馬坊-紅井子地區(qū)長(zhǎng)9油層組儲(chǔ)層與油藏特征分析

屈雪林，杜凌春，代廷勇，李鳳杰，張雁，侯景濤，蘇幽雅

（1.成都理工大學(xué)沉積地質(zhì)研究院，四川成都610059；2.中國(guó)石油長(zhǎng)慶油田分公司第三采油廠，寧夏銀川750006）

馬坊-紅井子地區(qū)長(zhǎng)9油層組儲(chǔ)層與油藏特征分析

屈雪林1，杜凌春1，代廷勇1，李鳳杰1，張雁2，侯景濤2，蘇幽雅2

（1.成都理工大學(xué)沉積地質(zhì)研究院，四川成都610059；2.中國(guó)石油長(zhǎng)慶油田分公司第三采油廠，寧夏銀川750006）

本文通過(guò)鑄體薄片、掃描電鏡和物性分析，認(rèn)為鄂爾多斯盆地馬坊-紅井子地區(qū)長(zhǎng)9油層組的儲(chǔ)層屬于低孔、低－特低滲儲(chǔ)層。儲(chǔ)層巖石類型以長(zhǎng)石砂巖、巖屑長(zhǎng)石砂巖為主，填隙物含量較低，以綠泥石粘土礦物和硅質(zhì)、濁沸石膠結(jié)為主，剩余原生粒間孔和次生溶孔是儲(chǔ)層主要的儲(chǔ)存空間類型；綜合儲(chǔ)層沉積相類型、砂層厚度、物性、含油飽和度以及孔隙類型分類結(jié)果，將馬坊-紅井子地區(qū)長(zhǎng)9油層組的儲(chǔ)層分為5種類型，各類儲(chǔ)層的分布主要受沉積微相、砂體展布的控制，大部分屬于Ⅰ、Ⅱ類有利儲(chǔ)層。馬坊-紅井子地區(qū)長(zhǎng)9油層組油藏分布受巖性和構(gòu)造雙重控制，建立了研究區(qū)油藏2種成藏模式類型：巖性油藏和構(gòu)造油藏兩種類型，構(gòu)造油藏可進(jìn)一步分為小幅背斜構(gòu)造油藏、斷層構(gòu)造油藏和復(fù)合構(gòu)造油藏3種類型。

有利儲(chǔ)層；長(zhǎng)9油層組；油藏成藏模式

鄂爾多斯盆地中生代延長(zhǎng)組是主要的含油層之一，近年來(lái)隨著盆地油氣勘探的不斷深入，在寧夏鹽池馬坊-紅井子地區(qū)長(zhǎng)9油層獲得了較大突破。勘探的結(jié)果表明，油氣主要分布于上部的長(zhǎng)91油層段，下部的長(zhǎng)92油層段儲(chǔ)層主要產(chǎn)水。為了深入研究該區(qū)長(zhǎng)9油層組油藏分布的控制因素，本文以儲(chǔ)層特征研究為基礎(chǔ)，解剖該區(qū)油藏特征，總結(jié)鄂爾多斯盆地馬坊-紅井子地區(qū)長(zhǎng)9油層組油藏的成藏模式，進(jìn)而對(duì)該區(qū)油藏發(fā)育的控制進(jìn)行分析，以期為鄂爾多斯盆地延長(zhǎng)組長(zhǎng)9油層組的油氣勘探提供指導(dǎo)。

圖1　鄂爾多斯盆地構(gòu)造劃分與研究區(qū)位置圖Fig.1 The location of research area and the tectonic division of the Ordos basin

馬坊-紅井子地區(qū)位于鄂爾多斯盆地天環(huán)坳陷的北部（見圖1），上三疊統(tǒng)延長(zhǎng)組自上而下分為10個(gè)油層組，依次分別為長(zhǎng)1～長(zhǎng)10油層組，其中長(zhǎng)10～長(zhǎng)8油層組為湖進(jìn)階段，長(zhǎng)7油層組是湖泊的最大湖泛期，長(zhǎng)6～長(zhǎng)1油層組則為湖退階段［1-3］。長(zhǎng)9油層組根據(jù)巖性特征可以分為長(zhǎng)91和長(zhǎng)92兩個(gè)油層段，主要的產(chǎn)油層位為上部的長(zhǎng)91油層段，下部的長(zhǎng)92油層段產(chǎn)水。

1　儲(chǔ)層特征

1.1儲(chǔ)層巖石學(xué)特征

通過(guò)掃描電鏡、巖石薄片、鑄體薄片分析，馬坊-紅井子地區(qū)長(zhǎng)9油層組砂巖具有礦物成熟度低、結(jié)構(gòu)成熟度中等～高的特點(diǎn)，反映搬運(yùn)距離相對(duì)較近。長(zhǎng)9油層組儲(chǔ)層為灰白色、淺灰色、深灰色、灰黑色粗、中、細(xì)粒砂巖，巖性以長(zhǎng)石砂巖、巖屑長(zhǎng)石砂巖為主，可見長(zhǎng)石巖屑砂巖、巖屑石英砂巖和長(zhǎng)石石英砂巖。碎屑顆粒大小主要以細(xì)、中粒為主，可見粗粒和不等粒，顆粒大多呈次棱角狀，圓狀、棱角狀較少，分選程度以中、好為主，少量分選差，膠結(jié)類型較為多樣，主要以顆粒支撐，孔隙式膠結(jié)為主，可見孔隙-基底式膠結(jié)。

長(zhǎng)9油層組砂巖中石英含量在22.8%～52.5%，平均為31.3%；長(zhǎng)石含量在20%～53.5%，平均值在36.88%；巖屑的總含量在7.0%～37.4%，平均值在21.03%。長(zhǎng)9油層組的雜基含量整體較低，雜基含量在0%～6.5%，平均在5.02%，物質(zhì)組分主要以綠泥石為主，次為伊利石粘土礦物；膠結(jié)物成分以硅質(zhì)和濁沸石膠結(jié)為主，二者的平均含量分別為3.47%和1.75%。

1.2儲(chǔ)層孔隙類型

據(jù)鑄體薄片和掃描電鏡分析成果，馬坊-紅井子地區(qū)長(zhǎng)9油層組儲(chǔ)層主要發(fā)育剩余原生粒間孔、次生溶孔和晶間孔。剩余原生粒間孔是由粒間十分發(fā)育的綠泥石薄膜保護(hù)下形成的剩余粒間孔（見圖2-a、b），綠泥石薄膜對(duì)顆粒間起支撐作用，使得顆粒沒(méi)有受到過(guò)分的巖石擠壓而使粒間孔保存下來(lái)［4］，馬坊-紅井子地區(qū)長(zhǎng)9油層組儲(chǔ)層剩余原生粒間孔含量占4.25%。

次生溶孔包括粒間溶孔和粒內(nèi)溶孔。長(zhǎng)9油層組儲(chǔ)層中所見的粒間溶孔主要是由剩余原生粒間孔環(huán)邊綠泥石溶解的基礎(chǔ)上進(jìn)一步溶蝕擴(kuò)大而成（見圖2-c），但是長(zhǎng)9油層組儲(chǔ)層中粒間溶孔不是十分發(fā)育，對(duì)儲(chǔ)集物性的貢獻(xiàn)很有限。粒內(nèi)溶孔是主要溶孔類型，包括長(zhǎng)石粒內(nèi)溶孔（見圖2-d），其次為濁沸石溶蝕孔（見圖2-e、f）和巖屑溶蝕孔（見圖2-g），對(duì)于改善整個(gè)儲(chǔ)層的孔隙度和滲透率有較大的貢獻(xiàn)。

長(zhǎng)9油層組儲(chǔ)層晶間孔主要是綠泥石薄膜晶間微孔（見圖2-h），分布雖然廣泛，但是由于長(zhǎng)9油層組的孔隙度比較大，因此，晶間微孔對(duì)于孔隙的貢獻(xiàn)很小，且對(duì)物性的改善沒(méi)有實(shí)質(zhì)性的作用。

圖2　馬坊-紅井子地區(qū)長(zhǎng)9油層組主要孔隙類型Fig.2 Pore types of the Chang 9 oil reservoir in Mafang area，Ordos basin

圖3　馬坊-紅井子地區(qū)長(zhǎng)9油層組主要儲(chǔ)層物性分布圖Fig.3 Physical property distribution of main reservoir from Chang 9 oil reservoir in Mafang-Hongjingzi area

1.3儲(chǔ)層物性特征

通過(guò)對(duì)研究區(qū)內(nèi)123口井的物性資料的詳細(xì)分析（見圖3），可以看出長(zhǎng)9油層組物性較好。其孔隙度絕大多數(shù)分布在6%～14%，占總巖樣的95.5%；孔隙度值小于6%及大于14%的巖樣總共只占總巖樣的4.5%，這反映了長(zhǎng)9油層組砂巖孔隙空間大小較為均一的特點(diǎn)。本段地層的最大孔隙度值為19.88%，孔隙度最小值為3.88%，平均為11.05%，具較高的儲(chǔ)集空間。長(zhǎng)9油層組砂巖滲透率主要分布在0.5×10-3μm2～2×10-3μm2，占總巖樣的76%。其滲透率最大值為8.79×10-3μm2，滲透率最小值為0.04×10-3μm2，考慮到滲透率0.07×10-3μm2以下的儲(chǔ)層難以開采，作為無(wú)效儲(chǔ)層，不參與統(tǒng)計(jì)，而個(gè)別井的滲透率在10×10-3μm2以上可能是由于裂縫等因素的影響，從而拉高整個(gè)平均值，因此在統(tǒng)計(jì)中剔除，有效儲(chǔ)層平均滲透率達(dá)到1.95×10-3μm2。按照石油與天然氣行業(yè)標(biāo)準(zhǔn)SY/T6285-1997，研究區(qū)長(zhǎng)9油層組砂巖屬于低孔、低－特低滲儲(chǔ)層。

2　儲(chǔ)層綜合分類評(píng)價(jià)

2.1儲(chǔ)層分類評(píng)價(jià)標(biāo)準(zhǔn)

本次研究主要根據(jù)儲(chǔ)層沉積相類型、砂層厚度、物性、含油飽和度以及孔隙類型分類結(jié)果，并綜合考慮上述影響儲(chǔ)層性能的各種因素，優(yōu)選出儲(chǔ)層評(píng)價(jià)的參數(shù)［5］，對(duì)馬坊-紅井子地區(qū)長(zhǎng)9油層組的儲(chǔ)層進(jìn)行分類和評(píng)價(jià)，共劃分出5個(gè)類別的儲(chǔ)層，其分類標(biāo)準(zhǔn)（見表1），各類儲(chǔ)層特征如下：

I類儲(chǔ)層：此類儲(chǔ)層孔隙度、滲透率高，孔隙度一般在12%以上，滲透率大于1.0×10-3μm2，孔隙主要發(fā)育原生粒間孔，主要的沉積微相為分流河道、水下分流河道。主河道的部位砂體厚度一般大于12 m。此類儲(chǔ)層是馬坊-紅井子地區(qū)優(yōu)質(zhì)儲(chǔ)層，在長(zhǎng)9油層組中分布較多。

Ⅱ類儲(chǔ)層：孔隙度一般在10%～12%，滲透率在（1.0～0.5）×10-3μm2，主要以原生粒間孔、次生溶孔為主，主要的沉積微相為分流河道、水下分流河道，砂體厚度一般在5 m～12 m。該類儲(chǔ)層是馬坊-紅井子地區(qū)長(zhǎng)9油層組的相對(duì)優(yōu)質(zhì)儲(chǔ)層。

Ⅲ類儲(chǔ)層：此類儲(chǔ)層為中等儲(chǔ)層，孔隙度一般介于8%～10%，滲透率介于（0.5～0.3）×10-3μm2。主要的沉積微相為分流河道邊部、天然提、決口扇，砂體厚度累積一般在5 m～10 m，此類儲(chǔ)層為較好儲(chǔ)層。

Ⅳ類儲(chǔ)層：此類儲(chǔ)層為一般儲(chǔ)層，孔隙度一般是6%～8%，滲透率介于（0.3～0.1）×10-3μm2。主要的沉積微相為分流河道邊部、天然提、決口扇，砂體厚度累積一般小于5 m。

Ⅴ類儲(chǔ)層：此類儲(chǔ)層為差儲(chǔ)層，孔隙度一般小于6%，滲透率小于0.1×10-3μm2。主要的沉積微相為決口扇。

表1　馬坊-紅井子地區(qū)長(zhǎng)9油層組儲(chǔ)層評(píng)價(jià)標(biāo)準(zhǔn)Table.1 Reservoir evaluation standard of Chang 9 oil reservoir in Mafang-Hongjingzi area

2.2儲(chǔ)層分類分布

各類儲(chǔ)層的分布主要受沉積微相、砂體展布的控制。馬坊-紅井子地區(qū)各類儲(chǔ)層分布如下：I類儲(chǔ)層分布區(qū)發(fā)育，基本上沿分流河道的中心位置分布，這些區(qū)域一般位于主河道活動(dòng)區(qū)或心灘附近，單個(gè)砂體厚度大、物性好，孔隙度大于12%、滲透率大于1.0×10-3μm2，為儲(chǔ)層發(fā)育的最有利區(qū)域，主要分布于研究區(qū)西南部的史家灣-紅井子一帶的黃69井-黃207井，東南部的馮地坑-馬家山一帶；Ⅱ類儲(chǔ)層較為發(fā)育，主要位于分流河道的邊部，分布范圍較大。Ⅲ類儲(chǔ)層分布于Ⅱ類儲(chǔ)層的邊部，而Ⅳ類和Ⅴ類儲(chǔ)層的分布面積較小。

3　油藏特征分析

3.1油藏分布規(guī)律分析

馬坊-紅井子地區(qū)儲(chǔ)層綜合評(píng)價(jià)分析可知，長(zhǎng)9油層組的儲(chǔ)層大部分屬于Ⅰ、Ⅱ類有利儲(chǔ)層，儲(chǔ)層砂體為分流河道砂體，砂體厚度大、孔隙度和滲透率較高。從長(zhǎng)9油層組的儲(chǔ)層分類評(píng)價(jià)與出油井點(diǎn)的關(guān)系、頂面起伏構(gòu)造與油藏分布的關(guān)系分析，該區(qū)油藏具有如下分布規(guī)律：（1）油藏主要分布于Ⅰ、Ⅱ類有利儲(chǔ)層帶，史家灣油藏、黃48井區(qū)油藏、馬坊一帶油藏、黃235井區(qū)油藏；（2）油藏的分布受小幅構(gòu)造的控制，主要分布于小幅構(gòu)造高點(diǎn)位置，如史家灣油藏、黃48井區(qū)油藏、馬坊一帶油藏、黃235井區(qū)油藏、黃39井區(qū)油藏均位于研究區(qū)發(fā)育的鼻隆位置，屬小幅構(gòu)造控制的構(gòu)造油藏；（3）油藏的分布受局部斷層影響，如黃39井區(qū)和黃48井區(qū)油藏就受到斷層的控制。

3.2長(zhǎng)9油層組油藏成藏模式

馬坊-紅井子地區(qū)長(zhǎng)9油層組油藏類型受巖性和構(gòu)造雙重控制，根據(jù)油藏控制因素和反映油氣藏形成的基本地質(zhì)條件［6-9］，將研究區(qū)油藏類型分為：巖性油藏和構(gòu)造油藏兩種類型，構(gòu)造油藏可進(jìn)一步分為小幅背斜構(gòu)造油藏、斷層構(gòu)造油藏和復(fù)合構(gòu)造油藏3種類型。

（1）巖性油藏：巖性油藏是三角洲中分流間灣泥巖包圍分流河道砂體（見圖4-a），或受砂巖非均質(zhì)性的影響形成的巖性圈閉。該類油藏規(guī)模受分流河道砂體的影響，其邊界與分流河道砂體邊界有很好的一致性，如研究區(qū)的黃48井油藏就屬于該種類型。

（2）構(gòu)造油藏：小幅背斜構(gòu)造油藏、斷層構(gòu)造油藏和復(fù)合構(gòu)造油藏3種類型。

小幅背斜構(gòu)造油藏：早白堊世末期的燕山運(yùn)動(dòng)在鄂爾多斯盆地天環(huán)坳陷兩側(cè)的斜坡上形成的一系列鼻狀隆起帶［8］，這些鼻狀隆起帶為小幅度起伏背斜構(gòu)造。如果分流河道砂體與這些小幅構(gòu)造疊置，是良好的油氣運(yùn)移指向區(qū)（見圖4-b）。小幅背斜構(gòu)造油藏構(gòu)造幅度小，圈閉高度、圈閉面積不大，使得馬坊-紅井子地區(qū)長(zhǎng)9油層組構(gòu)造油藏規(guī)模較小，但往往沿鼻狀隆起帶成排發(fā)育，是長(zhǎng)9油層組最主要的成藏類型。如黃39井區(qū)、黃162井區(qū)、黃216井區(qū)等的油藏，都是這種類型。

（3）斷層構(gòu)造油藏：鄂爾多斯盆地西緣發(fā)育的斷層系統(tǒng)，由于斷層的形成較晚，因此可以使先期的巖性油藏、小幅背斜構(gòu)造油藏遭受破壞，油藏發(fā)生重新調(diào)整，原來(lái)聚集的油藏沿?cái)鄬酉蛏线\(yùn)移，部分運(yùn)移至斷層的高部位，在斷層的封堵下聚集成藏（見圖4-c）。鄂爾多斯盆地西緣逆沖斷層發(fā)育，逆沖斷層不但將長(zhǎng)9油層組砂體向上逆推，使其埋藏變淺，也可以溝通長(zhǎng)7期烴源巖，利于油藏在長(zhǎng)9油層組砂體中聚集成藏（見圖4-d）。正是由于該區(qū)斷層的發(fā)育，對(duì)油藏的重新調(diào)整，導(dǎo)致油藏發(fā)生分割、甚至被破壞，使油藏預(yù)測(cè)難度加大。

（4）復(fù)合構(gòu)造油藏：這類油藏是斷層和小幅背斜構(gòu)造兩種構(gòu)造類型的復(fù)合體，分布于小幅背斜構(gòu)造和斷層同時(shí)發(fā)育區(qū)（見圖4-e），如黃219井區(qū)油藏就是這種類型。

圖4　馬坊-紅井子地區(qū)長(zhǎng)9油層組油藏成藏模式Fig.4 Accumulation model of Chang 9 oil reservoir in Mafang-Hongjingzi area

4　結(jié)論

（1）馬坊-紅井子地區(qū)長(zhǎng)9油層組的儲(chǔ)層為屬于低孔、低－特低滲儲(chǔ)層。儲(chǔ)層巖石類型以長(zhǎng)石砂巖、巖屑長(zhǎng)石砂巖為主，剩余原生粒間孔和次生溶孔是儲(chǔ)層主要的儲(chǔ)存空間類型。

（2）馬坊-紅井子地區(qū)長(zhǎng)9油層組儲(chǔ)層分為5種類型，各類儲(chǔ)層的分布主要受沉積微相、砂體展布的控制，大部分屬于Ⅰ、Ⅱ類有利儲(chǔ)層，儲(chǔ)層砂體為分流河道砂體，砂體厚度大、孔隙度和滲透率較高。

（3）分析認(rèn)為馬坊-紅井子地區(qū)長(zhǎng)9油層組油藏分布受巖性和構(gòu)造雙重控制，建立了研究區(qū)油藏2種成藏模式類型：巖性油藏和構(gòu)造油藏兩種類型，構(gòu)造油藏可進(jìn)一步分為小幅背斜構(gòu)造油藏、斷層構(gòu)造油藏和復(fù)合構(gòu)造油藏3種類型。

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Reservoir characteristics analysis of Chang 9 oil reservoir in Mafang-Hongjingzi area

QU Xuelin1，DU Lingchun1，DAI Tingyong1，LI Fengjie1，ZHANG Yan2，HOU Jingtao2，SU Youya2
（1.The Sedimentary Geology Institute of Chengdu University of Technology，Chengdu Sichuan 610059，China；2.Oil Production Plant 3 of PetroChina Changqing Oilfield Company，Yinchuan Ningxia 750006，China）

Through casting thin section，scanning electron microscope and physical property，this paper thinks that the reservoir of Chang 9 oil reservoir have low porosity and low-extra low permeability in Mafang-Hongjingzi area，Ordos basin.The lithology are mainly arkose sandstone and lithic arkose sandstone，having less interstitial material，which are mainly chlorite clay mineral cement with kiesel and laumontite，and the remaining primary intergranular pore and secondary dissolved pore is the main storage space.Based on reservoir sedimentary facies，thickness of sand layer，physical property，oil saturation and classification ofpore，the reservoir of Chang 9 oil reservoir can be classified into five categories in Mafang-Hongjingzi area，whose distribution are mainly controlled by sedimentary microfacies and distribution of sand bodies.As a result，most reservoir are belong toⅠfavorable reservoir andⅡfavorable reservoir.Moreover，the distribution of Chang 9 oil reservoir are controlled by both lithology and structure in Mafang-Hongjingzi area.Having established two hydrocarbon accumulation models in the study area，lithology reservoir and structure reservoir，and the structure reservoir can be further divided into three categories，which are minor anticlinal structure reservoir，fracture structure reservoir and compound structure reservoir.

favorable reservoir；Chang 9 reservoir；hydrocarbon accumulation model

10.3969/j.issn.1673-5285.2015.07.018

TE122.22

A

1673-5285（2015）07-0077-06

2015－05-14

國(guó)家“十二五”重大專項(xiàng)“鄂爾多斯盆地重點(diǎn)探區(qū)碎屑巖沉積體系、儲(chǔ)層特征與主控因素”，項(xiàng)目編號(hào)：2011ZX05002-001-001。

屈雪林，男（1991-），成都理工大學(xué)碩士研究生，主要從事沉積及石油地質(zhì)方面研究工作。