下寺灣油田長2砂巖儲層物性特征對油氣分布的控制作用

李世開，張明琴，白棟林，曹延平，徐 寧，白 峰，姜紅艷

(延長油田股份有限公司 下寺灣采油廠，陜西 延安 716000)

下寺灣油田地處鄂爾多斯盆地陜北斜坡帶的東南部。位于延安以南，志丹以東，富縣以北，面積約1414.7 km2。

下寺灣油田勘探始于70年代，經過30多年的勘探開發證實，下寺灣地區中生界延安組、延長組具有豐富的油氣資源，其中尤以延長組長2油層砂體厚度大、物性好，具有良好的勘探前景，目前已發展成具有40萬噸產能的中型石油企業。

1 長2砂巖儲層的巖石學特征

1.1 砂巖類型

長2砂巖為一套三角洲前緣～平原分流河道沉積為主的砂體，單體砂厚一般8～38 m，油層厚度一般為8～14 m，儲層砂巖類型以淺灰色～灰白色細粒塊狀長石砂巖、含泥質細粒長石砂巖、含灰質細粒長石砂巖。

1.2 砂巖礦物特征

1.2.1 碎屑成分

通過對長2砂巖的礦物鑒定，砂巖的碎屑組成主要以長石為主，含量為37% ～48%，石英含量為27% ～35%，巖屑含量8% ～12%，膠結物含量占10% ～15%，主要為綠泥石，其次為方解石和長石，石英質加大礦物，見表1。

表1 下寺灣油田延長組儲層巖礦統計

1.2.2 填隙物成分

填隙物成分主要有綠泥石、方解石、鐵方解石、菱鐵礦、石膏、硅質、長石質等。

1.3 砂巖巖石結構及膠結類型

下寺灣地區長2砂巖成分成熟度較低，其結構成熟度則表現為相對較高的特點。砂巖顆粒表現為均一的細粒～極細粒，主要粒徑0.1～0.4 mm，分選性好～中等;碎屑顆粒呈次園～次棱;支撐類型多為顆粒支撐;接觸方式以線、點－線接觸為主;膠結類型為孔隙及孔隙－薄膜膠結過渡性。數據見表2。

2 長2砂巖儲層孔隙類型

2.1 孔隙類型及孔隙組合特征

根據鑄體薄片觀察，下寺灣地區長2砂巖的常見孔隙類型主要為原生粒間孔，粒間溶孔、顆粒內溶孔、粘土晶間孔及微孔隙，根據鑄體薄片統計，面孔率一般為4.5% ～11.8%，主要由殘余粒間孔、顆粒內溶孔組成，微孔隙含量較少。統計見表3。

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表2 下寺灣油田長2油層膠結物類型及巖石結構統計表

表3 下寺灣油田長2油層巖石組份及孔隙類型統計表

2.2 物性特征

根據其孔隙度分析結果，對lp28長222砂巖孔隙度進行統計，長222砂巖孔隙度介于3.3%～17.3%之間，平均為11.7%，孔隙度大于9%(有效孔隙度下限)的樣品占77%，孔隙度大于12.8%(有效孔隙度平均值)的樣品占53%(數據見圖1)，總體上屬超低－特低孔儲層。

2.2.1 孔隙度分布范圍及頻率分布特征

圖1 柳洛峪油田柳評28井長222孔隙度頻率分布圖

2.2.2 滲透率分布范圍及頻率分布特征

滲透率分析結果表明，長222(lp28)砂巖滲透率介于0.194～2.932×10－3μm2之間，平均為0.71×10－3μm2，滲透率大于 0.49×10－3μm2(相當于孔隙度大于9%)的樣品占57%，滲透率大于0.89×10－3μm2(相當于孔隙度大于12.8%)的樣品占34%(數據見圖2)，長222皆屬超低～特低滲儲層。

圖2 柳洛峪油田lp28井長222滲透率頻率分布圖

2.3 孔隙結構特征

根據壓汞資料及孔隙結構分析，下寺灣地區長2儲集砂巖的孔隙結構以中孔細吼為主，部分小孔中細吼型、小孔細吼型、小孔微細吼型、細孔微吼型。長2儲集巖的孔隙度一般為10.39% ～15.6%，滲透率一般 0.43～78.3×10－3μm2，排驅壓力一般0.0538～11.75 MPa，最大連通吼道半徑0.61～136.6 μm，最大進汞飽和度 97.81%，退汞效率16.8% ～30.72%，分選系數0.59～3.2962。依據鄂爾多斯盆地中生界砂巖儲集層分類評價標準(趙靖舟，2003)，下寺灣地區長2儲集砂巖屬于低孔—特低孔、低滲—特低滲、中孔細吼型、小孔中細吼型、小孔微細吼型儲層，數據見表4。

表4 延長組油層壓汞試驗分析表

圖3 泉802井毛管壓力曲線

圖4 泉808井毛管壓力曲線

圖5 lp24井第36號樣毛管壓力曲線

圖6 lp24井第47號樣毛管壓力曲線

圖7 lp21井第13號樣毛管壓力曲線

3 成巖作用對儲層物性的影響

研究表明，成巖作用是導致長2砂巖物性差的根本原因。長2油層由于埋藏淺，淺壓實、壓溶作用較弱，儲層主要以粒間孔為主，占總孔隙的74.7%，儲層結構成熟度高而礦物成熟度低，顆粒間以線接觸為主.儲層研究認為，延長組長2油層成巖作用大致可以劃分為3個階段。

3.1 機械壓實與化學壓實作用

屬早成巖期A段，由于長2儲層的巖石學特征表現為:礦物成熟度低，而結構成熟度較高，但儲層埋藏較淺，淺層壓實，壓溶作用較弱，碎屑顆粒基本上無明顯的擠壓變形，顆粒間原生粒間孔保存較好，鑄體薄片分析資料明顯看出，儲層主要孔隙空間為剩余粒間孔，占部面孔率的73.7%，主要的成巖作用表現為，自生綠泥石膜的生長期，儲層次生膠結物中，以綠泥石為主，含量4% ～4.1%，一般占膠結物總量的70%左右。X衍射分析(見表5)，儲層內粘礦物以綠泥石為主，占粘土總量的83.3%，次為伊利石，占13%，并含少量的伊/蒙粘土混層礦物，占3.7%.綠泥石是在砂巖沉積后不久，由地層水中析出并以薄膜形式沉淀在碎屑顆粒的表面.致使巖石孔隙直徑縮小，顆粒表面增加，從而大大降低了儲層的孔隙體積和滲透率，并使顆粒表面性質變差。據產生的Fe(OH)3膠體沉淀對油層滲透率傷害極大，因此油層酸化改造應十分慎重。

圖8 lp24井第39號樣毛管壓力曲線

3.2 膠結作用

屬早成巖期B段，膠結作用是碎屑巖成巖的重要階段。本區長2儲層膠結作用主要包括綠泥石膜析出，方解石鐵方解石的析出，長石石英質的次生加大以及少量石膏的充填膠結等4種。它們填充堵塞儲層原生孔隙、喉道、使孔，滲性大幅度降低。油層段內，方解石鐵方解石含量一般在2.0% ～4.5%，占膠結物總量的30%。方解石，鐵方解石在孔喉內的充填方式在油層段內各不相同;在物性較好的含油層段內，鐵質礦物多以粒間孔內半充填狀充填。含量一般小于5%，對儲層物性影響小，儲層孔滲最好;在聲波時差低于230us/m，電性相對較差的層段，一般為鈣質膠結致密砂巖，鈣質礦物多以孔隙式全充填孔喉，含量一般在5% ～10%，對儲層物性影響中等，儲層孔滲性中等。它主要影響儲層內油水分異，增加儲層非均質性;這類砂層，經取芯常規物性分析，孔隙度為9% ～13.3%，滲透率為0.12～0.56×10－3μm2，儲層段內還存在一類致密砂層，呈夾層狀分布，厚度往往為0.5～1.2 m，往往定為鈣質夾層。方解石，鐵白云石多以基底式或嵌晶式膠結，含量一般在10% ～15%，它主要影響儲層在縱向上的連通性，一般起到分割儲層的作用，使塊狀儲層變為層狀油層，增加儲層在縱向上的非均質性，在局部可成為影響地下流體流動的遮擋層。由于鈣質夾層厚度大，單層橫向上一般可延伸2－3 km。經物性證實，鈣質夾層平均孔隙度≤12%，滲透率0.05～0.1×10－3μm2，電性特征表現為微電極呈尖峰狀，值高，電位，梯度曲線的幅度差小。長22層組三個小層I類滲砂層段內鈣質夾層個數統計結果見表6。

表5 下寺灣油田粘土礦物X射線衍射分析數據表

表6 滲砂層段內鈣質夾層個數統計結果

鈣質夾層的分布是決定儲層非均質性和影響地下流體流動的重要因素。本區儲層內，其分布受沉積微相的控制較明顯，往往在砂層厚度大，原生孔隙發育的分流河道主砂體帶內相對比較發育。這是因為，在這樣的儲層中，孔隙水易于流動，當其中的CaCO3濃度達到飽和時，在適當PH值、Eh值條件下，發生沉淀。

3.3 溶蝕作用

屬晚成巖期A段。本區儲層(溶蝕作用較弱)，埋藏淺(平均600m左右，西部800～900m)，上覆地層壓力小，所以，成巖溶蝕作用較弱.從已有鑄體薄片資料顯示，該油層組儲層，平均孔徑87 μm，主要粒徑范圍0.1～0.4 mm，長石巖屑以及碳酸鹽膠結物等成巖溶蝕所產生的溶孔較少，占總面孔率的25.3%其中碳酸鹽膠結物溶孔占總面孔率的11.2%;由此可見，長22儲層經成巖溶蝕作用所產生的溶蝕孔不發育，壓實作用和膠結作用為本區主要的成巖類型。

物性變差的主要原因為機械壓實與化學壓實作用及膠結作用。

4 長2儲層物性特征對油氣的分布富集的控制作用

4.1 砂巖發育帶控制了油氣的分布

長22油組為低～特低滲透儲層。從長221～長222滲砂層分布及滲透率分布圖上都反映出，滲砂巖發育的地方，物性好，而油氣正好分布于這些部位。從試油成果亦可以看出，產油井大多處于主體砂巖發育帶中，而油層都沿主體砂巖帶的延展方向展布。相反，在主砂體帶以外油氣就明顯減少，所以砂巖發育帶控制了油氣的分布。

4.2 構造與砂巖發育帶相結合部位是油氣富集的有利場所

在本研究區內近南北向展布的河道，必然會配套形成同方向展布的分流河間洼地，在西傾大單斜的背景下，分布于分流河道兩側分流河間洼地沉積的泥質巖(該沉積特征在長223，長221期明顯.而長222由于河道往復側遷，沉積砂體大連片，分流間洼地沉積泥巖不十分明顯)與河道側翼的致密巖性，構成東西兩側或上傾方向的巖性遮擋。西傾大單斜背景上近北東－南西向的一系列鼻狀隆起，構成油藏局部圈閉，在油藏下傾方向為構造控制，在巖性與構造的配合下，形成特殊的巖性－構造油藏的遮擋條件。

表7 延長組滲透率平面變化分析表

4.3 上傾方向的致密巖性遮擋控制

巖性遮擋:一是指砂質巖相變為泥質巖相的遮擋作用;二是指因砂巖內部結構的變化，而砂巖本身形成致密遮擋作用。在鼻隆帶及構造上傾方向，均存在滲砂巖尖滅區形成巖性遮擋.而在主力油層長中，由于砂層大連片，無明顯的滲砂層尖滅區存在，造成油層上傾方向遮擋的主要因素為后期成巖作用所形成的巖性致密遮擋帶。

縱向上，油藏圈閉條件有巖性圈閉和地層圈閉兩種。巖性圈閉主要表現在本研究區西南的長232油藏，在長223砂層的上部，往往存在4－5 m厚的河流“二元結構的”的“頂層沉積層”——即泥巖或粉砂質泥巖層。該沉積層正好起到了長223油藏上部封閉蓋層的作用。顯然，如果沒有這一蓋層的分隔，油氣就會穿越長223砂層向上運移到長222或長中聚集形成油藏。從而就不會有長223油藏的形成了。而本區北部和東北部的長222和長221油層，由于小層縱向上砂體迭合，無泥巖分隔層存在，因而，往往形成長221和長222迭合在一起的長22油組中上部油藏體系。除了因局部長221層砂巖不發育形成泥巖層，對長222油藏的形成起到頂部蓋層作用外，長221和長222油層往往迭加，共同組成長22油層上部油藏體系(見表7)。

另外，北界的陜甘古河道對北側長22油組遭受不同程度的侵蝕。在這基礎上沉積了巨厚的富縣組地層。其巖性為礫巖，中粗粒混合砂巖，分選極差，膠結致密，孔隙度較低。因此，這套地層的底部對長22油層的油氣富集起到了巖性封閉作用。尤其對長和長222油層而言作用更為直接。

5 結論

綜上所述，下寺灣油田東區油氣富集規律及控制因素可歸納為:砂巖發育帶控制了油氣的分布，相對高滲區是油氣富集的主要指向;局部致密巖性遮擋造成油氣聚集的分區性;區域性地層遮擋是形成油田的主要控制因素;構造與砂巖發育帶相結合部位是油氣富集的有利場所。

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