某井區油藏儲層特征及成藏主控因素分析

邵 昕 寇宇靜 龐馳彧

延長油田股份有限公司井下作業工程公司解釋中心 陜西延安 716000

下寺灣油田地處甘泉縣，研究區地下寺灣油田的東北位置，為構造巖性油氣藏，該油藏的構造幅度較低，其中長2 是主力產層，從上到下涵蓋長21 與長22 小層，油層最好的是長22，具有連片性好、分布廣以及油層厚的特點。該區主要通過天然能量實現生產，儲層中的產能情況具有較大差異，地層壓力快速下降。為了充分提升采收效率以及產量，研究該區塊的地質特征，為油田深入勘探開發工作提供指導[1]。

1 研究區地址概況

1.1 地理位置

下寺灣油田地處甘泉縣境內的洛河流域，就是府溝村北面、延安高橋南面、寧東東面、甘泉與延安西面，研究區地貌主要是黃土塬，面積在2400km2左右。以構造角度分析，該油田在陜北斜坡中部東段、盆地東北部位置，西低東高，其傾角在1°以內，構造較為平緩。

1.2 地層特征

結合前人研究成果以及鉆井揭示，研究區中地層從上到下涵蓋以下地層：第四系的黃土層；下白堊統的洛河組；中侏羅統的直羅組與安定組；下侏羅統的富縣組以及延安組；上三疊統的延長組。其中，延長組的長2 段是主產油層，厚度為33m，含有面積達到240km2。

1.3 構造特征

鄂爾多斯盆地整體構造形態為東翼寬緩、西翼陡窄，矩形大向斜結構。其內部構造較為簡單，并且地層平緩，只有盆地邊緣的褶皺斷裂具有良好發育，該盆地主體部分是陜北斜坡，在白堊世形成，是平緩大單斜，向西傾斜，其地層傾角在1°以內，地層梯度均值為10m/ km。該部位局部構造以及內斷層不發育，主要是基于發育差異壓實所建立的鼻狀構造，同時鼻狀構造兩翼近對稱、缺乏方向性、構造形態缺乏規則性，傾角在2°以內，閉合面積在10km2以內，閉合度在10～20m 范圍內，在該區中閉圈良好背斜構造不發育[2]。

1.4 沉積特征

晚三疊世沉積可以體現出陸相湖盆完整發展過程，從中可以發現淡水湖盆的間歇、湖進以及湖退等各個階段演化歷史情況。從長8 段湖盆淪陷發展至長7 段擴展時期，之后由長6 段湖盆開始萎縮，之后到長4+5 段再次擴展，發展到長2+3 段湖盆消亡或是盆地反轉，湖體系是湖盆主要充填沉積物。基于前人研究結構，本研究區的長2段以三角洲沉積為主。

2 儲層特征分析

2.1 巖石學特征

通過分析目的層xx 井中127 個薄片獲得樣品，巖屑含量在5%～20%范圍內，長石含量在40%～50%范圍內，石英碎屑的含量在30%～50%范圍內。7- 1 井的石英含量最多，其次為長石含量。總體來講巖屑含量較少，體現出巖石成分具有較高的成熟度。

借助對研究區中400 塊樣品進行分析研究能夠發現，巖石碎屑最大粒徑是0.6mm，粒徑主要在0.1～0.25mm范圍內，因為采油井位置不同，所以砂巖粒徑就會存在一定差異，以整體角度

2.2 儲層物性特征

（1）孔滲特征：研究對象選擇研究區中油井巖樣（356個）與附近油井巖樣（200 個），對儲層孔滲特征進行分析，儲層孔隙度基本上在5%～20%范圍內，滲透率范圍在0.1～100×10-3μm2，呈現出特低低孔特點。

（2）物性非均質性分析：以長222、長223 以及長23孔滲值實際分布情況分析，三者滲透率與孔隙度較為分散，同時長222 與長223 孔滲分布基本上沒有較大差異，因為長23 樣品不足，所以孔滲分布存在一定局限性。總而言之，不同層段中物性特征并無較大差異。

（3）井間差異：集中在好的儲層對單井巖石進行取樣，因此統計各個油井孔滲關系能夠將平面中孔滲參數分均質性充分反映出來。以統計角度分析，不同油井在滲透率與孔隙度方面存在一定差異，其中滲透率差異情況最為顯著，體現出儲層分布和儲層物性之間具有顯著關聯。主要原因就是各個位置之間沉積微相存在一定差異[4]。

2.3 孔隙特征

2.3.1 孔隙類型

對巖心薄片進行顯微鏡觀察以及對鑄體薄片展開圖像分析，利用前輩的研究成果，認為長2 段儲層孔隙主要涵蓋次生孔隙以及原生孔隙類型。根據顆粒接觸關系主要涵蓋填隙物內孔隙、粒間空隙以及粒內孔隙等類型。

2.3.2 喉道類型

喉道會嚴重影響儲層滲透力，喉道形態以及大小一般由巖石顆粒的接觸關系、顆粒大小與形狀等決定，孔隙類型主要涵蓋管束狀、彎片狀、片狀、縮頸型以及孔隙縮小型等。研究區喉道類型主要是彎片狀，其次是縮頸型，管束狀與孔隙縮小型較少。

2.3.3 孔隙特征

孔隙特征主要指巖石中喉道、孔隙的分布、大小、幾何形狀與連通關系，選擇壓泵法對孔隙特征進行描述[5]。儲層孔隙可以通過壓汞毛細管壓力曲線形態與曲線定量、定性描述進行，以此為基礎對儲集性能進行評價。可以通過壓力曲線提取孔喉參數：孔喉半徑均值以及孔喉半徑最大值等。可以將孔喉分選性體現出來的參數：均值系數、分選系數以及孔喉歪度等。可以將滲流能力與孔喉連通性反映出來的參數：排驅壓力以及壓力中值等。

基于＞3MPa、1～3MPa 與＜1MPa 標準對儲層類型進行分類：Ⅰ類儲層，排驅壓力＜1MPa，儲集性較好。Ⅱ類儲層，排驅壓力在1～3MPa 范圍內，儲集性中等。Ⅲ類儲層，排驅壓力＞3MPa，儲集性較差。

對于Ⅲ類儲層，具有較大的排驅壓力，非飽和孔隙體積最小值比較大，同時滲透率低、孔隙度小。Ⅰ類儲層，排驅壓力小，非飽和孔隙體積的最小值小，滲透率高以及孔隙度大。Ⅰ類儲層與Ⅱ類儲層物性具有較大差異，而Ⅲ類儲層物性較為穩定。

2.3.4 孔喉分布

研究區中儲層物性主要特點就是具有較大的孔滲分布情況，因此需要重視孔喉分布分析工作。對此，選擇研究區中30 塊壓汞樣品孔喉分布狀況展開統計，見表1。由表可見，長2 段孔喉主要是中細孔喉，其分布范圍在0.75μm 以內，以彎片狀喉道為主。結合喉道的分類標準，微喉喉道半徑在0.05μm 范圍內，細喉在0.05～0.2μm 范圍內，中喉在0.2～1μm 范圍內，大喉在1μm以上，體現出長2 段儲層主要呈現出中喉—細喉特征。

表1 研究區長2 段儲層孔喉半徑均值分布情況 %

2.3.5 儲層分類

根據孔隙類型進行儲層分類。選擇喉道半徑均值、排驅壓力、滲透率與孔隙度開展研究工作。

（1）Ⅰ類儲層是研究區中性能最佳的儲層，主要為特低滲中孔中喉型，巖性主要是中細砂巖，喉道半徑均值是0.58μm，排驅壓力在0.5MPa 以內，滲透率均值是1.62×10-3um2，孔隙度在14%以上。

（2）Ⅱ類儲層是研究區中性能較好儲層，主要是低滲透中孔細喉型，喉道均值在0.26～0.35μm 范圍內，排驅壓力在0.5 ～1μm 范圍內，滲透率均值為0.45×10-3um2，孔隙度在10%～16%范圍內。

（3）Ⅲ類儲層主要為低滲透中- 低孔細喉型，喉道半徑均值是0.2μm，排驅壓力在0.2～0.5MPa 范圍內，滲透率均值0.2×10-3um2，孔隙度為8%～13%。

（4）Ⅳ類儲層主要為低滲透低孔細喉型，喉道均值是0.05μm，排驅壓力在2～8.5MPa 以內，滲透率均值為0.04×10-3um2，孔隙度為3.5%～14%。

3 成藏的主控因素

3.1 生儲蓋的特征

對于鄂爾多斯盆地，屬于卡拉通疊合盆地，多類型圈閉、旋回成油、沉積體系疊加、構造體制以及多層系生油等為地質基礎提供良好保障。

該盆地中生界含有烴源巖，就是三疊系的延長組中主要為半深湖—深湖相泥巖，有機質含量豐富的泥巖，涵蓋延長組長3 以上腐殖烴源巖以及延長組長8 腐泥烴源巖。

通過7- 2 井的長2 段泥巖鏡體制的反射率能夠發現，Ro 值在0.83%～8.4%范圍內，體現出烴源巖已經成熟。見表2。

表2 長2 段泥巖鏡質體的反射率情況

在延長組的長1 段中，沼澤相泥巖是延長組成的良好蓋層。另外，長1 段、長2 段、長3 段生儲蓋組合良好。

3.2 圈閉條件以及油藏特征

長2 段油氣藏涵蓋構造—巖性油藏、巖性油藏兩種類型，透鏡狀砂體是主要巖性油藏形式，巖性與鼻狀單斜是構造—巖性形式。研究區主要在西傾大單斜背景，主要在河道側翼中致密巖性以及分流間彎洼地泥質巖中廣泛分布，建立上傾以及東西兩側巖性遮擋，砂質巖相進行泥質巖相轉變，后期成巖產生巖性致密遮擋。南西—北東向鼻狀隆起，產生局部圈閉，下傾方向屬于構造控制，基于構造以及巖性共同控制，建立構造—巖性油藏遮擋條件。

3.3 主控因素

在儲層分布中，沉積微相屬于主要控制因素，基于基層相帶儲層進行展布。長2 段河口壩以及分流河道，是儲層展布控制的關鍵相帶，微相發育部位儲集層較好。研究區在西傾1°以內單斜上，砂巖發育帶和鼻狀構造之間不斷結合位置屬于油氣富集有利區，構造較高以及小型鼻隆構造位置屬于油氣聚集、運移有利區以及低勢區。

4 結語

綜上所述，研究區長2 段油藏是三角洲前緣的亞相沉積，含有層位主要是222 與223。長石砂巖是長2 段的主要砂巖類型，并且含有少量巖屑砂巖。黏土礦物、碳酸鹽是膠結物的主要成分。滲透率在（0.1～100）×10-3μm2范圍內，孔隙度在5%～20%范圍內，在各個小層中砂巖物性無顯著差異。孔喉分布在0.75μm 以內，喉道主要是彎片狀類型。另外，長2 段油氣藏生儲蓋組合良好，主要涵蓋構造—巖性以及巖性類型。在儲層部分方面，沉積微相為主要控制因素，構造較高以及小型鼻隆構造位置屬于油氣聚集、運移有利區以及低勢區。