白玉彬，張 乾

(1.西安石油大學，陜西 西安 710065;2.西北大學，陜西 西安 710069，3.中石化江蘇油田分公司，江蘇 揚州 225009)

鄂爾多斯盆地定邊油田長2低滲砂巖儲層特征及評價

白玉彬1，2，張 乾3

(1.西安石油大學，陜西 西安 710065;2.西北大學，陜西 西安 710069，3.中石化江蘇油田分公司，江蘇 揚州 225009)

鄂爾多斯盆地定邊油田長2儲層為三角洲平原分流河道沉積的中—細粒長石砂巖，平均孔隙度為16.36%，平均滲透率為9.58×10－3μm2，屬中孔、中—低滲儲層。根據(jù)壓汞曲線、鑄體薄片等分析資料及試采、錄井等測試結(jié)果，對長2儲層特征進行研究和綜合評價認為:長2儲層孔隙類型主要有原生孔隙和次生孔隙，后者發(fā)育的長石溶孔對儲層物性改善起到了積極作用;成巖作用類型主要為壓實作用、膠結(jié)作用和溶蝕作用，前兩者對儲層物性破壞嚴重，而溶蝕作用擴大了儲集空間，改善儲層物性;長2儲層可以劃分為Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ、Ⅳ4種類型;綜合評價長2儲層是以Ⅰ、Ⅱ2種類型為主要構(gòu)成的中—低滲透儲層，優(yōu)質(zhì)儲層多分布在分流河道沉積旋回的中下部。

鄂爾多斯盆地;定邊油田;長2儲層;儲層特征;儲層評價

引 言

定邊油田位于鄂爾多斯盆地陜北斜坡西部，定邊縣境內(nèi)。長2油層組為其主力含油層系，自上而下細分為長21、長22、長23三個油層亞組。該區(qū)長2油層組地層厚度為110～130 m，頂部埋藏深度為1 870～1 899 m，砂層厚度平均為80 m，主體為三角洲平原分流河道沉積的砂巖。長2儲層頂部為厚約40 m的長1暗色泥巖蓋層，區(qū)域上分布穩(wěn)定，是長2油藏富集的重要控制因素。長2油藏石油分布主要受局部構(gòu)造與巖性雙重控制，與陜北斜坡東部長2油藏主控因素基本一致［1］。分析表明，長2儲層為受沉積砂體和成巖作用控制的中孔、中—低滲砂巖儲層，油藏開發(fā)需經(jīng)壓裂工藝技術(shù)的改造。因此，對儲層巖性、物性、孔隙結(jié)構(gòu)等特征充分認識進行評價，才能為下一步勘探開發(fā)實踐提供理論依據(jù)。

1 儲層綜合特征

1.1 巖石學特征

定邊油田長2儲層巖性主要為淺灰色中—細粒長石砂巖，其次為淺灰褐色中—細粒巖屑長石砂巖，砂巖具有石英含量高，長石含量低，巖屑含量較低以及成分成熟度中等的特點。碎屑中石英含量為20.5% ～55.0%，平均為43.4%;長石含量為18.0% ～57.0%，平均為29.8%，主要為鈉長石，其次為鉀長石;巖屑含量為5.5% ～17.0%，平均為10.4%，主要為變質(zhì)巖屑，其次為火成巖巖屑和沉積巖巖屑;填隙物平均含量為13.0%，主要為高嶺石和綠泥石。

儲層巖石結(jié)構(gòu)主要以中—細砂巖為主，細砂巖次之，粒級主區(qū)間分布在0.10～0.30 mm;砂巖分選中—好，磨圓度以次棱角狀為主，顆粒支撐，點—線接觸，孔隙式膠結(jié)。其沉積微相為三角洲平原分流河道、堤岸微相，具有碎屑顆粒沉積時距物源區(qū)近、搬運距離短、堆積速度較快、沉積水動力較強等特點。

1.2 孔隙類型及結(jié)構(gòu)特征

長2儲層的孔隙類型主要有原生孔隙、次生孔隙。原生孔隙主要由粒間孔隙和晶間孔隙組成。粒間孔隙是沉積期形成并受機械壓實和化學膠結(jié)作用改造充填，縮小的殘余原生粒間孔，孔隙呈不規(guī)則形狀，孔徑較大，達0.05～0.10 mm，粒間孔在長2儲層最為發(fā)育，平均為5.50%，占面孔率的56.12%;晶間孔隙一般賦存于黏土礦物基質(zhì)與蝕變火山巖、泥質(zhì)巖屑中，平均為5.50%。次生孔隙是巖石經(jīng)成巖改造后產(chǎn)生的溶蝕孔隙，溶蝕孔隙主要為長石溶孔(2.60%)，粒間溶孔(0.10%)及巖屑溶孔(0.70%)，含量較低，不十分發(fā)育。

長2儲層平均孔徑分布在30～150 μm，平均為88 μm，其中大孔隙( ＞80 μm)占 65.0%，中孔隙(80 ～50 μm)占17.5%，小孔隙(50 ～10 μm)占17.5%，屬于大孔隙類型儲層。平均孔喉直徑分布在0.3～7.9 μm，平均為 3.1 μm，粗喉道( ＞3.0 μm)占37.1%，中細喉道(3 ～1 μm)占54.3%，細喉道(1.0 ～0.5 μm)占5.7%，微細喉道(0.5～0.2 μm)占2.9%，主要屬于粗—中細喉道型。長2油層組砂巖儲層孔喉組合類型主要以大孔、中—細喉型和中孔、中—細喉型為主，少量的小孔、中—細喉型組合。

長2儲層砂巖毛管壓力資料統(tǒng)計表明，其排驅(qū)壓力范圍為 0.010～1.166 MPa，平均為 0.138 MPa。中值壓力范圍為0.295～8.857 MPa，平均為1.705 MPa。中值孔喉半徑范圍在0.085～2.541 μm，平均為0.756 μm。最大進汞飽和度分布范圍為71.194% ～82.130%，平均為78.522%。退汞效率分布范圍為34.837% ～52.060%，平均為42.146%。

1.3 成巖作用特征

該區(qū)長2儲層砂巖成巖作用類型主要包括了壓實作用、膠結(jié)作用和溶蝕作用。

機械壓實作用貫穿于埋藏成巖階段的整個過程，是引起砂巖孔隙度降低的主要原因之一［2－5］。壓實作用是導致定邊油田長2儲層物性變差的主要地質(zhì)因素，因為碎屑顆粒中長石和巖屑的含量高，導致巖石經(jīng)歷了較強的壓實作用，可見塑性顆粒的定向排列、彎曲變形，碎屑顆粒的接觸關(guān)系也由點接觸、點—線接觸到線接觸，甚至凹凸接觸，使原生粒間孔變小，顆粒排列緊密、巖石密度增大，巖石的儲集性能變差(圖1 a)。

圖1 定邊油田長2儲層成巖作用顯微照片

膠結(jié)作用是影響巖石儲集性能的另一重要因素。長2儲層砂巖發(fā)育的膠結(jié)物主要為高嶺石和綠泥石膠結(jié)物(圖1 b)，其次為方解石和鐵白云石，硅質(zhì)膠結(jié)物最少。高嶺石主要以充填粒間孔形式存在;綠泥石形成于成巖作用的不同階段，以孔隙襯邊或孔隙充填物方式存在于原生粒間孔中，使原生粒間孔隙和喉道減小，降低了儲層的孔滲性能。碳酸鹽膠結(jié)物主要呈粒間膠結(jié)物、充填物形成出現(xiàn)，常呈粒狀、連品狀產(chǎn)出，早成巖期形成的量較少，主要形成于晚成巖期，因此碳酸鹽膠結(jié)物盡管是易溶礦物，但普遍未經(jīng)受溶蝕作用(圖1 a、e)，而形成致密砂巖儲層，這也是本區(qū)砂巖孔滲性能較差的另一主要因素。硅質(zhì)膠結(jié)作用主要為石英次生加大(圖1 g)，從而填塞了孔隙和喉道。黑云母多沿層面展布，且泥化強烈，使孔隙結(jié)構(gòu)變差。

溶蝕作用是改善儲層儲集性能的主成巖作用，也是次生孔隙形成的主導因素，長2儲層的溶蝕作用普遍發(fā)育。溶蝕作用主要表現(xiàn)為長石碎屑顆粒的溶蝕(圖1 c、e、f)和填隙物(方解石、黏土)的溶蝕，其中以碎屑顆粒的溶蝕最為重要。長石、巖屑沿其解理縫、微裂縫、壓實縫及顆粒邊緣被溶蝕，溶孔直徑從幾微米至幾十微米;局部可見較強烈的溶蝕作用而形成的板狀溶孔，溶孔的形成也使得孔隙喉道的發(fā)育及孔喉間的連通性得到改善。

2 儲層分類及評價

2.1 儲層分類標準

關(guān)于鄂爾多斯盆地三疊系延長組儲層分類評價標準，前人做了很多工作［6－8］，但分類標準的制訂多根據(jù)東部及中南部儲層特征，對鄂爾多斯盆地西部儲層分類評價適應(yīng)性不強。首先東部長2儲層埋深一般均小于1 000 m，而西部定邊油田長2儲層埋深達1 800 m以上;其次由于埋深不同，經(jīng)歷的沉積、成巖作用必然有差異，沉積環(huán)境也有較大差異［9－10］。定邊油田長2儲層長石溶孔非常發(fā)育，比東部長2儲層要強烈很多。因此，對于西部長2儲層分類評價標準的制訂顯得尤為迫切。

筆者根據(jù)該區(qū)長2儲層綜合特征，以滲透率為基本標準，微觀孔喉結(jié)構(gòu)參數(shù)與滲透率的相關(guān)性為主要依據(jù)，結(jié)合鑄體薄片、壓汞和圖像分析資料，優(yōu)選孔隙度、排驅(qū)壓力、中值壓力、最大孔喉半徑、中值孔喉半徑等6個參數(shù)對長2儲層進行綜合分類與評價，將長2儲層劃分為Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ、Ⅳ共4種類型(圖2，表 1)。

圖2 長2儲層毛管壓力曲線類型

在長2儲層4類毛管壓力曲線中，各類曲線均具有較好的準平臺，反映了4類儲層具有較好的孔隙結(jié)構(gòu)。其主要區(qū)別在于排驅(qū)壓力的大小不同，Ⅰ類曲線明顯好于Ⅱ類曲線和Ⅲ類曲線，Ⅳ類曲線儲層最差。

表1 定邊油田長2儲層綜合分類

2.2 儲層評價

(1)Ⅰ類為良好儲集層(中滲透儲層)。滲透率大于20×10－3μm2，孔隙度大于18.0%，排驅(qū)壓力(0.05～0.09 MPa)和中值壓力(0.30～2.06 MPa)很低。中值孔喉半徑(0.36～2.54 μm)和最大孔喉半徑(8.67～25.52 μm)變化范圍較大，屬于大孔－粗喉型中滲透儲層。此類儲層發(fā)育于三角洲平原分流河道砂體及沉積旋回中下部位，構(gòu)成長2油藏儲層的主體，物性及含油性均相對最好，驅(qū)油效率高，油井產(chǎn)量高，不產(chǎn)水。

(2)Ⅱ類為較好儲集層(低滲透儲層)。滲透率變化區(qū)間為10×10－3～20 ×10－3μm2，孔隙度為15.7% ～21.3%，排驅(qū)壓力(0.05～0.13 MPa)和中值壓力(0.70～1.71 MPa)均較低。中值孔喉半徑(0.44～1.08 μm)和最大孔喉半徑(5.84～14.92 μm)變化范圍較大，屬于大孔－中喉型低滲透儲層。此類儲層主要分布于分流河道的側(cè)翼部位及沉積旋回的上部，儲層物性及含油性相對較好，油井產(chǎn)量中等，含水率較低。

(3)Ⅲ類為較差儲集層(特低滲透儲層)。滲透率變化區(qū)間為5 ×10－3～10 ×10－3μm2，孔隙度為14.0% ～17.2%，排驅(qū)壓力(0.01～0.11 MPa)和中值壓力(0.78～1.87 MPa)中等。中值孔喉半徑(0.28～0.83 μm)和最大孔喉半徑(5.79～11.73 μm)變化范圍較大，屬于中孔－中細喉型特低滲透儲層。該類儲層主要分布于分流河道邊部或沉積旋回上頂部，物性及含油性相對較差，油井產(chǎn)量低，含水率高。

(4)Ⅳ類為差儲集層(超低滲透層)。滲透率小于5 ×10－3μm2，絕對孔隙度(14.2% ～20.2%)雖較高，但連通性差，大多為死孔隙。排驅(qū)壓力(0.11～1.17 MPa)和中值壓力(0.10～8.86 MPa)均較高。中值孔喉半徑(0.08～0.78 μm)和最大孔喉半徑(0.64～7.09 μm)變化范圍較大，屬于中孔、小孔－細喉型超低滲透儲層。該類儲層主要分布于河道間的薄層砂體中，一般以含水為主，局部微含油。

3 結(jié)論

(1)長2儲層巖石類型主要為中—細粒長石砂巖，屬于中孔、中—低滲儲層?？紫额愋椭饕獮樵ｉg孔隙，次為長石溶蝕孔隙。成巖作用主要為壓實、膠結(jié)和溶蝕3種作用，其中前2種對長2儲層物性起破壞作用，成巖后期的溶蝕作用大大改善了儲層物性。

(2)綜合分類將長2儲層劃分為Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ、Ⅳ4種類型，其中Ⅰ類為良好的中滲透儲層，Ⅱ類為較好的低滲透儲層，Ⅲ類為較差的特低滲透儲層，Ⅳ類為差的超低滲透儲層。

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Characteristics and assessment of the Chang 2 low permeability sandstone reservoir in the Dingbian oilfield of Ordos Basin

BAI Yu － bin1，2，ZHANG Qian3
(1．Xi’an Petroleum University，Xi’an，Shaanxi710065，China;
2．Northwest University，Xi’an，Shaanxi710069，China;
3．Jiangsu Oilfield Company，SINOPEC，Yangzhou，Jiangsu225009，China)

The Chang 2 reservoir in the Dingbian oilfield of Ordos Basin contains medium－fine feldspathic sandstone in delta plain distributary channel deposit，with average porosity of 16．36%and average permeability of 9．58 × 10－3μm2，belonging to medium porosity and mid－low permeability reservoir．The Chang 2 reservoir has been studied and evaluated based on analytical data of intrusive mercury curve and casting thin section as well as the results of production test and mud logging．It is concluded that the Chang 2 reservoir involves primary porosity and secondary porosity，and the latter had developed feldspar dissolved pores which had improved reservoir property;the diagenesis mainly involves compaction，cementation and denudation，the first two were severely destructive to reservoir property，and denudation had enlarged reservoir space and improved reservoir property;the Chang 2 reservoir can be divided into Class I，II，III and IV these four types;the Chang 2 reservoir is a mid － low permeability reservoir mainly composed of Class I and II reservoir，with high quality reservoir distributed in the mid － low part of the distributary channel deposit．

Ordos Basin;Dingbian oilfield;Chang 2 reservoir;reservoir characteristics;reservoir evaluation

TE122.2

A

1006－6535(2011)05－0056－04

20110207;改回日期20110702

陜西省自然科學基礎(chǔ)研究計劃項目“酸性大環(huán)境中的堿性成巖作用研究——以靖安延長組為例”(2009JM5002);十一五國家科技支撐計劃“低(超低)滲透油藏精細描述關(guān)鍵技術(shù)與剩余油分布預測模型研究”(2007BAB1701)聯(lián)合資助

白玉彬(1981－)，男，助教，2008年畢業(yè)于西安石油大學礦產(chǎn)普查與勘探專業(yè)，獲碩士學位，主要從事油氣成藏與油藏描述研究工作。

編輯 林樹龍