子长油田枣湾区长4+5、长6储层流体性质与油水分布控制因素

2016-05-23唐建云宋红霞王彦龙

地下水 2016年2期

唐建云，殷　文，宋红霞，师　剑，王彦龙

(1．克拉玛依理工学院，新疆克拉玛依 834000；2．中国石油吐哈油田分公司勘探开发研究院，新疆哈密 839009；3．延长油田股份有限公司，陕西延安 716005；4．克拉玛依职业技术学院，新疆克拉玛依 834000)

唐建云1，4，殷文1，4，宋红霞2，师剑3，王彦龙3

[摘要]通过岩心观察、测井及各类分析测试资料，对子长油田枣湾区长4+5、长6储层流体性质与油水分布控制因素进行了研究。结果表明：长4+5、长6砂岩主要为细-中粒长石砂岩。碎屑成分以长石为主，其次为石英、岩屑和云母。岩石致密程度深，碎屑颗粒主要呈次圆-次棱角状，分选程度中等～好，接触关系以线状接触为主，胶结类型以孔隙式胶结为主；长4+5、长6孔隙度平均8.32%，渗透率平均0.62×10-3μm2，属于典型的低孔-低渗储层；长4+5、长6原油具低密度、低粘度、低凝固点、微含硫等特点且具有较好的流动性，属于正常的原油；长4+5、长6地层水为弱酸性，水型为CaCl2型水；长4+5、长6储层油水混储，纵向分异较差，油水分布受沉积相、微观孔隙结构、岩性、裂缝与物性、低鼻状构造等多重因素的控制。

[关键词]子长油田；长4+5、长6储层；流体性质；控制因素

子长油田块位于陕西省子长县枣湾区王家沟—马家贬任家沟一带，地面海拔一般为1 100～1 300 m，地表为第四系黄土覆盖，地面高差达100～200 m，沟深坡陡，地形复杂，属黄土高原的侵蚀梁峁地貌。区域构造上其属于鄂尔多斯盆地东部二级构造单元—陕北斜坡之上。鄂尔多斯盆地构造形态总体为一东翼宽缓、西翼陡窄的南北向不对称矩形大向斜盆地，面积25×104km2，盆地内部构造相对简单，地层平缓，仅盆地边缘褶皱断裂比较发育[1-7]。陕北斜坡为鄂尔多斯盆地的主体部分，形成于早白垩世，为一平缓西倾的大单斜，地层倾角一般小于1°, 平均地层梯度10 m/km左右[8-10]。

图1　长4+5、长6砂岩成分分类图

目前，研究区已进行了大量的研究工作，尤其是在沉积和储层方而，取得了许多重要的研究成果，但是油气富集及油水分布规律一直没有清晰的认识，导致近年来的勘探未有大的突破。位于盆地东部的子长油田油气富集及油水分布规律较为复杂，制约了该地区油田的开发水平。

为更加合理、有效地进行该套地层的石油勘探和开发，本文拟在大量基础资料分析基础上，对该区沉积相演化特征进行研究，并结合实际地质条件对油水分布规律及主要控制因素进行探讨，以期对下一步油气勘探起到一定的指导作用。

图2　长4+5、长6岩石组分直方图

1储层特征

1.1储层岩石学特征

根据岩性观察和薄片鉴定结果，本区三叠系延长组长4+5、长6储层段岩性主要为一套浅灰色细-中粒长石砂岩，其次为少量的中砂岩、粉细砂岩及粉砂岩(图1)。砂岩储层中碎屑成分一般约占80%～90%，以长石为主，其次为石英、岩屑和云母。岩石组分中石英含量为25.4%，长石含量为66.8%，岩屑含量为7.9%，主要为中、细粒长石砂岩。胶结物主要为硅质和碳酸盐，其中方解石占34.4%。该类砂岩分布在研究区三角洲相的河道型砂岩体中，是构成优质储层的基础。岩屑以变质岩岩屑为主，含少量岩浆岩、沉积岩岩屑(图2)。岩石致密程度深，碎屑颗粒主要呈次圆-次棱角状，分选程度中等～好，接触关系以线状接触为主，也见凹凸接触，胶结类型以孔隙式胶结为主，也有压嵌式胶结。填隙物含量一般为4%～10%，平均6%左右，填隙物主要以方解石、绿泥石为主，其次为浊沸石、石英质，具体见(图3)。

图3　长4+5、长6砂岩填隙物成分直方图

图4　长4+5、长6孔隙度分布直方图

图5　长4+5、长6渗透率分布直方图

图6　长4+5、长6钙质含量与渗透率关系图

1.2储层物性特征

根据本区9口井664块样品的岩心分析资料统计，长4+5、长6储层物性具有以下特征(图4～6)。孔隙度最小为0.8%，最大15.1%，平均8.32%，主要分布于7%～11%，占总样品数的60.9%。渗透率在0.02～15.33×10-3μm2之间，平均0.62×10-3μm2，主要分布在0.1～0.55×10-3μm2之间，占全部样品数的75.8%。孔隙度大于7.5%样品平均值为9.5%，占样品数的69.6%。渗透率大于0.2×10-3μm2的样品平均值为0.82×10-3μm2，占样品数的71.5%。研究区长4+5、长6储层的低孔、特低渗性主要与沉积和成岩作用有关，诸如粒度粗细、分选好坏、胶结物成分和含量、胶结类型、次生孔隙发育程度等。填隙物中的碳酸盐类(如方解石等)与孔、渗呈负相关，碳酸盐含量越高，孔、渗越差(图7～9)。

图7　长4+5、长6钙质含量与孔隙度关系图

图8　长4+5、长6岩屑、杂基与渗透率关系图

图9　长4+5、长6岩屑、杂基与孔隙度关系图

2流体性质

依据枣湾区内油井单井试采资料和单层生产层的油、水样分析，延长组主要油层组流体性质的基本特征如下：

2.1原油性质

长4+5油层组与长6油层组原油性质相似，具有密度低0.832～0.846 g/cm3(平均0.838 g/cm3)、低动力粘度和低运动粘度，分别为4.05～5.03 mm2/s(平均4.10 mm2/s)和4.41～5.97 mm2/s(平均4.90 mm2/s)、低凝固点-2℃～+3℃(平均-1℃)、较低初馏点(多在65℃～87℃，平均72.6℃)、含盐量较低(37～290 mgNaCl/L之间，平均96.0 mgNaCl/L)、馏出物含量较高(≥300℃时馏出物含量在19.5%～23.1%之间，平均21.8%)等特点。相比而言，长4+5油层组原油的初馏点(81℃～86.7℃，平均83.9℃)比长6油层组(64.5℃～69.8℃，平均66.9℃)为高；长4+5原油含盐量范围较稳定(变化于65～70 mgNaCl/L之间)，而长6原油的含盐量变化范围较大(变化于37～290 mgNaCl/L之间)。但两者均属于较低粘度、流动性较好的原油(见表1)。

表1　研究区长4+5、长6原油常规分析测试结果统计表

2.2地层水性质

研究区内三口井的地层水分析结果显示，枣湾区延长组长4+5、长6地层水主要为弱酸性，少量为弱碱性，其pH=6.1～7.6，平均pH=7.0，水型均为CaCl2型水。地层水的矿化度较高，总矿化度为78 127.1～105 740.7 mg/L，平均94 475.3 mg/L，其中以Na+(K+)、Cl-为地层水的主要成分，构成地层水中的第一盐类，占68.0%～80.6%，平均74.6%，而Ca2+、Mg2+、HCO3-含量较低，并偶有SO42-出现，它们构成了第二盐类，占19.5%～28.0%，平均23.6%。表明长6地层与长4+5地层水的矿化度较高，以第一盐类占主导，地层水的封闭性比较好(见表2)。

表2　研究区延长组长4+5与长6地层水分析结果统计表

3油水分布规律及控制因素

根据宏观地质特征和微观地质特征研究，枣湾区延长组长4+5、长6地层油水分布特征及其控制因素主要有以下几点：

3.1油水混储，纵向分异较差

研究区长4+5与长6油层组具有低含油饱和度、油水纵向分异较差、非均质性较强的特征。长4+5砂岩的含油饱和度在1.7%～45.1%之间，平均22.8%。长6砂岩的含油饱和度在1.7%～58.5%之间，平均24.0%。试油产量一般0.2～1.6 m3/d，含水率36.7～79.5%，平均达到54.3%，一般产出油水层或水层。长4+5与长6油层组，在储层物性、油藏特征方面基本一致，油层均表现为低渗、特低渗特点。油、水的微观分布形成复杂的油水关系，油水分异较差，一般无统一的油水界面，多为油、水混储。当含油砂层较厚时一般油水分异明显，多存在底边水，呈现上油下水之规律。产出情况表现为含水率随生产期而逐渐下降，证明微观孔隙结构对油水分布起控制作用。

3.2沉积相与含油性

沉积相不仅控制了砂体的分布和储层物性与含油性，同时控制了储盖层的分布与空间配置关系[11-15]。研究区沉积相分析研究表明，枣湾区长4+5、长6油层组为三角洲平原亚相沉积。位于三角洲平原亚相分流河道微相的砂体，具有分布规模较大、厚度较厚、颗粒较粗、岩性相对均匀等特点，因此，储层砂岩的物性好，含油性较好；横向上至河道间微相，砂体减薄甚至尖灭，岩性变细，泥质成份增多，非均质性增强，物性变差，含油性也随之变差。

分流河道间细粒沉积可作为油气的有利侧向遮挡，使油气在分流河道砂体中聚集成藏。分流河道砂体的迁移会引起物性在空间上的变化，造成平面和剖面上的分流河道砂体与分流河道间沉积相互叠置，储集层与非储集层或较差储集层相间，从而形成复杂的油水关系。砂体厚度、砂体部位等控制着油、水的分布。因此，沉积相、尤其是沉积微相是控制地层油气分布的主要作用。

3.3微观孔隙结构与含油性

孔隙结构与物性对油水分布起明显的控制作用。通常平面上、剖面上物性显示好者，其含油性也好，储层电阻率明显增加；随着泥质含量的增加，储层变为致密层不含油或微含油，其孔隙度与渗透率都有下降，储层电阻率也略有下降，并可能作为分割层，破坏油层之间的连通性，进而使含油性变差。孔隙结构主要受岩性和成岩作用的影响，因此，油水的微观分布规律间接反映了岩性及成岩作用对油水分布的控制。

3.4岩性与含油性

砂岩储集层的岩性、物性、电性以及含油气性均具有一定的内在联系，岩石颗粒粗、砂岩中杂基的含量与塑性碎屑、特别是黑云母碎屑及其蚀变产物的含量、碳酸盐胶结物含量愈低、薄的绿泥石衬边愈发育、石英次生加大愈不发育，这样粒间孔被较好地保存下来，则砂岩的物性愈好、含油性愈好、储油能力愈强、产油能力愈高，反之，则储油能力差、产油能力低。物性较好的砂岩一般多分布于水动力条件相对较强的三角洲平原亚相分流河道微相，少量为天然堤砂岩，因此，储层砂岩的岩性主要受沉积微相的制约。

3.5裂缝与物性

裂缝及微裂缝的存在使储层渗透能力提高，非均质性增强。岩心观察、镜下统计和物性分析结果均表明，研究区各油层组中裂缝和微裂缝不发育。仅局部地段发育少量微裂缝，裂缝大多为开启无充填裂缝，少量为半开启无充填裂缝和充填裂缝。裂缝的分布一方面与构造应力的方向和风化作用的强度有关，另一方面与成岩作用有关。在成岩作用过程中，由于压实作用及矿物的结晶作用，致使矿物重新组合排列、发生收缩和膨胀等作用，在此过程中可以产生一些微裂缝。微裂缝的发育可增大岩石的渗流能力，在一定程度上改善储集层的渗透率，对油水的运移提供有利的通道，进而使储层的含油性能提高。同时，微裂缝的存在，加大了储集层的非均质性和各向异性。

3.6低鼻状构造对含油性的影响

与鄂尔多斯盆地其它地区延长组油气藏类型类似，研究区长4+5与长6油层在储层岩性、储层物性、油藏特征方面基本一致，属于典型的岩性油藏。下倾方向受低幅度构造鼻状控制，上倾方向为岩性圈闭[16-19]。

本区长4+5、长6油层组三角洲平原亚相各沉积期分流河道展布方向与规模具有明显的继承性，各沉积期分流河道砂体在空间上基本上堆叠在主砂体之上，这些砂体可因压实作用成为鼻状构造，造成有利的圈闭。试油及初步开发结果证明，本区长4+5、长6主要含油层段的含油气井都处在各油层段的鼻状构造带上此外，枣湾区处于陕北斜坡的东部，地层倾角只有半度，油气圈闭主要依赖于岩性因素，圈闭的形成主要取决于上倾方向岩性的遮挡条件。分流河道砂体上倾方向的分流河道间细粒沉积可对油气起到良好的遮挡作用；透镜状分流河道砂体向两侧有变薄并相变为分流河道间泥岩的趋势，砂体边缘也常因地层水停滞成为胶结致密带者，可对油气的聚集起遮挡作用。

4结语

1)研究区长4+5、长6砂岩主要为细-中粒长石砂岩。碎屑成分以长石为主，其次为石英、岩屑和云母。填隙物主要以方解石、绿泥石为主，其次为浊沸石。岩石致密程度深，碎屑颗粒主要呈次圆-次棱角状，分选程度中等～好，接触关系以线状接触为主，胶结类型以孔隙式胶结为主。

2)研究区长4+5、长6隙度最小为0.8%，最大15.1%，平均8.32%，主要分布于7%～11%。渗透率在0.02～15.33×10-3μm2之间，平均0.62×10-3μm2，主要分布在0.1～0.55×10-3μm2之间，属于典型的低孔-低渗储层。储层的低孔、特低渗性主要与沉积和成岩作用有关。填隙物中的碳酸盐类与孔、渗呈负相关，碳酸盐含量越高，孔、渗越差。

3)研究区长4+5、长6原油具低密度、低粘度、低凝固点、微含硫等特点且具有较好的流动性，属于正常的原油；长4+5、长6地层水为弱酸性，水型为CaCl2型水；长4+5、长6储层油水混储，纵向分异较差，油水分布受沉积相、微观孔隙结构、岩性、裂缝与物性、低鼻状构造等多重因素的控制。

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