鄂爾多斯盆地靖邊油田F 區(qū)延9 儲(chǔ)層特征及評(píng)價(jià)

孫現(xiàn)瑤

（長安大學(xué)地球科學(xué)與資源學(xué)院，陜西 西安 710000）

儲(chǔ)層是賦存油氣的載體，也是控制油氣富集和分布的重要因素，油氣勘探和開發(fā)的重要環(huán)節(jié)之一是對(duì)儲(chǔ)層特征進(jìn)行研究[1]。目前國內(nèi)外的研究方法相近，包括巖石薄片粒度圖像、粒度分布參數(shù)統(tǒng)計(jì)，利用鑄體薄片確定巖石類型、結(jié)構(gòu)成熟度等，利用陰極發(fā)光研究成因類型，利用X 衍射研究礦物類型與含量，利用壓汞曲線研究孔隙結(jié)構(gòu)參數(shù)[2-4]。

鄂爾多斯盆地所含油氣資源的儲(chǔ)量相當(dāng)豐富，其中侏羅系延安組是其重要的含油層系[5-6]。針對(duì)靖邊油田F 區(qū)延9 儲(chǔ)層的研究比較薄弱且資料有限，暴露出的地質(zhì)問題愈發(fā)明顯。本文以靖邊油田F 區(qū)21 口井為研究對(duì)象，取延9 油層組62 個(gè)砂巖樣品，進(jìn)行薄片觀察、X 衍射、電鏡掃描和壓汞實(shí)驗(yàn)測(cè)試，并根據(jù)實(shí)驗(yàn)數(shù)據(jù)對(duì)該區(qū)儲(chǔ)層進(jìn)行綜合評(píng)價(jià)。

1 區(qū)域質(zhì)概況

靖邊油田位于靖邊縣境內(nèi)，區(qū)域構(gòu)造位于鄂爾多斯盆地陜北斜坡帶的中部，為平緩的西傾單斜，傾角小于1°，坡降為6～8 m/km[7]。三疊系延長組三角洲儲(chǔ)層占據(jù)了靖邊全區(qū)，多套油氣生、儲(chǔ)、蓋層交替疊合，成油條件完善，是目前勘探開發(fā)的主要目標(biāo)。F 井區(qū)位于靖邊油田南部，行政區(qū)域隸屬陜西省靖邊縣楊米澗鎮(zhèn)，研究區(qū)大地構(gòu)造位置如圖1 所示[8]。

圖1 研究區(qū)大地構(gòu)造位置圖

2 儲(chǔ)層特征

2.1 沉積相特征

測(cè)井曲線的形狀、趨勢(shì)、幅度等包含了許多地質(zhì)信息，可用來研究沉積相[9-10]。本次主要利用自然電位、自然伽馬、聲波時(shí)差、電阻率測(cè)井曲線進(jìn)行研究[11-12]，得出研究區(qū)延9 為曲流河沉積相。

邊灘沉積微相：自然電位曲線為鐘形活或箱形，曲線光滑或微齒。

河漫灘微相：自然伽馬曲線值高，自然電位曲線呈現(xiàn)低幅度的齒形，電阻率值很低。

天然堤微相：自然伽馬和自然電位曲線都呈現(xiàn)低幅度的鐘形。

結(jié)合資料分析，研究區(qū)延9 油層組發(fā)育邊灘、河漫灘、天然堤3 種沉積微相，研究區(qū)F788 井單井相如圖2 所示。

圖2 研究區(qū)F788 井單井相圖

2.2 巖石學(xué)特征

根據(jù)統(tǒng)計(jì)砂巖成分的質(zhì)量分?jǐn)?shù)，繪制出砂巖分類三角圖，如圖3 所示。

圖3 研究區(qū)延9 油層組砂巖分類三角圖

研究區(qū)延9 油層組主要巖石類型以巖屑長石砂巖為主，長石砂巖次之。通過統(tǒng)計(jì)樣品中碎屑巖的組分，得知碎屑組分占81%～92%，平均為86%。石英為主要礦物，占26%～64%，平均為50%，長石次之，占15%～52%，平均為24%，巖屑最少，平均占9.8%，只有變質(zhì)巖巖屑和火成巖巖屑。研究區(qū)內(nèi)砂巖填隙物平均為12%，泥質(zhì)雜基為主，膠結(jié)物主要為硅質(zhì)、黏土礦物、碳酸鹽巖礦物等。研究區(qū)延9 油層組儲(chǔ)層砂巖較致密，碎屑顆粒較均一，主要的粒徑為0.25～0.5 mm，粒度主要為中粒、粗粒。分選好，磨圓為次棱角狀。發(fā)育粒間孔-溶孔，膠結(jié)類型為加大-孔隙膠結(jié)。孔隙類型主要有原生粒間孔、溶蝕粒內(nèi)孔、晶間孔和微裂縫，粒內(nèi)孔主要為長石溶孔。

2.3 物性特征

統(tǒng)計(jì)研究區(qū)內(nèi)62 塊樣品發(fā)現(xiàn)，延9 油層組最大孔隙度為20.24%，最小值為7.62%，平均為15.42%；滲透率最大值為231.47×10-3μm2，最小值為3.29×10-3μm2，平均值為43.88×10-3μm2。研究區(qū)延9 油層組儲(chǔ)層孔隙度集中在15%～19%之間，占樣品的70%，滲透率主要分布在20×10-3～50×10-3μm2之間，占樣品總數(shù)的60%。該區(qū)孔隙度和滲透率相關(guān)性一般，相關(guān)系數(shù)為0.045 2，孔隙度增大，滲透率也增大。

3 儲(chǔ)層綜合評(píng)價(jià)

據(jù)低滲透砂巖儲(chǔ)層分類評(píng)價(jià)標(biāo)準(zhǔn)[13]，將研究區(qū)延9 儲(chǔ)層劃分為3 類，為I類、Ⅱ類、Ⅲ類儲(chǔ)層。

3.1 I類儲(chǔ)層

I類儲(chǔ)層為中高滲儲(chǔ)層，以中粒巖屑長石砂巖和巖屑長石砂巖為主，儲(chǔ)集空間孔隙組合為粒間孔-溶孔，以原生粒間孔、次生溶孔為主。該類儲(chǔ)層孔隙度為18.0%～20.0%，滲透率為213.71×10-3～390.24×10-3μm2，排驅(qū)壓力為0.01～0.05 MPa，中值壓力為0.10～0.40 MPa，平均孔喉半徑為5.60～9.54 μm，中值喉道半徑為2.07～6.52 μm。I類儲(chǔ)層主要見于研究區(qū)的邊灘沉積微相中砂體厚度較大的地方。

3.2 Ⅱ類儲(chǔ)層

Ⅱ類儲(chǔ)層為低滲儲(chǔ)層，以中細(xì)粒巖屑長石砂巖和巖屑長石砂巖為主，儲(chǔ)集空間孔隙組合為粒間孔-溶孔。該類儲(chǔ)層孔隙度為15.0%～18.0%，滲透率為237.56×10-3～340.4×10-3μm2，排驅(qū)壓力為0.07 MPa，中值壓力約為0.92 MPa，平均孔喉半徑約為3.5 μm，中值喉道半徑約為0.8 μm。Ⅱ類儲(chǔ)層主要分布在研究區(qū)的邊灘沉積微相和天然堤微相中。

3.3 Ⅲ類儲(chǔ)層

Ⅲ類儲(chǔ)層為特低滲儲(chǔ)層，以粉砂巖為主，粒度細(xì)。該類儲(chǔ)層孔隙度為1 3.0%～1 5.0%，滲透率為76.8×10-3～169.45×10-3μm2，排驅(qū)壓力高，為0.09～0.15 MPa，中值壓力為1.87～3.46 MPa，平均孔喉半徑為1.81～1.93 μm，中值喉道半徑為0.21～0.39 μm。Ⅲ類儲(chǔ)層主要見于研究區(qū)的河漫灘沉積微相中，是無效儲(chǔ)層。

4 結(jié)論

根據(jù)靖邊油田F 區(qū)延9 油層組21 多口井的地質(zhì)資料實(shí)驗(yàn)分析的結(jié)果，識(shí)別沉積微相并研究儲(chǔ)層特征，得到以下結(jié)論：研究區(qū)內(nèi)沉積相為曲流河沉積，包括3種微相，即邊灘、天然堤、河漫灘；研究區(qū)巖石巖性主要為巖屑長石砂巖和長石砂巖，粒度主要為中粒、粗粒，分選好，磨圓為次棱角狀，發(fā)育粒間孔-溶孔，膠結(jié)類型為加大-孔隙膠結(jié)。研究區(qū)儲(chǔ)層孔隙度平均值為15.42%，滲透率平均值為43.88×10-3μm2，儲(chǔ)集空間類型主要為原生粒間孔、次生溶孔和微裂隙；綜合沉積和儲(chǔ)層特征，將研究區(qū)延9 儲(chǔ)層評(píng)價(jià)為中高滲儲(chǔ)層、低滲儲(chǔ)層、特低滲儲(chǔ)層。