姬塬油田長(zhǎng)7 油藏儲(chǔ)層特征研究

焦 滔，高銀山，李坤全，劉敏昭，王博濤，張志鵬

（1.中國(guó)石油長(zhǎng)慶油田分公司第五采油廠，陜西西安 710200；2.中國(guó)石油大學(xué)（北京），北京 102249）

姬塬油田長(zhǎng)7 油藏勘探評(píng)價(jià)始于2007 年，截止目前已發(fā)現(xiàn)出油井點(diǎn)42 個(gè)，試油日產(chǎn)油1.53 t～31.45 t，初步展現(xiàn)出良好的成藏潛力。整個(gè)長(zhǎng)7 油層組按旋回及巖性組合進(jìn)一步可細(xì)分為長(zhǎng)71、長(zhǎng)72、長(zhǎng)73三個(gè)砂組，其中以長(zhǎng)71砂巖最為發(fā)育。油層組產(chǎn)狀十分平緩，構(gòu)造特征與區(qū)域特征一致，為一低傾角西傾單斜，同時(shí)各小層構(gòu)造具有較好的繼承性。

2010 年以來(lái)先后圍繞羅1、黃152 等井點(diǎn)進(jìn)行滾動(dòng)建產(chǎn)試驗(yàn)，累計(jì)鉆井68 口，試采初期單井產(chǎn)能1.8 t，半年后基本穩(wěn)定在1.2 t 左右，整體評(píng)價(jià)試驗(yàn)效果較好。

1 沉積特征

沉積相是沉積環(huán)境及其在該環(huán)境下形成的沉積物或沉積巖特征的綜合，沉積相控制著油氣儲(chǔ)層的分布，并在較大程度上控制著儲(chǔ)集體的物性。從區(qū)域沉積背景及前人研究成果來(lái)看，姬塬地區(qū)延長(zhǎng)組處于內(nèi)陸湖泊－三角洲沉積環(huán)境中，長(zhǎng)7 沉積時(shí)期盆地基底劇烈下沉，湖盆發(fā)育達(dá)到鼎盛時(shí)期，半深湖－深湖沉積廣泛分布[1]。

結(jié)合區(qū)域43 口取心井的巖心分析成果及錄井和測(cè)井資料，綜合巖石學(xué)特征、沉積構(gòu)造、剖面結(jié)構(gòu)、測(cè)井響應(yīng)特征等主要相標(biāo)志，認(rèn)為姬塬油田長(zhǎng)7 油層組主要發(fā)育三角洲和湖泊兩種沉積相（見(jiàn)表1）。其中三角洲相以三角洲前緣亞相為主，主要發(fā)育水下分流河道、河口壩、水下天然堤、水下分流間灣等微相；湖泊相以半深湖－深湖亞相為主，主要發(fā)育在下部長(zhǎng)73層，巖性以灰黑色泥巖、油頁(yè)巖為主，夾薄層粉砂質(zhì)泥巖[2]。長(zhǎng)7各時(shí)期發(fā)育7～10 條水下分流河道，大體呈條帶狀自東北向西南分支、交匯、擺動(dòng)；長(zhǎng)73、長(zhǎng)722時(shí)期水下分流河道規(guī)模較小，前三角洲及半深湖－深湖亞相分布范圍較廣。長(zhǎng)711、長(zhǎng)712、長(zhǎng)721時(shí)期水下分流河道范圍分布較廣且延伸較遠(yuǎn)，水下分流河道之間為水下天然堤及水下分流間灣，局部水下分流河道的河口處發(fā)育反韻律的河口砂壩沉積。

表1 姬塬油田長(zhǎng)7 層沉積相分類表

2 儲(chǔ)層特征

2.1 巖石學(xué)特征

2.1.1 巖性特征 姬塬油田長(zhǎng)7 段儲(chǔ)層主要以灰色、深灰色長(zhǎng)石砂巖和巖屑質(zhì)長(zhǎng)石砂巖為主。通過(guò)巖心觀察和測(cè)井曲線判識(shí)，其中長(zhǎng)73以泥巖為主，區(qū)域北部和東北部局部有砂巖發(fā)育；長(zhǎng)72在靠近物源的區(qū)域以砂泥互層為主，靠近湖盆中心的區(qū)域發(fā)育厚層泥巖；長(zhǎng)71主要以砂巖和砂巖－泥巖互層為主。

2.1.2 碎屑顆粒特征 碎屑巖顆粒組分主要包括石英、長(zhǎng)石和巖屑三種，碎屑顆粒的總體含量和相對(duì)含量都反映著該地區(qū)沉積的母巖情況。該區(qū)長(zhǎng)7 段砂巖的碎屑組分主要為長(zhǎng)石、石英、巖屑和黑云母，碎屑組分占巖石總體的57 %～96 %，平均占巖石總體的80 %（見(jiàn)圖1）。區(qū)域儲(chǔ)層由長(zhǎng)73到長(zhǎng)71，長(zhǎng)石組分含量稍有增加，石英組分整體降低，巖屑的含量基本穩(wěn)定，這一變化反映了沉積與水動(dòng)力環(huán)境和物源有一定的相關(guān)性。

2.1.3 填隙物特征 填隙物包括雜基和膠結(jié)物，區(qū)域長(zhǎng)7 段砂巖中填隙物含量分布在4 %～43 %，主要分布在10 %～20 %。

長(zhǎng)7 段儲(chǔ)層巖石雜基主要為粘土基質(zhì)，雜基占巖石總體積的百分含量最高達(dá)25 %，平均占5 %。膠結(jié)物主要包括碳酸鹽、綠泥石、高嶺石等自生粘土礦物以及少量的硅質(zhì)等，膠結(jié)類型以孔隙式膠結(jié)和基底式膠結(jié)為主。

2.2 孔隙類型

姬塬油田長(zhǎng)7 儲(chǔ)層孔隙類型仍以原生孔隙為主，大部分原生孔隙都有后期改造特征，如壓實(shí)縮小、充填殘余或者溶蝕擴(kuò)大。孔隙形態(tài)不規(guī)則，多以殘余的形態(tài)附于顆粒的邊緣。孔隙的連通性極差，吼道大都被雜基充填或者膠結(jié)物充填（見(jiàn)表2）。

2.3 成巖特征

儲(chǔ)層的成巖特征研究主要是對(duì)儲(chǔ)層的成巖作用和成巖演化等進(jìn)行刻畫(huà)研究，分析清楚儲(chǔ)層的成巖演化程度及其對(duì)儲(chǔ)層物性的影響，為油田的進(jìn)一步勘探開(kāi)發(fā)做準(zhǔn)備。儲(chǔ)層的原始孔隙結(jié)構(gòu)特征和分布規(guī)律受沉積因素控制，但在埋藏成巖過(guò)程中，儲(chǔ)層的儲(chǔ)集空間受到成巖作用的改造。

圖1 姬塬油田長(zhǎng)7 層碎屑顆粒百分含量及組分比例圖

表2 姬塬油田長(zhǎng)7 層孔隙類型及面孔率統(tǒng)計(jì)表

2.3.1 成巖作用 姬塬地區(qū)長(zhǎng)7 段砂巖儲(chǔ)層中常見(jiàn)的成巖作用類型有：機(jī)械壓實(shí)作用、壓溶作用、膠結(jié)作用、交代作用和溶蝕作用，根據(jù)其對(duì)儲(chǔ)層儲(chǔ)集性能的影響可分為建設(shè)性和破壞性兩類。

2.3.1.1 機(jī)械壓實(shí)作用 機(jī)械壓實(shí)作用最終的成巖效應(yīng)是減小顆粒間的空間體積，使原始孔隙度降低，該區(qū)長(zhǎng)7 段壓實(shí)作用對(duì)原生孔隙起著主要的破壞作用。壓實(shí)作用主要發(fā)生于成巖作用早期，對(duì)埋深較淺的地層作用較明顯，是原生孔隙減少的最主要原因之一，表現(xiàn)為剛性顆粒發(fā)生破裂、塑性顆粒發(fā)生變形和碎屑顆粒接觸更加緊密。

2.3.1.2 壓溶作用 壓實(shí)作用繼續(xù)的結(jié)果就可導(dǎo)致剛性的碎屑顆粒的壓溶作用，該區(qū)長(zhǎng)7 段雜基和粘土的含量稍高，壓溶作用不甚明顯，僅在部分地區(qū)表現(xiàn)為顆粒的凹凸接觸和縫合接觸。

2.3.1.3 膠結(jié)作用 膠結(jié)作用是指在溫度和壓力升高的條件下，孔隙水中過(guò)飽和的溶解組分發(fā)生沉淀，將碎屑沉積物膠結(jié)成巖。據(jù)薄片鑒定結(jié)果統(tǒng)計(jì)來(lái)看，該區(qū)長(zhǎng)7 段膠結(jié)物主要有自生粘土礦物、碳酸鹽礦物及少量的硅質(zhì)膠結(jié)等。

2.3.1.4 交代作用 交代作用是一種礦物被另一種成分不同的礦物替代的作用，實(shí)質(zhì)上是溶解和沉淀同時(shí)進(jìn)行的化學(xué)平衡過(guò)程，交代前后原巖的體積不變。該區(qū)長(zhǎng)7 段交代作用非常強(qiáng)烈，交代類型豐富，主要表現(xiàn)在碳酸鹽礦物對(duì)碎屑顆粒長(zhǎng)石、石英等的交代作用和粘土礦物交代碎屑顆粒長(zhǎng)石、石英等。另外膠結(jié)物之間也有互相交代。

稅收政策的改革吸引了所有企業(yè)的目光，因?yàn)闋I(yíng)改增的實(shí)施使得企業(yè)應(yīng)繳稅額發(fā)生了變化，企業(yè)要對(duì)稅額的數(shù)目再計(jì)算。繳納稅款會(huì)得到相應(yīng)的繳稅發(fā)票，目前的增值稅發(fā)票由專用發(fā)票和普通發(fā)票這兩種組成。專用發(fā)票是一般企業(yè)納稅人可以持有的，對(duì)其票面額度計(jì)算不是很復(fù)雜，計(jì)算的主要依據(jù)是商品交易中拿到的專用發(fā)票稅款，通過(guò)對(duì)其進(jìn)行稅款抵消達(dá)到減少稅收被重復(fù)征收的情況。普通發(fā)票是企業(yè)規(guī)模較小納稅人經(jīng)過(guò)雙方交易企業(yè)充分協(xié)商獲得的。

2.3.1.5 溶蝕作用 通過(guò)普通薄片與鑄體薄片的觀察分析，該區(qū)長(zhǎng)7 段溶蝕主要以長(zhǎng)石和石英顆粒的溶蝕和填隙物的溶蝕為主。長(zhǎng)石沿顆粒的邊緣或解理方向進(jìn)行溶蝕，形成粒內(nèi)蜂窩狀溶孔和長(zhǎng)石邊界被溶蝕現(xiàn)象，極個(gè)別情況下可見(jiàn)長(zhǎng)石中心被溶蝕的現(xiàn)象，在溶蝕徹底的情況下可形成鑄模孔。

2.3.2 成巖相垂向演化特征 姬塬油田長(zhǎng)7 段成巖作用較強(qiáng)烈，尤其以溶蝕作用和膠結(jié)作用較發(fā)育，通過(guò)鏡下薄片觀察成果來(lái)看，該區(qū)砂巖可劃分為強(qiáng)壓實(shí)、強(qiáng)壓實(shí)－長(zhǎng)石溶蝕、強(qiáng)壓實(shí)－晚期碳酸鹽膠結(jié)、強(qiáng)壓實(shí)－早期碳酸鹽膠結(jié)、早期碳酸鹽膠結(jié)交代、長(zhǎng)石溶蝕－早期碳酸鹽膠結(jié)、早期碳酸鹽膠結(jié)等7 種成巖相。垂向上樣品的分布控制了所有層，長(zhǎng)7 段各小層成巖相分布同樣具有顯著的特征（見(jiàn)圖2）。

長(zhǎng)73以長(zhǎng)石溶蝕－早期碳酸鹽膠結(jié)成巖相和強(qiáng)壓實(shí)－長(zhǎng)石溶蝕為主，主要是由于該層泥巖非常發(fā)育，在泥巖生烴過(guò)程中產(chǎn)生的大量的有機(jī)酸和CO2對(duì)長(zhǎng)石的溶蝕作用非常強(qiáng)烈。長(zhǎng)722強(qiáng)壓實(shí)－晚期碳酸鹽膠結(jié)成巖相較多，早期碳酸鹽膠結(jié)成巖相次之，早期的碳酸鹽溶解為油氣的儲(chǔ)存創(chuàng)造了一定的空間。長(zhǎng)721強(qiáng)壓實(shí)成巖相和早期碳酸鹽膠結(jié)充填成巖相所占比例較大，在成巖過(guò)程中免于酸性流體的侵入溶蝕，同時(shí)也免于碳酸鹽的膠結(jié)交代，反而成為儲(chǔ)集油氣的主要成巖相類型。長(zhǎng)712強(qiáng)壓實(shí)成巖相尤為顯著，該層的成巖作用比較簡(jiǎn)單，以強(qiáng)壓實(shí)作用為主，溶蝕作用和膠結(jié)作用均比其下伏地層弱，為油氣儲(chǔ)集提供了一個(gè)相對(duì)較好的環(huán)境。長(zhǎng)711強(qiáng)壓實(shí)－長(zhǎng)石溶蝕相發(fā)育，強(qiáng)壓實(shí)相次之，有早期的方解石膠結(jié)充填也有晚期的鐵方解石、白云石膠結(jié)，但是膠結(jié)作用在該小層并不是主要的成巖作用。

2.4 物性特征

2.4.1 物性特征 儲(chǔ)層物性主要受到沉積作用、成巖作用和構(gòu)造作用的影響，儲(chǔ)層物性主要通過(guò)孔隙度和滲透率兩個(gè)參數(shù)表征。姬塬地區(qū)長(zhǎng)7 段儲(chǔ)層物性相對(duì)較差，巖性分析數(shù)據(jù)統(tǒng)計(jì)表明：孔隙度主要分布在6.0 %～12.0 %，平均孔隙度為7.3 %；滲透率主要分布在0.1×10-3μm2～1.0×10-3μm2，平均滲透率為0.13×10-3μm2，為低孔超低滲儲(chǔ)層（見(jiàn)圖3）。從小層分布情況來(lái)看，長(zhǎng)71層為相對(duì)優(yōu)勢(shì)儲(chǔ)層，儲(chǔ)層物性明顯好于長(zhǎng)72和長(zhǎng)73層。

圖2 姬塬油田長(zhǎng)7 段各小層砂巖成巖相分布圖

圖3 姬塬油田長(zhǎng)7 層孔隙度、滲透率分布直方圖

2.4.2 孔滲關(guān)系 根據(jù)孔隙度和滲透率交匯圖來(lái)看，孔隙度和滲透率呈一定的正相關(guān)性，隨著孔隙度增大，滲透率也相應(yīng)地增大。另外，在孔隙度很高的樣品中也有滲透率偏低的現(xiàn)象，而滲透率低的樣品中孔隙度較高的現(xiàn)象卻相對(duì)較少；由此可以推斷出，該區(qū)孔隙的連通性較差，往往在孔隙度較高的地區(qū)易形成低滲帶（見(jiàn)圖4）。

圖4 姬塬油田長(zhǎng)7 油層組孔隙度－滲透率交匯圖

2.4.3 儲(chǔ)層物性垂向變化特征 姬塬地區(qū)長(zhǎng)7 油層組孔隙度在垂向上分布有兩個(gè)主要的峰值帶，分別發(fā)育在2 500 m 左右和2 700 m 左右。總體來(lái)看該地區(qū)儲(chǔ)層孔隙度由淺變深逐漸減小，在上部和中部分布發(fā)育了A、B 兩個(gè)高孔隙帶，這兩個(gè)高孔隙帶的發(fā)育與成巖作用的兩次溶蝕作用密切相關(guān)。

該區(qū)長(zhǎng)7 油層組滲透率的垂向分布與孔隙度的垂向分布較吻合。在孔隙度發(fā)育的A、B 孔隙度滲透率也相應(yīng)的發(fā)育了a、b 滲透率高值帶（見(jiàn)圖5）。a 滲透率高值帶發(fā)育在較淺層，與該層的孔隙度相比較，孔隙度在該層主要發(fā)育在5 %以上，整體值都較高，但是滲透率雖然發(fā)育為高值帶，但是在該層位中滲透率較低的值也較多。反映了該地區(qū)孔隙度和滲透率有一定的相關(guān)性，但孔隙度的發(fā)育沒(méi)有完全控制滲透率的發(fā)育，這可能是由于孔隙的聯(lián)通效果較差造成的。

3 儲(chǔ)層評(píng)價(jià)

姬塬油田長(zhǎng)7 段儲(chǔ)層屬于低孔特低滲類型儲(chǔ)層，根據(jù)低滲透儲(chǔ)層分類標(biāo)準(zhǔn)對(duì)該地區(qū)儲(chǔ)層進(jìn)行劃分，該區(qū)長(zhǎng)7 段儲(chǔ)層主要以Ⅳ類和Ⅴ類儲(chǔ)層為主（見(jiàn)表3）。從長(zhǎng)71到長(zhǎng)73儲(chǔ)層物性逐漸變差，儲(chǔ)層類型逐漸變差；長(zhǎng)71尚有部分Ⅲ類儲(chǔ)層和Ⅱ類儲(chǔ)層，長(zhǎng)72有少量Ⅲ類儲(chǔ)層，長(zhǎng)73以Ⅴ類儲(chǔ)層為主，有部分Ⅳ類儲(chǔ)層[3]。

圖5 姬塬油田延長(zhǎng)組長(zhǎng)7 段儲(chǔ)層孔隙度、滲透率垂向分布圖

表3 姬塬油田長(zhǎng)7 段儲(chǔ)層分類表

在長(zhǎng)71內(nèi)部，由上到下物性是逐漸變好的，儲(chǔ)層物性的類型也是由以Ⅳ類儲(chǔ)層和Ⅴ類儲(chǔ)層為主演化變到以Ⅲ類儲(chǔ)層和Ⅳ類儲(chǔ)層為主。總體而言，長(zhǎng)71儲(chǔ)層物性較好，Ⅲ類儲(chǔ)層有較大范圍的發(fā)育。

長(zhǎng)72儲(chǔ)層類型與長(zhǎng)71相同，發(fā)育有從Ⅲ類儲(chǔ)層到Ⅴ類儲(chǔ)層的三種類型，但是，各類型的分布范圍大有不同。整體來(lái)看長(zhǎng)72儲(chǔ)層物性較長(zhǎng)71明顯變差，儲(chǔ)層類型以Ⅳ類儲(chǔ)層和Ⅴ類儲(chǔ)層為主，并且Ⅴ類儲(chǔ)層發(fā)育面積較大。

長(zhǎng)73儲(chǔ)層的儲(chǔ)層類型以Ⅳ類儲(chǔ)層和Ⅴ類儲(chǔ)層為主，僅在黃14 井區(qū)局部發(fā)育少量Ⅲ類儲(chǔ)層。

4 結(jié)論與認(rèn)識(shí)

（1）姬塬油田長(zhǎng)7 油層組發(fā)育三角洲前緣亞相、前三角洲亞相及半深湖－深湖亞相，其中長(zhǎng)71小層主要發(fā)育水下分流河道微相，分流河道范圍分布較廣且延伸較遠(yuǎn)，為該區(qū)長(zhǎng)7 油層組的主要儲(chǔ)集體。

（2）姬塬地區(qū)長(zhǎng)7 儲(chǔ)層巖石類型為長(zhǎng)石砂巖和巖屑質(zhì)長(zhǎng)石砂巖，碎屑組分主要包括長(zhǎng)石、石英、巖屑和黑云母；填隙物含量分布在4 %～43 %，主要分布在10 %～20 %。

（3）姬塬地區(qū)長(zhǎng)7 儲(chǔ)層孔隙類型主要為粒間孔隙，儲(chǔ)層物性相對(duì)較差，平均孔隙度為7.3 %，平均滲透率0.13×10-3μm2，為低孔超低滲儲(chǔ)層；同時(shí)孔隙度和滲透率呈一定的正相關(guān)性，縱向上分布同樣吻合度較高，具有明顯的兩個(gè)峰值帶。

（4）姬塬地區(qū)長(zhǎng)7 段屬于低孔特低滲類型儲(chǔ)層，主要以Ⅳ類和Ⅴ類儲(chǔ)層為主，層間差異較大，整體上由淺到深逐步變差。

（5）姬塬油田長(zhǎng)7 油藏成藏條件有利，資源基礎(chǔ)可觀，試采效果良好。為實(shí)現(xiàn)油田長(zhǎng)期穩(wěn)產(chǎn)和資源有效接替，需繼續(xù)加大對(duì)長(zhǎng)7 儲(chǔ)層精細(xì)研究和礦場(chǎng)開(kāi)發(fā)認(rèn)識(shí)，逐步探索出適合致密油開(kāi)發(fā)的集成配套開(kāi)發(fā)技術(shù)與政策。

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