定边地区富县组储层特征

陈明述 ，毛树林，唐 波

(1.四川省煤田地质局 141队，四川 德阳 618000；2.四川省地质矿产勘查开发局 109地质队，四川 龙泉610100)

鄂尔多斯盆地是一个多旋回叠合型盆地[1]，其油气资源丰富，勘探开发潜力都很大. 定边地区迄今钻有各类油气井 440余口，在三叠系、侏罗系等多个地层发现了具工业价值的油层[2]. 近年来，定边地区在富县组地层也发现有工业性的油藏，展示了较好的勘探前景.

1 区域地质背景

定边地区横跨天环向斜和陕北斜坡. 晚古生代后为陆相，于早白垩世形成了陕北斜坡，其倾角小于1°，坡降约为10m/km. 在此构造背景上该区发育了一些形态各异、幅度较小的褶皱与鼻隆构造(如图1).

定边地区富县组地层是在印支运动所形成的剥蚀古地貌之上沉积的，对印支运动时所形成的古地貌起到填平补齐的作用. 本地区的构造背景相对简单，为一个倾角小于1°的极缓倾大单斜；富县组与邻近地层近于水平接触，与其下地层主要为对前期剥蚀古地貌的填平补齐，与其上地层接触为整合接触.

富县组储层具有相对较高的孔、渗，储层物性良好[3]，只要有适当的封闭条件，就能形成油气藏[4].

2 沉积相类型与特征

综合分析本次研究区内的钻井、取芯资料及本区的测井等相关资料，本区富县组的沉积微相[5～7]大体上可分为河道砂坝微相，河道侧缘微相、决口扇微相以及洪泛平原微相四种类型(如图2).

图1 区域地质简图

图2 定边地区富县组沉积相剖面

3 储层基本特征

3.1 岩石学特征

定边地区富县组的砂体主要分布在宁陕古河道一带，其岩性主要为含砾粗砂岩、粗砂岩[8]. 其分选度、磨圆度都较差. 研究区的砂岩所受母岩影响较大，矿物成熟度偏低、而结构成熟度较高，研究区的物质在沉积前经过了相对较远距离的搬运.

3.1.1 岩石类型及碎屑组成

通过薄片鉴定及相关资料的综合统计和分析，确定定边地区富县组地层的砂岩颜色主要以灰白、深灰、灰褐、灰黑为主，粒度上从细砂到含砾粗砂岩均有，而在东部的洪泛平原岩性主要为杂色泥岩. 富县组砂岩的类型主要为长石岩屑砂岩和岩屑长石砂岩两类(图3—4).

图3 富县组砂岩碎屑成份图

图4 富县组储层砂岩成份三角图

3.1.2 填隙物特征

富县组储层砂岩的填隙物平均含量较高，其平均值达到了18.2%. 其中以粘土杂基为主，平均值达到了15.7%；黄铁矿的含量平均值为1.42%. 其它成分含量平均为1.08%.

3.2 成岩作用特征

压实—压溶作用 压实-压溶作用使得储层原生孔隙压缩，次生加大使得喉道变窄或消失，致孔隙配位数减少，连通性变差，整体的孔隙度降低.

胶结作用 本区富县组储层中砂岩的胶结作用有以下几种：碳酸盐胶结、硅质、菱铁矿胶结、自生粘土矿物胶结.

溶蚀作用 定边地区富县组储层砂岩所受溶蚀作用比较强烈，溶蚀作用使得孔隙度大大增加，溶蚀孔隙占到了总孔隙的40%以上，对储层砂岩的孔渗性能起到改善的作用.

根据碎屑岩成岩阶段划分的国家最新标准(SY/T5477-2003)等，鄂尔多斯盆地定边地区富县组砂岩岩石演化已经达到晚成岩阶段A期[9].

3.3 储层孔隙特征

3.3.1 储层孔隙

通过对本区富县组储层砂体的综合分析与研究，富县组储层的孔隙类型主要为粒间孔和粒间溶孔，这两种类型的孔隙为富县组砂岩主要储集空间. 其孔隙类型包括：1)粒间孔 粒间孔是组成岩石颗粒在经过最初的压实-压溶作用以及胶结作用等成岩作用后残余的原生孔隙；2)长石溶孔 长石溶孔(图5)在定边地区富县组储集体中的发育程度仅次于粒间孔. 其常沿着地层岩石的解理或裂隙发育，从而形成沿解理发育的粒内溶孔；3)岩屑溶孔 在富县组地层中岩屑溶孔相对发育，但其孔径表较小，对整个储层砂岩的物性提高贡献较小(图6)；4)杂基溶孔 富县组砂岩中的杂基溶孔数量较少，且孔径一般不大于10μm. 由于其孔隙较小，故连通性比较差，储层物性受气影响不大；5)晶间孔 本区富县组储层中的晶间孔多为高岭石等粘土矿物在重结晶以后形成的，其孔径都非常小(图7)，对储层物性的贡献很低.

图5 岩屑、长石粒内溶孔Yu143井(2014.25m)

图6 填隙物溶孔Yu143(2035.37m)

3.3.2 孔隙结构特征

定边地区富县组储层孔隙类型以粒间孔为主(图8)，面孔率为57.2%；其次为长石溶孔，面孔率约31.2%；此外，还有粒内溶孔、晶间孔和岩屑溶孔，分别为1.27%、0.08%和2.7%. 富县组储层的喉道类型以缩颈型喉道为主，其次是片状或弯片状的喉道.

3.4 储层物性特征

3.4.1 储层孔隙度

根据定边地区岩心分析数据统计，富县组储层孔隙度在2.43%～20.73%之间，平均值15.68%，孔隙度大多数分布于13%～19%的范围内(图9). 富县组在西部宁陕古河的河道砂体的孔隙度一般在16%～18%之间，河道侧缘砂体孔隙度相对较低，多在14%～16%之间，东部砂体孔隙度主要在12%～14%之间(见图10).

图7 高岭石晶间孔Yu143井(2039.20m)

图9 富县组储层孔隙度分布频率

图10 富县组储层孔隙度分布图

3.4.2 储层渗透率

定边地区富县组储层的渗透率在 0.01×10-3μm2～65.23×10-3μm2之间，其平均值为 12.50×10-3μm2，主要分布于1%～5%的范围内(图11). 定边地区富县组在西部宁陕古河的河道砂体的渗透率在 10×10-3μm2～20×10-3μm2之间东部洪泛平原的砂体渗透率相对都要低一些，在 2×10-3μm2～6×10-3μm2之间(见图 12).

4 储层的非均质性

4.1 层间非均质性

图11 富县组储层渗透率分布频率图

表1 定边地区富县组地层隔(夹)层分布特征

表2 定边地区富县组层内渗透率非均质性

综合分析可以看出富县组储层为强非均质性. 在定边地区富县组的储层非均质不是影响油气富集程度的主要因素[3]. 在该区域的油气在储层内富集的主要控制因素是砂体的展布和储层物性的好次. 但储层非均质性是层间流体分布的控制因素.

4.2 层内非均质性

富县组储层在平面上的渗透率非均质性较强. 在同一河道砂体中，其物性由于其发育过程中的变化，在横向上储层的物性的变化也很大. 由此导致储层的砂体在平面上以及物性上都有变化，从而使得储层的非均质性进一步增强.

5 储层分类评价

通过分析研究区储层的各项参数，并参考前人研究成果，将定边地区富县组储层划分为四类，即Ⅰ类(好)储集层、Ⅱ类(较好等)储集层、Ⅲ类(中等)储集层、IV类(较差)储集层. 研究区储层评价平面分布如图13.

图12 富县组储层渗透率分布图

图13 富县组砂岩储层分布图

1)I类(好)储集层 定边地区富县组地层的I类储层相对较少，只在少数井个别层段发育；

2)Ⅱ类储集层 定边地区富县组Ⅱ类储层比较发育，主要分布在西部宁陕古河的河道微相，岩性主要为含砾粗砂岩及中-粗砂；

3)Ⅲ类储集层 定边地区富县组的Ⅲ类储层主要发育在古河道侧缘；

4)IV类储集层 定边地区富县组Ⅳ类储层发育主要在洪泛平原沉积微相区域. 由于本区地层平缓，微裂缝不发育，局部构造幅度较低，油气难以克服毛细管阻力，因此，Ⅳ类储层往往形成干层或低产水层.

6 结 论

通过对定边地区的综合研究，主要得出以下结论:

1)定边地区富县组顶面构造整体形态一致性好. 在此背景下，形成部分局部的鼻状隆起和微幅背斜构造.

2)富县组地层以辨状河相的河道沉积微相以及洪泛平原微相为主. 储层砂体分布在本区的西南到西北部位. 在平面上呈条带状分布. 东部大都为洪泛平原.

3)定边地区富县组储层以长石岩屑砂岩和岩屑长石砂岩为主. 孔隙空间以粒间孔和粒间溶孔为主；储层喉道主要是缩颈型，片状或片弯状次之. 储层物性较好.

4)定边地区储层主要以Ⅱ类储层、Ⅲ类储层为主，受沉积相控制明显.

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