彭陽長8油層儲層特征研究

蔣鈞，肖博文，趙遷，莊騰騰，高曦，羅恒，孫典豪

（中國石油長慶油田分公司第九采油廠，寧夏銀川750006）

彭陽長8油層儲層特征研究

蔣鈞，肖博文，趙遷，莊騰騰，高曦，羅恒，孫典豪

（中國石油長慶油田分公司第九采油廠，寧夏銀川750006）

彭陽油田位于鄂爾多斯盆地西南部，橫跨西緣斷褶帶及天環坳陷兩個構造單元。自2012年首次在彭陽長8油藏勘探獲得發現以來，2013-2014年加大勘探開發力度，通過探評骨架井的實施，控制落實油藏規模，并已滾動建產2.1萬t。隨著開發規模的逐漸加大，各項基礎研究的開展也顯得尤為重要。本文主要闡述在區域地質背景條件下長8油藏的沉積相，并根據各項資料對長8油藏的儲層特征進行研究，分析油藏的主控因素，并結合當年產建實施情況加以驗證，為后續產建開發提供基礎資料。

彭陽油田；三疊系；長8

彭陽油田位于鄂爾多斯盆地西南部，橫跨西緣斷褶帶及天環坳陷兩個構造單元，行政隸屬寧夏自治區彭陽縣，面積為2 523.2 km2。截至2012年底，共有采油井117口，開井90口，產油能力352 t/d，綜合含水53.8%，采油速度2.13%，采出程度8.23%；開注水井15口，日注286 m3，月注采比0.34，累計注采比0.16，但深層系一直未能取得重大突破。

2012年實施探井演78首次在長8試油獲得油田發現。2013年加大深層系研究勘探實施力度，圍繞演78井重翻該區所有探評井資料19口，結合區域地質背景，初步篩選彭陽南部為長8油藏勘探有利區，實施骨架7口，井均鉆遇砂層23.8 m，油水層9.5 m，3口試油獲得工業油流，試采效果好（初期單井產量2.4 t/d，含水41.8%），彭陽長8油藏勘探開發取得突破。

2014年圍繞探評骨架實施滾動建產，動用含油面積4.5 km2，完鉆38口井（含5口骨架），投產17口，初期井均日產油2.5 t，含水61.3%，建產能2.1萬t。

1　長8油層沉積相類型

沉積相是油氣儲層賴以發育的物質基礎，為一個沉積單元中所有原生沉積的總和，是某一特定沉積環境的產物，因而具有該環境特有的沉積特征，它不僅決定儲層的巖性特征和原生孔隙的發育，并且影響儲層的成巖作用與孔隙演化，基于鉆井巖芯巖相及測井相等資料所進行的沉積相及其展布的精細分析，可以宏觀地把握砂體的發育及空間展布規律，進而為有利目標評價提供重要的基礎性依據。

1.1沉積背景

晚三疊世時鄂爾多斯盆地已進入內克拉通盆地發育時期，盆地已經完全轉變為陸相沉積環境，中生界上三疊統延長組是一套以大型內陸凹陷盆地為背景，以河流和湖泊相為主的陸源碎屑巖沉積，底部與中三疊紙坊統呈假整合接觸，形成了中生界主要的含油層系。直羅組、安定組沉積時，隨著西緣逆沖的加強，在盆地西側產生巨大的構造負荷，天環坳陷開始出現雛形。

三疊紀末的印支運動使盆地整體抬升，盆地內的上三疊統延長組遭受較長時間的風化剝蝕，在鄂爾多斯地區形成河谷縱橫，殘丘廣布的的古地貌景觀，在這種溝谷縱橫、山高谷深的古地貌背景上開始了侏羅系富縣組和延安組延10填平補齊式的古河沉積。隨著填平補齊沉積作用的完成，鄂爾多斯盆地逐漸形成準平原化沉積環境，沼澤發育，植被縱生，為后期成煤奠定基礎。到延安組的延9期，沉積時幾乎不受這種古地貌的控制，其格局與富縣組明顯不同，主要是平原河流-河沼相沉積，形成煤系地層［1］。

1.2沉積相

一般認為不同水動力條件下形成的沉積體、沉積構造及沉積序列在測井曲線上具有不同的響應形態。如主河道沉積，由于沉積時水動力較強，細粒的粘土礦物不易沉積而具有較低的自然伽瑪值；而河漫沉積，由于沉積時水動力較弱，細粒的粘土礦容易沉積而具有較高的自然伽馬值。又如鐘形反映能量向上減弱，顆粒變細的特征；箱形反映了沉積充填過程能量一致，物源供應充足，是洪水期能量較強的河道充填過程；漏斗形代表砂體向上能量加強，顆粒變粗，反映了上部牽引流流量及攜砂量增大或受波浪改造的特征等。彭陽長8油藏主要以中、粗粒砂巖河流沉積為主，局部有湖泊-河湖三角洲為主的砂泥互層沉積。

1.3砂體展布

彭陽長8油藏位于鄂爾多斯盆地西南部邊緣，且主要為河流相沉積，因此砂體為北東南西向展布，砂體發育穩定，厚度10 m～30 m不等，河道寬度約1 km。構造變化較大，其中構造高部位為勘探開發有利區。

2　長8油層儲層特征

2.1儲層巖石學特征

巖屑是母巖巖石的碎塊，是保持著母巖結構的礦物集合體。因此，巖屑是提供沉積物來源區的巖石類型的直接標志。但是由于各類巖石的成分、結構、風化穩定等存在著顯著差別，所以在風化、搬運過程中，各類巖屑含量變化極大，實際上并不是各類母巖都能形成巖屑。碎屑巖的碎屑成分，除陸源礦物碎屑外，還有各種巖石碎屑。后者是以礦物集合體的形式出現的，其成分反映著母巖的巖石類型。陸源碎屑礦物主要為石英、長石和重礦物。

根據巖礦資料分析，彭陽長8油藏儲層的砂巖為巖屑長石砂巖，碎屑含量為89.8%，其中碎屑成分以長石為主，占29.5%，巖屑次之，占29.1%，石英含量較少，占22.5%；巖石顆粒分選中等，粒徑0.10 mm～0.35 mm，最大0.5 mm，磨圓度差，以棱-次棱、次棱為主，填隙物以粘土礦物、碳酸鹽巖以及硅質為主，總量占整個巖石礦物含量的3.54%，其中粘土礦物含量最多，占1.7%，其次是鐵方解石占1.44%，然后是硅質占0.4%（見表1、表2），膠結類型為薄膜、孔隙-薄膜型。

表1　彭陽地區長8油層儲層碎屑含量統計表

表2　彭陽長8油層儲層巖石填隙物組成統計表

2.2孔隙結構類型

彭陽油田長8儲層孔隙類型以粒間孔為主，占總孔隙的74.49%，長石溶孔、巖屑溶孔和晶間孔次之，分別占總孔隙的6.82%、6.50%和6.34%；粒間溶孔、沸石溶孔和碳酸鹽溶孔微裂隙較少見，僅占總孔隙的5.85%，面孔率5.13%，平均孔徑37.0 μm。

根據毛管壓力參數統計分析（見圖1～圖3、表3），彭陽長8儲層砂巖排驅壓力（Pd）最低為0.40 MPa，最高為0.50 MPa，平均為0.45 MPa；歪度最低為1.32，最高為1.60，平均為1.14；分選系數最小為2.33，最大為2.56，平均為2.47；砂巖最大進汞量最低為81.0%，最高為84.45%，平均為82.48%；砂巖的中值半徑最小為0.073 5 μm，最大為0.081 7 μm，平均為0.078 μm；砂巖退汞效率最低為21.95%，最高為40.09%，平均為31.47%。總體來說，本研究區儲層孔滲性較好，喉道偏細，分選中等，整體上顯示出物性較好的特點。

2.3物性特征

根據已投產井試采動態數據，表現為不同生產特征，結合測井資料，在前期地質認識的基礎上，精細小層對比，將彭陽長8油藏細分為長811、長812兩個小層，據487塊彭陽地區巖石物性分析樣品統計資料，孔隙度主要分布在15%～20%，平均為17.01%，滲透率主要分布在1×10-3μm2～10×10-3μm2，平均為2.69× 10-3μm2。總體來說，彭陽長8油藏儲層物性較好，孔隙度大于10%的儲層達81.3%；滲透率大于1 mD的儲層為47.2%，長811油飽平均30.1%，水飽平均33.9%，長812油飽平均15.6%，水飽平均40.8%；長811含油性好于長812（見圖4、圖5）。

2.4儲層電性特征

彭陽長8油藏探井、評價井、重點骨架井全部采用陣列+密度測井組合，開發井全部實施陣列測井，資料品質較好，能較好的反映儲層的性質，滿足了儲層研究的需要。

彭陽長8油藏儲層具有低電阻率、高時差特點，油層的含油飽和度較高，電阻率曲線與試油結果之間有比較好的一致性，高阻出油低阻出水的特征比較明顯，使有效厚度下限圖版有較高的符合率。根據2014年產建實施效果，礦場統計：長811油藏受構造控制程度低，為巖性油藏，判定該層出油下限，電阻≥9.0 Ω·m，聲波時差≥240 μs/m；長812油藏主要受構造控制，該油藏為構造-巖性油藏，判定層出油下限，油水界面-793 m，電阻≥9.0 Ω·m，聲波時差≥250 μs/m。

圖1　演77，長8，2 392.55 m壓汞曲線

圖2　演78，長8，2 359.0 m壓汞曲線

圖3　彭293-73，長8，2 256.0 m壓汞曲線

表3　彭陽地區長8儲層壓汞數據表

3　勘探效果及評價

根據地質認識及儲層特征研究結論，2014年在該區落實有利區面積4.5 km2，完鉆38口井（含5口骨架），建產能2.1萬t。其中長811層：鉆遇井：31口，井均鉆遇油水層：10.3 m，完試14口，井均試排油8.1 m3，水16.6 m3，投產13口，井均日產油2.8 t，含水65.4%，初期4口，井均日產油2.5 t，含水60.9%；長812層：鉆遇井：38口，井均鉆遇油水層：9.6 m，完試9口，井均試排油3.0 m3，水21.2 m3，投產4口，井均日產油2.3 t，含水72.4%，初期1口，井均日產油2.6 t，含水65.9%。落

圖4　彭陽長8油藏儲層孔隙度柱狀圖

圖5　彭陽長8油藏儲層滲透率柱狀圖

圖6　孟39-85區長811層Rt-Ac交匯圖

圖7　孟39-85區長812層Rt-Ac交匯圖

實有利區面積4.5 km2，完鉆38口井（含5口骨架），建產能2.1萬t，并為2015年落實有利區面積4.0 km2，預計可建產能2.1萬t。

4　結論及認識

本文結合前人對寧夏彭陽地區區域地質背景及特征的研究結果，通過統層分層，并對區域內老井資料進行重新認識，優選滾動建產有利目標區塊，并結合產建實施效果進行評價，取得了以下認識：

（1）該區長811、長812疊合發育，主要為三角洲平原分流河道沉積，砂體厚度大（長811層10.3 m，長812層9.6 m），物性好（孔隙度18.3%，滲透率3.46 mD），含油性好（長811油飽平均30.1%，水飽平均33.9%，長812油飽平均15.6%，水飽平均40.8%。長811含油性好于長812）。

（2）長811油藏構造控制程度低，為巖性油藏，判定該層出油下限，電阻≥9.0 Ω·m，聲波時差≥240 μs/m；長812油藏主要受構造控制，該油藏為構造-巖性油藏，判定層出油下限，油水界面-793 m，電阻≥9.0 Ω·m，聲波時差≥250 μs/m。

（3）儲層沉積規律和構造展布分析認為，演78-演215一帶砂體厚度大，發育一系列低緩的隆起構造，相互匹配成藏，預測有利區面積8.5 km2，地質儲量415× 104t，演237以北、彭300-77東北為下步勘探開發的有利方向。

（4）建議在演78外圍加快實施骨架井10口，進一步落實油藏規模，油藏成因尚不明確，需要進一步開展區域性評價。

［1］彭陽地區石油成藏條件研究及勘探突破［G］.內部資料.

［2］長慶油田石油地質志編寫組.中國石油地質志（卷12）［M］.北京:石油工業出版社，1992.

10.3969/j.issn.1673-5285.2015.04.022

TE122.23

A

1673-5285（2015）04-0079-05

2015－03-02

蔣鈞，男（1985-），2009年畢業于中國石油大學（華東），石油工程專業，現為采油九廠產能建設項目組地質技術員，從事石油地質工作。