鄂爾多斯盆地隴東地區(qū)西233區(qū)長7致密油藏儲層特征

曾 明，王紹平，朱 敏，李 翔

(1.中國石油長慶油田分公司第二采油廠 甘肅慶陽 745000；2.中國石油華北油田分公司地球物理勘探研究院)

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鄂爾多斯盆地隴東地區(qū)西233區(qū)長7致密油藏儲層特征

曾 明1，王紹平1，朱 敏2，李 翔2

(1.中國石油長慶油田分公司第二采油廠 甘肅慶陽 745000；2.中國石油華北油田分公司地球物理勘探研究院)

隨著鄂爾多斯盆地延長組油藏開發(fā)的不斷深入，前期因儲層致密，物性較差，未能投入開發(fā)的長7致密油藏已成為勘探開發(fā)新的突破點，因此，弄清研究區(qū)的儲層特征及其控制因素具有重大意義。分析表明，西233井區(qū)長7為半深湖-深湖沉積環(huán)境，主要發(fā)育三角洲前緣滑塌所形成的濁積巖儲集體。儲層巖性主要為細粒巖屑長石砂巖和長石巖屑砂巖，儲層孔隙類型以長石溶孔為主，殘余粒間孔次之，儲層平均孔隙度10.5%，平均滲透率0.24×10-3μm2，為典型低孔、低滲-特低滲儲層。依據(jù)儲層分類標準，研究區(qū)長7儲層主要為Ⅲ類儲層。

鄂爾多斯盆地；沉積相；孔隙類型；孔喉結(jié)構(gòu)；成巖作用；長7油層組

1 研究區(qū)概況

截至2014年底，鄂爾多斯盆地中生界石油資源量已達85.88×108t，其中探明儲量24.04×108t，剩余未探明資源量為61.85×108t。剩余資源量中以三疊系長6和長8為代表的超低滲透致密油層占41.2%，主要分布于姬塬、隴東及陜北等勘探開發(fā)的主力區(qū)帶，資源動用難度較大[1]。

隨著勘探開發(fā)的不斷深入，超低滲致密儲層在勘探、評價及開發(fā)中所占的比例將不斷增大，成為增儲上產(chǎn)的主力層系。盆地內(nèi)主要含油層系長8、長6、長4+5、長3、長2及侏羅系油藏都已不同程度動用，而長7油藏由于儲層致密，物性較差，基本未能投入開發(fā)，長7致密油藏儲層的研究對于油田的開發(fā)方向具有重要意義[2-4]。

鄂爾多斯盆地是一個整體沉降、坳陷遷移的大型多旋回克拉通盆地。盆地晚三疊世沉積發(fā)育史的研究表明，湖盆從形成、發(fā)展、全盛到萎縮，構(gòu)建了多套生、儲、蓋組合，形成了油氣成藏的基本地質(zhì)條件[5]。在沉積演化的過程中，長7期是湖盆最大的擴張期，湖水深、水域廣，沉積了一套以油頁巖為特征的厚度近100 m的生油巖系，奠定了中生代陸相生油的基礎(chǔ)[6]。

隴東地區(qū)處于伊陜斜坡西南部，西部為天環(huán)坳陷[7]。整體表現(xiàn)為東高西低的面貌，但西部邊緣處于天環(huán)坳陷的西翼，為東傾單斜。西233區(qū)構(gòu)造比較簡單，整體呈向西傾斜的平緩單斜構(gòu)造，坡度較緩，地層傾角為0.5°，局部發(fā)育微弱鼻狀構(gòu)造，鼻軸長50～60 km，寬5～6 km。

鄂爾多斯盆地中生界上三疊統(tǒng)延長組是一套以大型內(nèi)陸盆地為背景、以河流和湖泊相為主的陸源碎屑沉積，底部與中三疊統(tǒng)紙坊組呈假整合接觸，頂部受到不同程度的剝蝕，與侏羅系延安組或富縣組呈假整合接觸[8]。厚度一般為400～1 400 m，總體上呈現(xiàn)南厚北薄的特點。

縱向上長7被劃分為3個油層組，分別為長71、長72、長73，其中長72為該區(qū)主力含油層系，也是長7水平井體積壓裂試驗的目的層位。

2 儲層特征

2.1 儲層砂體沉積特征

2.1.1 沉積相標志

沉積構(gòu)造直接反映沉積時的水動力條件，是沉積環(huán)境的重要標志之一[9]。

巖石相標志：西233區(qū)巖心觀察顯示，長7泥巖顏色主要為黑色，泥質(zhì)很純；砂巖顏色也以灰色色調(diào)為主；普遍含有魚化石，生物活動遺跡發(fā)育，反映了長7深湖相的特征。巖心見到多種沉積構(gòu)造，以塊狀為主，多見變形層理，平行層理、水平層理和沙紋層理，同時發(fā)育豐富的槽模、溝模、印模等底層面構(gòu)造和重荷模及伴生的泥巖火焰構(gòu)造、砂枕構(gòu)造、包卷層理、滑塌變形等同生變形構(gòu)造。

粒度特征分析：對研究區(qū)80余件巖石薄片砂巖粒度分析結(jié)果表明，研究區(qū)砂巖碎屑顆粒粒度以細粒為主，為0.05～0.3 mm。砂巖分選中等-較好。粒度概率曲線表現(xiàn)為兩段式或三段式，主要由跳躍總體組成，占60%～85%,斜率為40°～70°，懸浮總體占15%～40%，斜率0°～5°，總體不發(fā)育。C-M在圖上表現(xiàn)為平行于C=M基線的直線段(圖1)，為濁流沉積特征[10]。

測井相分析：測井響應(yīng)曲線特征包括曲線的異常幅度、光滑程度、齒中線的收斂情況、曲線形態(tài)和頂?shù)捉佑|關(guān)系等，它們分別從不同方面反映地層的巖性、粒度、泥質(zhì)含量和垂向變化等特征(圖2)[11]。

圖1 隴東地區(qū)延長組長7濁積巖C-M圖

圖2 長7各種沉積相的測井響應(yīng)及自然電位、伽馬曲線形態(tài)組合特征

2.1.2 沉積相劃分

隴東地區(qū)長7以三角洲和湖相沉積為主，在深湖地帶常有濁流沉積[12]。根據(jù)巖石類型、沉積結(jié)構(gòu)、構(gòu)造、古生物、沉積旋回、巖電組合、野外露頭、測井資料及地震分析等多種手段，識別出隴東地區(qū)延長組長7主要由湖泊沉積體系和三角洲沉積體系組成，并進一步分為4種亞相，9種微相。西233井區(qū)長7為半深湖-深湖沉積環(huán)境，主要發(fā)育三角洲前緣滑塌所形成的濁積巖儲集體(表1)。

表1 隴東地區(qū)長7油層組沉積相分類

2.1.3 沉積相演化及平面展布

在相標志與相分析基礎(chǔ)上，進行單井沉積相剖面解釋，建立區(qū)域典型沉積相剖面；研究區(qū)長7期為半深湖-深湖沉積，儲層砂體主要為水下濁積砂體。長71沉積規(guī)模最大、砂體較厚，縱向上砂體互相疊置，形成一定規(guī)模、砂體連片性好；長72期砂體較發(fā)育，沉積規(guī)模相對較小；長73期砂體不發(fā)育。

長7期伴隨著盆地基底的強烈下陷，水體急劇加深，湖盆發(fā)育達到鼎盛期。長73沉積時期，湖盆面積最大，半深湖-深湖中心位于馬家灘、姬塬、喬川、華池、塔兒灣、黃陵一帶，呈北西-南東向不對稱展布，三角洲平原和三角洲前緣砂體發(fā)育，而半深湖-深湖相濁積砂體不發(fā)育，在平面上零星分布。

長72沉積時期，西南部及西北部沉積作用逐漸增強，半深湖-深湖沉積面積較長73明顯減少，半深湖-深湖中心位于姬塬、喬川、華池、塔兒灣、黃陵一帶，三角洲分流河道砂體發(fā)育較長73發(fā)育，半深湖-深湖沉積濁積砂體發(fā)育，主要分布在賀旗、慶成、合水、正寧一帶。

長71沉積時期，湖盆面積繼續(xù)縮小，半深湖-深湖中心位置縮小至喬川、華池、塔兒灣、宜君一帶，呈北西-南東向的狹窄區(qū)域。長71期三角洲砂體發(fā)育，半深湖-深湖濁積砂體最為發(fā)育，分布面積大，平行于湖岸線展布，長71濁積砂體也是長7油藏的主力儲層，目前已發(fā)現(xiàn)的長7油藏主要分布在長71濁積砂體儲層中。

2.1.4 砂體展布

隴東地區(qū)長71西部主要發(fā)育5條主砂帶，寬5～10 km，主要呈南西-北東向條帶狀展布；研究區(qū)南部主要發(fā)育5條主砂帶，主要呈南北向條帶狀展布，寬6～10 km；研究區(qū)中部河道交匯處，砂帶寬窄不一，最寬處可達15 km。河道砂體厚度主要為6～16 m，砂體高值帶總體厚度在15 m以上。西233井區(qū)長7濁積水道砂為該區(qū)骨架砂體，呈朵狀、團塊狀分布，厚度較大。長72砂層主要分布在旋回中上部，砂體平均厚度為16.7 m，其中的西233井長72砂體厚度達25.7 m，為長7多旋回疊加發(fā)育區(qū)。

2.2 巖石學特征

隴東地區(qū)長7儲層以細粒巖屑長石砂巖和長石巖屑砂巖為主，石英平均含量為41.4%，長石為19.0%，巖屑為18.6%，總體上具有高石英、低長石的特點。西233井區(qū)長7石英含量相對隴東平均含量較高，巖屑含量相對較低，反映為研究區(qū)西南物源沉積特征。與西峰長8相比，隴東長7石英含量高、沉積巖屑高，但巖屑含量低，反映盆地西南地區(qū)長8、長7期雖物源方向大致相同，但剝蝕層系、具體方向有所不同(表2)。

長71填隙物含量見表3?？傊L7儲層顆粒分選中等，磨圓度為次棱角狀，支撐類型為顆粒支撐，接觸方式主表要為線狀接觸。膠結(jié)類型以孔隙式膠結(jié)為主，加大-孔隙式次之，局部發(fā)育薄膜-孔隙式膠結(jié)，常見長石、石英次生加大。西233井區(qū)長7主要填隙物類型與隴東地區(qū)一致，但填隙物總量低，幾乎為隴東平均含量一半，表明西233地區(qū)水動力較強，細粒沉積物難以沉積，膠結(jié)作用不充分。西峰長8與隴東長7相比，長8儲層高嶺石、綠泥石含量明顯高于長7，但水云母含量明顯低于長7，且沒有鐵白云石沉淀。這是由于不同物源的沉積物，其巖礦成分存在較大差異。西峰長8長石含量高，長石溶蝕后產(chǎn)生的高嶺石含量也較高，同時產(chǎn)生的硅質(zhì)沉淀物也較高。長8火成巖屑含量明顯高于長7，為綠泥石形成提供了充足的鐵質(zhì)組分，所以長8綠泥石含量較高。長8沉積巖巖屑尤其是白云石含量很低，故西峰長8鐵白云石難以形成。

表2 隴東地區(qū)長7儲層巖石礦物含量

3 儲層孔隙類型與孔隙結(jié)構(gòu)

3.1 孔隙類型

通過薄片資料分析，隴東地區(qū)長7儲層以長石溶孔為主，殘余粒間孔次之，長石溶孔平均1.3%，占總孔隙的59.1%，殘余粒間孔平均為0.6%，占總孔隙的27.3%，總孔率較低，平均為2.2%(表4)。西233井區(qū)長7溶孔更為發(fā)育，達到了2.5%，說明該區(qū)溶蝕作用更為強烈。在粒間孔基本相同的情況下，只有發(fā)育微裂縫等其它流體流動通道的情況下，才能使干酪根演化形成的羧酸大量到達該區(qū)，發(fā)生強烈的溶蝕作用，同時帶走較多的溶蝕作用產(chǎn)生的硅質(zhì)等殘余物，形成大量溶蝕孔隙。

3.2 孔喉結(jié)構(gòu)

顯微鏡觀察砂巖喉道多為片狀、彎片狀與縮頸喉道及少量的管束狀喉道。壓汞資料分析，隴東地區(qū)長7儲層具有排驅(qū)壓力高，喉道中值半徑小，孔喉分選較好的特點(表5)。儲層排驅(qū)壓力平均2.28 MPa，中值壓力平均7.72MPa，喉道分選系數(shù)平均1.37，變異系數(shù)平均0.11，最大進汞飽和度平均74.18%，退汞效率27.00%。西233井區(qū)長7排驅(qū)壓力、中值壓力低于隴東平均值，孔喉半徑比長7平均值大，但隴東長7孔隙結(jié)構(gòu)整體較西峰長8差。

表3 隴東地區(qū)長7儲層填隙物含量 %

區(qū)塊層位高嶺石水云母綠泥石方解石鐵方解石硅質(zhì)鐵白云石其他合計樣品數(shù)隴東長70．19．50．30．21．01．32．10．615．2662西233區(qū)長706．5000．31．51．308．33西峰長810．91．43．60．90．81．900．49．9147

表4 隴東地區(qū)長7孔隙類型統(tǒng)計 %

區(qū)塊層位粒間孔長石溶孔巖屑溶孔晶間孔面孔率樣品數(shù)隴東長70．61．30．202．2662西233區(qū)長70．62．50．303．43西峰長812．81．10．20．34．4147

表5 隴東地區(qū)長7儲層孔隙結(jié)構(gòu)參數(shù)

3.3 儲層物性特征

隴東地區(qū)長7物性較差，平均孔隙度10.1%，平均滲透率0.18×10-3μm2。滲透率大于0.3×10-3μm2占總樣品數(shù)的15.5%，孔滲條件差于長6、長8儲層。西233井區(qū)長72平均孔隙度10.5%，平均滲透率0.24×10-3μm2，為低滲-特低滲儲層。

4 儲層成巖作用

據(jù)大量的巖石薄片鏡下觀測、電鏡掃描分析、X衍射測試及陰極發(fā)光樣品研究，認為研究區(qū)長7砂巖儲層成巖作用復(fù)雜，成巖現(xiàn)象豐富，常見的成巖作用有：壓實、水云母膠結(jié)、碳酸鹽膠結(jié)、硅質(zhì)膠結(jié)和長石溶蝕作用。

延長組儲集砂巖孔隙減少、滲透率降低的主要成巖作用有壓實作用、水云母膠結(jié)作用、碳酸鹽膠結(jié)作用、硅質(zhì)膠結(jié)作用。

4.1 壓實作用

隴東地區(qū)長7巖性總體偏細、且塑性巖屑含量偏高，在成巖過程中，碎屑的定向排列，巖屑的壓實變形現(xiàn)象非常普遍，并有壓溶現(xiàn)象，壓實作用減少孔隙度達18.1%。

4.2 膠結(jié)作用

膠結(jié)作用是除壓實作用外影響儲集層性能的另一重要因素。通過大量巖石薄片觀察表明，研究區(qū)儲集層中自生綠泥石常沿顆粒表面垂直生長形成顆粒包殼；含鐵方解石常呈連晶狀充填孔隙并交代碎屑；鐵白云石則常沿白云巖屑邊緣生長或充填孔隙、交代碎屑；硅質(zhì)以長石、石英加大邊為主，部分沿孔隙壁呈自形石英、長石微晶狀生長；高嶺石以集合體狀充填孔隙、交代長石，常具晶間孔；水云母則常呈“網(wǎng)狀”充填孔隙[13]。

4.3 溶蝕作用

研究區(qū)對砂巖儲集性能有利的成巖作用主要為長石溶蝕作用。溶蝕作用在儲集砂巖成巖過程中比較普遍。由于儲集砂巖中長石的溶蝕，不僅使儲集砂巖增加了孔隙，而且有效改善了孔隙的連通性，使砂巖的儲集、滲流性能得到了較好的改善，在區(qū)域低滲透背景下形成了局部的相對高滲透性砂體，成為好的儲集層[14]。

4.4 構(gòu)造破碎作用

長7儲層物性較差，但構(gòu)造作用導致的裂縫發(fā)育。裂縫的存在可以提高儲層的滲透率和孔隙度，也可以增強儲層滲透率的非均質(zhì)性，尤其對超低滲儲層內(nèi)的流體流動影響更大。裂縫本身雖然不一定含大量油氣，但裂縫的存在可以提高基質(zhì)的滲透率，有利于提高油氣產(chǎn)量。裂縫按照其成因可以分為構(gòu)造裂縫和非構(gòu)造裂縫。構(gòu)造裂縫是在構(gòu)造應(yīng)力作用下產(chǎn)生的破裂，是地應(yīng)力狀態(tài)達到破裂條件時形成的永久變形，一般為構(gòu)造活動期的產(chǎn)物，是儲層裂縫中最重要的類型。非構(gòu)造裂縫是沉積物在成巖過程中，或在成巖后受風化作用形成的裂縫，在巖心觀察中，常見到泥巖段發(fā)育一些水平順層裂縫，鑄體薄片鏡下觀察發(fā)現(xiàn)長石和石英等剛性顆粒發(fā)生破裂所形成的微裂縫[15]。

5 結(jié)論

(1)依據(jù)長慶油田勘探開發(fā)研究院儲層延長組儲層分類標準，隴東長7儲層主要為Ⅲ類、Ⅳ類儲層，局部發(fā)育Ⅱ類儲層，西233井區(qū)長7儲層為Ⅲ類儲層。

(2)西233井區(qū)長7主要為湖泊沉積體系，半深湖-深湖亞相沉積背景下的砂質(zhì)碎屑流、濁積砂巖為主要儲集砂體。長73沉積期鄂爾多斯盆地湖盆處于最大擴張期，半深湖-深湖相沉積面積最大。長72期盆地湖水面積減少，湖侵作用逐漸減弱。長71期盆地內(nèi)湖水面積明顯減少，湖盆進一步收縮。長71濁積砂體和前緣相砂體較長72、長73發(fā)育。

(3)西233長7砂體平面分布規(guī)律受控于沉積相帶的橫向展布，主要發(fā)育透鏡體，在平面上形成一定規(guī)模的儲集體，且儲層非均質(zhì)性強。該區(qū)砂體主體帶孔隙度主要為8%～10%，滲透率主要為(0.1～0.2)×10-3μm2，局部區(qū)域發(fā)育高孔、高滲帶?？v向上粒度韻律受沉積環(huán)境和沉積作用的控制。

(4)西233長7砂巖孔喉結(jié)構(gòu)為中孔-微細喉，主要儲集空間為原生粒間孔，微細喉道造成儲層致密，滲透性差。該區(qū)以粒間溶孔為主(51.61%)，依含量高低依次為粒內(nèi)溶孔、微溶孔、殘余粒間孔及微裂縫。面孔率平均0.66%。

(5)強烈的壓實和壓溶作用、膠結(jié)作用導致研究區(qū)儲層物性變差，長石的溶蝕產(chǎn)生的粒間溶孔改善了儲層的儲集性能。構(gòu)造縫與成巖縫的發(fā)育，一定程度上提高了儲層的滲透率和孔隙度，也可以增強儲層滲透率的非均質(zhì)性。依據(jù)儲層分類標準，西233井區(qū)長7儲層為Ⅲ類儲層。

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編輯：趙川喜

1673-8217(2016)06-0021-05

2016-07-12

曾明，工程師，1981年生，2004年畢業(yè)于西南石油學院石油工程專業(yè)，現(xiàn)從事油田開發(fā)研究工作。

TE112.23

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