鄂爾多斯盆地靖邊JT430井區(qū)延9儲(chǔ)集砂巖非均質(zhì)性特征研究

摘 要：【目的】探究?jī)?chǔ)集砂巖非均質(zhì)性特征，為有效開(kāi)發(fā)鄂爾多斯盆地靖邊地區(qū)JT430井區(qū)延9段儲(chǔ)集砂巖油提供參考?！痉椒ā坎捎脷鉁y(cè)物性數(shù)據(jù)、巖心薄片分析和測(cè)井?dāng)?shù)據(jù)等，分析JT430井區(qū)延9段儲(chǔ)集砂巖的宏觀及微觀等非均質(zhì)性特征，探討儲(chǔ)集砂巖非均質(zhì)性特征的控藏作用?！窘Y(jié)果】研究結(jié)果表明：靖邊地區(qū)JT430井區(qū)延9段儲(chǔ)集砂巖多發(fā)育中-細(xì)粒石英砂巖和長(zhǎng)石砂巖，多見(jiàn)（加大式）孔隙膠結(jié)、點(diǎn)-線(xiàn)（線(xiàn)）接觸發(fā)育，具有弱層間非均質(zhì)性、弱平面非均質(zhì)性以及強(qiáng)層內(nèi)非均質(zhì)性特征?！窘Y(jié)論】沉積作用和成巖作用是導(dǎo)致JT430井區(qū)延9儲(chǔ)集砂巖非均質(zhì)性的主控因素，延9砂巖油主要分布在構(gòu)造高點(diǎn)的高物性砂層中。

關(guān)鍵詞：靖邊地區(qū)；延9砂巖；非均質(zhì)性；儲(chǔ)層特征；砂巖油

中圖分類(lèi)號(hào)：P618.13" " "文獻(xiàn)標(biāo)志碼：A" " "文章編號(hào)：1003-5168（2024）09-0101-04

DOI：10.19968/j.cnki.hnkj.1003-5168.2024.09.021

Study on the Heterogeneity of Yan 9 Storage Sandstone in JT430

Wellblock of Jingbian， Ordos

LIANG Fengming1 WANG Yanjing1 LUO Tengwen1 GAO Luyao1 WU Yufeng2

（1.Jingbian Oil Production Plant of Yanchang Oilfield Co.， Ltd.， Yulin 718500，China;

2.School of Earth Science and Resources， Chang 'an University， Xi' an 710054，China）

Abstract： [Purposes] In order to effectively develop the sandstone oil reservoir in Yan9 of JT430 wellblock， it is very important to explore the heterogeneity characteristics of the reservoir sandstone. [Methods] This paper uses gas test data， core sheet analysis and logging data to analyze the macro and micro heterogeneity characteristics of storage sandstone in Yan9 of JT430 wellblock， and discusses the control function of heterogeneity characteristics of storage sandstone. [Findings] The results show that the reservoir sandstone in Yan9 of JT430 wellblock in Jingbian area is clastic quartz sandstone and clastic feldspar sandstone， （increased） pore cementation and line， point-line contact development， with weak interlayer and planar heterogeneity， strong intra-layer heterogeneity. [Conclusions] Sedimentation and diagenesis are the main control factors leading to the heterogeneity of Yan 9 reservoir sandstone in JT430 wellblock. The sandstone oil of Yan9 is mainly distributed in the high physical sand layer at the structural high point.

Keywords： Jingbian area; Yan9 sandstone; heterogeneity; reservoir characteristics; sandstone oil

0 引言

砂巖油氣、頁(yè)巖油氣及煤層氣等化石能源是當(dāng)前社會(huì)能源消費(fèi)的主體［1-3］，常規(guī)砂巖油氣仍具有極大的勘探價(jià)值。鄂爾多斯盆地延長(zhǎng)油田下侏羅統(tǒng)延8段-富縣組砂巖油藏，截至2022年已探明儲(chǔ)量約2×108" t（年產(chǎn)油約2×106" t）［4-6］，是延長(zhǎng)油田探區(qū)常規(guī)砂巖油增儲(chǔ)上產(chǎn)的主力。

鄂爾多斯盆地李莊子油田［7］和馬家灘油田［8］相繼在20世紀(jì)60至70年代發(fā)現(xiàn)延安組常規(guī)砂巖油工業(yè)油流，引領(lǐng)了侏羅系油藏的勘探熱潮［9-11］。前人經(jīng)過(guò)60多年的勘探開(kāi)發(fā)，利用測(cè)井學(xué)、沉積學(xué)、巖相學(xué)和油氣成藏學(xué)等理論結(jié)合巖石礦物分析、三維地震分析及顯微鏡鏡下分析等實(shí)驗(yàn)和技術(shù)手段［12-14］，發(fā)現(xiàn)延安組主要為含油層為延8-延10段，砂巖油藏主要受控于低幅構(gòu)造、巖性分布和古地貌特征。但缺乏對(duì)延安組儲(chǔ)集砂巖非均質(zhì)習(xí)性特征的研究，制約了靖邊油田JT430井區(qū)對(duì)延9砂巖油的挖潛。

本研究基于碎屑巖成藏理論，對(duì)JT430井區(qū)延9段儲(chǔ)集砂體開(kāi)展層間、層內(nèi)和平面非均質(zhì)性等宏觀特征，以及巖石學(xué)、物性等微觀非均質(zhì)性特征進(jìn)行研究，探究碎屑巖儲(chǔ)油巖體的非均質(zhì)性特征及其控油作用，為靖邊油田JT430井區(qū)挖掘延9剩余砂巖油潛力和實(shí)現(xiàn)常規(guī)砂巖原油穩(wěn)產(chǎn)提供依據(jù)。

1 地質(zhì)背景

JT430井區(qū)地處延長(zhǎng)油田靖邊采油廠(chǎng)，位于鄂爾多斯盆地伊陜斜坡天賜灣西南部［15-16］，北鄰楊米澗長(zhǎng)6產(chǎn)油區(qū)，東南接安塞油田延9產(chǎn)油區(qū)，面積約為28.15 km2。

截至2022年，JT430井區(qū)延9油層共有40口產(chǎn)油或注水井（其中，產(chǎn)油井32口，注水井8口）。JT430井延9段試油日初產(chǎn)液6.22 m3，日初產(chǎn)油1.28 t。40口井延9段總?cè)债a(chǎn)液52.52 m3，總?cè)债a(chǎn)油17.52 t，含水60.77%，總?cè)兆⑺?2.67 m3，累計(jì)產(chǎn)油5.81×104 t，累計(jì)產(chǎn)液23.01×104 m3，累計(jì)注水量21.32×104 m3。

2 儲(chǔ)集砂巖非均質(zhì)性特征

2.1 儲(chǔ)集砂巖微觀非均質(zhì)性特征

2.1.1 儲(chǔ)層巖石學(xué)特征。JT430井區(qū)延9段儲(chǔ)集砂巖發(fā)育中-細(xì)粒高長(zhǎng)石（巖屑）含量的石英砂巖和高巖屑含量的長(zhǎng)石砂巖。碎屑石英占比為35.0%～68.0%，平均為49.8%；長(zhǎng)石碎屑占比為12.0%～38.0%，平均為21.3%；巖屑含量占比為9.0%～26.0%，平均為12.3%；多見(jiàn)次棱角-次圓狀、（點(diǎn)）線(xiàn)接觸及（加大式）孔隙膠結(jié)。巖屑主要是變質(zhì)巖巖屑，變質(zhì)巖巖屑含量為1.5%～11%，平均為4.5%，其次為火成巖巖屑，火成巖巖屑含量為1%～7%，平均為3.8%，沉積巖屑極低，在0～4%之間，平均為1.2%，主要為少量的鈣化和泥化的碎屑。砂巖結(jié)構(gòu)成熟度中等-較好，填隙物總量平均值為12.0%，填隙物成分有水云母、高嶺石、硅質(zhì)、綠泥石、鐵白云石，其中，水云母、高嶺石、綠泥石、硅質(zhì)等成分含量相對(duì)較高；膠結(jié)類(lèi)型以孔隙式、加大孔隙式為主。隨著砂巖粒度的變細(xì)，碎屑組分含量降低，云母、泥質(zhì)含量增加。

2.1.2 物性特征。JT430井區(qū)延9段儲(chǔ)集砂巖孔隙度范圍為3.8%～22.6%，平均孔隙度16.6%，主要分布區(qū)間為14.0%～20.0%；滲透率范圍為1.35～132.4 mD（含裂縫樣品），剔除裂縫樣品，平均滲透率16.42 mD，具有中孔、粗-中細(xì)喉型孔隙結(jié)構(gòu)［17-18］。從靖探430區(qū)域延9油藏相滲曲線(xiàn)特征可以看出，對(duì)于延9油藏雖然滲透率較高，但兩相共滲區(qū)較窄，油相相對(duì)滲透率下降快，水相相對(duì)滲透率初期抬升較慢，共滲點(diǎn)飽和度大于50%，顯示弱親水特征。

2.1.3 儲(chǔ)層巖石敏感性及潤(rùn)濕性特征。JT430井區(qū)延9段儲(chǔ)集砂巖具有中等偏強(qiáng)鹽敏（臨界礦化度為7 000～7 500 mg/L）、弱水敏（水敏指數(shù)Iw為0.16～0.24）、弱速敏（速敏指數(shù)IV為0.07～0.08）、無(wú)或弱酸敏（酸敏指數(shù)為0.02～0.11）、無(wú)或中等偏弱堿敏（堿敏指數(shù)為0.01～0.39）和強(qiáng)親水性（吸水排油量為1.16 mL，吸油排水量為0）。

2.2 宏觀非均質(zhì)性特征

2.2.1 層間非均質(zhì)性。儲(chǔ)集砂巖的層間非均質(zhì)性通常以分層系數(shù)Sa和砂巖密度Sd表征。其中Sa=Sn/Wn，Wn為統(tǒng)計(jì)砂層的井?dāng)?shù)，Sn為統(tǒng)計(jì)砂層總層數(shù)。Sd=Sh/Fh，Sh為某一地層中砂巖厚度，F(xiàn)h為該地層厚度。

JT430井區(qū)延9段儲(chǔ)集砂體主要發(fā)育在延913和延921兩個(gè)小層。JT430井區(qū)40口井內(nèi)延913和延921小層分別發(fā)育75和57個(gè)單砂體，分層系數(shù)分別為1.69和1.48（見(jiàn)表1）；延913砂巖的密度為0～0.87，平均砂巖密度接近0.3（見(jiàn)表2），為局部連通砂體，表明延9段儲(chǔ)集砂巖層間非均質(zhì)性較弱。

2.2.2 層內(nèi)非均質(zhì)性。儲(chǔ)集砂巖的層內(nèi)非均質(zhì)性特征通常以滲透率變異系數(shù)（Kv）、滲透率突進(jìn)系數(shù)（Tk）及滲透率極差（Jk）來(lái)表征。Kv、Tk、Jk計(jì)算公式為式（1）至式（3）。

[KV=i=1n（Ki-K）2nK平均] （1）

Tk=Kmax/K平均 （2）

Jk=Kmax/Kmin （3）

式中：Ki為第i層的滲透率（計(jì)算單位為10-3μm2）；K平均為各層的滲透率平均值（計(jì)算單位為10-3μm2）；i=1，2，3，......，n；n為儲(chǔ)集砂巖的層數(shù)。突進(jìn)系數(shù)（Tk）指一定井段內(nèi)儲(chǔ)層滲透率最大值（Kmax）與滲透率平均值（K平均）之比。級(jí)差（Jk）指一定井段內(nèi)儲(chǔ)層滲透率最大值（Kmax）與滲透率最小值（Kmin）之比。Kv表明了儲(chǔ)集砂巖滲透率相對(duì)集中和變化的程度，儲(chǔ)集砂巖非均質(zhì)性越強(qiáng)，則Kv值越接近1。Tk值越大，表明儲(chǔ)集砂巖非均質(zhì)性越強(qiáng)，易形成單層突進(jìn)，注水時(shí)需要考慮水淹影響；Tk值越小，說(shuō)明儲(chǔ)層越均質(zhì)。Jk值越大，說(shuō)明儲(chǔ)集砂巖非均質(zhì)性越強(qiáng)；反之，儲(chǔ)集砂巖非均質(zhì)性弱。

JT403井區(qū)延9段油藏滲透率變異系數(shù)0.67～1.24，突進(jìn)系數(shù)2.35～8.06，級(jí)差8.04～98.07（見(jiàn)表3），通常認(rèn)為變異系數(shù)lt;0.5為均勻，變異系數(shù)為0.5～0.7為較均勻，變異系數(shù)gt;0.7為不均勻[19-20]，故研究區(qū)延9儲(chǔ)集砂巖層為不均質(zhì)層。

2.2.3 平面非均質(zhì)性特征。延913小層為研究區(qū)主力層之一，主要發(fā)育分流河道、天然堤和分流間灣微相。主河道寬度0.30～1.77 km。電測(cè)曲線(xiàn)多呈箱型、鐘型組合和指狀。主河道砂地比gt;30%，天然堤砂地比10%～30%，延913期平均砂地比值為0.39。砂體的發(fā)育與沉積相的展布一致，平面上的砂體是北西—南東向帶狀展布，砂體厚度大于6 m。主砂體帶砂厚6～16 m，砂厚平均值6.9 m。河道單砂體呈下凸上平的透鏡狀，但往往是多個(gè)單砂體切割疊置，形成不規(guī)則板狀體，兼夾有不連續(xù)的泥巖條帶或透鏡。平面上，河道砂體呈平行于物源方向，即東北向西南方向展布，多個(gè)河道相互拼接往往形成大片連通的大型復(fù)合砂體。

延913小層孔隙度平面上沿SE向呈帶狀分布，孔隙度高值區(qū)（孔隙度gt;16.0%）主要分布在S86、Y98、J55169等井區(qū)，外圍為低值區(qū)；滲透率平面分布與孔隙度的分布具有一致性，延913滲透率沿NW至SE向展布，高值區(qū)（滲透率gt;15 mD）在JT403井區(qū)西北側(cè)主要分布在Y98、Y99等井區(qū)一線(xiàn)，東部集中在J55169、S112井區(qū)，外圍為低值區(qū)?？紫抖群蜐B透率分布與沉積相的展布基本一致，滲透率變化比較大，即河道交匯部位為高滲區(qū)，但局部河道側(cè)翼部位也有一些高滲區(qū)出現(xiàn)，說(shuō)明滲透率的分布受沉積作用和成巖作用雙重作用的影響。

3 非均質(zhì)性的控藏作用

延913含油飽和度相對(duì)較高，高含油飽和度高的部位平面展布特征與砂體展布特征相似，延9砂巖油富集受構(gòu)造和巖性控制作用明顯。其余小層含油飽和度較低且平面上多呈小規(guī)模片狀或點(diǎn)狀分布。

4 結(jié)論

①靖邊地區(qū)JT430井區(qū)延9段儲(chǔ)集砂巖多發(fā)育中-細(xì)粒/次棱-次圓狀長(zhǎng)石巖屑質(zhì)石英砂巖和巖屑質(zhì)長(zhǎng)石砂巖，具有弱層間非均質(zhì)性、弱平面非均質(zhì)性以及強(qiáng)層內(nèi)非均質(zhì)性特征。

②沉積作用和成巖作用是導(dǎo)致JT430井區(qū)延9儲(chǔ)集砂巖非均質(zhì)性的主控因素，延9砂巖油主要分布在構(gòu)造高點(diǎn)的高物性砂層中。

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