鄂尔多斯盆地镇泾地区泾河2井区长81储层特征及成藏模式

马 骞，周思宾，赵瑞鹏，范久霄

(1.西北大学大陆动力学实验室/西北大学地质学系，陕西 西安 710069；2.中石化华北分公司研究院，河南 郑州 450006)



鄂尔多斯盆地镇泾地区泾河2井区长81储层特征及成藏模式

马 骞1，周思宾2，赵瑞鹏1，范久霄2

(1.西北大学大陆动力学实验室/西北大学地质学系，陕西 西安 710069；2.中石化华北分公司研究院，河南 郑州 450006)

泾河油田位于鄂尔多斯盆地西南缘的泾川、长武地区，泾河2井区地质背景复杂、控藏因素多样，因而很有必要研究其控藏因素并指导未来开发井位部署。结合泾河2井区内的钻井、测井、录井、岩心测试和三维地震资料及其研究成果，通过对烃源岩，储层砂体及源储配置关系进行深入解析，探究其成藏模式。JH2井区烃源岩主要为长73段湖相页岩，厚度一般在10 m左右，生烃量有限，属于有限烃源和供烃条件，储层为紧挨烃源岩的长81分流河道砂岩。JH2井区虽发育近直立走滑断层，但对于成藏并未造成影响，长8砂体成藏受控于源储之间的比例关系和空间配置，即源储配置关系直接控制着油气藏的形成与分布。

JH2井区；源储配置关系；成藏模式；控藏因素

泾河油田地处鄂尔多斯盆地西南缘，位于伊陕斜坡、天环坳陷和渭北隆起交界处，面积约3 011.8 km2。泾河油田属于典型的低渗油田，烃源岩为长73顶部的暗色页岩和泥岩，分布广泛，主力产油层为长81砂岩，储层物性普遍较差[1]。研究区内控藏因素复杂，井位部署困难，研究针对于成藏模式中的烃源岩特征，储层砂体展布与厚度，区内断裂分布和成藏因素的组合关系四个方面进行探讨，客观的讨论和分析了研究区成藏模式以及主要的控藏因素。

1 烃源岩特征

泾河地区烃源岩主要为延长组长73底部的张家滩油页岩，前人研究表明该层油页岩厚度及有机质丰度分布受沉积环境的影响较大，不同沉积相带中的烃源岩中有机碳质量分数和生烃潜量也不同，靠近盆地中央的深湖半深湖相的泥页岩发育、有机质丰度较高，盆地的边缘相带泥页岩发育程度低、有机质丰度低[2]。

研究区面积约100 km2,区内长7底张家滩页岩有机质以II类为主，镜质体反射率(Ro)介于0.5～0.9之间，TOC介于1.02%～4.27%，氯仿沥青A含量为0.32%，埋深2 000 m左右进入生油门限；烃源岩平均厚度为14 m,密度约2.6 g/cm3，平均生烃强度为480×104t /km2，平均排烃强度260×104t /km2(表1)。厚度约8～20 m,且由东北至西北逐渐减薄(图1b)，烃源岩连续性较好[3]。

为了研究泾河2井区供烃是否充足，对该区排烃量进行了简单估算。根据排烃量公式: Q排烃=Q生烃×K排烃，当烃源岩厚10 m，K排烃分别取1%和100%时，排烃量分别为5×106m3和5×108m3，假设砂岩储层占研究区总面积三分之一(33 km2)时可分别形成0.05 m和5 m厚的油层。

2 储层特征

2.1 储层岩石特征

泾河油田长7和长8储层以长石岩屑砂岩和岩屑砂岩为主，石英含量50%左右(图2)。长7、长8砂岩颗粒直径小，颗粒次圆-次棱角状，分选中等-较差，胶结物以方解石和白云石为主(图3)，孔隙以残余孔、溶蚀孔和裂缝为主。

表1 研究区烃源岩评价表

表2 研究区排烃总量估计图

a为鄂尔多斯盆地延长组镜质体反射率图(据雷宇，2011)，b为JH2井区烃源岩厚度分布与顶面构造等值线图

图1 工区位置图

图2 泾河地区长7、长8砂岩分类三角图(共33个点)

染色的铸体薄片中方解石为红色或粉色，铁方解石为紫色，白云石无色，铁白云石为蓝色，孔隙为不规则分布的蓝色铸体区域。图3为区内采样井的铸体薄片显微镜照片，颗粒以镶嵌式接触为主，粒间孔整体不发育，钙质胶结为主，云母假杂基化伊蒙混层等粘土矿物充填孔隙。长石颗粒溶蚀较常见，形成不规则的凹凸边缘，溶蚀粒间孔和溶蚀粒内孔较为发育。

长8岩石颗粒镶嵌式接触、大小不均一、溶蚀较轻，边缘清晰容易识别，粒间孔不发育，少量溶蚀孔被铁方解石填充。一些样品照片中可见微裂隙和石英次生加大变，微裂隙的存在能够有效增大储层的孔渗，有利于油气成藏，而石英加大变则使粒间孔减小，降低储层的孔渗。从铸体薄片中看，增大储层物性的成岩作用主要有长石颗粒溶蚀和发育微裂隙，而方解石填充孔隙、石英次生加大边则降低了储层的孔渗。长8颗粒接触紧密，粒间孔不发育，且溶蚀孔被方解石填充。

受制于放大倍数的限制显微镜观察铸体薄片时无法对孔隙内部进行详细观察，因而对填隙物观察主要在扫描电镜下完成。从扫描电镜照片上上看，研究区内砂岩整体较为致密，长石溶蚀明显，孔隙填隙物主要有变形的云母、伊蒙混层、伊利石、高岭石、绿泥石、次生石英、方解石和黄铁矿等。假杂基化的云母在扫描电镜下表现为具有近平行层理的条带，云母吸水易膨胀堵塞孔隙，不利于油气在储层中运移和储存。

长石颗粒由于溶蚀作用形成不规则的边缘，几乎所有长石溶蚀边缘被毛发状粘土矿物交代，长石颗粒内部被溶蚀，形成溶蚀粒内孔。长8砂岩中高岭石异常发育，几乎所有的样品种均可见高岭石。研究区内粘土矿物的存在方式，伊蒙混层及毛发状伊利石以孔隙桥接为主，绿泥石以孔隙衬垫为主，而高岭石以分散状为主，分散状高岭石的存在不仅填满孔隙使储层的孔隙度降低，其在油气运移的过程中也可能堵塞吼道，使储层渗透率严重降低，填隙物主要填充残余粒间孔和溶蚀粒间孔，溶蚀粒内孔未见填充。

测量得长8储层的渗透率小于4 md，80%的点位于0～0.4 md之间，孔隙度小于13%，绝大数位于5%～7%之间。长8孔隙度和渗透率分布直方图显示主峰孔隙度6%，主峰渗透率0.2 md。

图3 研究区部分井铸体薄片和扫描电镜照片

图4 泾河地区长8孔隙度分布直方图(数据来源于油开所)

2.2 微观孔隙特征

微观孔隙结构参数表征的非均质性可由物性直接体现，因此合理建立微观孔隙结构参数和物性间的关系是表现储层品质的直接手段。毛管压力曲线是根据实测的汞注入压力与相应的岩样含汞体积，和计算求得汞饱和度值和孔隙喉道半径值之后所绘制的毛管压力、孔隙喉道半径与汞饱和度的关系曲线。通过对研究区岩心毛细管压力的各项特征参数分析，对照各类压汞参数与物性资料，将泾河工区内长81储层孔隙结构划分为4类(图6)，第二类B类所占比例最大，其次是A类和C类。

图5 泾河地区长8渗透率分布直方图(数据来源于油开所)

其中A类储层孔隙度分布范围8.2%～10.4%，平均值8.93%，渗透率分布范围0.95×10～3.66×10-3μm2，平均值2.1×10-3μm2；门槛压力(排驱压力)平均值0.419 MPa；最大进汞饱和度平均值为85.647%；退汞效率32.507%；中值孔喉半径平均值为0.104 μm；分选系数平均值0.262；结构系数0.278。毛管压力曲线向图左下方靠拢程度高于其他三类，按照李、赵等关于低渗透砂岩储集层分类评价标准，该类归为特低渗-超低渗透层。

B类储层孔隙度平均值6.21%；渗透率平均值0.404×10-3μm2，相对较差；压汞实验结果显示，门槛压力高于A类；中值孔喉半径平均值为0.055 μm；分选系数平均值0.052；结构系数0.165，喉道分布相对分散，属于超低渗透层。

C类和D类较之A,B两类孔隙度，渗透率以及分选性等都很差，偏向于坐标区域右上方，被划分为无效，无开采价值的储层。图6的A到D的孔隙结构逐渐变差，按小层来看，长811孔隙结构以A、B类为主，长812以B、C和D类为主。所以整体来看长811孔喉结构要优于长812储层。

图6的A到D的孔隙结构逐渐变差，按小层来看，长811孔隙结构以A、B类为主，长812以B、C和D类为主。所以整体来看长811孔喉结构要优于长812储层。

图6 毛管压力曲线与孔隙结构分类图(数据来源于油开所)

3 长81沉积相及砂体展布

泾河油田长813基本为河流相沉积，长812砂岩有些地方为河流相沉积，有些地方则为浅湖背景和水下分流河道沉积，平面上水上和水下的界线互相穿插，难以区分。长811则进入了浅湖-半深湖背景，间夹水下分流河道沉积。整个长81为一个逐渐水进和水体变深的沉积过程。

泾河37井1回次长811—长812取心平行和交错层理的油斑-油迹细砂岩底部可见冲刷面，砂岩底部紧接为浅湖相沙纹层理泥质粉砂岩和半深湖深灰色泥岩相互交错的地层，粉砂岩中可见垂直生物扰动和钻孔十分发育。长81取芯中，浅湖相沙纹层理、生物扰动粉砂岩泥岩与半深湖水平层理泥岩间互，其上覆的具交错层理水下分流河道底界岩性突变等反映了水下三角洲平原沉积特点。

泾河36井第2回次长811发育一套厚约10 m的板状交错层理油斑-油迹分流河道细砂岩，交错层厚20 cm，角度约为40°，砂岩中可见长1 m的直立断层，断面可见油气运移痕迹。具交错层理的水下分流河道砂岩底部冲刷变形，突变为深灰色块状水平层理半深湖泥岩。

图7 泾河37井1回次长811—长812

图8 泾河36井第2回次长811水下分流河道底部冲刷

依据钻井砂厚绘制泾河2井区长811和长812砂体等厚图，长811砂体主要分布于研究区中部，占研究区面积的1/2，厚度约4～10 m，其中JH6、JH2和JH36井附近砂体厚度大于10 m。长812砂体主要分布于研究区西北部和北部，占研究区面积1/3左右，仅JH35井附近砂体厚度大于10 m，其余井点砂厚均小于4 m。

a为长811砂体等厚图，b为长812砂体等厚图

4 成藏模式

泾河2井区是典型的上生下储式配置关系，长8储、长7生盖的“上生下储”相对来说是一套有利的生储盖组合，长7既是优质的烃源岩又可以充当良好的盖层[4]。油层的位置紧邻烃源岩，烃源岩越厚的部位，所对应的油层含油气性越好，如JH2井。区内存在近直立的走滑断层，对于油气的聚集起到一定影响，但并不改变整体的油气藏分布特征。研究区长8油藏属于岩性油藏，动力来源于地层压力，且以近源运移为主，长73底烃源岩最大生烃量仅可形成占研究区面积1/3的5 m厚油层，尚不足充注满长811砂岩，在长8砂体未充注满油气时，其余层位形成具有工业价值的油气藏的可能性较小。

具体的成藏模式见图10和图11，将储层含油气性归类为油层与水层，直观显示出成藏模式特点。

图10 泾河油田2井区长8连井油藏剖面JH37-JH2-JH66剖面位置见图9b，图中可见紧挨烃源岩时为油层

图11 油藏类型示意图

5 结语

(1)泾河2井区长7底张家滩页岩有机质以II类为主，镜质体反射率(Ro)介于0.5～0.9之间，TOC介于1.02%～4.27%，氯仿沥青A含量为0.32%，埋深2 000 m左右进入生油门限；烃源岩平均厚度为14 m，密度约2.6 g/cm3，平均生烃强度为480×104t/km2，平均排烃强度260×104t/km2[5]。厚度约8～20 m,且由东北至西北逐渐减薄，烃源岩连续性较好；

(2)泾河油田长813基本为河流相沉积，长812砂岩有些地方为河流相沉积，有些地方则为浅湖背景和水下分流河道沉积，平面上水上和水下的界线互相穿插，难以区分。长811则进入了浅湖-半深湖背景，间夹水下分流河道沉积。整个长81为一个逐渐水进和水体变深的沉积过程。长811砂体主要分布于研究区中部，占研究区面积的1/2，厚度约4～10 m，长812砂体主要分布于研究区西北部和北部，占研究区面积1/3左右，仅JH35井附近砂体厚度大于10 m，其余井点砂厚均小于4 m。泾河2长811砂岩储层以特低渗—超低渗储层为主，长812砂岩储层主要为以超低渗储层；

(3)泾河2井区是典型的上生下储式配置关系，长8储、长7生盖的“上生下储”，长7既是优质的烃源岩又可以充当良好的盖层长8油藏属于岩性油藏，动力来源于地层压力，且以近源运移为主，长73底烃源岩最大生烃量尚不足充注满长811砂岩，在长8砂体未充注满油气时，其余层位形成具有工业价值的油气藏的可行性较小。

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Reservoir Characteristics and the Accumulation Model on Well Area Chang 81 of Jinghe 2 in Zhenjing District of Erdos Basin

MA Sai1，ZHOU Si-bin2，ZHAO Rui-peng1，FAN Jiu-xiao2

(1.Continental Dynamic Laboratory of Northwestern University/ Department of geology, Northwestern University Xi’an 710069, Shaanxi；2.Research Institute of North China branch of Sinopec Zhengzhou，450006 Henan)

Jinghe oilfield is located in the southwest of Erdos basin.It is a typical tight oil and gas reservoirs.Its geology circumstance is complex and accumulation conditions is versatile.It is essential to make sure the accumulation conditions.The research area calls JH2.The project bases on the data from well-log and seismic.The storage pattern feature of this area is taken as a research object.We aim to explore its distribution pattern by studying the source rock, storage sand bodies and tectonical configuration,and which is important to study the river sand distribution,thickness and combinations of source rock.This research have an effect on the output of well in the future.The wreck in this region is not a main factor of oil accumulation.

JH2 well area；relations of source rock and storage rock；the accumulation model and factors of oil accumulation

2016-04-22

西北大学大学生创新基金项目(2016149)

马骞(1996-)，男，陕西榆林人，主攻方向：石油与天然气工程。

TE122.2+3

A

1004-1184(2016)06-0161-04