某井區(qū)油藏儲層特征及成藏主控因素分析

邵 昕 寇宇靜 龐馳彧

延長油田股份有限公司井下作業(yè)工程公司解釋中心 陜西延安 716000

下寺灣油田地處甘泉縣，研究區(qū)地下寺灣油田的東北位置，為構造巖性油氣藏，該油藏的構造幅度較低，其中長2 是主力產(chǎn)層，從上到下涵蓋長21 與長22 小層，油層最好的是長22，具有連片性好、分布廣以及油層厚的特點。該區(qū)主要通過天然能量實現(xiàn)生產(chǎn)，儲層中的產(chǎn)能情況具有較大差異，地層壓力快速下降。為了充分提升采收效率以及產(chǎn)量，研究該區(qū)塊的地質特征，為油田深入勘探開發(fā)工作提供指導[1]。

1 研究區(qū)地址概況

1.1 地理位置

下寺灣油田地處甘泉縣境內(nèi)的洛河流域，就是府溝村北面、延安高橋南面、寧東東面、甘泉與延安西面，研究區(qū)地貌主要是黃土塬，面積在2400km2左右。以構造角度分析，該油田在陜北斜坡中部東段、盆地東北部位置，西低東高，其傾角在1°以內(nèi)，構造較為平緩。

1.2 地層特征

結合前人研究成果以及鉆井揭示，研究區(qū)中地層從上到下涵蓋以下地層：第四系的黃土層；下白堊統(tǒng)的洛河組；中侏羅統(tǒng)的直羅組與安定組；下侏羅統(tǒng)的富縣組以及延安組；上三疊統(tǒng)的延長組。其中，延長組的長2 段是主產(chǎn)油層，厚度為33m，含有面積達到240km2。

1.3 構造特征

鄂爾多斯盆地整體構造形態(tài)為東翼寬緩、西翼陡窄，矩形大向斜結構。其內(nèi)部構造較為簡單，并且地層平緩，只有盆地邊緣的褶皺斷裂具有良好發(fā)育，該盆地主體部分是陜北斜坡，在白堊世形成，是平緩大單斜，向西傾斜，其地層傾角在1°以內(nèi)，地層梯度均值為10m/ km。該部位局部構造以及內(nèi)斷層不發(fā)育，主要是基于發(fā)育差異壓實所建立的鼻狀構造，同時鼻狀構造兩翼近對稱、缺乏方向性、構造形態(tài)缺乏規(guī)則性，傾角在2°以內(nèi)，閉合面積在10km2以內(nèi)，閉合度在10～20m 范圍內(nèi)，在該區(qū)中閉圈良好背斜構造不發(fā)育[2]。

1.4 沉積特征

晚三疊世沉積可以體現(xiàn)出陸相湖盆完整發(fā)展過程，從中可以發(fā)現(xiàn)淡水湖盆的間歇、湖進以及湖退等各個階段演化歷史情況。從長8 段湖盆淪陷發(fā)展至長7 段擴展時期，之后由長6 段湖盆開始萎縮，之后到長4+5 段再次擴展，發(fā)展到長2+3 段湖盆消亡或是盆地反轉，湖體系是湖盆主要充填沉積物?；谇叭搜芯拷Y構，本研究區(qū)的長2段以三角洲沉積為主。

2 儲層特征分析

2.1 巖石學特征

通過分析目的層xx 井中127 個薄片獲得樣品，巖屑含量在5%～20%范圍內(nèi)，長石含量在40%～50%范圍內(nèi)，石英碎屑的含量在30%～50%范圍內(nèi)。7- 1 井的石英含量最多，其次為長石含量?？傮w來講巖屑含量較少，體現(xiàn)出巖石成分具有較高的成熟度。

借助對研究區(qū)中400 塊樣品進行分析研究能夠發(fā)現(xiàn)，巖石碎屑最大粒徑是0.6mm，粒徑主要在0.1～0.25mm范圍內(nèi)，因為采油井位置不同，所以砂巖粒徑就會存在一定差異，以整體角度

2.2 儲層物性特征

（1）孔滲特征：研究對象選擇研究區(qū)中油井巖樣（356個）與附近油井巖樣（200 個），對儲層孔滲特征進行分析，儲層孔隙度基本上在5%～20%范圍內(nèi)，滲透率范圍在0.1～100×10-3μm2，呈現(xiàn)出特低低孔特點。

（2）物性非均質性分析：以長222、長223 以及長23孔滲值實際分布情況分析，三者滲透率與孔隙度較為分散，同時長222 與長223 孔滲分布基本上沒有較大差異，因為長23 樣品不足，所以孔滲分布存在一定局限性。總而言之，不同層段中物性特征并無較大差異。

（3）井間差異：集中在好的儲層對單井巖石進行取樣，因此統(tǒng)計各個油井孔滲關系能夠將平面中孔滲參數(shù)分均質性充分反映出來。以統(tǒng)計角度分析，不同油井在滲透率與孔隙度方面存在一定差異，其中滲透率差異情況最為顯著，體現(xiàn)出儲層分布和儲層物性之間具有顯著關聯(lián)。主要原因就是各個位置之間沉積微相存在一定差異[4]。

2.3 孔隙特征

2.3.1 孔隙類型

對巖心薄片進行顯微鏡觀察以及對鑄體薄片展開圖像分析，利用前輩的研究成果，認為長2 段儲層孔隙主要涵蓋次生孔隙以及原生孔隙類型。根據(jù)顆粒接觸關系主要涵蓋填隙物內(nèi)孔隙、粒間空隙以及粒內(nèi)孔隙等類型。

2.3.2 喉道類型

喉道會嚴重影響儲層滲透力，喉道形態(tài)以及大小一般由巖石顆粒的接觸關系、顆粒大小與形狀等決定，孔隙類型主要涵蓋管束狀、彎片狀、片狀、縮頸型以及孔隙縮小型等。研究區(qū)喉道類型主要是彎片狀，其次是縮頸型，管束狀與孔隙縮小型較少。

2.3.3 孔隙特征

孔隙特征主要指巖石中喉道、孔隙的分布、大小、幾何形狀與連通關系，選擇壓泵法對孔隙特征進行描述[5]。儲層孔隙可以通過壓汞毛細管壓力曲線形態(tài)與曲線定量、定性描述進行，以此為基礎對儲集性能進行評價?？梢酝ㄟ^壓力曲線提取孔喉參數(shù)：孔喉半徑均值以及孔喉半徑最大值等。可以將孔喉分選性體現(xiàn)出來的參數(shù)：均值系數(shù)、分選系數(shù)以及孔喉歪度等?？梢詫B流能力與孔喉連通性反映出來的參數(shù)：排驅壓力以及壓力中值等。

基于＞3MPa、1～3MPa 與＜1MPa 標準對儲層類型進行分類：Ⅰ類儲層，排驅壓力＜1MPa，儲集性較好。Ⅱ類儲層，排驅壓力在1～3MPa 范圍內(nèi)，儲集性中等。Ⅲ類儲層，排驅壓力＞3MPa，儲集性較差。

對于Ⅲ類儲層，具有較大的排驅壓力，非飽和孔隙體積最小值比較大，同時滲透率低、孔隙度小。Ⅰ類儲層，排驅壓力小，非飽和孔隙體積的最小值小，滲透率高以及孔隙度大。Ⅰ類儲層與Ⅱ類儲層物性具有較大差異，而Ⅲ類儲層物性較為穩(wěn)定。

2.3.4 孔喉分布

研究區(qū)中儲層物性主要特點就是具有較大的孔滲分布情況，因此需要重視孔喉分布分析工作。對此，選擇研究區(qū)中30 塊壓汞樣品孔喉分布狀況展開統(tǒng)計，見表1。由表可見，長2 段孔喉主要是中細孔喉，其分布范圍在0.75μm 以內(nèi)，以彎片狀喉道為主。結合喉道的分類標準，微喉喉道半徑在0.05μm 范圍內(nèi)，細喉在0.05～0.2μm 范圍內(nèi)，中喉在0.2～1μm 范圍內(nèi)，大喉在1μm以上，體現(xiàn)出長2 段儲層主要呈現(xiàn)出中喉—細喉特征。

表1 研究區(qū)長2 段儲層孔喉半徑均值分布情況 %

2.3.5 儲層分類

根據(jù)孔隙類型進行儲層分類。選擇喉道半徑均值、排驅壓力、滲透率與孔隙度開展研究工作。

（1）Ⅰ類儲層是研究區(qū)中性能最佳的儲層，主要為特低滲中孔中喉型，巖性主要是中細砂巖，喉道半徑均值是0.58μm，排驅壓力在0.5MPa 以內(nèi)，滲透率均值是1.62×10-3um2，孔隙度在14%以上。

（2）Ⅱ類儲層是研究區(qū)中性能較好儲層，主要是低滲透中孔細喉型，喉道均值在0.26～0.35μm 范圍內(nèi)，排驅壓力在0.5 ～1μm 范圍內(nèi)，滲透率均值為0.45×10-3um2，孔隙度在10%～16%范圍內(nèi)。

（3）Ⅲ類儲層主要為低滲透中- 低孔細喉型，喉道半徑均值是0.2μm，排驅壓力在0.2～0.5MPa 范圍內(nèi)，滲透率均值0.2×10-3um2，孔隙度為8%～13%。

（4）Ⅳ類儲層主要為低滲透低孔細喉型，喉道均值是0.05μm，排驅壓力在2～8.5MPa 以內(nèi)，滲透率均值為0.04×10-3um2，孔隙度為3.5%～14%。

3 成藏的主控因素

3.1 生儲蓋的特征

對于鄂爾多斯盆地，屬于卡拉通疊合盆地，多類型圈閉、旋回成油、沉積體系疊加、構造體制以及多層系生油等為地質基礎提供良好保障。

該盆地中生界含有烴源巖，就是三疊系的延長組中主要為半深湖—深湖相泥巖，有機質含量豐富的泥巖，涵蓋延長組長3 以上腐殖烴源巖以及延長組長8 腐泥烴源巖。

通過7- 2 井的長2 段泥巖鏡體制的反射率能夠發(fā)現(xiàn)，Ro 值在0.83%～8.4%范圍內(nèi)，體現(xiàn)出烴源巖已經(jīng)成熟。見表2。

表2 長2 段泥巖鏡質體的反射率情況

在延長組的長1 段中，沼澤相泥巖是延長組成的良好蓋層。另外，長1 段、長2 段、長3 段生儲蓋組合良好。

3.2 圈閉條件以及油藏特征

長2 段油氣藏涵蓋構造—巖性油藏、巖性油藏兩種類型，透鏡狀砂體是主要巖性油藏形式，巖性與鼻狀單斜是構造—巖性形式。研究區(qū)主要在西傾大單斜背景，主要在河道側翼中致密巖性以及分流間彎洼地泥質巖中廣泛分布，建立上傾以及東西兩側巖性遮擋，砂質巖相進行泥質巖相轉變，后期成巖產(chǎn)生巖性致密遮擋。南西—北東向鼻狀隆起，產(chǎn)生局部圈閉，下傾方向屬于構造控制，基于構造以及巖性共同控制，建立構造—巖性油藏遮擋條件。

3.3 主控因素

在儲層分布中，沉積微相屬于主要控制因素，基于基層相帶儲層進行展布。長2 段河口壩以及分流河道，是儲層展布控制的關鍵相帶，微相發(fā)育部位儲集層較好。研究區(qū)在西傾1°以內(nèi)單斜上，砂巖發(fā)育帶和鼻狀構造之間不斷結合位置屬于油氣富集有利區(qū)，構造較高以及小型鼻隆構造位置屬于油氣聚集、運移有利區(qū)以及低勢區(qū)。

4 結語

綜上所述，研究區(qū)長2 段油藏是三角洲前緣的亞相沉積，含有層位主要是222 與223。長石砂巖是長2 段的主要砂巖類型，并且含有少量巖屑砂巖。黏土礦物、碳酸鹽是膠結物的主要成分。滲透率在（0.1～100）×10-3μm2范圍內(nèi)，孔隙度在5%～20%范圍內(nèi)，在各個小層中砂巖物性無顯著差異。孔喉分布在0.75μm 以內(nèi)，喉道主要是彎片狀類型。另外，長2 段油氣藏生儲蓋組合良好，主要涵蓋構造—巖性以及巖性類型。在儲層部分方面，沉積微相為主要控制因素，構造較高以及小型鼻隆構造位置屬于油氣聚集、運移有利區(qū)以及低勢區(qū)。