鄂爾多斯盆地王家灣地區(qū)長2油層組儲層特征及分類評價

馬 浪，何 斌，杜彥軍，許 璟，延小亮

(1.陜西延長油田(集團)有限責任公司研究院，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)

長2油層組作為安塞油田主要含油層系之一，前人在沉積相、儲層特征、油藏特征等方面取得了豐富的可借鑒的研究成果[1-8]。隨著油田進入勘探開發(fā)后期，儲層非均質性與目前油田整體開發(fā)思路所產生的矛盾日益突出，因此，對該區(qū)儲層特征進行精細研究和分類評價勢在必行。本次研究綜合利用砂巖普通薄片、鑄體薄片、掃描電鏡等基礎資料，并結合砂巖物性、毛管壓力曲線等分析化驗數據，對安塞油田王家灣地區(qū)長2油層組儲層巖石學特征、物性特征、孔隙結構特征等方面進行研究，并分析儲層發(fā)育控制因素，在此基礎上對研究區(qū)長2油層組儲層進行綜合分類評價，指出各類儲層平面分布情況，以期 對油田的有效開發(fā)起到一定的指導借鑒作用。

圖1 研究區(qū)位置Fig.1 Location of the study area in Ordos basin

1 區(qū)域地質背景

王家灣地區(qū)構造上位于鄂爾多斯盆地陜北斜坡中部(圖1)，區(qū)域構造為一東高西低的單斜，地層傾角不足1°；局部構造主要為由差異壓實作用形成的小型鼻狀構造，鼻隆、鼻凹相間排列展布，鼻隆幅度10～20 m左右，鼻寬2～5 km[9-10]。研究區(qū)主要以上三疊系延長組為主要目的層，其中以長2油層組作為該區(qū)主要產油層段，長1油層組發(fā)育厚層泥巖，作為區(qū)域蓋層起到了很好的封蓋作用。長2油層組沉積相以辮狀河三角洲沉積為主[11]，因此以心灘作為主要儲集層，其巖性以發(fā)育灰白色厚層塊狀中—細粒砂巖為主，單砂層厚度較大，一般為15～25 m，累計厚度可達100～120 m，油藏埋深一般在800～1100 m，油藏類型為受鼻狀隆起與巖性雙重控制的構造—巖性復合油藏[12]。

2 儲層巖石學特征

2.1 巖石結構特征

根據研究區(qū)5口井巖心觀察發(fā)現，長2油層組砂巖顏色主要是淺灰—灰色。對14口井的78個砂巖薄片樣品鏡下觀察發(fā)現，砂巖分選中等—好，磨圓度為次棱角狀—次圓狀；砂巖粒度分析顯示，砂巖粗砂含量為1.3%，中砂含量為17.4%，細砂含量為64.7%，粉砂含量為11.6%，粉砂級以下含量為5%。由此可見，砂巖為中—細粒砂巖，且具有結構成熟度較高的特征。

圖2 砂巖顆粒組分百分含量統(tǒng)計Fig.2 Percent content statistical of sandstones debris components

2.2 骨架顆粒特征

據研究區(qū)14口井的78個砂巖薄片樣品鏡下鑒定統(tǒng)計，砂巖顆粒組分中長石含量平均為62.59%，石英含量平均為26.48%，巖屑含量平均為8.89%，云母含量約為2.19%，巖屑主要為變質巖巖屑、火成巖巖屑及少量沉積巖巖屑(圖2)。采用砂巖三端元分類法對樣品砂巖進行分類，確定砂巖以長石砂巖為主，少量巖屑砂巖(圖3)?？梢娚皫r具有成分成熟度低的特征。

2.3 填隙物特征

據統(tǒng)計，砂巖中填隙物占巖石成分的5%～18%，平均約為10%。膠結物主要包括方解石(圖4a)、濁沸石(圖4b)、自生石英(圖4c)等自生礦物及伊利石、綠泥石(圖4d)等黏土礦物以及少量硅質膠結物，其中以方解石和綠泥石為主，其相對含量分別為35.5%、28.4%(圖5)；雜基含量較少，主要為泥質雜基。

3 儲層孔隙結構特征

3.1 孔隙類型

對研究區(qū)14口井的45個砂巖普通薄片、33個鑄體薄片以及35個掃描電鏡照片綜合分析發(fā)現，研究區(qū)長2油層組砂巖中原生孔隙保存較好(圖6，圖7a、7b)，次生孔隙也有發(fā)育。據統(tǒng)計，原生粒間孔隙為占總孔隙度的72.53%；次生溶蝕作用產生的孔隙約占27.5%，其中以長石溶孔、粒內溶孔及鑄?？诪橹?圖7c)，此外還有少量粒間溶孔、巖屑溶孔、方解石溶孔以及濁沸石溶孔(圖7d)等。

圖3 長2油層組砂巖分類三角圖Fig.3 Sandstone classification triangle map of Chang-2 oil bearing formationⅠ.石英砂巖；Ⅱ.長石石英砂巖；Ⅲ.巖屑石英砂巖；Ⅳ.長石砂巖；Ⅴ.巖屑長石砂巖；Ⅵ.長石巖屑砂巖；Ⅶ.巖屑砂巖

3.2 孔喉結構特征

根據研究區(qū)14口井的164個毛管壓力曲線樣品，對儲層孔喉結構參數進行計算。計算結果為：排驅壓力平均值0.056 MPa、中值壓力平均值0.61 MPa、平均孔喉中值均值4.21 μm、分選系數平均13.8、退出效率平均32%?？梢妰涌傮w上具有排驅壓力低、孔隙喉道粗、分選系數高、退出效率低的特點。根據毛管壓力曲線參數計算孔隙喉道分布狀況，將長2油層組儲層按孔喉分布特征分為3種組合類型。

圖5 填隙物成分百分含量統(tǒng)計Fig.5 Percent content statistical of matrix component

圖6 儲層主要孔隙類型統(tǒng)計Fig.6 Statistical table of mainly porosity types of reservoir

圖7 研究區(qū)長2儲層常見孔隙類型Fig.7 Common pore types of Chang-2 reservoirs in the study areaa.砂巖原生粒間孔，W53-3井，997.7 m；b.綠泥石包裹的殘余原生粒間孔，W33井，922 m；c.長石粒內溶孔、鑄?？?，W34-1井，1102.2 m；d.濁沸石溶孔，W35井，973 m

Ⅰ類(單峰粗孔喉型)：該種類型孔喉分布一般呈單峰型(圖8)，集中分布在粗孔喉區(qū)間，毛管壓力曲線顯示平緩段長(圖9)，分選系數一般小于10，孔喉分選性好；排驅壓力小于0.05 MPa，中值壓力0.2～0.5 MPa，孔喉中值半徑2～10 μm；孔隙原生孔隙占到儲集空間的80%以上，且孔喉以粗孔喉為主，總體顯示良好的儲集性和滲透性能。

圖8 Ⅰ類孔喉毛管壓力曲線Fig.8 Capillary pressure curve of Class-Ⅰ pore throat

圖9 Ⅰ類孔喉半徑頻率分布Fig.9 Frequency histogram of Class-Ⅰ pore throat

圖10 Ⅱ類孔喉毛管壓力曲線Fig.10 Capillary pressure curve of Class-Ⅱ pore throat

圖11 Ⅱ類孔喉半徑頻率分布Fig.11 Frequency histogram of Class-Ⅱ pore throat

Ⅱ類(雙峰粗—細型)：該種類型孔喉分布一般呈雙峰型(圖10)，細孔喉和粗孔喉分布都占很大比例，毛管壓力曲線顯示平緩段較長(圖11)，分選系數一般大于20，孔喉分選較差；排驅壓力大于0.05 MPa，中值壓力0.5～1.0 MPa，孔喉中值半徑1～2 μm；孔隙原生孔隙占儲集空間的60%～80%，次生孔隙占到20%～40%，粗孔喉和細孔喉各占一定比例，儲集性能中等。

Ⅲ類(單峰微孔喉型)：該種類型孔喉分布一般呈單峰型(圖12)，集中分布在細小孔喉區(qū)間，毛管壓力曲線顯示平緩段短(圖13)，分選系數一般10～20，孔喉分選性較差；排驅壓力小于0.1 MPa，中值壓力大于1.0 MPa，孔喉中值半徑小于1.0 μm；孔隙原生孔隙占儲集空間50%以下，且孔喉細小，儲集性能相對差。

圖12 Ⅲ類孔喉毛管壓力曲線Fig.12 Capillary pressure curve of Class-Ⅲ pore throat

圖13 Ⅲ類孔喉半徑頻率分布Fig.13 Frequency histogram of Class-Ⅲ pore throat

4 儲層物性特征

運用大量的巖心測試數據和測井數據對長2油層組孔隙度、滲透率進行分析，結果顯示其孔隙度平均值為12.41%，主體分布在14%～18%區(qū)間的樣品占總數的55.56%(圖14)；滲透率平均值24.68 mD，主體分布在10～100 mD區(qū)間的樣品占總數的41.4%(圖14)?？梢?，長2儲層主體屬于低孔、低滲透性儲層[13-14]。通過對長2油層組孔隙度與滲透率值相關性進行分析，發(fā)現二者呈線性關系，相關系數達到0.7657，反映其較好的線性關系(圖15)，也說明長2油層組屬于孔隙型儲層。

圖14 研究區(qū)長2儲層孔隙度、滲透率頻率分布Fig.14 The frequency distribution for porosity and permeability of Chang-2 reservoirs in the study area

圖15 鄂爾多斯盆地王家灣地區(qū)長2儲層孔隙度、滲透率交會圖Fig.15 Cross plot of porosity and permeability of Chang-2 reservoir of Yanchang formation in Wangjiawan area, Ordos basin

5 儲層發(fā)育影響因素

5.1 成巖作用的影響

根據研究區(qū)豐富的巖石薄片、鑄體薄片、掃描電鏡等資料對長2油層組儲層成巖作用綜合分析發(fā)現，對儲層物性和孔隙結構影響較大的成巖作用有膠結作用和溶蝕作用。

5.1.1 膠結作用

膠結作用較大程度地損失了孔隙空間[15-16]，根據研究區(qū)14口井的78個樣品統(tǒng)計，研究區(qū)長2砂巖中綠泥石與方解石含量分別占到填隙物的28.4%、35.5%。本次研究發(fā)現，研究區(qū)綠泥石多以自生薄膜形式產出(圖7b)，且綠泥石含量與面孔率之間并沒有明顯的相關關系。而方解石膠結物則不同，隨著其含量的增加，面孔率逐漸降低(圖16、表1)，可見方解石膠結物能較大地損失顆粒間的孔隙空間。

5.1.2 溶蝕作用

溶蝕作用顯著改善了長2儲層物性，溶蝕孔隙占到總孔隙的27.5%。鏡下觀察發(fā)現砂巖中主要有長石、巖屑和云母等碎屑顆粒以及方解石、綠泥石薄膜等填隙物的溶蝕。砂巖中長石溶孔占次生孔隙比例最高(圖6)，根據研究區(qū)14口井的79個樣品統(tǒng)計結果顯示，隨長石含量增加，面孔率有增大的趨勢，可見長石的大量溶蝕有利于孔隙度的增加(圖17、表1)，這也反映出溶蝕作用對于儲層物性的改善作用是明顯的。

圖16 鄂爾多斯盆地王家灣地區(qū)長2儲層方解石含量與面孔率散點圖Fig.16 Scattered plots of calcite content and plane porosity of Chang-2 reservoir of Yanchang formation in Wangjiawan area, Ordos basin

圖17 鄂爾多斯盆地王家灣地區(qū)長2儲層長石含量與面孔率散點圖Fig.17 Scattered plots of felspar content and plane porosity of Chang-2 reservoir of Yanchang formation in Wangjiawan area, Ordos basin

5.2 沉積微相的影響

運用6口井不同深度段巖心測試數據，統(tǒng)計出不同微相砂巖物性及孔隙結構參數，并進行比較分析。由表2可以發(fā)現，心灘砂體的孔隙度、滲透率以及孔隙結構參數均是最好的，其次是滯留沉積，河道側翼微相各項參數值均最低。這就說明，心灘儲集性及滲透性都優(yōu)于滯留沉積，河道側翼砂巖儲滲性是最差的。實際上，不同微相砂巖顆粒大小、分選甚至礦物成分、化學環(huán)境等都存在差異，這種差異不可避免地影響到了沉積作用之后的成巖作用，最終體現在不同微相間儲層物性及孔隙結構等方面的差異[17]。可見，沉積微相控制了儲層的展布，是儲層發(fā)育的物質基礎，其在很大程度上決定了儲層的發(fā)育情況，是控制儲層發(fā)育的主要因素之一。

表1 鄂爾多斯盆地王家灣地區(qū)長2儲層長石、方解石含量與面孔率對應表Table 1 The table of correspondence between the quantity of feldspar and calcite with the plane porosity ofsamples of Chang-2 oil bearing formation in Wangjiawan area, Ordos basin

6 儲層綜合分類及分布

借鑒前人儲層分類方法[13-18]，本次儲層綜合分類中依據儲層物性、沉積、微觀孔隙結構等特征，對研究區(qū)長2油層組儲層綜合分類評價(表3)：

Ⅰ類：這類儲層孔隙度大于15%，滲透率多大于10 mD，沉積微相類型主要為心灘，儲層孔喉類型主要為Ⅰ類。該類儲層屬于優(yōu)質儲層，在研究區(qū)有一定分布(圖19)。

Ⅱ類：這類儲層孔隙度多大于15%，滲透率多在1～10 mD之間，沉積微相類型主要為心灘及滯留沉積，儲層孔喉類型主要為Ⅱ類。該類儲層屬于較好—中等儲層，在研究區(qū)分布最普遍(圖19)。

Ⅲ類：這類儲層孔隙度小于15%，儲層滲透率多小于1 mD，沉積微相類型主要為河道側翼沉積、天然堤及決口扇沉積，儲層孔喉類型主要為Ⅲ類。該類儲層屬于差及非儲層，其難以成為有效儲層，主要分布在河道側翼，且分布范圍小(圖19)。

表2 長2油層組部分微相儲層物性參數統(tǒng)計Table 2 Statistics of physical property parameters on part types micro-sedimentary facies of Chang-2 oil bearing formation

表3 王家灣地區(qū)長2儲層綜合評價Table 3 Comprehensive classification of Chang-2 reservoir in Wangjiawan area

7 結論

(1)研究區(qū)長2油層組砂巖以灰色中—細粒長石砂巖為主，砂巖結構成熟度較高。

(2)砂巖孔隙以原生粒間孔隙為主，溶蝕孔隙次之。儲層孔隙分選性差、連通性較差、孔隙結構復雜；孔隙結構可以分為單峰粗喉型、雙峰粗—細孔喉型和單峰微孔喉型3種組合類型。儲層孔滲相關性較好，儲層屬于低孔、低滲儲層。

(3)影響研究區(qū)長 2 儲層物性的因素主要是成巖作用和沉積微相。其中方解石膠結較大地降低了儲層物性，溶蝕作用對長石的溶蝕顯著改善了儲層物性。沉積微相是儲層發(fā)育的主要控制因素之一。

(4)長2油層組儲層可以綜合分為3種類型，其中I類儲層最好，為心灘沉積，主要分布在研究區(qū)中部；由部分心灘和滯留沉積組成的Ⅱ類儲層中等—好，分布范圍最廣且與河道展布規(guī)律一致；Ⅲ類儲層最差，難以成為有效儲層，分布范圍小，主要分布在河道側翼。

圖18 王家灣地區(qū)長2儲層平面分布規(guī)律Fig.18 Plane distribution law of Chang-2 reservoir of Yanchang formation in Wangjiawan area