下寺湾油田长2砂岩储层物性特征对油气分布的控制作用

李世开，张明琴，白栋林，曹延平，徐 宁，白 峰，姜红艳

(延长油田股份有限公司 下寺湾采油厂，陕西 延安 716000)

下寺湾油田地处鄂尔多斯盆地陕北斜坡带的东南部。位于延安以南，志丹以东，富县以北，面积约1414.7 km2。

下寺湾油田勘探始于70年代，经过30多年的勘探开发证实，下寺湾地区中生界延安组、延长组具有丰富的油气资源，其中尤以延长组长2油层砂体厚度大、物性好，具有良好的勘探前景，目前已发展成具有40万吨产能的中型石油企业。

1 长2砂岩储层的岩石学特征

1.1 砂岩类型

长2砂岩为一套三角洲前缘～平原分流河道沉积为主的砂体，单体砂厚一般8～38 m，油层厚度一般为8～14 m，储层砂岩类型以浅灰色～灰白色细粒块状长石砂岩、含泥质细粒长石砂岩、含灰质细粒长石砂岩。

1.2 砂岩矿物特征

1.2.1 碎屑成分

通过对长2砂岩的矿物鉴定，砂岩的碎屑组成主要以长石为主，含量为37% ～48%，石英含量为27% ～35%，岩屑含量8% ～12%，胶结物含量占10% ～15%，主要为绿泥石，其次为方解石和长石，石英质加大矿物，见表1。

表1 下寺湾油田延长组储层岩矿统计

1.2.2 填隙物成分

填隙物成分主要有绿泥石、方解石、铁方解石、菱铁矿、石膏、硅质、长石质等。

1.3 砂岩岩石结构及胶结类型

下寺湾地区长2砂岩成分成熟度较低，其结构成熟度则表现为相对较高的特点。砂岩颗粒表现为均一的细粒～极细粒，主要粒径0.1～0.4 mm，分选性好～中等;碎屑颗粒呈次园～次棱;支撑类型多为颗粒支撑;接触方式以线、点－线接触为主;胶结类型为孔隙及孔隙－薄膜胶结过渡性。数据见表2。

2 长2砂岩储层孔隙类型

2.1 孔隙类型及孔隙组合特征

根据铸体薄片观察，下寺湾地区长2砂岩的常见孔隙类型主要为原生粒间孔，粒间溶孔、颗粒内溶孔、粘土晶间孔及微孔隙，根据铸体薄片统计，面孔率一般为4.5% ～11.8%，主要由残余粒间孔、颗粒内溶孔组成，微孔隙含量较少。统计见表3。

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表2 下寺湾油田长2油层胶结物类型及岩石结构统计表

表3 下寺湾油田长2油层岩石组份及孔隙类型统计表

2.2 物性特征

根据其孔隙度分析结果，对lp28长222砂岩孔隙度进行统计，长222砂岩孔隙度介于3.3%～17.3%之间，平均为11.7%，孔隙度大于9%(有效孔隙度下限)的样品占77%，孔隙度大于12.8%(有效孔隙度平均值)的样品占53%(数据见图1)，总体上属超低－特低孔储层。

2.2.1 孔隙度分布范围及频率分布特征

图1 柳洛峪油田柳评28井长222孔隙度频率分布图

2.2.2 渗透率分布范围及频率分布特征

渗透率分析结果表明，长222(lp28)砂岩渗透率介于0.194～2.932×10－3μm2之间，平均为0.71×10－3μm2，渗透率大于 0.49×10－3μm2(相当于孔隙度大于9%)的样品占57%，渗透率大于0.89×10－3μm2(相当于孔隙度大于12.8%)的样品占34%(数据见图2)，长222皆属超低～特低渗储层。

图2 柳洛峪油田lp28井长222渗透率频率分布图

2.3 孔隙结构特征

根据压汞资料及孔隙结构分析，下寺湾地区长2储集砂岩的孔隙结构以中孔细吼为主，部分小孔中细吼型、小孔细吼型、小孔微细吼型、细孔微吼型。长2储集岩的孔隙度一般为10.39% ～15.6%，渗透率一般 0.43～78.3×10－3μm2，排驱压力一般0.0538～11.75 MPa，最大连通吼道半径0.61～136.6 μm，最大进汞饱和度 97.81%，退汞效率16.8% ～30.72%，分选系数0.59～3.2962。依据鄂尔多斯盆地中生界砂岩储集层分类评价标准(赵靖舟，2003)，下寺湾地区长2储集砂岩属于低孔—特低孔、低渗—特低渗、中孔细吼型、小孔中细吼型、小孔微细吼型储层，数据见表4。

表4 延长组油层压汞试验分析表

图3 泉802井毛管压力曲线

图4 泉808井毛管压力曲线

图5 lp24井第36号样毛管压力曲线

图6 lp24井第47号样毛管压力曲线

图7 lp21井第13号样毛管压力曲线

3 成岩作用对储层物性的影响

研究表明，成岩作用是导致长2砂岩物性差的根本原因。长2油层由于埋藏浅，浅压实、压溶作用较弱，储层主要以粒间孔为主，占总孔隙的74.7%，储层结构成熟度高而矿物成熟度低，颗粒间以线接触为主.储层研究认为，延长组长2油层成岩作用大致可以划分为3个阶段。

3.1 机械压实与化学压实作用

属早成岩期A段，由于长2储层的岩石学特征表现为:矿物成熟度低，而结构成熟度较高，但储层埋藏较浅，浅层压实，压溶作用较弱，碎屑颗粒基本上无明显的挤压变形，颗粒间原生粒间孔保存较好，铸体薄片分析资料明显看出，储层主要孔隙空间为剩余粒间孔，占部面孔率的73.7%，主要的成岩作用表现为，自生绿泥石膜的生长期，储层次生胶结物中，以绿泥石为主，含量4% ～4.1%，一般占胶结物总量的70%左右。X衍射分析(见表5)，储层内粘矿物以绿泥石为主，占粘土总量的83.3%，次为伊利石，占13%，并含少量的伊/蒙粘土混层矿物，占3.7%.绿泥石是在砂岩沉积后不久，由地层水中析出并以薄膜形式沉淀在碎屑颗粒的表面.致使岩石孔隙直径缩小，颗粒表面增加，从而大大降低了储层的孔隙体积和渗透率，并使颗粒表面性质变差。据产生的Fe(OH)3胶体沉淀对油层渗透率伤害极大，因此油层酸化改造应十分慎重。

图8 lp24井第39号样毛管压力曲线

3.2 胶结作用

属早成岩期B段，胶结作用是碎屑岩成岩的重要阶段。本区长2储层胶结作用主要包括绿泥石膜析出，方解石铁方解石的析出，长石石英质的次生加大以及少量石膏的充填胶结等4种。它们填充堵塞储层原生孔隙、喉道、使孔，渗性大幅度降低。油层段内，方解石铁方解石含量一般在2.0% ～4.5%，占胶结物总量的30%。方解石，铁方解石在孔喉内的充填方式在油层段内各不相同;在物性较好的含油层段内，铁质矿物多以粒间孔内半充填状充填。含量一般小于5%，对储层物性影响小，储层孔渗最好;在声波时差低于230us/m，电性相对较差的层段，一般为钙质胶结致密砂岩，钙质矿物多以孔隙式全充填孔喉，含量一般在5% ～10%，对储层物性影响中等，储层孔渗性中等。它主要影响储层内油水分异，增加储层非均质性;这类砂层，经取芯常规物性分析，孔隙度为9% ～13.3%，渗透率为0.12～0.56×10－3μm2，储层段内还存在一类致密砂层，呈夹层状分布，厚度往往为0.5～1.2 m，往往定为钙质夹层。方解石，铁白云石多以基底式或嵌晶式胶结，含量一般在10% ～15%，它主要影响储层在纵向上的连通性，一般起到分割储层的作用，使块状储层变为层状油层，增加储层在纵向上的非均质性，在局部可成为影响地下流体流动的遮挡层。由于钙质夹层厚度大，单层横向上一般可延伸2－3 km。经物性证实，钙质夹层平均孔隙度≤12%，渗透率0.05～0.1×10－3μm2，电性特征表现为微电极呈尖峰状，值高，电位，梯度曲线的幅度差小。长22层组三个小层I类渗砂层段内钙质夹层个数统计结果见表6。

表5 下寺湾油田粘土矿物X射线衍射分析数据表

表6 渗砂层段内钙质夹层个数统计结果

钙质夹层的分布是决定储层非均质性和影响地下流体流动的重要因素。本区储层内，其分布受沉积微相的控制较明显，往往在砂层厚度大，原生孔隙发育的分流河道主砂体带内相对比较发育。这是因为，在这样的储层中，孔隙水易于流动，当其中的CaCO3浓度达到饱和时，在适当PH值、Eh值条件下，发生沉淀。

3.3 溶蚀作用

属晚成岩期A段。本区储层(溶蚀作用较弱)，埋藏浅(平均600m左右，西部800～900m)，上覆地层压力小，所以，成岩溶蚀作用较弱.从已有铸体薄片资料显示，该油层组储层，平均孔径87 μm，主要粒径范围0.1～0.4 mm，长石岩屑以及碳酸盐胶结物等成岩溶蚀所产生的溶孔较少，占总面孔率的25.3%其中碳酸盐胶结物溶孔占总面孔率的11.2%;由此可见，长22储层经成岩溶蚀作用所产生的溶蚀孔不发育，压实作用和胶结作用为本区主要的成岩类型。

物性变差的主要原因为机械压实与化学压实作用及胶结作用。

4 长2储层物性特征对油气的分布富集的控制作用

4.1 砂岩发育带控制了油气的分布

长22油组为低～特低渗透储层。从长221～长222渗砂层分布及渗透率分布图上都反映出，渗砂岩发育的地方，物性好，而油气正好分布于这些部位。从试油成果亦可以看出，产油井大多处于主体砂岩发育带中，而油层都沿主体砂岩带的延展方向展布。相反，在主砂体带以外油气就明显减少，所以砂岩发育带控制了油气的分布。

4.2 构造与砂岩发育带相结合部位是油气富集的有利场所

在本研究区内近南北向展布的河道，必然会配套形成同方向展布的分流河间洼地，在西倾大单斜的背景下，分布于分流河道两侧分流河间洼地沉积的泥质岩(该沉积特征在长223，长221期明显.而长222由于河道往复侧迁，沉积砂体大连片，分流间洼地沉积泥岩不十分明显)与河道侧翼的致密岩性，构成东西两侧或上倾方向的岩性遮挡。西倾大单斜背景上近北东－南西向的一系列鼻状隆起，构成油藏局部圈闭，在油藏下倾方向为构造控制，在岩性与构造的配合下，形成特殊的岩性－构造油藏的遮挡条件。

表7 延长组渗透率平面变化分析表

4.3 上倾方向的致密岩性遮挡控制

岩性遮挡:一是指砂质岩相变为泥质岩相的遮挡作用;二是指因砂岩内部结构的变化，而砂岩本身形成致密遮挡作用。在鼻隆带及构造上倾方向，均存在渗砂岩尖灭区形成岩性遮挡.而在主力油层长中，由于砂层大连片，无明显的渗砂层尖灭区存在，造成油层上倾方向遮挡的主要因素为后期成岩作用所形成的岩性致密遮挡带。

纵向上，油藏圈闭条件有岩性圈闭和地层圈闭两种。岩性圈闭主要表现在本研究区西南的长232油藏，在长223砂层的上部，往往存在4－5 m厚的河流“二元结构的”的“顶层沉积层”——即泥岩或粉砂质泥岩层。该沉积层正好起到了长223油藏上部封闭盖层的作用。显然，如果没有这一盖层的分隔，油气就会穿越长223砂层向上运移到长222或长中聚集形成油藏。从而就不会有长223油藏的形成了。而本区北部和东北部的长222和长221油层，由于小层纵向上砂体迭合，无泥岩分隔层存在，因而，往往形成长221和长222迭合在一起的长22油组中上部油藏体系。除了因局部长221层砂岩不发育形成泥岩层，对长222油藏的形成起到顶部盖层作用外，长221和长222油层往往迭加，共同组成长22油层上部油藏体系(见表7)。

另外，北界的陕甘古河道对北侧长22油组遭受不同程度的侵蚀。在这基础上沉积了巨厚的富县组地层。其岩性为砾岩，中粗粒混合砂岩，分选极差，胶结致密，孔隙度较低。因此，这套地层的底部对长22油层的油气富集起到了岩性封闭作用。尤其对长和长222油层而言作用更为直接。

5 结论

综上所述，下寺湾油田东区油气富集规律及控制因素可归纳为:砂岩发育带控制了油气的分布，相对高渗区是油气富集的主要指向;局部致密岩性遮挡造成油气聚集的分区性;区域性地层遮挡是形成油田的主要控制因素;构造与砂岩发育带相结合部位是油气富集的有利场所。

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