下寺灣油田長2油層儲層特征與油氣成藏規(guī)律探討

劉文章，龐長旭，董雨洋，王禹諾

(1.西安石油大學地球科學與工程學院，陜西 西安710065;2.中國石油長慶油田分公司第五采氣廠，內(nèi)蒙古 烏審旗017300)

下寺灣油田位于延安以南，志丹以東，富縣以北，勘探始于70年代，經(jīng)過30多年的勘探開發(fā)證實，下寺灣地區(qū)中生界延安組和延長組具有豐富的油氣資源，尤其是延長組長2油層砂體厚度大，具有良好的勘探前景。

1 下寺灣油田長2石油地質(zhì)特征

1.1 構造特征

下寺灣油區(qū)屬陜北大單斜的一部分，在晚侏羅世燕山Ⅰ期運動的影響下，產(chǎn)生東升西降，形成了東高西低的構造格局，并在局部剪切應力的作用下，產(chǎn)生一系列波浪式微型鼻狀褶皺帶，軸向為東北到西南方向。在大的構造背景控制下，后期在巖性差異壓實作用下，延長組、延安組地層中形成一系列具有明顯繼承性發(fā)育的次一級近東北—西南向展布的鼻狀隆起帶，這些次一級鼻隆帶對油氣富集起到了重要的控制作用。

下寺灣油區(qū)長2地層繼承性發(fā)育有一系列近東北—西南向鼻狀隆起帶，自西向東分別為橋鎮(zhèn)鼻隆帶、雨岔鼻隆帶、梁莊鼻隆帶、汪屯鼻隆帶。這些鼻狀隆起帶目前勘探程度較高，為下寺灣鉆采公司的主要產(chǎn)能建設區(qū)。

1.2 儲層特征:

1.2.1 儲油層劃分與對比

長2段儲層頂部、中部標志層電性特征明顯，聲波時差突然增大至360 μs/m，其電性易于識別，為區(qū)域性標志層。結合沉積特征、巖性、電性關系，利用“旋回對比，分級控制”的小層對比方法，對長2儲層進行劃分與對比，長2段劃分三個砂組:長2上砂組、長2中砂組、長2下砂組，其中長2中砂組劃分為三個小砂層:長2中1、長2中2、長2中3。在下寺灣地區(qū)長2上砂組、長2下砂組內(nèi)砂體不發(fā)育，僅局部地區(qū)含有油氣。長2中砂組內(nèi)長2中1砂體不發(fā)育，層內(nèi)非均質(zhì)性嚴重，幾乎不含有油氣，長2中2砂層在雨岔地區(qū)是主要的含油砂體，長2中3砂層在梁莊、汪屯地區(qū)是主要的含油砂體。

1.2.2 儲層巖性、物性特征

長2儲層以三角洲平原分流河道砂巖為主，一般埋深600～800 m，砂巖多為淺灰色-灰白色含鈣細粒長石砂巖，分選較好，磨園度次圓-次棱，石英含量32% ～30%，長石含量43%～47%，巖屑含量8% ～12%，膠結物含量10% ～15%，膠結物成分主要為綠泥石，其次為方解石和長石質(zhì)次生加大礦物，屬孔隙-簿膜式膠結(表1)。

表1 下寺灣地區(qū)長2油層粘土礦物X射線衍射分析數(shù)據(jù)表

下寺灣油區(qū)長2儲層內(nèi)鈣質(zhì)膠結程度較高，非均質(zhì)性強，砂層孔隙連通性局部較好，但橫向連通性差，儲層厚度與孔、滲關系密切，屬低孔、低滲～特低滲儲層。

1.2.3 儲層孔隙結構特征

長慶油田對區(qū)內(nèi)長2儲層的2塊巖芯進行了壓汞試驗，壓汞曲線分析:其最高滲透率達78.3×10-3μm2，排驅(qū)壓力低，為 0.053 8 Mpa，最大喉道半徑 13.7 μm，中值半徑 3.27 μm，平均喉道半徑1.05 μm，孔喉分選差。汞的注入量高達88.2%，但退汞效率低，僅為16.8%。

而下寺灣地區(qū)Q808井長2儲層的2塊巖芯樣品進行壓汞分析:平均滲透率39.4 ×10-3μm2，平均排驅(qū)壓力0.29 Mpa，平均喉道半徑0.58μm，中值半徑1.7μm，汞的注入量高達89.1%。壓汞資料表明:長2儲層屬中孔細喉型。(表2)

表2 下寺灣油地區(qū)長2油層壓汞法孔隙結構數(shù)據(jù)表

1.2.4 長2中砂體與油層分布

長2中儲層屬三角洲平原分流河道沉積，地層厚度70～110 m，間夾鈣質(zhì)薄砂層，長2中1、長2中2、長2中3三個小砂層沉積厚度分別是15～20 m、20～40 m、25～45 m。

長2中3期:自東北向西南有幾支分流河道進入下寺灣油區(qū)，每個分流之間為沼澤洼地所隔，河道成河網(wǎng)狀。長2中2期:從長2中3進入長2中2期，河流能量逐漸增加，為長2中期河道發(fā)育的鼎盛時期，本期砂體最發(fā)育，電性曲線上自然電位、自然伽瑪曲線明顯為箱狀形態(tài)，單層砂巖厚度一般20 m左右，最厚可達40 m，該期砂層在雨岔地區(qū)分布廣，連片性好，其它地區(qū)分布相對較薄。

長2中1期:由長2中2進入長2中1期，河流進入萎縮期，能量減弱，沉積物以暗色泥巖為主，局部地區(qū)有砂巖存在，這一沉積時期河流已全面萎縮而進入準平原及沼澤時期。大面積為砂巖尖滅區(qū)或極薄區(qū)。來自東北向的物源:雨岔、梁莊、汪屯三支，寬1.5 km，主體部位砂體厚度4～10 m，單井砂巖最厚20 m，由于泥質(zhì)含量增加，砂層的物性普遍較差，普遍不含有油氣。

下寺灣油田長2中油層分布特征:平面上油層分布不穩(wěn)定，砂體面積小，呈條帶狀或透鏡狀產(chǎn)出，垂向上長2中2、長2中3兩個含油砂體交替出現(xiàn)，厚度彼此消長。

1.2.5 儲層成巖作用及其對物性的影響

下寺灣油田長2、長3油層孔隙度、滲透率很低，主要原因是成巖后生作用造成的。長2、3儲層由于埋藏較淺，壓實、壓溶作用弱，儲層主要以粒間孔為主，占總孔隙的74.7%，儲層結構成熟度高而成份成熟度低，顆粒間以線接觸為主。長2儲層成巖作用分為三個階段:

機械壓實作用:長2儲層礦物成熟度低，結構成熟度高，儲層埋藏淺，壓實、壓溶作用弱，碎屑顆?；旧蠠o擠壓變形，顆粒間原生孔保存較好，成巖作用表現(xiàn)為自生綠泥石的生長期，次生膠結物中以綠泥石為主，含量4.0%，占膠結物總量的70%左右，占粘土礦物總量的83.3%，因此儲層的酸化改造應十分慎重。

膠結作用:膠結作用是碎屑巖成巖的的重要階段。長2儲層膠結作用主要包括綠泥石膜析出，方解石、鐵方解石的析出，長石、石英質(zhì)的次生加大以及少量石膏的充填膠結。它們的充填、堵塞儲層原生孔隙、喉道，使孔、滲性大幅度降低。

在物性較好的含油層段內(nèi)，鐵質(zhì)礦物多以粒間孔內(nèi)半充填狀充填，含量小于5%，對儲層的物性影響小。在聲波時差低于230 μs/m，電性相對較差的層段，一般為鈣質(zhì)膠結致密砂巖，鈣質(zhì)礦物多以孔隙式全充填孔喉，含量5～10%，對儲層物性影響中等，主要影響儲層內(nèi)的油水分異，增加儲層的非均質(zhì)性。儲層內(nèi)還存在一類致密砂層，呈夾層狀分布，厚度0.5～1.2 m，往往定為鈣質(zhì)夾層，主要影響儲層在縱向上的連通性，一般起到分割儲層的作用，使塊狀儲層變成層狀油層，增加了儲層縱向上的非均質(zhì)性，局部可成為影響液體流動的遮擋層。鈣質(zhì)夾層平均孔隙度小于12%，滲透率0.05～0.1×10-3μm2，電性特征表現(xiàn)為微電極呈尖峰狀，電位、梯度曲線的幅度差小。

溶蝕作用:本區(qū)儲層埋藏淺，上覆地層壓力小，所以成巖溶蝕作用較弱。

2 油藏類型與油氣成藏規(guī)律

勘探開發(fā)實踐證明，下寺灣地區(qū)延長組長2油藏類型主要為巖性與構造雙重因素控制的構造-巖性油藏和巖性控制的巖性油藏兩種。

三疊紀延長期，盆地沉積有巨厚的褐灰和黑灰色暗色泥巖，它們是鄂爾多斯盆地中生界油氣藏主要生油源巖。長2砂組內(nèi)部的泥巖和其中的砂巖結合而成獨立含油氣系統(tǒng)，油氣藏為自生自儲型油氣藏。

古河道的下切作用溝通了延長組和延安組的油氣運移通道，其下切侵蝕發(fā)育的差異性決定了延安組油層主要沿古河道周緣呈零散分布的特征，其富集程度受構造和砂體發(fā)育帶及其展布方向的雙重控制。

(1)在古殘丘腹部由于長1頂部主要泥巖蓋層的完好保存，使油氣在三疊系延長組長1、2、3富集，形成三疊系自生自儲型油氣藏。其油氣分布受古殘丘中北東東方向發(fā)育的鼻狀隆起與長2、3三角洲平原分流河道亞相和三角洲前緣亞相砂巖展布的雙重控制，因此北東東方向的鼻隆帶和砂巖發(fā)育帶的疊合區(qū)是油氣的富集帶。

(2)巖性上傾尖滅形成巖性油氣藏是本區(qū)油藏的重要特征，分布于陜北斜坡之上的砂體巖性相變帶可對油氣形成有效遮擋使油氣富集于砂體高部位。

(3)砂巖的中后期成巖作用所形成的巖性致密帶對砂巖體內(nèi)的含油分布有重要的控制作用，在長2中油層中，砂巖體厚度大，分布面積廣，砂巖層中巖性致密層對油氣在砂巖中的分布作用明顯，增加了油氣平面分布的復雜性。

(4)油氣運移距離近，構造幅度小，砂體成巖作用及泥巖蓋層的差異性決定了長2油層油水分異性差，試采結果證明一般含水達70%以上。

3 結語

(1)下寺灣油區(qū)長2地層發(fā)育鼻狀隆起帶，儲層以三角洲平原分流河道砂巖為主，多為細粒長石砂巖，成巖后生作用使得儲層孔隙度、滲透率很低。

(2)下寺灣地區(qū)長2油藏類型主要為構造-巖性油藏和巖巖性油藏兩種。北東東方向的鼻隆帶、巖性上傾尖滅、砂體巖性相變帶和砂巖的中后期成巖作用對含油分布有著重要的控制作用。

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