某井区油藏储层特征及成藏主控因素分析

邵 昕 寇宇静 庞驰彧

延长油田股份有限公司井下作业工程公司解释中心 陕西延安 716000

下寺湾油田地处甘泉县，研究区地下寺湾油田的东北位置，为构造岩性油气藏，该油藏的构造幅度较低，其中长2 是主力产层，从上到下涵盖长21 与长22 小层，油层最好的是长22，具有连片性好、分布广以及油层厚的特点。该区主要通过天然能量实现生产，储层中的产能情况具有较大差异，地层压力快速下降。为了充分提升采收效率以及产量，研究该区块的地质特征，为油田深入勘探开发工作提供指导[1]。

1 研究区地址概况

1.1 地理位置

下寺湾油田地处甘泉县境内的洛河流域，就是府沟村北面、延安高桥南面、宁东东面、甘泉与延安西面，研究区地貌主要是黄土塬，面积在2400km2左右。以构造角度分析，该油田在陕北斜坡中部东段、盆地东北部位置，西低东高，其倾角在1°以内，构造较为平缓。

1.2 地层特征

结合前人研究成果以及钻井揭示，研究区中地层从上到下涵盖以下地层：第四系的黄土层；下白垩统的洛河组；中侏罗统的直罗组与安定组；下侏罗统的富县组以及延安组；上三叠统的延长组。其中，延长组的长2 段是主产油层，厚度为33m，含有面积达到240km2。

1.3 构造特征

鄂尔多斯盆地整体构造形态为东翼宽缓、西翼陡窄，矩形大向斜结构。其内部构造较为简单，并且地层平缓，只有盆地边缘的褶皱断裂具有良好发育，该盆地主体部分是陕北斜坡，在白垩世形成，是平缓大单斜，向西倾斜，其地层倾角在1°以内，地层梯度均值为10m/ km。该部位局部构造以及内断层不发育，主要是基于发育差异压实所建立的鼻状构造，同时鼻状构造两翼近对称、缺乏方向性、构造形态缺乏规则性，倾角在2°以内，闭合面积在10km2以内，闭合度在10～20m 范围内，在该区中闭圈良好背斜构造不发育[2]。

1.4 沉积特征

晚三叠世沉积可以体现出陆相湖盆完整发展过程，从中可以发现淡水湖盆的间歇、湖进以及湖退等各个阶段演化历史情况。从长8 段湖盆沦陷发展至长7 段扩展时期，之后由长6 段湖盆开始萎缩，之后到长4+5 段再次扩展，发展到长2+3 段湖盆消亡或是盆地反转，湖体系是湖盆主要充填沉积物。基于前人研究结构，本研究区的长2段以三角洲沉积为主。

2 储层特征分析

2.1 岩石学特征

通过分析目的层xx 井中127 个薄片获得样品，岩屑含量在5%～20%范围内，长石含量在40%～50%范围内，石英碎屑的含量在30%～50%范围内。7- 1 井的石英含量最多，其次为长石含量。总体来讲岩屑含量较少，体现出岩石成分具有较高的成熟度。

借助对研究区中400 块样品进行分析研究能够发现，岩石碎屑最大粒径是0.6mm，粒径主要在0.1～0.25mm范围内，因为采油井位置不同，所以砂岩粒径就会存在一定差异，以整体角度

2.2 储层物性特征

（1）孔渗特征：研究对象选择研究区中油井岩样（356个）与附近油井岩样（200 个），对储层孔渗特征进行分析，储层孔隙度基本上在5%～20%范围内，渗透率范围在0.1～100×10-3μm2，呈现出特低低孔特点。

（2）物性非均质性分析：以长222、长223 以及长23孔渗值实际分布情况分析，三者渗透率与孔隙度较为分散，同时长222 与长223 孔渗分布基本上没有较大差异，因为长23 样品不足，所以孔渗分布存在一定局限性。总而言之，不同层段中物性特征并无较大差异。

（3）井间差异：集中在好的储层对单井岩石进行取样，因此统计各个油井孔渗关系能够将平面中孔渗参数分均质性充分反映出来。以统计角度分析，不同油井在渗透率与孔隙度方面存在一定差异，其中渗透率差异情况最为显著，体现出储层分布和储层物性之间具有显著关联。主要原因就是各个位置之间沉积微相存在一定差异[4]。

2.3 孔隙特征

2.3.1 孔隙类型

对岩心薄片进行显微镜观察以及对铸体薄片展开图像分析，利用前辈的研究成果，认为长2 段储层孔隙主要涵盖次生孔隙以及原生孔隙类型。根据颗粒接触关系主要涵盖填隙物内孔隙、粒间空隙以及粒内孔隙等类型。

2.3.2 喉道类型

喉道会严重影响储层渗透力，喉道形态以及大小一般由岩石颗粒的接触关系、颗粒大小与形状等决定，孔隙类型主要涵盖管束状、弯片状、片状、缩颈型以及孔隙缩小型等。研究区喉道类型主要是弯片状，其次是缩颈型，管束状与孔隙缩小型较少。

2.3.3 孔隙特征

孔隙特征主要指岩石中喉道、孔隙的分布、大小、几何形状与连通关系，选择压泵法对孔隙特征进行描述[5]。储层孔隙可以通过压汞毛细管压力曲线形态与曲线定量、定性描述进行，以此为基础对储集性能进行评价。可以通过压力曲线提取孔喉参数：孔喉半径均值以及孔喉半径最大值等。可以将孔喉分选性体现出来的参数：均值系数、分选系数以及孔喉歪度等。可以将渗流能力与孔喉连通性反映出来的参数：排驱压力以及压力中值等。

基于＞3MPa、1～3MPa 与＜1MPa 标准对储层类型进行分类：Ⅰ类储层，排驱压力＜1MPa，储集性较好。Ⅱ类储层，排驱压力在1～3MPa 范围内，储集性中等。Ⅲ类储层，排驱压力＞3MPa，储集性较差。

对于Ⅲ类储层，具有较大的排驱压力，非饱和孔隙体积最小值比较大，同时渗透率低、孔隙度小。Ⅰ类储层，排驱压力小，非饱和孔隙体积的最小值小，渗透率高以及孔隙度大。Ⅰ类储层与Ⅱ类储层物性具有较大差异，而Ⅲ类储层物性较为稳定。

2.3.4 孔喉分布

研究区中储层物性主要特点就是具有较大的孔渗分布情况，因此需要重视孔喉分布分析工作。对此，选择研究区中30 块压汞样品孔喉分布状况展开统计，见表1。由表可见，长2 段孔喉主要是中细孔喉，其分布范围在0.75μm 以内，以弯片状喉道为主。结合喉道的分类标准，微喉喉道半径在0.05μm 范围内，细喉在0.05～0.2μm 范围内，中喉在0.2～1μm 范围内，大喉在1μm以上，体现出长2 段储层主要呈现出中喉—细喉特征。

表1 研究区长2 段储层孔喉半径均值分布情况 %

2.3.5 储层分类

根据孔隙类型进行储层分类。选择喉道半径均值、排驱压力、渗透率与孔隙度开展研究工作。

（1）Ⅰ类储层是研究区中性能最佳的储层，主要为特低渗中孔中喉型，岩性主要是中细砂岩，喉道半径均值是0.58μm，排驱压力在0.5MPa 以内，渗透率均值是1.62×10-3um2，孔隙度在14%以上。

（2）Ⅱ类储层是研究区中性能较好储层，主要是低渗透中孔细喉型，喉道均值在0.26～0.35μm 范围内，排驱压力在0.5 ～1μm 范围内，渗透率均值为0.45×10-3um2，孔隙度在10%～16%范围内。

（3）Ⅲ类储层主要为低渗透中- 低孔细喉型，喉道半径均值是0.2μm，排驱压力在0.2～0.5MPa 范围内，渗透率均值0.2×10-3um2，孔隙度为8%～13%。

（4）Ⅳ类储层主要为低渗透低孔细喉型，喉道均值是0.05μm，排驱压力在2～8.5MPa 以内，渗透率均值为0.04×10-3um2，孔隙度为3.5%～14%。

3 成藏的主控因素

3.1 生储盖的特征

对于鄂尔多斯盆地，属于卡拉通叠合盆地，多类型圈闭、旋回成油、沉积体系叠加、构造体制以及多层系生油等为地质基础提供良好保障。

该盆地中生界含有烃源岩，就是三叠系的延长组中主要为半深湖—深湖相泥岩，有机质含量丰富的泥岩，涵盖延长组长3 以上腐殖烃源岩以及延长组长8 腐泥烃源岩。

通过7- 2 井的长2 段泥岩镜体制的反射率能够发现，Ro 值在0.83%～8.4%范围内，体现出烃源岩已经成熟。见表2。

表2 长2 段泥岩镜质体的反射率情况

在延长组的长1 段中，沼泽相泥岩是延长组成的良好盖层。另外，长1 段、长2 段、长3 段生储盖组合良好。

3.2 圈闭条件以及油藏特征

长2 段油气藏涵盖构造—岩性油藏、岩性油藏两种类型，透镜状砂体是主要岩性油藏形式，岩性与鼻状单斜是构造—岩性形式。研究区主要在西倾大单斜背景，主要在河道侧翼中致密岩性以及分流间弯洼地泥质岩中广泛分布，建立上倾以及东西两侧岩性遮挡，砂质岩相进行泥质岩相转变，后期成岩产生岩性致密遮挡。南西—北东向鼻状隆起，产生局部圈闭，下倾方向属于构造控制，基于构造以及岩性共同控制，建立构造—岩性油藏遮挡条件。

3.3 主控因素

在储层分布中，沉积微相属于主要控制因素，基于基层相带储层进行展布。长2 段河口坝以及分流河道，是储层展布控制的关键相带，微相发育部位储集层较好。研究区在西倾1°以内单斜上，砂岩发育带和鼻状构造之间不断结合位置属于油气富集有利区，构造较高以及小型鼻隆构造位置属于油气聚集、运移有利区以及低势区。

4 结语

综上所述，研究区长2 段油藏是三角洲前缘的亚相沉积，含有层位主要是222 与223。长石砂岩是长2 段的主要砂岩类型，并且含有少量岩屑砂岩。黏土矿物、碳酸盐是胶结物的主要成分。渗透率在（0.1～100）×10-3μm2范围内，孔隙度在5%～20%范围内，在各个小层中砂岩物性无显著差异。孔喉分布在0.75μm 以内，喉道主要是弯片状类型。另外，长2 段油气藏生储盖组合良好，主要涵盖构造—岩性以及岩性类型。在储层部分方面，沉积微相为主要控制因素，构造较高以及小型鼻隆构造位置属于油气聚集、运移有利区以及低势区。