(zhǎng)8砂體未充注滿油氣時(shí)，其余層位形成具有工業(yè)價(jià)值的油氣藏的可行性較小。

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Reservoir Characteristics and the Accumulation Model on Well Area Chang 81 of Jinghe 2 in Zhenjing District of Erdos Basin

MA Sai1，ZHOU Si-bin2，ZHAO Rui-peng1，F(xiàn)AN Jiu-xiao2

(1.Continental Dynamic Laboratory of Northwestern University/ Department of geology, Northwestern University Xi’an 710069, Shaanxi；2.Research Institute of North China branch of Sinopec Zhengzhou，450006 Henan)

Jinghe oilfield is located in the southwest of Erdos basin.It is a typical tight oil and gas reservoirs.Its geology circumstance is complex and accumulation conditions is versatile.It is essential to make sure the accumulation conditions.The research area calls JH2.The project bases on the data from well-log and seismic.The storage pattern feature of this area is taken as a research object.We aim to explore its distribution pattern by studying the source rock, storage sand bodies and tectonical configuration,and which is important to study the river sand distribution,thickness and combinations of source rock.This research have an effect on the output of well in the future.The wreck in this region is not a main factor of oil accumulation.

JH2 well area；relations of source rock and storage rock；the accumulation model and factors of oil accumulation

2016-04-22

西北大學(xué)大學(xué)生創(chuàng)新基金項(xiàng)目(2016149)

馬騫(1996-)，男，陜西榆林人，主攻方向：石油與天然氣工程。

TE122.2+3

A

1004-1184(2016)06-0161-04