安塞油田长6油层组沉积微相及非均质性研究

2020-02-22赵灵生郭艳琴何子琼王美霞段武兵

河北地质大学学报 2020年6期

赵灵生，郭艳琴，何子琼，王美霞，段武兵

西安石油大学 a.地球科学与工程学院、b.陕西省油气成藏地质学重点实验室，陕西西安 710065

0 引言

同一沉积相及不同沉积微相在纵向上的变化会造成储层非均质性的变化[1]。鄂尔多斯盆地油气勘探开发进入后期面临许多技术和地质上的难题，其中目前最大的问题是由于储层非均质性强，导致后期注水开发出现许多问题，目前的技术是分层注水，但效果甚微[2-6]。前人对储层非均质性的研究多从抽样实验、参数分析及微观特征分析等方法来研究储层的非均质性，并取得了一定效果，但仍存在一些不足[7-10]。笔者将从沉积微相的角度出发，结合薄片分析、测井解释，及相关地质资料，对研究区沉积微相特征及储层非均质性进行研究，以期对剩余油分布规律以及下一步的注水开发提供一定的思路。

1 区域地质概况

安塞油田位于鄂尔多斯盆地伊陕斜坡中部，该斜坡坡度平缓、倾角较小并且发育一系列鼻状构造[11-12]。研究区三叠系延长组发育多套含油层系，其中长6油层组为主力产油层，其深度一般为1 100～1 400 m，地层厚度稳定，经历晚三叠世的湖盆演化，到长6期形成三角洲沉积体系，属于三角洲前缘亚相。

图1 研究区位置图

2 储层特征

2.1 碎屑成分及胶结物

研究区长6油层组岩石类型主要为长石砂岩和岩屑长石砂岩(图2)，碎屑成分以长石为主。胶结物类型成分多样，主要有绿泥石、浊沸石、方解石，其平均含量为6.6%，1.9%，1.5%，除此之外，还有少量的硅质、长石质胶结物(图3)。

图2 安塞油田长6砂岩分类三角图

图3 安塞油田长6胶结物组分含量

2.2 孔隙类型特征

根据薄片和显微镜观察，研究区形成多种孔隙类型，主要有原生粒间孔、浊沸石溶孔、溶蚀粒内孔以及微孔隙。长6油层组中各小层孔隙类型平均含量不同，说明了在各小层主要孔隙类型不一，但微孔隙在三个小层的含量相近，说明微孔隙在长6油层组大量发育(图4)。

图4 安塞地区长6孔隙类型含量直方图

a-不均匀分布的原生粒间孔,塞211井,1 427.65 m,长6；b-浊沸石溶孔发育,塞270井,1 309.24 m,长6；c-结构非常致密，少量碎屑溶蚀产生粒内孔,塞147井,1 589.4 m,长6,×1 500(SEM)

(1)原生粒间孔

在研究区中，其分布多与绿泥石有关，而且分布不均匀，基本为一个一个的孤立状，导致其连通性很差，面孔率一般<0.5%，最高达5.5%(图5a)。

(2)溶蚀粒间孔

溶蚀粒间孔是研究区重要的孔隙类型，浊沸石是仅次于绿泥石的胶结物，经溶解作用形成浊沸石溶孔(图5b)，孔隙直径一般为0.03 mm～0.17 mm，最大0.42 mm，面孔率可达5%～8%。浊沸石在水下分流河道含量最高，发育大量浊沸石溶蚀粒间孔，是研究区的重要储集带。

(3)粒内溶蚀孔隙

前面已经介绍过研究区的碎屑组分是以长石为主的，粒内溶蚀孔隙是矿物被溶蚀形成的次生孔隙，研究区被溶蚀的主要是长石，面孔率一般为0.4%～1.5%，最高2%～3%，孔径一般在0.01 mm～0.2 mm之间(图5c)。

(4)微孔隙

微孔隙在研究区广泛分布，占总面孔率的60%，但是由于其孔隙细小，很难将其单独作为储集油气的空间，如果与上述三种孔隙类型连通的话，也可以产生积极的作用。

2.3 储层物性

长6油层组孔隙喉道细小，分选性差，最大喉道半径为5 μm，最小喉道中值半径为 0.1 μm，储层的孔隙度一般在8 μm～16 μm之间，渗透率在0.22×10-3μm-2～11.4×10-3μm-2之间。塞22、塞37为渗透率高值，塞78、塞102为渗透率低值(表1)，各井区渗透率的不同是由于其所在区域次生孔隙的发育影响，导致其孔渗相较于其它井的要好。所以研究区储层物性的非均质性明显。

3 长6油层组沉积微相特征

研究区主体为三角洲前缘亚相，主要发育三种沉积微相，具体沉积特征如表2所示。

表1 各井区渗透率值

表2 研究区各沉积微相特征

3.1 水下分流河道

纵向上砂体垂向加积，底部与多次碎屑冲刷形成的砂砾、泥砾接触，向上逐渐变细，为中砂、细砂，砂岩为块状、厚层状(图6)。水下分流河道砂体粒径平均为0.14 mm，中细砂含量高，粉砂低，泥质杂基高，反映了湖泊的分选改造作用差。在横向上，上游粒度粗，下游粒度细，说明其水动力强弱的变化。测井曲线表现为箱形、钟形，自然电位曲线负偏幅度较大，自然伽玛曲线幅度较低，齿化较少，视电阻率幅度起伏不大，微电极曲线差异明显。

3.2 河口坝

由于河流进入湖泊，水动力弱，沉积物快速推进，很难形成河口坝，所以研究区河口坝不发育。

3.3 分流间湾

岩性以泥岩为主，自然电位曲线和自然伽玛曲线均呈低幅度微齿状或线状(图7)。

图6 塞227井长6水下分流河道沉积微相剖面

图7 塞185井长6分流间湾沉积微相剖面

图8 塞140井长6席状砂沉积微相特征

3.4 前缘席状砂

纵向上砂体为薄层状，由细、粉砂岩组成，泥质含量高。横向上砂体呈带状分布，越到湖心方向砂体越薄。自然电位曲线为低幅齿状，自然伽玛曲线为尖刀状(图8)。

4 储层非均质性

根据裘怿楠对储层非均质性的划分方案，把碎屑岩储层的非均质性由小到大分为四级，即微观非均质性、层内非均质性、平面非均质性和层间非均质性[13]。储层的微观孔隙非均质性已在储层特征中作过介绍，这里主要研究储层的平面、层内和层间非均质性。在储层非均质性的研究中，常把渗透率作为非均质性界限的标准(表3)。

表3 渗透率非均质界限标准

4.1 平面非均质性

平面非均质性是由储集层砂体的几何形态、规模、孔隙度、渗透率等空间变化引起的非均质性[14 -19]。沉积相及成岩相的分布影响着平面非均质性(图9)，水下分流河道是研究区最有利的储层沉积微相，砂体垂向叠置，纵向上沿平面延伸分布，造成储层与致密隔层平面上呈相间带状或网状展布格局的非均质性。此外，研究区受水动力及成岩作用影响，砂体呈薄层泥岩以及砂泥岩互层，以及各种次生矿物充填形成的致密层，对储层的分隔具有重要作用。致密层还控制着平面非均质性的分布和储层物性的变化，使在同一砂体中储层的孔渗在纵横向变化都很大，它们都不同程度反映了储层平面非均质性和渗透率非均质性参数的特征(表4)。

图9 安塞油田长6砂体厚度平面图

表4 安塞油田不同区块长6油层渗透率非均质性参数表

4.2 层间、层内非均质性

层内非均质性反映单砂层内储层在纵向上的性质变化，层间非均质性是不同砂层间的垂向差异性[20]。在纵向上，由于水动力的变化，砂质沉积由粗到细，渗透率由大到小，局部渗透率自下而上呈正韵律或正反复合韵律。研究区层间致密隔夹层多，隔夹层的存在使储层纵向上非均质性增强，层内一般有厚度2 m左右的泥岩或泥质粉砂岩隔层，以及厚度在0.2 m～0.6 m的钙质致密砂岩或粉砂岩等构成的夹层。经226口井统计，有夹层的井为112口，占49.6%，油层内有1～5个隔夹层，多数为1～2个夹层，其中，钻遇1个夹层的井54口，占有夹层井的48.2%，钻遇2个夹层的井38口，占有夹层井的33.9%。