鄂爾多斯盆地定邊油田長(zhǎng)2低滲砂巖儲(chǔ)層特征及評(píng)價(jià)

白玉彬，張 乾

(1.西安石油大學(xué)，陜西 西安 710065;2.西北大學(xué)，陜西 西安 710069，3.中石化江蘇油田分公司，江蘇 揚(yáng)州 225009)

鄂爾多斯盆地定邊油田長(zhǎng)2低滲砂巖儲(chǔ)層特征及評(píng)價(jià)

白玉彬1，2，張 乾3

(1.西安石油大學(xué)，陜西 西安 710065;2.西北大學(xué)，陜西 西安 710069，3.中石化江蘇油田分公司，江蘇 揚(yáng)州 225009)

鄂爾多斯盆地定邊油田長(zhǎng)2儲(chǔ)層為三角洲平原分流河道沉積的中—細(xì)粒長(zhǎng)石砂巖，平均孔隙度為16.36%，平均滲透率為9.58×10－3μm2，屬中孔、中—低滲儲(chǔ)層。根據(jù)壓汞曲線、鑄體薄片等分析資料及試采、錄井等測(cè)試結(jié)果，對(duì)長(zhǎng)2儲(chǔ)層特征進(jìn)行研究和綜合評(píng)價(jià)認(rèn)為:長(zhǎng)2儲(chǔ)層孔隙類型主要有原生孔隙和次生孔隙，后者發(fā)育的長(zhǎng)石溶孔對(duì)儲(chǔ)層物性改善起到了積極作用;成巖作用類型主要為壓實(shí)作用、膠結(jié)作用和溶蝕作用，前兩者對(duì)儲(chǔ)層物性破壞嚴(yán)重，而溶蝕作用擴(kuò)大了儲(chǔ)集空間，改善儲(chǔ)層物性;長(zhǎng)2儲(chǔ)層可以劃分為Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ、Ⅳ4種類型;綜合評(píng)價(jià)長(zhǎng)2儲(chǔ)層是以Ⅰ、Ⅱ2種類型為主要構(gòu)成的中—低滲透儲(chǔ)層，優(yōu)質(zhì)儲(chǔ)層多分布在分流河道沉積旋回的中下部。

鄂爾多斯盆地;定邊油田;長(zhǎng)2儲(chǔ)層;儲(chǔ)層特征;儲(chǔ)層評(píng)價(jià)

引 言

定邊油田位于鄂爾多斯盆地陜北斜坡西部，定邊縣境內(nèi)。長(zhǎng)2油層組為其主力含油層系，自上而下細(xì)分為長(zhǎng)21、長(zhǎng)22、長(zhǎng)23三個(gè)油層亞組。該區(qū)長(zhǎng)2油層組地層厚度為110～130 m，頂部埋藏深度為1 870～1 899 m，砂層厚度平均為80 m，主體為三角洲平原分流河道沉積的砂巖。長(zhǎng)2儲(chǔ)層頂部為厚約40 m的長(zhǎng)1暗色泥巖蓋層，區(qū)域上分布穩(wěn)定，是長(zhǎng)2油藏富集的重要控制因素。長(zhǎng)2油藏石油分布主要受局部構(gòu)造與巖性雙重控制，與陜北斜坡東部長(zhǎng)2油藏主控因素基本一致［1］。分析表明，長(zhǎng)2儲(chǔ)層為受沉積砂體和成巖作用控制的中孔、中—低滲砂巖儲(chǔ)層，油藏開(kāi)發(fā)需經(jīng)壓裂工藝技術(shù)的改造。因此，對(duì)儲(chǔ)層巖性、物性、孔隙結(jié)構(gòu)等特征充分認(rèn)識(shí)進(jìn)行評(píng)價(jià)，才能為下一步勘探開(kāi)發(fā)實(shí)踐提供理論依據(jù)。

1 儲(chǔ)層綜合特征

1.1 巖石學(xué)特征

定邊油田長(zhǎng)2儲(chǔ)層巖性主要為淺灰色中—細(xì)粒長(zhǎng)石砂巖，其次為淺灰褐色中—細(xì)粒巖屑長(zhǎng)石砂巖，砂巖具有石英含量高，長(zhǎng)石含量低，巖屑含量較低以及成分成熟度中等的特點(diǎn)。碎屑中石英含量為20.5% ～55.0%，平均為43.4%;長(zhǎng)石含量為18.0% ～57.0%，平均為29.8%，主要為鈉長(zhǎng)石，其次為鉀長(zhǎng)石;巖屑含量為5.5% ～17.0%，平均為10.4%，主要為變質(zhì)巖屑，其次為火成巖巖屑和沉積巖巖屑;填隙物平均含量為13.0%，主要為高嶺石和綠泥石。

儲(chǔ)層巖石結(jié)構(gòu)主要以中—細(xì)砂巖為主，細(xì)砂巖次之，粒級(jí)主區(qū)間分布在0.10～0.30 mm;砂巖分選中—好，磨圓度以次棱角狀為主，顆粒支撐，點(diǎn)—線接觸，孔隙式膠結(jié)。其沉積微相為三角洲平原分流河道、堤岸微相，具有碎屑顆粒沉積時(shí)距物源區(qū)近、搬運(yùn)距離短、堆積速度較快、沉積水動(dòng)力較強(qiáng)等特點(diǎn)。

1.2 孔隙類型及結(jié)構(gòu)特征

長(zhǎng)2儲(chǔ)層的孔隙類型主要有原生孔隙、次生孔隙。原生孔隙主要由粒間孔隙和晶間孔隙組成。粒間孔隙是沉積期形成并受機(jī)械壓實(shí)和化學(xué)膠結(jié)作用改造充填，縮小的殘余原生粒間孔，孔隙呈不規(guī)則形狀，孔徑較大，達(dá)0.05～0.10 mm，粒間孔在長(zhǎng)2儲(chǔ)層最為發(fā)育，平均為5.50%，占面孔率的56.12%;晶間孔隙一般賦存于黏土礦物基質(zhì)與蝕變火山巖、泥質(zhì)巖屑中，平均為5.50%。次生孔隙是巖石經(jīng)成巖改造后產(chǎn)生的溶蝕孔隙，溶蝕孔隙主要為長(zhǎng)石溶孔(2.60%)，粒間溶孔(0.10%)及巖屑溶孔(0.70%)，含量較低，不十分發(fā)育。

長(zhǎng)2儲(chǔ)層平均孔徑分布在30～150 μm，平均為88 μm，其中大孔隙( ＞80 μm)占 65.0%，中孔隙(80 ～50 μm)占17.5%，小孔隙(50 ～10 μm)占17.5%，屬于大孔隙類型儲(chǔ)層。平均孔喉直徑分布在0.3～7.9 μm，平均為 3.1 μm，粗喉道( ＞3.0 μm)占37.1%，中細(xì)喉道(3 ～1 μm)占54.3%，細(xì)喉道(1.0 ～0.5 μm)占5.7%，微細(xì)喉道(0.5～0.2 μm)占2.9%，主要屬于粗—中細(xì)喉道型。長(zhǎng)2油層組砂巖儲(chǔ)層孔喉組合類型主要以大孔、中—細(xì)喉型和中孔、中—細(xì)喉型為主，少量的小孔、中—細(xì)喉型組合。

長(zhǎng)2儲(chǔ)層砂巖毛管壓力資料統(tǒng)計(jì)表明，其排驅(qū)壓力范圍為 0.010～1.166 MPa，平均為 0.138 MPa。中值壓力范圍為0.295～8.857 MPa，平均為1.705 MPa。中值孔喉半徑范圍在0.085～2.541 μm，平均為0.756 μm。最大進(jìn)汞飽和度分布范圍為71.194% ～82.130%，平均為78.522%。退汞效率分布范圍為34.837% ～52.060%，平均為42.146%。

1.3 成巖作用特征

該區(qū)長(zhǎng)2儲(chǔ)層砂巖成巖作用類型主要包括了壓實(shí)作用、膠結(jié)作用和溶蝕作用。

機(jī)械壓實(shí)作用貫穿于埋藏成巖階段的整個(gè)過(guò)程，是引起砂巖孔隙度降低的主要原因之一［2－5］。壓實(shí)作用是導(dǎo)致定邊油田長(zhǎng)2儲(chǔ)層物性變差的主要地質(zhì)因素，因?yàn)樗樾碱w粒中長(zhǎng)石和巖屑的含量高，導(dǎo)致巖石經(jīng)歷了較強(qiáng)的壓實(shí)作用，可見(jiàn)塑性顆粒的定向排列、彎曲變形，碎屑顆粒的接觸關(guān)系也由點(diǎn)接觸、點(diǎn)—線接觸到線接觸，甚至凹凸接觸，使原生粒間孔變小，顆粒排列緊密、巖石密度增大，巖石的儲(chǔ)集性能變差(圖1 a)。

圖1 定邊油田長(zhǎng)2儲(chǔ)層成巖作用顯微照片

膠結(jié)作用是影響巖石儲(chǔ)集性能的另一重要因素。長(zhǎng)2儲(chǔ)層砂巖發(fā)育的膠結(jié)物主要為高嶺石和綠泥石膠結(jié)物(圖1 b)，其次為方解石和鐵白云石，硅質(zhì)膠結(jié)物最少。高嶺石主要以充填粒間孔形式存在;綠泥石形成于成巖作用的不同階段，以孔隙襯邊或孔隙充填物方式存在于原生粒間孔中，使原生粒間孔隙和喉道減小，降低了儲(chǔ)層的孔滲性能。碳酸鹽膠結(jié)物主要呈粒間膠結(jié)物、充填物形成出現(xiàn)，常呈粒狀、連品狀產(chǎn)出，早成巖期形成的量較少，主要形成于晚成巖期，因此碳酸鹽膠結(jié)物盡管是易溶礦物，但普遍未經(jīng)受溶蝕作用(圖1 a、e)，而形成致密砂巖儲(chǔ)層，這也是本區(qū)砂巖孔滲性能較差的另一主要因素。硅質(zhì)膠結(jié)作用主要為石英次生加大(圖1 g)，從而填塞了孔隙和喉道。黑云母多沿層面展布，且泥化強(qiáng)烈，使孔隙結(jié)構(gòu)變差。

溶蝕作用是改善儲(chǔ)層儲(chǔ)集性能的主成巖作用，也是次生孔隙形成的主導(dǎo)因素，長(zhǎng)2儲(chǔ)層的溶蝕作用普遍發(fā)育。溶蝕作用主要表現(xiàn)為長(zhǎng)石碎屑顆粒的溶蝕(圖1 c、e、f)和填隙物(方解石、黏土)的溶蝕，其中以碎屑顆粒的溶蝕最為重要。長(zhǎng)石、巖屑沿其解理縫、微裂縫、壓實(shí)縫及顆粒邊緣被溶蝕，溶孔直徑從幾微米至幾十微米;局部可見(jiàn)較強(qiáng)烈的溶蝕作用而形成的板狀溶孔，溶孔的形成也使得孔隙喉道的發(fā)育及孔喉間的連通性得到改善。

2 儲(chǔ)層分類及評(píng)價(jià)

2.1 儲(chǔ)層分類標(biāo)準(zhǔn)

關(guān)于鄂爾多斯盆地三疊系延長(zhǎng)組儲(chǔ)層分類評(píng)價(jià)標(biāo)準(zhǔn)，前人做了很多工作［6－8］，但分類標(biāo)準(zhǔn)的制訂多根據(jù)東部及中南部?jī)?chǔ)層特征，對(duì)鄂爾多斯盆地西部?jī)?chǔ)層分類評(píng)價(jià)適應(yīng)性不強(qiáng)。首先東部長(zhǎng)2儲(chǔ)層埋深一般均小于1 000 m，而西部定邊油田長(zhǎng)2儲(chǔ)層埋深達(dá)1 800 m以上;其次由于埋深不同，經(jīng)歷的沉積、成巖作用必然有差異，沉積環(huán)境也有較大差異［9－10］。定邊油田長(zhǎng)2儲(chǔ)層長(zhǎng)石溶孔非常發(fā)育，比東部長(zhǎng)2儲(chǔ)層要強(qiáng)烈很多。因此，對(duì)于西部長(zhǎng)2儲(chǔ)層分類評(píng)價(jià)標(biāo)準(zhǔn)的制訂顯得尤為迫切。

筆者根據(jù)該區(qū)長(zhǎng)2儲(chǔ)層綜合特征，以滲透率為基本標(biāo)準(zhǔn)，微觀孔喉結(jié)構(gòu)參數(shù)與滲透率的相關(guān)性為主要依據(jù)，結(jié)合鑄體薄片、壓汞和圖像分析資料，優(yōu)選孔隙度、排驅(qū)壓力、中值壓力、最大孔喉半徑、中值孔喉半徑等6個(gè)參數(shù)對(duì)長(zhǎng)2儲(chǔ)層進(jìn)行綜合分類與評(píng)價(jià)，將長(zhǎng)2儲(chǔ)層劃分為Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ、Ⅳ共4種類型(圖2，表 1)。

圖2 長(zhǎng)2儲(chǔ)層毛管壓力曲線類型

在長(zhǎng)2儲(chǔ)層4類毛管壓力曲線中，各類曲線均具有較好的準(zhǔn)平臺(tái)，反映了4類儲(chǔ)層具有較好的孔隙結(jié)構(gòu)。其主要區(qū)別在于排驅(qū)壓力的大小不同，Ⅰ類曲線明顯好于Ⅱ類曲線和Ⅲ類曲線，Ⅳ類曲線儲(chǔ)層最差。

表1 定邊油田長(zhǎng)2儲(chǔ)層綜合分類

2.2 儲(chǔ)層評(píng)價(jià)

(1)Ⅰ類為良好儲(chǔ)集層(中滲透儲(chǔ)層)。滲透率大于20×10－3μm2，孔隙度大于18.0%，排驅(qū)壓力(0.05～0.09 MPa)和中值壓力(0.30～2.06 MPa)很低。中值孔喉半徑(0.36～2.54 μm)和最大孔喉半徑(8.67～25.52 μm)變化范圍較大，屬于大孔－粗喉型中滲透儲(chǔ)層。此類儲(chǔ)層發(fā)育于三角洲平原分流河道砂體及沉積旋回中下部位，構(gòu)成長(zhǎng)2油藏儲(chǔ)層的主體，物性及含油性均相對(duì)最好，驅(qū)油效率高，油井產(chǎn)量高，不產(chǎn)水。

(2)Ⅱ類為較好儲(chǔ)集層(低滲透儲(chǔ)層)。滲透率變化區(qū)間為10×10－3～20 ×10－3μm2，孔隙度為15.7% ～21.3%，排驅(qū)壓力(0.05～0.13 MPa)和中值壓力(0.70～1.71 MPa)均較低。中值孔喉半徑(0.44～1.08 μm)和最大孔喉半徑(5.84～14.92 μm)變化范圍較大，屬于大孔－中喉型低滲透儲(chǔ)層。此類儲(chǔ)層主要分布于分流河道的側(cè)翼部位及沉積旋回的上部，儲(chǔ)層物性及含油性相對(duì)較好，油井產(chǎn)量中等，含水率較低。

(3)Ⅲ類為較差儲(chǔ)集層(特低滲透儲(chǔ)層)。滲透率變化區(qū)間為5 ×10－3～10 ×10－3μm2，孔隙度為14.0% ～17.2%，排驅(qū)壓力(0.01～0.11 MPa)和中值壓力(0.78～1.87 MPa)中等。中值孔喉半徑(0.28～0.83 μm)和最大孔喉半徑(5.79～11.73 μm)變化范圍較大，屬于中孔－中細(xì)喉型特低滲透儲(chǔ)層。該類儲(chǔ)層主要分布于分流河道邊部或沉積旋回上頂部，物性及含油性相對(duì)較差，油井產(chǎn)量低，含水率高。

(4)Ⅳ類為差儲(chǔ)集層(超低滲透層)。滲透率小于5 ×10－3μm2，絕對(duì)孔隙度(14.2% ～20.2%)雖較高，但連通性差，大多為死孔隙。排驅(qū)壓力(0.11～1.17 MPa)和中值壓力(0.10～8.86 MPa)均較高。中值孔喉半徑(0.08～0.78 μm)和最大孔喉半徑(0.64～7.09 μm)變化范圍較大，屬于中孔、小孔－細(xì)喉型超低滲透儲(chǔ)層。該類儲(chǔ)層主要分布于河道間的薄層砂體中，一般以含水為主，局部微含油。

3 結(jié)論

(1)長(zhǎng)2儲(chǔ)層巖石類型主要為中—細(xì)粒長(zhǎng)石砂巖，屬于中孔、中—低滲儲(chǔ)層?？紫额愋椭饕獮樵ｉg孔隙，次為長(zhǎng)石溶蝕孔隙。成巖作用主要為壓實(shí)、膠結(jié)和溶蝕3種作用，其中前2種對(duì)長(zhǎng)2儲(chǔ)層物性起破壞作用，成巖后期的溶蝕作用大大改善了儲(chǔ)層物性。

(2)綜合分類將長(zhǎng)2儲(chǔ)層劃分為Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ、Ⅳ4種類型，其中Ⅰ類為良好的中滲透儲(chǔ)層，Ⅱ類為較好的低滲透儲(chǔ)層，Ⅲ類為較差的特低滲透儲(chǔ)層，Ⅳ類為差的超低滲透儲(chǔ)層。

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Characteristics and assessment of the Chang 2 low permeability sandstone reservoir in the Dingbian oilfield of Ordos Basin

BAI Yu － bin1，2，ZHANG Qian3
(1．Xi’an Petroleum University，Xi’an，Shaanxi710065，China;
2．Northwest University，Xi’an，Shaanxi710069，China;
3．Jiangsu Oilfield Company，SINOPEC，Yangzhou，Jiangsu225009，China)

The Chang 2 reservoir in the Dingbian oilfield of Ordos Basin contains medium－fine feldspathic sandstone in delta plain distributary channel deposit，with average porosity of 16．36%and average permeability of 9．58 × 10－3μm2，belonging to medium porosity and mid－low permeability reservoir．The Chang 2 reservoir has been studied and evaluated based on analytical data of intrusive mercury curve and casting thin section as well as the results of production test and mud logging．It is concluded that the Chang 2 reservoir involves primary porosity and secondary porosity，and the latter had developed feldspar dissolved pores which had improved reservoir property;the diagenesis mainly involves compaction，cementation and denudation，the first two were severely destructive to reservoir property，and denudation had enlarged reservoir space and improved reservoir property;the Chang 2 reservoir can be divided into Class I，II，III and IV these four types;the Chang 2 reservoir is a mid － low permeability reservoir mainly composed of Class I and II reservoir，with high quality reservoir distributed in the mid － low part of the distributary channel deposit．

Ordos Basin;Dingbian oilfield;Chang 2 reservoir;reservoir characteristics;reservoir evaluation

TE122.2

A

1006－6535(2011)05－0056－04

20110207;改回日期20110702

陜西省自然科學(xué)基礎(chǔ)研究計(jì)劃項(xiàng)目“酸性大環(huán)境中的堿性成巖作用研究——以靖安延長(zhǎng)組為例”(2009JM5002);十一五國(guó)家科技支撐計(jì)劃“低(超低)滲透油藏精細(xì)描述關(guān)鍵技術(shù)與剩余油分布預(yù)測(cè)模型研究”(2007BAB1701)聯(lián)合資助

白玉彬(1981－)，男，助教，2008年畢業(yè)于西安石油大學(xué)礦產(chǎn)普查與勘探專業(yè)，獲碩士學(xué)位，主要從事油氣成藏與油藏描述研究工作。

編輯 林樹(shù)龍