鄂爾多斯盆地靖邊油田馬寧區長2油層組儲層特征研究

荀兆杰，鐘建華，李 勇，孫寧亮

中國石油大學（華東）地球科學與技術學院，山東青島266580

鄂爾多斯盆地靖邊油田馬寧區長2油層組儲層特征研究

荀兆杰，鐘建華，李 勇，孫寧亮

中國石油大學（華東）地球科學與技術學院，山東青島266580

目前針對靖邊油田馬寧區長2油層組儲層特征研究不足，導致馬寧區進一步的勘探開發受到局限.本次研究根據巖心觀察、薄片鑒定、孔滲分析、掃描電鏡及壓汞實驗等資料，在研究區長2油層組儲層特征研究的基礎上，對儲層質量進行了有效的分類評價.研究表明，靖邊長2油層組儲層以中細粒長石砂巖為主；雜基主要由水云母、綠泥石膜組成，膠結物主要為方解石、硅質、白云石；主要儲集空間為次生粒間孔.儲層砂巖孔喉連通性較好，且分選性較好.總體上馬寧地區長2油層組儲層由于受巖性、成巖等作用影響，表現中低孔、中低滲儲層特征.

儲層評價；儲層特征；長2儲層；靖邊油田；鄂爾多斯盆地

0 前言

鄂爾多斯盆地屬于一個多旋回克拉通疊合的盆地.該盆地由中、新元古代以后形成的蓋層沉積和呂梁期形成的統一固化結晶基底構成，特點是其具有明顯的二元結構［1］.上三疊統延長組是在鄂爾多斯盆地拗陷持續發展和穩定沉降過程中沉積的以河流－湖泊相為特征的陸源碎屑巖體系［2］.

靖邊馬寧區長2油層組砂巖發育，分布穩定，是重要的產油層位［3］.但目前對該區長2油層組儲層發育特征研究不足，給未來進一步的勘探開發帶來了局限性.為了有利于指導下一步油氣勘探開發，本文通過普通薄片和鑄體薄片觀察以及掃描電鏡研究，并結合X射線衍射與壓汞分析等資料，對鄂爾多斯盆地靖邊馬寧地區延長組長2段油層組的儲層物性特征及影響因素進行研究，試圖為該區延長組深入油氣勘探提供科學依據.

1 地質概況

靖邊油田馬寧區位于陜西省榆林市靖邊縣天賜灣鄉南部.研究區大地構造位于鄂爾多斯盆地陜北斜坡中東部，整體屬于鼻狀隆起結構區域.并且這一井區主要在鄂爾多斯盆地斜坡的偏東部位，面積約54 km2.西北鄰靖邊油田大紅高粱區，西南與靖安、安塞油田相接，東邊與靖邊油田青陽岔油田為鄰（圖1）.

圖1 研究區位置及區域構造單元示意圖Fig．1 Regional tectonic map of the Jingbian area in Ordos Basin1—城鎮（city/town）；2—研究區（study area）；3—盆地邊界（boundary of basin）；4—構造分區線（tectonic division）；5—斷層（fault）

2 地層特征與儲層微相

長2油層組自上而下分為長21、長22、長23三個油層亞組，研究區構造總體上為一平緩的西傾單斜，局部發育多組小型鼻狀隆起［4］.沉積微相是影響儲層儲集性能的地質基礎［5］.長2油層組為靖邊油田延長組主要儲集層之一，其屬于辮狀河、曲流河亞相沉積，河道砂壩為其骨架砂體，構成良好的儲集層［6］.研究區發育河床滯留、心灘、河漫灘等沉積微相，辮狀河道遷移迅速、穩定性差導致天然堤、決口扇、泛濫平原沉積不發育［7］.

3 儲層特征

3．1 巖石學特征

靖邊油田馬寧井區及鄰區15口井144塊樣品的巖心資料分析顯示，長2儲層巖性以灰綠色中、細粒長石砂巖或巖屑長石砂巖為主，具有近似的巖石學特征（圖2）.砂巖的主要礦物成分為長石，平均含量50．67%；其次為石英，平均含量31．03%；巖屑含量平均5．59%；云母含量變化較大，平均為1．97%.巖屑主要為變質巖巖屑、火成巖巖屑及少量沉積巖巖屑（表1）.本區長2儲層填隙物含量平均10．94%，其中雜基平均含量為5．1%，膠結物平均含量為5．84%.雜基主要由水云母、綠泥石膜組成，水云母平均含量1．1%；綠泥石平均含量3．97%.膠結物主要由方解石、硅質、白云石組成，平均含量分別為2．3%、1．1%、2．14%（表1、圖3）.

圖2 長2油層組砂巖分類三角圖Fig．2 Classification diagram of sandstone from the C-2 oil reservoir in Yanchang Formation1—石英砂巖（quartz sandstone）；2—長石石英砂巖（feldspar quartz sandstone）；3—巖屑石英砂巖（lithic quartz sandstone）；4—長石砂巖（arkose）；5—巖屑長石砂巖（lithic arkose）；6—長石巖屑砂巖（feldspar lithic sandstone）；7—巖屑砂巖（lithic sandstone）

3．2 物性特征

根據己有巖心資料分析統計，長2儲層的孔隙度最大值為21．2%，最小值為4．5%，平均值為15．0%；滲透率最大值為199×10－3μm2，最小值為0．01×10－3μm2，平均值為23．9×10－3μm2（表2）.

圖3 延長組長2油層組砂巖鑄體薄片和掃描電鏡照片Fig．3 Cast section and SEM images of the sandstones from C-2 oil reservoir in Yanchang FormationA—靖探188，1256．8 m，長2，×200（-）云母壓實變形；B—靖探68，長2，8．5 m，綠泥石膜，×4．0 k，5．0 kV；C—靖探543，1243．7 m，延9，×200（-）方解石膠結；D—靖探543，1043．5 m，長2，×100（-）雜基填充

從孔、滲頻率分布直方圖（圖4、5）可以看出，長2儲層孔隙度集中分布在11%～19%之間，占樣品總數的86．0%，滲透率集中分布在0．5×10－3～80×10－3μm2之間.

靖邊油田馬寧井區長2儲層孔隙度和滲透率具有一定的正相關關系，表現為滲透率隨孔隙度的增加而增大（圖6）.

3．3 孔隙類型

對研究區50張薄片分析表明，研究區延長組長2儲層主要儲集空間為次生粒間孔，次為溶蝕孔隙，包括粒內溶孔（長石溶孔、巖屑溶孔）（圖7）.

（1）原生粒間孔：殘余原生粒間孔是砂巖儲層經壓實和新生礦物充填后殘留的原生粒間孔隙空間.它受砂巖成分、組構和成巖作用控制.以此類孔隙為主的砂巖儲層，孔隙大、喉道粗、孔隙連通性好.原生粒間孔也是馬寧井區長2儲層的主要孔隙類型，其含量一般在2%～13．5%之間，平均7．7%左右.

（2）次生溶蝕孔：次生溶蝕孔是酸性地層水對儲層中不穩定組分溶蝕改造形成的孔隙空間.按溶蝕的顆粒成分，本區延長組長2儲層的溶蝕孔隙主要有長石溶孔、粒間溶孔和巖屑溶孔.按溶蝕作用發生的部位，有粒間溶孔和粒內溶孔兩類.粒間溶孔主要是綠泥石膠結溶孔；粒內溶孔則主要為長石溶孔和巖屑溶孔，并以長石溶孔為主.

（3）微裂縫：對于低孔、低滲儲層，裂縫能夠改善物性.裂縫在一定程度上加強了巖石孔隙之間的連通狀況，使孔隙組合表現為裂縫－孔隙型，增大了巖石滲透率，改善了致密儲層的滲透性［8-9］.長2儲層微裂縫僅發育在部分砂巖中，大多是壓實縫和層間縫，主要包括溶孔-粒間孔型.通過鑄體薄片觀察（圖7D），研究區儲層內部裂縫較為發育的地層具有更好的孔滲性能.

表1 靖邊油田馬寧區長2儲層礦物成分統計表Table 1 Mineral composition of the C-2 oil reservoir in Yanchang Formation

表2 靖邊油田馬寧區長2油層物性統計表Table 2 Physical property of the C－2 oil reservoir in Yanchang Formation

圖4 長2油層孔隙度頻率分布直方圖Fig．4 Histogram of porosity frequency of the C－2 oil reservoirs in Yanchang Formation1—頻率（frequency）；2—累計頻率（cumulative frequency）

圖5 長2油層滲透率頻率分布直方圖Fig．5 Histogram of permeability frequency of the C－2 oil reservoirs in Yanchang Formation1—頻率（frequency）；2—累計頻率（cumulative frequency）

圖6 長2油層孔隙度－滲透率關系圖Fig．6 Interrelationship between porosity and permeability of the C-2 oil reservoir in Yanchang Formation

3．4 孔喉大小及分布

根據Pittman和Archie按基質結構及孔隙大小的經典分類［10］和前人對鄂爾多斯盆地侏羅系延安組、三疊系延長組儲層研究成果［11-12］，采用適合本區儲層孔隙和喉道的分級標準和命名原則（表3）［13］.通過薄片分析，長2儲層平均孔徑一般分布在55～105 μm，平均81 μm左右，屬大孔型.平均喉道直徑主要分布在0．05～22．5 μm，平均7．8 μm左右，反映以粗喉道和中細喉道為主.因此，本區長2儲層屬大孔－粗喉型（圖7A）、大孔－中細喉型和中孔－中細喉型（圖7B）.

圖7 延長組長2油層組砂巖鑄體薄片和掃描電鏡照片Fig．7 Cast section and SEM images of the sandstones from C-2 oil reservoir in Yanchang FormationA—靖探543，1297．7 m，長2，×200（-）原生粒間孔；B—靖探543，1297．5 m，長2，×100（-）巖屑溶孔；C—靖探68，1404．2 m，長2，長石溶蝕孔隙，×1．0 k，5．0 kV；D—靖探68，1398．5 m，長2，×200（-）微裂縫

表3 砂巖孔隙、喉道分級標準Table 3 Grading standard for pore and throat of sandstone

3．5 孔隙結構特征

孔隙結構是評定一個儲層質量的重要指標，孔隙結構的研究對儲層油氣的勘探開發有著指導意義［14］.本區長2砂巖孔喉分布不均，排驅壓力多分布在0．01～11．75 MPa，中值壓力分布在0．05～14．51 MPa，孔喉半徑均值為0．02～11．21 μm，中值孔喉半徑為0．05～17．74 μm，分選系數分布在0．01～8．11，退汞效率為23．86%～63．48%（表4）.

表4 靖邊油田馬寧區孔隙結構參數表Table 4 Parameters of pore structures of the C-2 oil reservoirs in Yanchang Formation

根據區內樣品的壓汞分析資料與儲層物性資料綜合分析表明，本區長2儲層的排驅壓力（Pd）、中值壓力（P50）、最大連通孔喉半徑（Rd）、飽和度中值半徑（R50）、孔喉半徑均值（Rm）、孔喉分選系數（Sp）等反映孔喉大小及分布的參數與儲層物性之間具有較好的相關性（圖8、9）:滲透率與排驅壓力和中值壓力均呈負相關，滲透率與喉道的分選系數呈正相關關系,滲透率和孔隙度均與孔喉半徑均值呈正相關關系.

圖8 靖邊油田馬寧區長2孔隙結構參數與滲透率相關關系圖Fig．8 Interrelationship between permeability and parameters of pore structures of the C-2 oil reservoir in Yanchang Formation

圖9 靖邊油田馬寧區長2孔隙結構參數與孔隙度相關關系圖Fig．9 Interrelationship between porosity and parameter of pore structures of C-2 oil reservoir in Yanchang Formation

依據低滲儲層的分類標準（表5）［15］，結合本區儲層物性、宏觀特征、微觀孔隙結構、毛管壓力曲線等方面特征，可將本區儲層分為Ⅰ、Ⅱa、Ⅱb和Ⅲ類.各類儲層的毛管壓力曲線特征如圖10所示.I類啟動壓力最小，為0．05 MPa，平臺較長.III類啟動壓力最大，約為4 MPa，基本無平臺.I類、IIa類毛管壓力曲線相對較集中，IIb類、III類毛管壓力曲線相對較分散，說明I類毛管壓力曲線是最有利的一類.

圖10 長2油層組毛管壓力曲線圖Fig．10 Curves of capillary pressure of C-2 oil reservoir in Yanchang Formation

表5 鄂爾多斯盆地中生界砂巖儲集層分類評價標準Table 5 Classification and evaluation criterion of sandstone reservoirs in Ordos Basin

4 儲層分類及評價

長2儲層砂體主要為Ⅰ類和Ⅱ類儲層，其中長21砂體Ⅰ類儲層占20．1%，Ⅱa類儲層占39．7%，Ⅱb類儲層占17．5%，Ⅲa類儲層占13．1%；長22砂體砂巖Ⅰ類儲層占18．5%，Ⅱa類儲層占36．7%，Ⅱb類儲層占26．1%，Ⅲa類儲層占14．5%（表6）.

5 結論

1）研究區發育河床滯留、心灘、河漫灘等沉積微相，天然堤、決口扇、泛濫平原沉積不發育.

表6 靖邊油田馬寧區長2儲層評價結果表Table 6 Evaluation result of C-2 oilreservoir in Yanchang Formation

2）長2儲層巖性以灰綠色中、細粒長石砂巖或巖屑長石砂巖為主，填隙物含量較低，其中雜基主要由水云母、綠泥石膜組成，膠結物主要為方解石、硅質、白云石.物性特征主要為中孔中高滲儲層.孔隙類型主要包括原生粒間孔、次生溶孔和微裂縫.孔喉特征主要為大孔－粗喉型、大孔－中細喉型和中孔－中細喉型.根據壓汞曲線可將儲層孔隙結構分為4類.

3）結合研究區儲層物性、儲集空間的宏觀特征、微觀孔隙結構特征、毛管壓力曲線等方面特征以及儲層厚度、巖性等，將儲層分為6類，其中長2儲層砂體主要為Ⅰ類和Ⅱ類儲層.

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CHARACTERISTICS OF THE C-2 RESERVOIR IN MANING AREA OF ORDOS BASIN

XUN Zhao-jie，ZHONG Jian-hua，LI Yong，SUN Ning-liang

School of Geosciences，China University of Petroleum，Qingdao 266580，Shandong Province，China

Due to the lack of research on sedimentary microfacies and reservoir characteristics of Maning area in Jingbian oilfield，Ordos Basin，the exploration and development in the area is limited at present．Based on core observation，thin section analysis，physical testing，scanning electron microscopy and mercury intrusion curve data，the reservoir characteristics are studied and the reservoir quality is classified．The results show that the C-2 reservoir in Maning area is dominated by fine-grained feldspathic sandstone，with matrix primarily composed of hydromica and chlorite，cemented by calcite，silica and dolomite．The main reservoir spaces are intergranular dissolved pores and ethylene pores．The pore throat of the sandstone reservoir has good connectivity and sorting．The C-2 reservoir formation in Maning area is characterized by low-medium permeability and low-medium porosity．

reservoir quality assessment；reservoir characteristics；C-2 reservoir；Jingbian oilfield；Ordos Basin

2016－04－05；

2016－06－29．編輯：張哲．

延長油田項目“靖邊油田馬寧區延安組、延長組新增石油探明儲量計算”（YT0914SFW0068）．

荀兆杰（1986—），男，碩士，沉積學及層序地層學專業，通信地址山東省青島市黃島區長江西路66號，E-mail//916592499@qq.com

1671-1947（2016）06-0558-05

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