下寺灣油田蒲家溝地區長7成藏主控因素及儲層特征分析

王 超，張鳳博，楊 靜，張獻偉，狄立釗

（1.陜西延長石油（集團）有限責任公司研究院，陜西西安 710075；2.延長石油下寺灣采油廠，陜西延安 716000）

下寺灣油田蒲家溝區塊位于甘泉縣南部，2005年開始勘探開發，開發層位主要集中在三疊系延長組長6、長7及長8油藏。其中，研究區長7油藏是下寺灣油田下組合層系增儲上產的重要層位之一。筆者綜合調研以往學者研究成果，目前對該地區的長7油藏分布及儲層特征研究還較少，地質基礎研究還有待進一步深入[1，2]。本文基于以往學者研究成果，綜合分析蒲家溝地區長7段油層成藏主控因素。此外，根據巖心物性分析結果、掃描電鏡圖片及壓汞實驗數據分析長7儲層的巖石學特征及孔隙結構，并綜合測井資料及生產數據對含油性評價進行討論。期望在此基礎上能夠進一步研究蒲家溝長7油藏，并能夠指導后期蒲家溝區塊的有效生產開發。

1 油藏成藏主控因素分析

1.1 沉積相分析

在鄂爾多斯盆地延長組沉積過程中，長7組沉積時盆地基底整體下沉，進入湖盆鼎盛發育時期，大量的沉積物注入，使得長7油層組成為了三疊系延長組最重要的生油層系[3]。綜合以往學者對延長組長7組地層的研究分析認為，長7沉積時期物源來源方向以東北部和西南部為主，長7主要發育為半深湖-深湖亞相沉積[4]。其中，長73時期湖盆面積最大，主要發育以“張家灘頁巖”為主的暗色泥巖及高阻泥巖。長72及長71時期，湖盆面積相對長73時期減小，主要發育重力流沉積，微相以濁積水道沉積為主，產生的濁積巖砂體形成了長7時期最重要的油氣儲集砂體[5-7]。

1.2 烴源巖條件

鄂爾多斯盆地三疊系沉積過程中，延長組共發育有長7與長9兩套分布面積廣，沉積厚度大的優質烴源巖。其中，長7組烴源巖是延長組時期最重要的生油層系[3]，該套烴源巖有機質豐度高、該段高阻泥巖干酪根鑒定為I型或者II型，并且熱演化程度較高，均處于成熟-高成熟階段，擁有較強的生烴與排烴能力[2，8]。據中國陸相烴源巖有機質豐度評價標準，延長組長7段可被定義為優質烴源巖[9，10]。

1.3 油氣運移條件

研究顯示，研究區延長組長71和長72微裂縫與節理的存在，為下部烴源巖中生成的油氣提供了較好的運移通道。而長73泥頁巖巖性相對致密，與上部砂體之間形成向上的過剩壓力差為油氣向上運移提供了一定的動力[11]。此外，長71和長72段相對長73泥頁巖段，巖性較粗，儲層物性較好，顯示了一定的油氣存儲能力。依據趙靖舟學者對鄂爾多斯盆地的研究，長73中的油氣聚集可稱為源儲一體式的連續型油氣藏，而長72及長71由于砂體透鏡狀的不連續分布方式，其存儲的油氣也成透鏡狀分布，但這些中小型油氣藏之間鄰近分布，構成一定的油氣藏群，形成了準連續分布的油氣藏[12]。這些準連續油藏的存在能夠提供一個良好的勘探前景，但后期要進行有效開發，其儲層特征的研究就顯得至關重要。

2 儲層特征分析

2.1 巖性及物性特征

據蒲家溝區塊延長組長7段地層巖心、巖屑觀察及掃描電鏡等資料分析可得，該地區長7儲層為長石砂巖-巖屑砂巖，分選性較好，磨圓度以次棱角狀為主，總體成分成熟度較低。砂巖組分分析表明，長7儲層碎屑以長石為主，平均含量42.6%；石英次之，平均含量26.8%。儲層孔隙類型以粒間孔、長石溶孔為主（見圖 1b、c），次為巖屑溶孔，平均孔徑 39.3 μm，黏土礦物主要以綠泥石及伊利石為主，在儲層中普遍存在孔隙被綠泥石及伊利石充填（見圖1d、e、f），導致儲層孔隙結構更為復雜。長7儲層整體為薄膜-孔隙型儲層。

此外，分析蒲家溝區塊長7段儲層50塊巖心物性實驗結果，該地區延長組長7儲層孔隙度主要分布在2%～14%，平均值為9%；滲透率主要分布在1 mD～2 mD，平均值為1.09 mD（見圖2），孔隙度與滲透率相關性較差，R2=0.455 5。

2.2 孔隙結構

儲層孔隙結構指巖石孔隙、喉道的幾何形狀、大小、分布以及兩者之間的相互連通關系。通常可采用壓汞實驗的毛細管壓力曲線分析儲層孔隙結構，這是由于毛細管壓力曲線能夠提取出眾多從不同角度表征儲層孔隙結構的相關參數[13-17]。以蒲家溝組長7儲層兩塊巖心壓汞實驗數據為例（見表1），長7儲層巖心壓汞曲線排驅壓力高，中值半徑小，退汞效率低。而且曲線平臺端不明顯，說明巖心孔喉分選差（見圖3a）。此外分別求取不同進汞壓力下的巖心對應的進汞量所占孔隙體積的百分數（見圖3b），該參數能夠反映某一喉道半徑所控住的孔隙體積大小[18]。結果表明，兩塊不同巖心喉道分布區間相似，均分布在 0.007 μm～0.501 μm，且峰值分布也類似，其主要區別就是縱坐標的大小不一致，這微小的區別也就能進一步解釋兩塊巖心孔隙度與滲透率微小差異之間的影響因素。

2.3 含油性及產能討論

在儲層含油性分析中，含水飽和度的求取是整個儲層評價的關鍵點。以往針對儲層含水飽和度的評價大多采用阿爾奇學者在1942年提出的適用于高孔高滲砂巖的“阿爾奇公式”，或集中在“阿爾奇公式”參數調整上，并沒有能夠考慮到儲層復雜孔隙結構對儲層導電機理的影響[19]。

圖1 長7儲層砂巖掃描電鏡圖

圖2 孔滲分布直方圖及交會圖

表1 巖心壓汞實驗數據

圖3 壓汞曲線及Stcp分布

基于蒲家溝27口井的測井資料及生產數據，對比分析測井計算儲層含水飽和度與生產實際含水率（見圖4）。結果表明：該地區長7儲層基于阿爾奇公式計算的含水飽和度與實際生產含水率差異較大，相對誤差76.99%，絕對誤差17.38%。

圖4 測井計算含水飽和度與實際生產含水率對比圖

分析發現，針對蒲家溝延長組長7儲層，存在巖性較細，粉砂質含量較高等特征，同時由于綠泥石、伊利石等黏土礦石的存在使得儲層孔隙度滲透率均較低，使用常規的阿爾奇公式難以合理的計算含水飽和度大小。目前由于該地區長7儲層巖心巖電實驗數據缺乏，難以有效進一步分析。考慮到筆者前期在分析類似儲層結構時所采用的雙孔隙含水飽和度模型，能夠有效針對這類儲層進行準確的含水飽和度評價[20]。因此，針對該問題，筆者建議后期可選取針對復雜孔隙結構的雙孔隙含水飽和度評價模型，或基于巖電實驗結果分析長7儲層導電機理，建立更為合適的儲層含水飽和度評價方法，進而評價該地區儲層含油性。為后期蒲家溝長7油藏乃至整個延長組油藏的有效勘探開發提供堅實的基礎。

3 結論

（1）鄂爾多斯盆地延長組長7段不僅擁有一套優質的生油巖，而且長72及長71段也是一套較好的油氣儲集砂體。此外，長71和長72微裂縫與節理的存在，以及與長73段之間過剩壓力差為油氣向上運移提供了一定的運移通道及運移動力。

（2）蒲家溝長7段儲層巖性以長石砂巖為主，孔隙中普遍存在被伊利石及綠泥石的黏土礦物所充填現象，黏土礦物的存在使得孔隙結構越加復雜化，導致儲層孔喉半徑細小，儲層排驅壓力較高，對后期油層生產具有較大的影響。

（3）蒲家溝地區長7儲層基于阿爾奇公式計算的含水飽和度與實際生產含水率差異較大，相對誤差76.99%，絕對誤差17.38%。后期有必要基于巖電實驗及孔隙結構特征分析儲層導電機理，選取或建立更為合適的儲層飽和度評價方法，進而有效評價蒲家溝長7儲層的含油性，為后期蒲家溝長7油藏乃至整個延長組油藏的有效勘探開發提供有效依據。

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