邵家南坡沙河街組成藏條件淺析

張立生

摘 要：邵家油田沙河街組已見多套含油層系，沉積相及儲層展布認識不清，本文通過對該區重新地層劃分對比及儲層精細評價，得到沙四上碳酸鹽巖及碎屑巖儲層分布特征，并對沙四上成藏主控因素進行分析，為下步勘探指明方向。

關鍵詞：邵家油田；沙河街組；儲層評價

引 言

邵家油田位于沾化凹陷西部，自1961年沾1井鉆探至今，已發現了館陶組、東營組、沙河街組及古生界等多套含油層系，截至2008年，共發現17個含油區塊，已探明含油面積163.9km2，探明儲量2196×104t[1]。該區沙四上碳酸鹽巖發育，油氣富集，為本區的主力產層。已在邵家斷裂帶中部、東北部以及北部的邵20、邵52塊鉆遇良好油氣顯示，并以投入開發。其北部的邵20井沙四上井段2735.6～2748.8m試油，日產油8.48t，邵52井沙四上井段2599.49～2629.4m試油，日產油68t，展示了本井區具有良好的勘探潛力。位于東部和南部較高部位的邵9井和虎9井分別在沙四上井段1933.5～1967m、沙一段井段1957.9～1972m見到油斑級顯示。

1 地層劃分

根據實鉆地質錄井、地球物理測井、地震資料，結合區域地質資料及鄰井資料綜合分析，本井區自上而下鉆遇了新生界第四系平原組，新近系明化鎮組、館陶組，古近系東營組、沙一段、沙二段、沙三段沙三上、中、下亞段、沙四段沙四上、沙四下亞段地層。

1、沙四上巖性以灰色灰質泥巖、砂質泥巖為主夾薄層灰色泥灰巖、灰色礫狀砂巖。電性上，自然伽馬呈低值，2.5m底部梯度視電阻率曲線呈“山峰”狀高阻。南北向上，邵20井、邵古1井、邵11井電性特征對應好，巖性特征對應較差，向北部洼陷中心和北部斷階帶，砂礫巖、泥巖不發育，碳酸巖逐漸發育，邵11井表現為以灰色、灰褐色砂屑、粉屑、生物灰（云）巖為主，夾薄層泥灰巖、泥巖。東西向上，電性特征對應較好，巖性變化大，東部邵9井發育一套厚層灰色砂質灰巖，邵501井為一套砂礫巖沉積。邵11井孢粉中以被子植物為主；裸子類中主要是彬科、破隙彬粉、麻黃粉；厥類見有個別鳳尾蕨、真目蕨等。藻類見有少量渤海藻、古多甲藻、盤星藻，以上特點為沙四段中上部特征。地震剖面上，本井區T6X對應沙三下底部灰質泥巖形成的連續性好的強反射軸，量深比實鉆深33m。從南北向連井地震剖面上看，T6X反射軸清晰，井區內易于追蹤，T7軸反射弱，連續性差。沙四上地層厚度由南向北增厚，厚度變化較小；東西向連井地震剖面上，沙四上地層向東部抬升，邵9井位于古隆起之上，羅501井位于斷槽中。

2、沙四下巖性以灰色礫狀砂巖、含礫粗砂巖和雜色礫狀砂巖為主，夾薄層灰色砂質泥巖和紫紅色泥巖。電性上，自然伽馬呈高值，局部較低，2.5m底部梯度視電阻率曲線呈中-低阻。南北向上，與邵20井、邵古1井、邵11井電性特征對應好，巖性變化大，向北部砂礫巖不發育，巖性主要以紫紅色泥巖、含膏泥巖為主夾薄層砂巖、石膏巖，邵古1井有輝綠巖侵入；東西向上，與邵9井、羅501井巖電特征整體對應性較好。邵古1井井段2745～2755m、 2825～2835m，紫紅色泥巖巖屑孢粉分析：被子植物為主占72%，主要有榆粉屬、櫟粉屬；裸子類中主要是松粉屬、彬科、麻黃粉屬；厥類見有水目蕨、真目蕨等。藻類見有少量粒面球藻、渤海藻、光面球藻，為沙四段地層特征。

2 儲層評價

本井區沙四段發育碳酸巖和碎屑巖兩類儲層，以下分類進行評價：

（1）沙四上碳酸鹽儲層評價

整體上，從井區沙四上碳酸巖等厚圖看，沙四上碳酸巖在洼陷北部斷階帶的邵12井區發育厚度最大，為40～66m，局部在邵29-邵36井區、邵54-邵古4井區及邵9井區發育厚度較大，為25～40m，邵家斷裂帶中部發育厚度較小，一般10～20m，在邵3-邵27井以南不發育，厚度一般小于10m。在邵29-邵36井一線向西和邵29-邵31井一線向南減薄，在邵204-邵7-虎1-陳162-羅58井以南尖滅。

沙四上碳酸巖儲集空間主要以溶蝕孔隙為主，少量粒間孔、生物孔、晶間孔和裂縫，溶蝕孔隙面孔率與總面孔率基本相當，為4%～25%，裂縫面孔率一般小于1%，半充填或未充填。 由于碳酸巖孔隙類型多、形成條件復雜，致使孔隙度和滲透率變化極大，所以洼陷內儲層物性表現為橫向上不同井區差異明顯，縱向變化較大。

根據井區沙四上碳酸巖的發育、分布規律及巖性、物性變化特征，結合沙四上地層厚度變化特征，將井區的沙四上碳酸巖劃分為濱外瀉湖相、濱湖相、淺湖相、半深湖相4種沉積相類型

（2）沙四段碎屑巖儲層評價

沙四上砂巖測井孔隙度0.88%～2.38%，滲透率0.101×10-3μm2，表現為特低孔特低滲特征。沙四下砂巖測井孔隙度2.67%～8.92%，滲透率0.10～5.39×10-3μm2，表現為特低孔特低滲特征～特低孔低滲特征。整體上沙四段孔隙度一般小于4%，滲透率一般小于0.2×10-3μm2，綜合評價為特低孔特低滲儲層。

沙四上碎屑巖砂體主要沿羅51-邵古4井一線發育，分析為主水道方向，邵古4、羅50、羅51井區發育厚度較大，為30～37m，在邵31-陳162井以西迅速減薄，基本不發育。東部的羅50、邵55、邵56等井處于物源主水道上，砂礫巖發育，儲層物性也好，平均孔隙度一般大于10%，滲透率一般大于5×10-3μm2，為低孔低滲～中孔中滲儲層。

3 成藏控制因素分析

（1）沉積相帶控制成藏

井區成藏井主要分布在北部斷階帶上的邵12井區、邵家斷裂帶中部的邵29井區和邵54、邵56、邵9井區，這些井區為淺湖淺灘-生物礁亞相和濱湖岸灘亞相沉積，儲層較發育，物性較好，易于成藏。其它相帶儲層物性和發育相對較差，不易成藏。對井區內不同沉積相帶的26口井的試油和測井解釋結果進行了統計，發現具有產液能力的井主要分布在淺灘-生物礁和濱湖岸灘相帶，其它相帶井試油和測井解釋多為干層，說明井區成藏受沉積相帶控制。

（2）圈閉有效性控制成藏

北部斷階帶上的邵12井區、邵家斷裂帶中部的邵29井區和邵54、邵56、邵9井區，為淺湖的淺灘-生物礁亞相和局部濱湖岸灘亞相沉積，儲層發育程度和物性相對較好，沙四上成藏受圈閉有效性控制。

（3）構造位置控制成藏

北部斷階帶上的邵12井區、邵家斷裂帶中部的邵29井區和邵54、邵56、邵9井區，沙四上成藏除了受圈閉有效性控制外，構造位置也是控制油氣成藏的關鍵因素。

結 論

沙四上碳酸巖儲集空間以溶蝕孔隙為主，微孔隙較發育。沙四上灰巖沉積相為泥坪-藻坪亞相。沙四段碎屑巖為特低孔特低滲儲層，物性差。井區沙四上成藏主要受沉積相帶、圈閉有效性和構造位置控制。

參考文獻：

[1] 林承焰，朱兆群等. 濟陽坳陷邵家地區沙四段油氣成藏差異性及其定量評價[J]； 地學前緣（中國地質大學（北京）；北京大學）：2018，25（4）：155-167.