定边新安边油区长10储层物性对成藏影响分析

张金良

（延长油田股份有限公司 杏子川采油厂 陕西 延安 717400）

定边新安边油区长10储层物性对成藏影响分析

张金良

（延长油田股份有限公司 杏子川采油厂 陕西 延安 717400）

三叠系延长组长10油层组是鄂尔多斯盆地定边地区近年来新发现的深部勘探开发层系，为了明确长10油层组储层特征与油藏分布控制因素的关系，寻找有效的深部储层潜力开发区，为深部储层勘探开发提供理论指导，在各类测试分析基础上、结合试油试采资料，综合分析评价长10油层组储层特征及其油藏分布控制因素，研究表明：长10油层组储层砂体以河道砂坝沉积为主，横向变化快，物性差，孔隙度平均8.98%；渗透率平均0.84×10-3μm2，孔隙组合以残余粒间孔-粒间溶孔组合为主，属于小孔细吼型低孔特低渗-超低渗储层；长10油藏的分布主要受储层物性控制，宏观上油藏主要分布在河道砂坝部位，微观上，油藏分布主要受到喉道大小的控制，寻找河道砂坝主体部位的绿泥石膜发育带是该区长10油层勘探取得突破的关键。

鄂尔多斯盆地；长10储层；深部油藏；富集规律

0 引 言

随着经济的迅速发展，能源的短缺问题也越来越严重，而作为重要的能源生产基地，延长油田，伴随着近几年的快速开采，位于浅部的油层已勘探殆尽[1]，因此需要尽快的寻找有利的接替层位，进一步明确其油藏富集规律，为下一步的勘探开发提供有利的资源储备区。位于鄂尔多斯盆地的吴起-定边地区延长组下组合长8-长10油层组的勘探近年来取得重大突破，其研究受到广泛关注，屈红军等人认为吴定地区下组合长10期绿泥石膜发育形成局部高渗储层，油藏具有“幕式充注、连续成藏”的特征，油藏分布主要受“近源、低压、优相”三大因素的控制[2]，但由于该区域长10油层组控制井位少，勘探时间不长，研究程度尚浅，特别是储层发育特征及其油藏分布控制因素需根据大量的分析资料和结合最新勘探成果进行系统分析，因此研究长10油层的赋存规律，对鄂尔多斯盆地油气的可持续开发具有显著的价值。

新安边油区属于延长油田定边采油厂所管辖的油区之一，其主力开采油层为延长组长6油层组，但是随着近几年的勘探开发，在长10油层组也发现了较好的油气显示，成为新的勘探开发接替层系。研究区区域构造位于鄂尔多斯盆地最为宽广的伊陕斜坡带北部，整体表现为西倾单斜，坡度仅1°左右，平均坡降6～8 m/km.长10时期代表鄂尔多斯盆地内陆坳陷型湖盆发育的开始，以河流相和滨浅湖相为主，长10沉积期物源主要来自北-东方向，沉积期主要为一套河流相灰褐色中细粒长石厚层状长石砂岩夹深灰色泥岩[3]。砂岩中富含浊沸石和方解石胶结物，表面呈不均匀的斑点状，似花岗斑岩状[4]。砂体发育横向变化快，物性差，孔隙度平均8.98%；渗透率平均0.84×10-3μm2，属于中-低孔，特低渗-超低渗储层，储层砂体具有类型多、厚度薄且连通性差，油水关系复杂等特征，其储层特征及其油藏分布控制因素一直是制约该区长10油层组勘探取得突破的关键，因此，论文以沉积学及油气成藏地质学理论为指导，利用岩心描述、钻测井资料、分析测试资料及试油生产资料为依据，系统开展下组合长10油层组储层特征评价，分析油层富集控制因素，为下部勘探部署提供依据。

1 沉积微相特征

图1 砂岩厚度等值线图和沉积微相平面分布图Fig.1 Sandstone thickness isoline and sedimentary micr of tacies

该期研究区砂体较发育砂体厚度0～15 m（图1），砂岩厚度分布主要受沉积微相的控制，河道主流线部位砂岩厚度大于10 m，呈带状展布，主要为河道砂坝的沉积，由主流线向两侧依次变薄，并逐渐过渡为河道砂坝側缘的沉积微相，河道与河道之间，由于水动力减弱，逐渐过渡为河道间沉积，主要泥岩夹薄层砂岩沉积，砂岩厚度小于4 m.

2 储层特征研究

2.1 储层的岩石学特征

根据研究区6358井的岩心化验分析结果，长10油层组岩石类型为灰褐色细、细-中粒长石砂岩，粒径一般0.1～0.25 mm，最大粒径在0.25～0.45 mm.颜色大都呈灰色、灰绿色，褐灰色及灰白色、薄层状、中厚层状至块状都可见。砂岩中石英碎屑含量平均约为27%，长石含量平均约为40%，岩屑含量平均约为12%.其中石英部分具有波状消光，见次生加大边；长石以中酸性斜长石、正长石和微斜长石居多，其它类型少见；岩屑包含黑云母、白云母和泥岩、板岩、石英岩、粉砂岩、白云岩及灰岩等，砂岩的矿物成熟度较低。结构成熟度较好-中，碎屑颗粒大都呈次棱角状，分选中等-较好，反应了低能量下的长物源运输的特征。填隙物主要有高岭石、铁方解石、方解石、绿泥石、硅质等。长10储层岩性的陆源碎屑成分以长石类为主，平均含量为41.7%，其次为石英类28.7%，岩屑类14.2%，填隙物15.4%，其中填隙物的各组分中，浊沸石含量最高，占到6.0%，其次为绿泥石膜占到4.6%，铁方解石和石英质分别占到1.8%和1.4%（表1）。

表1 新安边油区长10砂岩填隙物含量表

2.2 孔隙特征

2.2.1 孔隙类型及组合特征

据铸体薄片和扫描电镜观察分析，长10储层的孔隙主要为残余粒间孔，占总面孔率的32.4%，其次为粒间溶孔占总面孔率的28%，主要孔隙组合为残余粒间孔-粒间溶孔组合，其次为粒间溶孔-粒内溶孔及微裂缝孔隙组合（图2）。

图2 长10砂岩孔隙类型频率分布图Fig.2 Ore types frequency distribution in Chang 10 reservoir

1）剩余粒间孔隙。是该区砂岩储集层的主要孔隙类型，占总面孔率的32.4%，孔隙直径一般为0.03～0.15 mm.在扫描电镜观察分析中，此类孔隙分布很不均一，具有强烈的非均质性，大部分孔隙被薄膜式绿泥石和方解石、白云石胶结，此类孔隙广泛分布于储层中，孔隙分布均匀，连通性较好，绿泥石膜是保持储层物性的重要原因（图3）；

2）溶蚀粒间孔隙。溶蚀粒间孔隙是该区储集层的第二大孔隙类型，占总面孔率的28%，孔隙直径一般为0.08～0.2 mm,通常长石与方解石容易被溶解，除此之外，在溶蚀孔隙中间，往往存在一些云母、岩屑和绿泥石化的碎屑[5]。溶蚀粒间孔隙通常具有较好的连通性好，通过扫描电镜的观察和分析，可清晰见到此类孔隙非常不均匀的分布在岩石中 （图4）。

3）溶蚀粒内孔隙。通过铸体薄片和扫描电镜观察分析，溶蚀粒内孔隙多见于长石、云母和部分岩屑内，常见溶蚀粒内孔隙与溶蚀粒间孔隙连通[6]。溶蚀粒内孔隙是本区砂岩的主要孔隙类型之一，其孔隙半径大部分为0.03～0.15 mm，常见与溶蚀粒间孔隙伴生分布，但分布很不均匀。

4）自生矿物的颗粒晶间微孔隙：主要有自生绿泥石晶间微孔隙和自生高岭石晶间微孔隙[7]，孔隙直径一般为1～5 μm，并且具有一定连通性，此类孔隙是该类砂岩储层的主要孔隙类型之一。此外粉细砂岩和部分中粒砂岩中分布有一定量的自生伊/蒙混层、伊利石晶间微孔隙。

5）微裂缝孔隙：主要有3种。一种是颗粒间缝隙和云母碎屑、长石碎屑的解理缝，有些可见被沥青质充填，由于它们形成较早，分布普遍，因此对于粒间孔隙与粒内孔隙的连通起了重要作用[8]。另一种是粒内裂缝，主要为机械压实作用造成的压实裂缝，此类裂缝主要见晚成岩阶段，表现为刚性的碎屑颗粒长石、石英等出现的裂纹或微缝[9]，第三种为切穿颗粒的构造裂缝，这些裂缝和裂纹多数被沥青和黄铁矿充填，说明它们的出现早于油的运移或趋于同期[10]。

图3 绿泥石薄膜胶结物及粒间孔（定探6343井）Fig.3 Chlorite encapsulated pore formed intergranulary pores（DT6343）

图4 浊沸石连晶式胶结物及其溶蚀孔（定探6343井）Fig.4 Laumontite crystal stock cement and solution pore（DT6343）

2.2.2 孔隙微观结构特征

图5 定探6358长10毛管压力曲线Fig.5 Chang10 capillary pressure curve

从压汞曲线资料分析可以看出（图5），长10油层压汞曲线整体表现为排驱压力较低<1 MPa，曲线基本上呈缓斜坡型（如42#和38#样），个别样品呈现双斜坡形态（如36#与44#样），说明长10储层孔喉的非均质性较强，结合薄片分析资料可知，42#与38#样品孔隙类型主要以残余粒间孔和粒间溶孔为主，储层分选性较好，绿泥石薄膜发育，但排驱压力较高，退汞效率高；44#样品，微裂缝连通了粒内溶孔与粒间孔，孔喉半径增大，排驱压力降低，孔隙的储集能力增加，退汞效率低，因此可知微裂缝对储层孔隙的储集能力有明显的贡献作用。

总体上长10储层排驱压力平均为0.57 MPa，中值半径为0.73 μm，最大进汞饱和度为81.88%，退汞效率为28.36%，孔喉分选系数2.05，储层的分选性中等，主要为微-细喉道。

3 长10储层油藏分布影响因素分析

图6 长10储层孔隙度与油藏分布叠合平面图Fig.6 Porosity and oil reservoir distribution congruent graph of Chang10 reservoir

图7 长10储层渗透率与油藏分布叠合平面图Fig.7 Permeability and oil reservoir distribution congruent graph of Chang10 reservoir

从图6，图7中可以看出，长10油藏的分布主要受到2个因素控制，第一,油藏宏观分布受到沉积微相的控制，含油区大面积分布在分流河道砂坝部位，局部分布在分流河道的側缘部位；第二，从微观上来看，油藏分布与孔隙度的相关性小于与渗透率的相关性，说明油藏的分布主要受到渗透率的控制，而渗透率的大小受控于喉道的大小分布，研究区长10油藏在分流河道部位孔隙度与渗透率的相关性较好，说明主河道部位孔隙类型以剩余粒间孔为主，大部分的孔隙由绿泥石膜环包围着，通常绿泥石膜发育程度与剩余粒间孔隙发育程度具有一定的相关性，绿泥石膜发育的部位，成岩作用相对比较弱，主要以压实作用为主[11]，因而剩余粒间孔也比较发育，通常此类孔隙类型的储集空间比较大，喉道大小分布比较均匀，喉道连通性也强；而在河道侧缘部位孔隙度与渗透率的相关性较差，说明此处孔隙受后期的成岩作用影响较大，尤其是后期的碳酸盐胶结作用较强，破坏了前期形成的孔隙，也有一些岩屑和粘土填隙物经后期改造溶蚀形成[12]，胶结物晶间孔也比较发育，该类孔隙孔喉半径极小，所以它们面孔率很小，所提供的储集空间甚微，主要储集不能流动的残余油，但是如果微裂缝发育连通粒内孔隙，同样可以起到较好的储集能力。

4 结 论

1） 新安边地区长10储层主力含油层位为长101-2小层，该小层砂体较发育，砂体厚度0～15 m，河道主流线部位砂岩厚度大于10 m，呈带状展布，主要为河道砂坝的沉积；

2）长10油层组岩石类型为灰褐色细、细-中粒长石砂岩；填隙物主要有高岭石、铁方解石、方解石、绿泥石、硅质等；主要孔隙组合为残余粒间孔-粒间溶孔组合，其次为粒间溶孔-粒内溶孔及微裂缝孔隙组合；微裂缝对储层孔隙的储集能力有明显的贡献作用；

3）长10油藏的分布主要受到以下2个因素控制，第一，油藏宏观分布受到沉积微相的控制，含油区大面积分布在分流河道部位，局部分布在分流河道的側缘部位；第二，从微观上，油藏的分布主要受到喉道大小的控制，寻找河道砂坝主体部位的绿泥石膜发育带是该区长10油层勘探取得突破的关键。

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Influence of Chang 10 reservoir physical property onoil layer formation of Xinanbian oil region in Dingbian

ZHANG Jin-liang

（XingzichuanOilProductionPlant，YanchangPetroleumCo．,Ltd．,Yan’an717400，China）

Chang 10 reservoir of Triassic system was a new deep exploring and development reservoir.In order to research the mechanism of deep oil reservoir in Ordos Basin,find effective deep oil reservoir potential area, provide theoretical guidance to the exploration and development,based on test analysis, combined with well testing and early production test data, the lithologic characteristics and the distributions of Chang 10 reservoir was analyzed and evaluated. The results showed that the main sand of Chang 10 reservoir lies in distributary’s channel, changed drastically in lateral direction with poor physical property,average porosity 8.98%, and average permeability 0.84×10-3μm2.Main types of pores was dominated by residual inter-granular space with partial grain solutional voids, which belongs to low porosity, special to super-low permeability reservoir. The distributions of Chang 10 reservoir was controlled by 2 reasons,that is in microcosmic was sedimentary micro-facies,most of oil bearing area lies in distributary channel,partial in lateral border; in macroscopic the distribution relativity with porosity is less than permeability.A conclusion is drawn that the distribution was controlled by the size of throat.In order to improve the success rate of exploration,the key factor for deep hydrocarbon accumulation was to find the development zone of chlorite membrane in the main part of the sand dam.

erdos basin; Chang 10 reservoirs; deep reservoirs; enrichment regularity

2014-05-12 责任编辑：李克永

陕西省教育厅专项科研计划项目（2010JK919）

张金良（1984-），男，陕西靖边人，工程师，E-mail:zhajl55@163.com

10.13800/j.cnki.xakjdxxb.2015.0518

1672-9315（2015）05-0638-06

TE 122

A