吳起油田柳溝區(qū)延10曲流河相儲(chǔ)層特征及主控因素

張 倩 趙永剛 沈鴻雁 賀重陽 魏李梅

(①西安石油大學(xué)地球科學(xué)與工程學(xué)院；②陜西省油氣成藏地質(zhì)學(xué)重點(diǎn)實(shí)驗(yàn)室；③延長(zhǎng)油田股份有限公司井下作業(yè)工程公司)

0 引 言

近年來，許多學(xué)者對(duì)河流相的儲(chǔ)層特征、沉積特征，以及砂體發(fā)育、主控因素等展開了研究，例如：A．D．Miall 等[1-2]根據(jù)河流在平面展布上的形態(tài)特征將其劃分為辮狀河、曲流河、網(wǎng)狀河等；趙小萌等[3]根據(jù)粒度分析、鑄體薄片、掃描電子顯微鏡、壓汞法和常規(guī)物性分析等對(duì)鄂爾多斯盆地安邊地區(qū)延10油層組辮狀河儲(chǔ)層特征及主控因素進(jìn)行了研究；夏輝等[4]以塔北隆起西部卡普沙良群為例分析了該區(qū)辮狀河以及曲流河三角洲沉積特征及其差異性。但是對(duì)曲流河相儲(chǔ)層特征及主控因素的研究較少，本文以鄂爾多斯盆地伊陜斜坡中西部吳起油田柳溝區(qū)延10油層組曲流河相儲(chǔ)層為例，研究了該類儲(chǔ)層的特征及主控因素，以期為該層段儲(chǔ)集砂體預(yù)測(cè)提供可靠地質(zhì)依據(jù)。

1 地質(zhì)背景

吳起油田柳溝區(qū)位于伊陜斜坡中西部，開發(fā)面積約39 km2，區(qū)內(nèi)地表為典型的黃土高原丘陵溝壑地貌。伊陜斜坡主要形成于早白堊世，其構(gòu)造屬于單斜，較為平緩且向西傾斜，傾角僅為0.5°～1°[5]。斜坡帶上發(fā)育有由于構(gòu)造運(yùn)動(dòng)的不均衡性和差異壓實(shí)作用而形成的一系列鼻狀隆起構(gòu)造[6]，呈東西傾向、幅度較低、規(guī)模大小不一，在圈閉較好的背斜構(gòu)造發(fā)育，因此有利于油氣聚集成藏。研究區(qū)自上而下鉆遇了延9、延10、長(zhǎng)2、長(zhǎng)3、長(zhǎng)4+5、長(zhǎng)6等多個(gè)油層組，為多層系含油復(fù)合區(qū)，各層均有油井試采[7]，區(qū)內(nèi)主要發(fā)育有曲流河相-三角洲前緣亞相為主的沉積體系。

本次研究的主要對(duì)象為吳起油田柳溝區(qū)延10油層組，根據(jù)沉積旋回特征，可將該油層組分為延101、延102兩層，其中延101地層厚度為15～30 m、延102地層厚度為20～40 m。

2 沉積特征

吳起油田柳溝區(qū)延安組延10期主要發(fā)育曲流河相，包括河床、河漫、堤岸3種沉積亞相，以及河床滯留、邊灘、河漫灘、河漫沼澤、天然堤5種沉積微相(表1、圖1)。

研究區(qū)及鄰區(qū)延10油層組曲流河相中常見的層理有塊狀層理、斜層理、粒序?qū)永?、平行層理以及波狀層理等[8]。邊灘微相作為主要的控砂微相，其韻律層底部中粗砂巖中粒序?qū)永砑皦K狀層理較為普遍，為河流快速沉積的主要特征表現(xiàn)；斜層理多分布在邊灘砂體中部。這些層理在邊灘砂體中可以單獨(dú)出現(xiàn)，也可以在剖面中縱向疊置，具有明顯的沖刷特點(diǎn)。波狀層理主要分布在河漫亞相粉砂巖以及泥巖中。

研究區(qū)延10油層組分為延101、延102兩個(gè)砂層組，其中延101又可進(jìn)一步細(xì)分為延101-1、延101-2兩個(gè)小層。延101-1主體為1條河流，規(guī)模較小，自西向北東方向延伸，在研究區(qū)的北部形成兩條分支，砂體主要分布在研究區(qū)的北部和北西部，發(fā)育有邊灘、河漫沼澤等微相，砂體厚度分布為2～14 m，局部地區(qū)大于20 m，平均5.9 m；延101-2砂體比較發(fā)育，主河流河道方向?yàn)楸蔽飨蚰?，在中部形成分支，砂體主要為河道沉積，砂體厚度分布為1.5～20 m，局部地區(qū)大于20 m，平均14.1 m。延102油層組主要發(fā)育河道亞相，河道分叉明顯，砂體發(fā)育，分布廣泛，砂體厚度分布范圍2.5～35.6 m，局部地區(qū)大于50 m，平均22.1 m(圖2)。

表1 柳溝區(qū)延10油層組沉積相類型劃分

圖1 研究區(qū)延10油層組沉積微相柱狀圖

圖2 研究區(qū)延101-1、延101-2和延102小層沉積微相平面圖

3 儲(chǔ)層巖石學(xué)特征

依據(jù)標(biāo)準(zhǔn)的碎屑巖分類方案，進(jìn)行三端元投影發(fā)現(xiàn)，柳溝區(qū)侏羅系延安組延10油層組的主要巖性為長(zhǎng)石質(zhì)石英砂巖、巖屑質(zhì)石英砂巖、巖屑質(zhì)長(zhǎng)石砂巖、長(zhǎng)石質(zhì)巖屑砂巖，以淺灰色、灰白色細(xì)-中粒長(zhǎng)石質(zhì)石英砂巖為主，其余巖性次之(圖3)。碎屑組分中石英類約含69.98%、長(zhǎng)石類10.92%、巖屑類9.76%，填隙物含量6.5%～12.5%，平均9.34%，主要為硅質(zhì)、高嶺石水云母，其次為方解石、長(zhǎng)石質(zhì)、鐵方解石，還有少量閃鋅礦、黃鐵礦、重晶石。

圖3 吳起油田柳溝區(qū)延10儲(chǔ)層砂巖碎屑成分三角圖

從巖心及巖石薄片分析中得出，延安組延10油層組為一套河流相沉積的碎屑巖煤系地層[9]，砂巖顆粒以中-粗粒為主，具有較為完整的一套粒級(jí)變化，在砂體中具有粒序性，組成砂巖的碎屑物質(zhì)成分十分接近，不受粒級(jí)限制，說明它們屬于同一個(gè)物源體，來自西北方向。由于沉積時(shí)期與沉積環(huán)境不同，延10段主要為填平補(bǔ)齊式河流沉積，造成砂巖粒度在縱向上的不同，下部是以滯留礫巖、含礫粗砂巖、中粗砂巖及細(xì)砂巖為主，向上逐漸變?yōu)榉奂?xì)砂巖、粉砂巖，呈正粒序[9]，砂巖粒徑在0.12～0.8 mm之間，最大可達(dá)1.7 mm，砂巖顆粒磨圓度以次圓-次棱角狀、次圓狀為主，分選程度好、中等，膠結(jié)類型以孔隙式、接觸式為主，石英次生加大的現(xiàn)象較為普遍，成巖后生作用較強(qiáng)。

4 儲(chǔ)層物性及孔隙結(jié)構(gòu)特征

4.1 儲(chǔ)層物性特征

通過對(duì)研究區(qū)侏羅系延安組延10油層組的175塊樣品進(jìn)行分析得出，孔隙度最大為21.1%，最小為5.6%，平均16.95%；滲透率最大為1 448 mD，最小為0.205 mD，平均221.46 mD?？傮w上，延10油層組儲(chǔ)層物性較好。當(dāng)孔隙度小于17%時(shí)，滲透率增加幅度緩慢；當(dāng)孔隙度大于17%時(shí)，滲透率增加速度明顯較快。通過常規(guī)物性分析資料按數(shù)值區(qū)間歸類統(tǒng)計(jì)，研究區(qū)延10油層組儲(chǔ)層孔隙度主要集中在14%～18%之間，占樣品總數(shù)的79.78%(圖4)；儲(chǔ)層滲透性較好，滲透率1～10 mD的樣品占15.8%，10～100 mD的樣品占52%，大于100 mD的樣品占28.3%，而小于1 mD的樣品僅占3.9%(圖5)。由孔隙度、滲透率的分級(jí)標(biāo)準(zhǔn)與本區(qū)數(shù)據(jù)對(duì)比發(fā)現(xiàn)，延10油層組主要為一套中孔-中滲儲(chǔ)層，間夾少量中孔-低滲儲(chǔ)層。對(duì)延10油層組儲(chǔ)層進(jìn)行孔隙度與滲透率相關(guān)性分析，整體呈明顯的正相關(guān)性 (圖6)，可反映曲流河相砂巖孔隙型儲(chǔ)層的特征。

圖4 延10油層組孔隙度區(qū)間分布

圖5 延10油層組滲透率區(qū)間分布

圖6 延10油層組儲(chǔ)層孔隙度和滲透率關(guān)系

4.2 孔隙類型及結(jié)構(gòu)

根據(jù)區(qū)內(nèi)28塊樣品的分析統(tǒng)計(jì)，延10油層組面孔率平均10.86%，其可見的孔隙類型有粒間殘余孔隙、粒內(nèi)溶蝕孔隙、晶間孔、雜基微孔隙以及微裂隙等。粒間殘余孔隙在本區(qū)油層組的儲(chǔ)層中較為發(fā)育，也是主要的孔隙類型，占儲(chǔ)層孔隙總量的60%以上；粒內(nèi)溶蝕孔隙是僅次于粒間殘余孔隙的一種常見孔隙類型，占儲(chǔ)層孔隙總量的5%～20%；晶間孔主要是自生高嶺石重結(jié)晶形成的一種次生孔隙，孔徑較小，分布不均勻，延10油層組頂部的煤系地層附近砂巖中比較發(fā)育；雜基微孔隙存在于顆粒之間的雜基中，屬于孔隙小于1 μm的細(xì)小溶蝕孔隙，在分選較差的雜基含量較高的砂巖中常見；微裂隙主要是在成巖作用過程中所形成的長(zhǎng)石、石英因破裂而產(chǎn)生，對(duì)粒間殘余孔隙與粒內(nèi)溶蝕孔隙的連通起一定的作用；后三種孔隙類型在總孔隙中含量較少，僅為5%，但可改善砂巖儲(chǔ)層的物性。

描述孔隙結(jié)構(gòu)特征通常用壓汞法來進(jìn)行分析，通過壓汞法可進(jìn)一步研究孔喉分布及其連通性對(duì)儲(chǔ)層物性的影響。對(duì)吳起油田柳溝區(qū)延10油層組的巖心樣品進(jìn)行壓汞分析發(fā)現(xiàn)，延10油層組儲(chǔ)層毛細(xì)管壓力曲線表現(xiàn)特征為低排驅(qū)壓力，其值為0.004 1～1.672 5 MPa，平均0.14 MPa，中值壓力也較低，其值為0.027 6～4.928 7 MPa，平均0.99 MPa；喉道大且分布較好，喉道中值半徑最小0.25 μm，最大26.61 μm，平均4.49 μm，喉道分選系數(shù)為2.22～3.23，平均2.82；汞注入率高，最大汞飽和度97.1%，最小75.6%，平均汞飽和度87.99%。

按照孔隙、喉道的劃分標(biāo)準(zhǔn)，延10油層組孔隙結(jié)構(gòu)屬不均勻大孔-中孔粗喉型、大孔粗喉型，概率分布曲線呈三段型，與大喉道連通的孔隙占35%，與中等喉道連通的孔隙占15%，與小喉道連通的孔隙占15%，滲透率越高，孔隙結(jié)構(gòu)越好。

5 儲(chǔ)層主控影響因素分析

5.1 沉積微相對(duì)儲(chǔ)層物性的影響

吳起油田柳溝區(qū)侏羅系延10油層組儲(chǔ)層主要為曲流河相，以河道沉積為主，含有多種沉積微相，不同的沉積微相其巖石學(xué)及物性特征也有差異(表2)。河床滯留微相以中-粗砂巖為主，含有粗礫巖，分選性、磨圓度較差，孔隙度平均值15.2%，滲透率平均值87.4 mD；邊灘微相的物性較好，巖性以中-粗砂巖和中-細(xì)砂巖為主，夾有礫巖、粉砂巖、泥巖，孔隙度與滲透率均較高，平均值分別為16.8%、98.3 mD，其砂體是研究區(qū)內(nèi)最重要的油氣儲(chǔ)集體。上覆沉積的漫灘、河床相沉積差異壓實(shí)為主導(dǎo)的同沉積構(gòu)造，對(duì)延10油層組儲(chǔ)層特征起到了控制作用；河漫灘和河漫沼澤微相以粉砂巖為主，粒度較細(xì)，物性一般；而天然堤微相與河漫亞相相比物性較好，孔隙度平均值10.6%，滲透率平均值25.6 mD。

5.2 砂巖粒度對(duì)儲(chǔ)層物性的影響

從巖心及巖石薄片分析，延10油層組砂巖以中-粗粒砂巖為主，包括粉砂巖、細(xì)砂巖、中砂巖、粗砂巖、含礫粗砂巖及細(xì)礫巖，其中含中-粗粒砂巖的儲(chǔ)層物性相對(duì)較好，其余次之；其粒度與孔隙度、滲透率之間呈正相關(guān)[10]，粒度越大，孔隙度、滲透率越好(圖7)。

表2 吳起油田柳溝區(qū)延10油層組不同沉積微相對(duì)儲(chǔ)層物性的控制

圖7 吳起油田柳溝區(qū)延10儲(chǔ)層“四性”關(guān)系圖

5.3 成巖作用對(duì)儲(chǔ)層孔隙的影響

研究表明成巖作用對(duì)曲流河儲(chǔ)層特征、砂巖儲(chǔ)集性能以及孔隙演化有一定的影響，對(duì)研究區(qū)延安組延10油層組儲(chǔ)層物性影響最大的成巖作用主要表現(xiàn)有壓實(shí)作用、溶蝕作用以及膠結(jié)作用。壓實(shí)作用主要發(fā)生在成巖作用的早期，在上覆沉積物的重力作用下，砂巖顆粒排列更加緊密，原生粒間孔隙變小，并伴有微粉晶團(tuán)塊狀菱鐵礦析出，儲(chǔ)層物性變差(圖8a，顆粒定向排列，大量云母碎片，大量黏土雜基，壓實(shí)作用使砂巖失孔)；溶蝕作用主要是由于儲(chǔ)層砂巖發(fā)生了強(qiáng)烈的長(zhǎng)石溶蝕和高嶺土化作用，并產(chǎn)生了次生孔隙(圖8b，長(zhǎng)石溶蝕強(qiáng)烈形成的板狀溶孔)。由于前期被壓實(shí)作用破壞嚴(yán)重的原生粒間孔隙降低了儲(chǔ)集性能，此時(shí)的次生孔隙成為儲(chǔ)層中重要的儲(chǔ)集空間類型，而且促使石英次生加大，在特定部位形成了石英次生加大低滲透帶，在一定程度上改善了儲(chǔ)層物性；膠結(jié)作用在研究區(qū)內(nèi)延10油層組儲(chǔ)層發(fā)揮的是破壞性作用，由于高嶺石、鐵白云石、石英、硬石膏和瀝青在砂巖中的差異析出，對(duì)孔隙喉道造成堵塞，使得砂巖的儲(chǔ)集孔隙進(jìn)一步減小，降低儲(chǔ)層性能(圖8c，長(zhǎng)石發(fā)亮藍(lán)色光，蝕變普遍；高嶺石充填孔隙，發(fā)靛藍(lán)色光)。

圖8 吳起油田柳溝區(qū)延10油層組儲(chǔ)層成巖作用特征

6 結(jié) 論

(1)吳起油田柳溝區(qū)延10油層組主要發(fā)育曲流河相，區(qū)內(nèi)以河床亞相和河漫亞相為主，發(fā)育有邊灘、河漫沼澤等微相。延10油層組儲(chǔ)層的巖性以細(xì)-中粒長(zhǎng)石質(zhì)石英砂巖為主，砂巖顆粒為中-粗粒，磨圓度以次圓-次棱角狀、次圓狀為主，分選程度好、中等。

(2)延10油層組儲(chǔ)層主要為一套中孔-中滲儲(chǔ)層，其面孔率平均10.86%，主要的孔隙類型有粒間殘余孔隙、粒內(nèi)溶蝕孔隙、晶間孔、雜基微孔隙以及微裂隙。延10油層組儲(chǔ)層毛細(xì)管壓力曲線表現(xiàn)特征為低排驅(qū)壓力，孔隙結(jié)構(gòu)屬不均勻的大孔-中孔粗喉型、大孔粗喉型。

(3)研究區(qū)內(nèi)儲(chǔ)層的主控因素主要有沉積微相、砂巖粒度以及成巖作用，其中沉積微相展布特征與孔隙度、滲透率等值線圖具有很好的相關(guān)性，孔隙度與滲透率越好之處砂體越厚，砂巖粒度越大儲(chǔ)層物性越好；成巖作用中壓實(shí)作用和膠結(jié)作用對(duì)儲(chǔ)層有破壞性作用，而非建設(shè)性作用，溶蝕作用則對(duì)儲(chǔ)層物性起到了一定改善作用。