镇北地区长8成藏规律研究

2018-04-25，

地下水 2018年2期

，

(长庆油田分公司第十一采油厂，甘肃西峰 745000)

1 区域概况

晚三叠世之前，为华北板块延伸于秦岭-祁连海的边部，早古生代为陆表海沉积，晚古生代开始海退，沉积了一套海陆交互相地层，即石炭-二叠系地层，陆相河流湖泊开始发育，整体为厚度为1 000余米的湖相-三角洲相沉积体系，即上三叠统延长组含油层系。

鄂尔多斯盆地以贺兰山、吕梁山、秦岭、阴山为边界，整个地区发育黄土和沙漠，其面积大约37×104km2，除去银川、六盘山、河套、渭河断陷盆地，盆地面积约达25×104km2，地理上跨越陕、甘、宁、蒙、晋五省(区)。而今的鄂尔多斯盆地东部地势较缓，西部地势较陡，为一个近乎矩形的南北走向盆地。H339区构造位置处于伊陕斜坡的西南方位，部分构造属于鼻状构造，位置处于庆阳地区，整体为一个向西倾的单斜构造。近年来该地区长不断有新的发现(H339、H491、H280等井长8均获得高产工业油流)，预测含油面积不断扩大。

2 地质特征

2.1 地质演化

该盆地的中生界三叠系上统延长组地层，沉积时是处于印支构造运动的早期和晚期，在构造运动的早期，使盆地由隆起转为坳陷，进入大型淡水湖泊发育期，延长组第一段和第二段地层沉积从河流三角洲沉积开始，到三角洲前缘沉积和深水体沉积，在构造运动的晚期，盆地由坳陷转为整体抬升，使盆地湖泊由扩大发育期又转为收缩期，延长组第三段、第四段和第五段地沉积由辫状河三角洲沉积进入滨浅湖相及河漫沼泽沉积结束。

2.2 构造特征

鄂尔多斯盆地东部地势较缓，西部地势较陡，为一个近乎矩形南北走向的向斜盆地。由该盆地的形成过程来看，可将其分为六个一级构造单元，包括西缘冲断带、天环坳陷、陕北斜坡、晋西挠褶带、伊盟隆起和渭北隆起。湖盆沉积物有近物源、多物源的特点，物源区为盆地四周的剥蚀区。盆地表面可见多处断裂，地表褶皱多而明显，地层比较平缓，盆地内部多见鼻状构造，储集较好的大面积向构造十分少见。长8的构造形态为一个向西倾斜的单斜构造，坡度起伏较小，地层近乎水平，构造不是油气的主控因素。油气圈闭因沉积相带和物性的不同而受影响。

2.3 沉积体系

2.3.1 沉积体系划分

将区域地质构造和沉积相结合分析，对取心井的岩心、测录井资料详细分析研究，并依据岩石组合、沉积组构和剖面序列，认为镇北地区长8受西南物源影响较大，属于三角洲前缘亚相，沿河道砂体呈条带状展布，延伸较远，形态变化大，是主要的油气富集区。

2.3.2 沉积环境

镇北油田处于鄂尔多斯盆地伊陕斜坡的西南部，属于西南沉积体系，亚相类型为辫状河三角洲前缘亚相。研究区主力油层为长81，其有水下分流河道、河口坝、分流间洼地3种沉积微相。

(1)水下分流河道微相

物源是该地区沉积物的组成和结构的主控因素，沉积物颗粒较粗，主要为中细砂岩，砂层底面常见冲刷面，层理较为发育，砂层间可见灰色及灰绿色泥质夹层，呈叠置排列，厚度可达数十米，自然电位曲线形态主要为齿化箱形和顶底渐变箱形。

(2)河口坝微相

辫状河河道向盆地方向延伸，沉积物粒度变细，底部冲刷没有河道区发育，交错层理较河道区来说更多，其厚度较河道区来说要小。自然电位曲线形态多为齿化钟形，曲线主要反映河道冲刷的影响变小，而波浪对其有了一定的改造作用。

(3)分流间洼地微相

岩性为灰绿色泥岩夹薄层砂岩，砂岩的层理构造为块状层理和小型层理构造，常见滑塌面和变形构造。自然电位曲线形态包括齿状、指状和齿化钟形。

2.4 地层划分与对比

长8油藏岩性主要以灰黑色细砂岩，灰黑色泥岩，粉砂质泥岩互层为主，局部泥岩呈条带状，粉砂质泥岩分布较均匀。长8油藏顶部为张家滩页岩，厚度在20 m左右，长8油藏的底部，即长9油藏的顶部为一套厚度约8 m的暗色泥岩，以及夹灰色粉细砂岩的页岩。

小层划分对比的原则为：通过标志层、沉积旋回、沉积厚度变化等来细分对比小层。

地层划分与对比依据

(1)标志层是小层划分对比的主要依据之一

标志层是一层段或者上下区别明显的层面，其岩性稳定、特征突出、分布广泛、测井曲线形态特征易于识别。一般来讲，标志层具有等时特征，选取对比标志层应在沉积旋回分界线附近和不同岩相段分界线附近。同时局部地区的辅助标志层也是小层划分的依据。在小层划分对比过程中，标志层选取的越多，小层划分对比的准确性就越高。本区主要标志层为K0和K1。

(2)旋回是小层划分对比的主要依据之二

旋回是地质营力的周期变化，在地层中的规律记载。因为地质营力有尺度上的差异，于是导致旋回也有尺度上的差别。同时，因为不同尺度的地质营力可以相互叠加，所以在地层中能够观察到不同的旋回级别，如正旋回、反旋回、复合旋回，低级别旋回和高级别旋回。通过认识旋回特征变化规律，进而进行旋回划分。

(3)厚度的规律变化是小层划分对比的主要依据之三

小层划分对比一般是在一个油藏范围内进行，乃至是在一个油藏的某个区块上展开。其划分对比的范围相对较小，从沉积相的分布来看，一般不会超过“沉积亚相”的分布范围，沉积相对稳定。相邻区域或者一个油藏范围内“小层”具有渐变的特征，但是“小层”地层单元在垂向上的厚度变化一般不会很大，即使有变化，也有规律可寻。因此，在标志层和旋回特征不明显时，相近井的小层划分对比可以考虑厚度规律变化的原则进行小层划分对比。即“岩性近乎相同，厚度基本一致”的原则。

在长8小层对比中，根据长8油藏沉积的旋回特征，结合层序对比、岩性对比和厚度变化规律的方法，将标志层选取为延长组沉积的一级旋回的顶部泥岩段(泥岩隔层)，以此来确定能控制每个砂层组中各小层的对比和展布的顶底界线，确保在各小层不发生窜层现象。长8顶部发育的泥岩在垂向上和横向上分布都很稳定，在研究区钻遇率为100%。该层泥岩厚度一般为2 m左右的深灰色泥岩，是井下地层对比中岩性、电性特征明显的的区域性标志层，为长7和长8的界限。电性特征表现为高自然伽马、高声波时差、正偏幅的自然电位和低深感应值。

3 储层特征

3.1 沉积特征

研究区长81储层为辫状河三角洲沉积，有水下分流河道砂体。岩性特征包括浅灰色细砂岩，灰色泥质粉砂岩，深灰色粉砂质泥岩，深灰色、灰褐色泥岩，黑色页岩。砂岩成分以长石为主，石英次之，见少量暗色矿物及白云母碎片，颗粒呈次圆-棱角状，分选中等。具正韵律旋回，常形成多期河道叠加的复合砂体，单层砂体主要是厚度一般在5～35 m、多为15 m左右的厚层块状中-细砂岩，底部是中细粒砂岩，其是由多个正粒序砂体叠合而成的。由于沉积条件的变化，砂体在垂向上切割叠加频繁，横向上延伸厚薄突变现象频发，岩性相变大，油层非均质性变强，物性变化较大。长81油组的岩芯分析孔隙度9.8%；渗透率0.57 μm2。

3.2 储层物性

长8油藏含油面积内含油层段1575块样品的岩芯分析结果表明(表1)：空气渗透率0.1～27.35 mD ，平均渗透率为1.765 mD；孔隙度7%～18.69%，平均孔隙度为11.287%。

表1 镇北油田岩芯分析物性数据表

长81油藏孔隙度、渗透率在平面上的分布主要受沉积相带控制，在分流河道、河口坝微相砂体发育的部位，孔隙度、渗透率相对较高；而在堤泛相或间湾等部位，砂层不发育，孔隙度、渗透率相对低。

通过岩心分析渗透率统计，长8储层变异系数0.71，为中等非均质。

长8层面孔率为4.14%，粒间孔含量2.15%、占总面孔率的51.93%，粒内溶孔含量1.77%、占总面孔率的42.75%(表2)。

表2 镇北油田孔隙类型及其含量统计表

长8储层平均排驱压力0.69 MPa，最大连通喉道半径为1.07 μm；平均中值压力6.74 MPa，中值半径0.11 μm；主要以微细喉为主，喉道分选系数2.56，变异系数0.24，分选较差；最大进汞量81.58%；退汞效率平均为29.43%；平均孔径22.26 μm，属中孔微细喉型。

4 成藏规律

4.1 油气来源

依据前人研究，陇东三叠系延长组油气隶属于中生界油气田，稳定沉降和埋藏过程相似，延长组各层段由于最大埋藏深度不同，热演化程度也不尽不同。门限位置在侏罗系延安组的底部或延长组长1+2段的上部；长9-长10段已进入高成熟演化阶段。与本地区油源关系密切的长8-长7段为一套处于成熟有机质演化阶段、已达生油高峰、具备有利生排烃条件的烃源岩。延长组长7段为一套对烃类聚集成藏有着先天有利条件的富有机质泥岩、油页岩。

4.2 油气封盖及运移条件

油气藏的形成，不仅要看生、储、盖层的存在与否，更重要的是生油层、储集层和盖层三者在时间上和空间上的相互配置关系。延长组长8时期其上部发育的长7全区为良好的烃源岩发育层，因此，长7烃源岩生成的油气也可以垂向向下运移至长8储集岩中，它本身又可以成为长8储集层的盖层。

4.3 构造及圈闭条件分析

镇北地区长8油藏的构造条件相对比较简单，是一个断裂作用不发育、总体表现为东高西低的西倾单斜。长8油藏不同于侏罗系油藏，成岩作用为其主控因素，沉积次之。随着油藏埋深的增加，成岩作用的影响更为凸显。虽然此段为分布面积广而稳定、厚度大的砂体，但从油气显示和分布的资料来看，油层内部非均质性较强，导致部分井试油产量低，试采效果欠佳。