姬塬油田長7 油藏儲層特征研究

焦 滔，高銀山，李坤全，劉敏昭，王博濤，張志鵬

（1.中國石油長慶油田分公司第五采油廠，陜西西安 710200；2.中國石油大學（北京），北京 102249）

姬塬油田長7 油藏勘探評價始于2007 年，截止目前已發(fā)現(xiàn)出油井點42 個，試油日產(chǎn)油1.53 t～31.45 t，初步展現(xiàn)出良好的成藏潛力。整個長7 油層組按旋回及巖性組合進一步可細分為長71、長72、長73三個砂組，其中以長71砂巖最為發(fā)育。油層組產(chǎn)狀十分平緩，構(gòu)造特征與區(qū)域特征一致，為一低傾角西傾單斜，同時各小層構(gòu)造具有較好的繼承性。

2010 年以來先后圍繞羅1、黃152 等井點進行滾動建產(chǎn)試驗，累計鉆井68 口，試采初期單井產(chǎn)能1.8 t，半年后基本穩(wěn)定在1.2 t 左右，整體評價試驗效果較好。

1 沉積特征

沉積相是沉積環(huán)境及其在該環(huán)境下形成的沉積物或沉積巖特征的綜合，沉積相控制著油氣儲層的分布，并在較大程度上控制著儲集體的物性。從區(qū)域沉積背景及前人研究成果來看，姬塬地區(qū)延長組處于內(nèi)陸湖泊－三角洲沉積環(huán)境中，長7 沉積時期盆地基底劇烈下沉，湖盆發(fā)育達到鼎盛時期，半深湖－深湖沉積廣泛分布[1]。

結(jié)合區(qū)域43 口取心井的巖心分析成果及錄井和測井資料，綜合巖石學特征、沉積構(gòu)造、剖面結(jié)構(gòu)、測井響應特征等主要相標志，認為姬塬油田長7 油層組主要發(fā)育三角洲和湖泊兩種沉積相（見表1）。其中三角洲相以三角洲前緣亞相為主，主要發(fā)育水下分流河道、河口壩、水下天然堤、水下分流間灣等微相；湖泊相以半深湖－深湖亞相為主，主要發(fā)育在下部長73層，巖性以灰黑色泥巖、油頁巖為主，夾薄層粉砂質(zhì)泥巖[2]。長7各時期發(fā)育7～10 條水下分流河道，大體呈條帶狀自東北向西南分支、交匯、擺動；長73、長722時期水下分流河道規(guī)模較小，前三角洲及半深湖－深湖亞相分布范圍較廣。長711、長712、長721時期水下分流河道范圍分布較廣且延伸較遠，水下分流河道之間為水下天然堤及水下分流間灣，局部水下分流河道的河口處發(fā)育反韻律的河口砂壩沉積。

表1 姬塬油田長7 層沉積相分類表

2 儲層特征

2.1 巖石學特征

2.1.1 巖性特征 姬塬油田長7 段儲層主要以灰色、深灰色長石砂巖和巖屑質(zhì)長石砂巖為主。通過巖心觀察和測井曲線判識，其中長73以泥巖為主，區(qū)域北部和東北部局部有砂巖發(fā)育；長72在靠近物源的區(qū)域以砂泥互層為主，靠近湖盆中心的區(qū)域發(fā)育厚層泥巖；長71主要以砂巖和砂巖－泥巖互層為主。

2.1.2 碎屑顆粒特征 碎屑巖顆粒組分主要包括石英、長石和巖屑三種，碎屑顆粒的總體含量和相對含量都反映著該地區(qū)沉積的母巖情況。該區(qū)長7 段砂巖的碎屑組分主要為長石、石英、巖屑和黑云母，碎屑組分占巖石總體的57 %～96 %，平均占巖石總體的80 %（見圖1）。區(qū)域儲層由長73到長71，長石組分含量稍有增加，石英組分整體降低，巖屑的含量基本穩(wěn)定，這一變化反映了沉積與水動力環(huán)境和物源有一定的相關性。

2.1.3 填隙物特征 填隙物包括雜基和膠結(jié)物，區(qū)域長7 段砂巖中填隙物含量分布在4 %～43 %，主要分布在10 %～20 %。

長7 段儲層巖石雜基主要為粘土基質(zhì)，雜基占巖石總體積的百分含量最高達25 %，平均占5 %。膠結(jié)物主要包括碳酸鹽、綠泥石、高嶺石等自生粘土礦物以及少量的硅質(zhì)等，膠結(jié)類型以孔隙式膠結(jié)和基底式膠結(jié)為主。

2.2 孔隙類型

姬塬油田長7 儲層孔隙類型仍以原生孔隙為主，大部分原生孔隙都有后期改造特征，如壓實縮小、充填殘余或者溶蝕擴大。孔隙形態(tài)不規(guī)則，多以殘余的形態(tài)附于顆粒的邊緣。孔隙的連通性極差，吼道大都被雜基充填或者膠結(jié)物充填（見表2）。

2.3 成巖特征

儲層的成巖特征研究主要是對儲層的成巖作用和成巖演化等進行刻畫研究，分析清楚儲層的成巖演化程度及其對儲層物性的影響，為油田的進一步勘探開發(fā)做準備。儲層的原始孔隙結(jié)構(gòu)特征和分布規(guī)律受沉積因素控制，但在埋藏成巖過程中，儲層的儲集空間受到成巖作用的改造。

圖1 姬塬油田長7 層碎屑顆粒百分含量及組分比例圖

表2 姬塬油田長7 層孔隙類型及面孔率統(tǒng)計表

2.3.1 成巖作用 姬塬地區(qū)長7 段砂巖儲層中常見的成巖作用類型有：機械壓實作用、壓溶作用、膠結(jié)作用、交代作用和溶蝕作用，根據(jù)其對儲層儲集性能的影響可分為建設性和破壞性兩類。

2.3.1.1 機械壓實作用 機械壓實作用最終的成巖效應是減小顆粒間的空間體積，使原始孔隙度降低，該區(qū)長7 段壓實作用對原生孔隙起著主要的破壞作用。壓實作用主要發(fā)生于成巖作用早期，對埋深較淺的地層作用較明顯，是原生孔隙減少的最主要原因之一，表現(xiàn)為剛性顆粒發(fā)生破裂、塑性顆粒發(fā)生變形和碎屑顆粒接觸更加緊密。

2.3.1.2 壓溶作用 壓實作用繼續(xù)的結(jié)果就可導致剛性的碎屑顆粒的壓溶作用，該區(qū)長7 段雜基和粘土的含量稍高，壓溶作用不甚明顯，僅在部分地區(qū)表現(xiàn)為顆粒的凹凸接觸和縫合接觸。

2.3.1.3 膠結(jié)作用 膠結(jié)作用是指在溫度和壓力升高的條件下，孔隙水中過飽和的溶解組分發(fā)生沉淀，將碎屑沉積物膠結(jié)成巖。據(jù)薄片鑒定結(jié)果統(tǒng)計來看，該區(qū)長7 段膠結(jié)物主要有自生粘土礦物、碳酸鹽礦物及少量的硅質(zhì)膠結(jié)等。

2.3.1.4 交代作用 交代作用是一種礦物被另一種成分不同的礦物替代的作用，實質(zhì)上是溶解和沉淀同時進行的化學平衡過程，交代前后原巖的體積不變。該區(qū)長7 段交代作用非常強烈，交代類型豐富，主要表現(xiàn)在碳酸鹽礦物對碎屑顆粒長石、石英等的交代作用和粘土礦物交代碎屑顆粒長石、石英等。另外膠結(jié)物之間也有互相交代。

稅收政策的改革吸引了所有企業(yè)的目光，因為營改增的實施使得企業(yè)應繳稅額發(fā)生了變化，企業(yè)要對稅額的數(shù)目再計算。繳納稅款會得到相應的繳稅發(fā)票，目前的增值稅發(fā)票由專用發(fā)票和普通發(fā)票這兩種組成。專用發(fā)票是一般企業(yè)納稅人可以持有的，對其票面額度計算不是很復雜，計算的主要依據(jù)是商品交易中拿到的專用發(fā)票稅款，通過對其進行稅款抵消達到減少稅收被重復征收的情況。普通發(fā)票是企業(yè)規(guī)模較小納稅人經(jīng)過雙方交易企業(yè)充分協(xié)商獲得的。

2.3.1.5 溶蝕作用 通過普通薄片與鑄體薄片的觀察分析，該區(qū)長7 段溶蝕主要以長石和石英顆粒的溶蝕和填隙物的溶蝕為主。長石沿顆粒的邊緣或解理方向進行溶蝕，形成粒內(nèi)蜂窩狀溶孔和長石邊界被溶蝕現(xiàn)象，極個別情況下可見長石中心被溶蝕的現(xiàn)象，在溶蝕徹底的情況下可形成鑄模孔。

2.3.2 成巖相垂向演化特征 姬塬油田長7 段成巖作用較強烈，尤其以溶蝕作用和膠結(jié)作用較發(fā)育，通過鏡下薄片觀察成果來看，該區(qū)砂巖可劃分為強壓實、強壓實－長石溶蝕、強壓實－晚期碳酸鹽膠結(jié)、強壓實－早期碳酸鹽膠結(jié)、早期碳酸鹽膠結(jié)交代、長石溶蝕－早期碳酸鹽膠結(jié)、早期碳酸鹽膠結(jié)等7 種成巖相。垂向上樣品的分布控制了所有層，長7 段各小層成巖相分布同樣具有顯著的特征（見圖2）。

長73以長石溶蝕－早期碳酸鹽膠結(jié)成巖相和強壓實－長石溶蝕為主，主要是由于該層泥巖非常發(fā)育，在泥巖生烴過程中產(chǎn)生的大量的有機酸和CO2對長石的溶蝕作用非常強烈。長722強壓實－晚期碳酸鹽膠結(jié)成巖相較多，早期碳酸鹽膠結(jié)成巖相次之，早期的碳酸鹽溶解為油氣的儲存創(chuàng)造了一定的空間。長721強壓實成巖相和早期碳酸鹽膠結(jié)充填成巖相所占比例較大，在成巖過程中免于酸性流體的侵入溶蝕，同時也免于碳酸鹽的膠結(jié)交代，反而成為儲集油氣的主要成巖相類型。長712強壓實成巖相尤為顯著，該層的成巖作用比較簡單，以強壓實作用為主，溶蝕作用和膠結(jié)作用均比其下伏地層弱，為油氣儲集提供了一個相對較好的環(huán)境。長711強壓實－長石溶蝕相發(fā)育，強壓實相次之，有早期的方解石膠結(jié)充填也有晚期的鐵方解石、白云石膠結(jié)，但是膠結(jié)作用在該小層并不是主要的成巖作用。

2.4 物性特征

2.4.1 物性特征 儲層物性主要受到沉積作用、成巖作用和構(gòu)造作用的影響，儲層物性主要通過孔隙度和滲透率兩個參數(shù)表征。姬塬地區(qū)長7 段儲層物性相對較差，巖性分析數(shù)據(jù)統(tǒng)計表明：孔隙度主要分布在6.0 %～12.0 %，平均孔隙度為7.3 %；滲透率主要分布在0.1×10-3μm2～1.0×10-3μm2，平均滲透率為0.13×10-3μm2，為低孔超低滲儲層（見圖3）。從小層分布情況來看，長71層為相對優(yōu)勢儲層，儲層物性明顯好于長72和長73層。

圖2 姬塬油田長7 段各小層砂巖成巖相分布圖

圖3 姬塬油田長7 層孔隙度、滲透率分布直方圖

2.4.2 孔滲關系 根據(jù)孔隙度和滲透率交匯圖來看，孔隙度和滲透率呈一定的正相關性，隨著孔隙度增大，滲透率也相應地增大。另外，在孔隙度很高的樣品中也有滲透率偏低的現(xiàn)象，而滲透率低的樣品中孔隙度較高的現(xiàn)象卻相對較少；由此可以推斷出，該區(qū)孔隙的連通性較差，往往在孔隙度較高的地區(qū)易形成低滲帶（見圖4）。

圖4 姬塬油田長7 油層組孔隙度－滲透率交匯圖

2.4.3 儲層物性垂向變化特征 姬塬地區(qū)長7 油層組孔隙度在垂向上分布有兩個主要的峰值帶，分別發(fā)育在2 500 m 左右和2 700 m 左右。總體來看該地區(qū)儲層孔隙度由淺變深逐漸減小，在上部和中部分布發(fā)育了A、B 兩個高孔隙帶，這兩個高孔隙帶的發(fā)育與成巖作用的兩次溶蝕作用密切相關。

該區(qū)長7 油層組滲透率的垂向分布與孔隙度的垂向分布較吻合。在孔隙度發(fā)育的A、B 孔隙度滲透率也相應的發(fā)育了a、b 滲透率高值帶（見圖5）。a 滲透率高值帶發(fā)育在較淺層，與該層的孔隙度相比較，孔隙度在該層主要發(fā)育在5 %以上，整體值都較高，但是滲透率雖然發(fā)育為高值帶，但是在該層位中滲透率較低的值也較多。反映了該地區(qū)孔隙度和滲透率有一定的相關性，但孔隙度的發(fā)育沒有完全控制滲透率的發(fā)育，這可能是由于孔隙的聯(lián)通效果較差造成的。

3 儲層評價

姬塬油田長7 段儲層屬于低孔特低滲類型儲層，根據(jù)低滲透儲層分類標準對該地區(qū)儲層進行劃分，該區(qū)長7 段儲層主要以Ⅳ類和Ⅴ類儲層為主（見表3）。從長71到長73儲層物性逐漸變差，儲層類型逐漸變差；長71尚有部分Ⅲ類儲層和Ⅱ類儲層，長72有少量Ⅲ類儲層，長73以Ⅴ類儲層為主，有部分Ⅳ類儲層[3]。

圖5 姬塬油田延長組長7 段儲層孔隙度、滲透率垂向分布圖

表3 姬塬油田長7 段儲層分類表

在長71內(nèi)部，由上到下物性是逐漸變好的，儲層物性的類型也是由以Ⅳ類儲層和Ⅴ類儲層為主演化變到以Ⅲ類儲層和Ⅳ類儲層為主。總體而言，長71儲層物性較好，Ⅲ類儲層有較大范圍的發(fā)育。

長72儲層類型與長71相同，發(fā)育有從Ⅲ類儲層到Ⅴ類儲層的三種類型，但是，各類型的分布范圍大有不同。整體來看長72儲層物性較長71明顯變差，儲層類型以Ⅳ類儲層和Ⅴ類儲層為主，并且Ⅴ類儲層發(fā)育面積較大。

長73儲層的儲層類型以Ⅳ類儲層和Ⅴ類儲層為主，僅在黃14 井區(qū)局部發(fā)育少量Ⅲ類儲層。

4 結(jié)論與認識

（1）姬塬油田長7 油層組發(fā)育三角洲前緣亞相、前三角洲亞相及半深湖－深湖亞相，其中長71小層主要發(fā)育水下分流河道微相，分流河道范圍分布較廣且延伸較遠，為該區(qū)長7 油層組的主要儲集體。

（2）姬塬地區(qū)長7 儲層巖石類型為長石砂巖和巖屑質(zhì)長石砂巖，碎屑組分主要包括長石、石英、巖屑和黑云母；填隙物含量分布在4 %～43 %，主要分布在10 %～20 %。

（3）姬塬地區(qū)長7 儲層孔隙類型主要為粒間孔隙，儲層物性相對較差，平均孔隙度為7.3 %，平均滲透率0.13×10-3μm2，為低孔超低滲儲層；同時孔隙度和滲透率呈一定的正相關性，縱向上分布同樣吻合度較高，具有明顯的兩個峰值帶。

（4）姬塬地區(qū)長7 段屬于低孔特低滲類型儲層，主要以Ⅳ類和Ⅴ類儲層為主，層間差異較大，整體上由淺到深逐步變差。

（5）姬塬油田長7 油藏成藏條件有利，資源基礎可觀，試采效果良好。為實現(xiàn)油田長期穩(wěn)產(chǎn)和資源有效接替，需繼續(xù)加大對長7 儲層精細研究和礦場開發(fā)認識，逐步探索出適合致密油開發(fā)的集成配套開發(fā)技術(shù)與政策。

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