延长油田石油地质特征研究d

1、 延长油田石油地质特征摘要：延长油田勘探开发目的层为延长组长6油层组，储层属低孔隙度、特-超低渗透率。其石油地质特6征表现为沉积微相控制储层岩性，岩性和成岩作用控制物性，物性控制含油性，缺乏局部构造，为典型的岩性油藏。冲积层序的低位体系域三角洲平原分流河道砂体和高水位体系之间的相对低水位体系的三角洲前缘水下分流河道砂体是本油田的主要储集层段。本文在储层沉积相研究基础上，探讨了研究区储层砂体的岩石学特征、成岩作用、孔隙结构特征以及油气富集规律。关键词：延长油田长6特-超低渗岩性油藏沉积微相61前言延长油田是我国石油勘探开发最早的油田之一，距今已有近百年的勘探开发历史，中国大陆第一口油井“延1井”

2、即位于此。截止2003年底延长油田累计探明地质储量11206xl04t，含油面积215.5km2（图1）。近年来，随着地质工作的深入和油层改造工艺的进步，油田勘探开发步伐稳步加快，进入了一个新的历史发展阶段，2003年原油产量达25x104to其特-超低渗、浅埋藏油层的储集特征与油气富集规律引起人们的广泛关注。2区域地质条件延长油田位于鄂尔多斯盆地陕北斜坡东部，区域构造为一平缓的西倾单斜，地层倾角小于1，千米坡降为710m，内部构造简单，局部具有差异压实形成的低幅度鼻状隆起（图2）。区内第四系直接不整合覆盖在三叠系延长组之上，钻井资料仅揭示了三叠系延长组中、上部地层。其中，延长组长,油层组残留

3、厚度变化很大（0200m）其它层段厚度比较稳定。勘探开发目的层为延长组长616油层组，自上而下划分为长61、长62、长63、长64四个油层亚组。6666鄂尔多斯盆地晚三叠世时为大型内陆湖泊。晚三叠世中一早期（T3y2沉积期）是湖泊发育的全盛时期，沉积了广泛分布的油页岩，是盆地内的主要生油岩，为中生界油气藏的形成提供了充分的物质基础；晚三叠世中晚期，随着湖盆的不断萎缩，湖泊外围以河流与三角洲沉积为主，北东部斜坡上以河控三角洲为主体的沉积物呈裙边状分布，平面上相带分布明显，由东北向西南依次为冲积平原相，三角洲平原相，三角洲前缘相，前三角洲相和半深湖深湖相。三角洲平原和前缘相带内砂体发育，为上三叠统

4、延长组油气藏的形成提供了必要的储集条件。沉积环境是影响本区储层特征的重要因素。长36长63沉积相以三角洲前缘水下分流河道沉积为主，从沉积微相图上可以清楚地看到有4个砂岩6主体带呈北东一南西向延伸，形态与指状砂坝相似，主体带的砂岩厚度大于15m，砂地比大于0.4。4支水下分流河道之间为分流间湾相隔，其砂地比为0.200.39。建设型三角洲向湖推进时，由于堆积速度较快，各种微相沉积可以互相连接组合，所谓的指状砂坝就是水下分流河道，水下天然堤，河口砂坝等组合成的指状砂体，因此，砂岩主体带和较薄地带之间没有一条界线把两种微相截然分开。长26长62沉积相展布对长63具有一定的继承性，由水下分流河道、分流

5、间湾及河口砂坝沉积构成，66河道总体向西迁移。有3支河道砂体由东北向西南延伸。3支分流河道之间砂地比较低(0.20.3),为分流间湾沉积。长62河道砂体的带状特征没有长63典型，表现出向席状砂过渡的趋势(图5)。66长16沉积微相发生较大变化，三角洲的进积作用使本区露出水面，以三角洲平原分流河道沉积为主。岩心证据有：砂泥岩地层中夹有薄煤层，发育煤线；砂岩中有发育的交错层理，底部有明显的冲刷面；见到发育的虫孔构造，这些构造产生在三角洲平原上的淡水湖沼之中。由于平原分流河道的侧向迁移、摆动，砂岩体的带状特征不典型，而展示出网状分流河道的特点。主砂体呈北东走向，主要砂体有3支，中间被河间洼地分隔4储

6、集条件及评价本区储集层为上三叠统延长组灰色细粒长石砂岩为主，其次为中细粒、中粒及粉细粒长石砂岩。岩石学特征长6储层以具有近似的岩石学特征。6矿物成熟度低砂岩矿物成份主要为：长石44%56%，平均52.2%，石英22%27%，平均24.8%，岩屑7.0%9.0%，平均7.6%，黑云母平均5.4%。岩屑主要由变质岩(高变岩、石英岩、片岩、板岩、千枚岩)、火成岩(喷发岩及隐晶岩)及少量沉积岩组成。砂岩中的重矿物含量为0.8%，成份较复杂，既有稳定组分锆石、石榴子石等，也有稳定性差的磷灰石、榍石、绿帘石等。填隙物以自生矿物为主，含量7.4%10.4%，平均8.5%，主要有浊沸石(1.4%5.7%)、绿

7、泥石(1.8%3.1%)、方解石(1.0%1.6%)、硅质(0.5%1.1%)、长石质(0.1%0.2%)和水云母1.1%(仅见于长61)。(表2)。6浊沸石、方解石和水云母为孔隙充填产状，浊沸石含量的变化反映了溶蚀作用强度的差异；绿泥石以孔隙衬边产出；硅质和长石质以加大边产状为主，少量以晶粒状充填于孔隙中。结构成熟度高砂岩颗粒为较均一的细粒，分选性好一中，主要粒级占80%以上；平均粒径0.20.25mm,少数为0.3mm；圆度为次棱状，颗粒呈半定向一定向排列。砂岩中杂基含量小于2%，指示了沉积物搬运距离短和低能稳定的沉积环境。成岩作用强烈表2延长油田长6储层矿物成份统计表矿物成份(%)层位长

8、长62长63碎屑成份石英类石英25.524.624.4燧石0.250.120.3长石类52.953.550.4岩屑类火成岩屑2.42.22.6变质岩屑5.64.85.2沉积岩屑0.350.40.3本区长6储层的成岩作用十分强烈，主6要的成岩作用有压实作用、压溶作用、自生矿物充填作用、溶解作用、交代作用及粘土矿物转化重结晶作用等。由于成岩作用强烈，溶蚀作用较弱，使得长6储层成为低孔6隙度、特超低渗透率的致密砂岩储层。由于沉积环境的演变及其相应成岩作用的差异，长6砂岩的矿物组分在纵向上呈6现一些规律性的变化，自下而上石英、长石含量略有增加，黑云母含量减少，胶结物总其它云母4.55.76.0重矿物0

9、.80.80.7填隙物成份水云母1.1/绿泥石3.11.81.9方解石1.21.01.6浊沸石1.43.85.7硅质0.51.11.0长石质0.10.10.2杂基2.21.31.4量减少，但是填隙物中的绿泥石自下而上明显增加，浊沸石含量则明显减少；平面上，该区自东南向西北砂岩矿物组份也有变化，体现在碎屑物中的石英含量减少，黑云母含量增加；填隙物中的绿泥石含量明显增加，硅质胶结物增加，长61中浊沸石明显减少（表2）。6储层物性及其影响因素根据延长油田岩心分析资料统计，长6储层孔隙度最大值为15.12%，最小值为1.52%，平均值6为8.39%；渗透率最大值为7.79x10叩m2，最小值为0.01

10、x10叩m2，平均值为0.54x10叩m2。长6】储层孔隙度、渗透率最高，长62与长63孔、渗平均值接近（表3）。各油层亚组的孔隙度、渗透率频率66分布见图7,渗透率主要分布在（0.21）x10-3卩m2；长61孔隙度主要分布区间为7%11%，长62、长3为7%9%。6表3延长油田长6储层孔隙度、渗透率统计表层位长61长62长63物性孔隙度（%）渗透率（10-3gm2）孔隙度（%）渗透率（10-3gm2）孔隙度（%）渗透率（10-3gm2）样品数2099209912981257918911最大值15.127.7914.604.1414.564.31最小值2.020.021.520.011.60

11、0.01平均值9.070.567.870.507.580.53延长油田长6储层物性是多种地质综合影响的结果，经过对储层物性分析结果与铸体薄片资料6对照分析研究，发现砂岩中的填隙物总量和碎屑矿物中的软组分（云母、绿泥石）两组因素对储层孔、渗的影响较大，它们与孔隙度、渗透率为负相关，综合反映了压实作用和不同成岩作用对储层物性的影响。储层成岩作用沉积作用发生后，成岩作用及其差异是控制储层性质的主要地质因素，它使储层的孔隙结构大为改变。4.3.1成岩作用阶段根据成岩作用阶段划分研究成果（表4），以下资料说明，本区长6油层组成岩作用已进入晚成岩6阶段。有机质成熟度：本地区长7段镜质体反射率（R。）为0.

12、71.0。成岩矿物：长6砂岩中存在浊6沸石，且溶蚀强烈，石英、长表4延长组成岩作用序次及阶段划分表I/S混层矿物的转化：本区I/S混层矿物的混层比在10%30%之间。*威熬低战熟石英加大、析出石普遍加大，斜长石发生钠长石化。孔隙类型：本区长6储层的6可见孔隙中，次生孔隙是原生孔隙的11.4倍。有的层段以次生孔隙为主要的有效孔隙类型。成岩作用类型主要有压实压溶作用、胶结作用、交代作用、溶蚀作用、粘土转化重结晶作用等，其中对储层物性和孔隙结构影响最大的作用有三种，即压实压溶作用、胶结作用和溶蚀作用。压实压溶作用本区长6储层压实压溶作用十6分强烈。压实作用结果使碎屑颗粒转动，稳定性排列，软碎屑变形，

13、长石的双晶滑动、机械断裂十分常见，碎屑颗粒在压力下形成线面接触、凹凸状接触，甚至形成缝合线接触，产生致密镶嵌结构。随之其后的化学压溶作用形成长石、石英的次生胶结也很普遍。压实压溶作用使长6砂岩的原生孔隙度损失过半。6胶结作用常见的胶结作用有浊沸石胶结、绿泥石薄膜胶结、方解石胶结、长石、石英加大胶结及伊利石高岭石（延44井长61）胶结等。据统计各种胶结作用使砂岩孔隙度损失近四分之一。局部方解石富6集处，其含量高达22%27%，形成钙质砂岩，为非储层。绿泥石薄膜胶结在长6储层中具有普遍性，粘土膜厚度一般35“m。覆盖在颗粒表面的绿泥石薄膜缩减了孔喉半径，同时产生大量的微孔隙，使砂岩孔隙结构复杂化；

14、另一方面绿泥石薄膜对压实、压溶作用有明显的抑制作用，但是本区的绿泥石薄膜较薄，对储层孔隙的保护作用不明显。此外，浊沸石、方解石、伊利石等胶结物充填孔隙，长石、石英加大使喉道半径缩小，均对储层孔、渗产生不利的影响。溶解作用长6储层中的溶解作用主要有两期。第一期为印支运动末期，地表水的淋滤溶蚀作用使部份暗色6矿物、云母、长石等铝硅酸盐矿物产生溶解，形成次生孔隙。第二期是成岩晚期（燕山期），有机质热演化释放的有机酸和CO2等溶蚀了浊沸石、长石等矿物组分，形成浊沸石溶孔等次生孔隙。溶蚀作用为本区长6储层提供了2.0%4.9%的次生孔隙，有效地改善了储层物性。特别是浊沸石溶蚀，6形成了具有本区特色的次生

15、孔隙储层。成岩作用与孔隙演化通过对储层物性、铸体薄片及扫描电镜资料对孔隙类型的分析和成岩作用的研究，归纳出本区长6储层的四种成岩作用孔隙演化模式，即浊沸石中溶型、浊沸石微溶型、相对抗压型和相对压嵌6型（表5）。浊沸石中溶型表5延长油田四种成岩模式在各层的分布表经压实、压溶作用使此类储层的原始孔类型浊沸石浊沸石相对相对隙度损失19.6%,剩余孔隙度15.4%；经过长层位中溶型微溶型抗压型压嵌型石质、石英质及浊沸石的胶结作用，使砂岩长/23.8%14.3%42.9%19.0%孔隙度下降到5.7%；燕山期的溶蚀作用又使长?40.0%26.7%13.3%20.0%砂岩孔隙度回升到9.2%，最终形成以次

16、生孔长36147.3%47.4%5.3%0隙为主的储集层，其平均孔隙度为9.2%，渗透率为1.27xl0-3ym2，面孔率平均6.9%，是本区中相对较好的储层。浊沸石微溶型储层溶蚀作用较弱，孔隙中残存的浊沸石量较多，分布较普遍。储层经历压实、压溶作用，损失了17.2%的孔隙度，砂岩剩余孔隙度为17.8%，各种胶结作用损失孔隙度11.2%，溶蚀作用微弱，提供了2.8%的次生孔隙，储层最终的孔隙度为8.5%，渗透率平均0.91x10叩m2，面孔率为4.0%,是本区中等相对较好的储层，也是最主要的储层类型。相对抗压型储层砂岩以薄膜状绿泥石为胶结特征，粘土膜减弱了压实作用效应，岩石中残存粒间孔隙较多。

17、在成岩过程中，压实作用使原始孔隙度损失了19.3%，各种胶结作用使孔隙度减少5.9%，后期的溶蚀作用提供了2.5%的孔隙度。目前此类储层的孔隙度平均为10.8%，渗透率平均为1.23x10-3gm2，面孔率7.8%，尚属较好的储层类型。但在平原分流河道沉积砂体中，因孔隙中含较多水云母粘土，孔隙连通以微孔喉为主，造成了中孔隙度、特低渗透率的特殊储层类型，是本区中等较差的储层。相对压嵌型储层的压实、压溶作用较强。成岩过程中，压实作用损失了21.2%的孔隙度，胶结作用又使砂岩孔隙度降低5.8%，溶蚀作用微弱，仅提供了2%的次生孔隙，储层最终孔隙度平均8.6%，渗透率平均0.58x10-3卩m2，面孔

18、率4.7%，是本区相对较差的储层。4.4储层孔隙结构孔隙类型及组合特征长6储层的主要孔隙类型有：粒间孔、粒间溶孔（主要是浊沸石溶孔）、粒内溶孔（长石溶孔、岩6屑溶孔）以及少量铸模孔、微裂隙等，这些储集空间以不同的形式叠加组合，从而构成了长6储层的组合储集空间和流体渗流通道，主要包括粒间孔溶孔型、溶孔粒间孔型、微孔粒间孔型及复合型等，孔喉类型主要有大孔一细喉型、小孔一细喉型（大孔：平均孔径大于50ym；细喉：平均喉道半径0.21.Oym）,这些孔隙结构因受沉积和成岩作用的控制，使得它们在长6油层组中的分布不均匀。I类：粒间孔一溶孔型孔隙组合，成岩模式以浊沸石中溶型为主。岩性为细粒、中粒长石砂岩，

19、石英、长石加大较为发育，微具溶蚀，沸石溶蚀较强，溶孔发育孔径30300ym，形成以溶孔为主的低孔隙度、特低渗透率储层。孔隙度平均9.8%，渗透率平均1.6x10叩m2。孔隙组成为粒间孔2.3%，浊沸石溶孔2.7%，长石溶孔1.6%，岩屑溶孔0.4%，面孔率7.0%，平均孔径56gm。毛管压力曲线为窄平台型，排驱压力较低，在0.150.29MPa之间，中值压力平均2.3MPa,平均孔喉半径0.96ym,大于0.125ym孔喉连通的孔隙体积占总体积的59.2%。孔喉分选较好，粗歪度。这种储集类型是长6储层中最好的储集类型。纵向层位上，以长62较多见，占66分析样品的40%。II类：粒间孔一溶孔型为

20、主，其次为溶孔一粒间孔组合，成岩模式以相对抗压型较多，其次为浊沸石中溶型。岩性以细粒长石砂岩为主，其次为中细粒长石砂岩。这类储层分两种情况，一种以延41井长61为代表，砂岩中石英、长石自生加大较发育，使大部分碎屑紧密嵌合，但后期的溶蚀作用增加了6次生孔隙，使砂岩物性变好；另一种以延44井长61为代表，基本特点是绿泥石薄膜较发育，粘土膜6减弱了压实效应，储层中残存的粒间孔隙较多。但是孔隙中充填了较多伊利石粘土，並发生淋滤溶蚀，微孔发育，造成了低孔隙度、超低渗透率的储层。这类储层的孔隙度平均9.4%，渗透率平均0.97xl0-3ym2。孔隙组成为粒间孔3%,浊沸石溶孔1.4%,长石溶孔1.2%,岩

21、屑溶孔0.4%,面孔率6.3%,平均孔径73ym。毛管压力曲线为宽缓斜坡型，排驱压力在0.150.74MPa之间，平均0.42MPa，中值压力平均3.1MPa，平均孔喉半径0.53ym，大于0.125ym孔喉连通孔隙体积为60%，略优于I类。此类型为本区较好的储集类型。主要分布在长61。6IU类：粒间孔一溶孔型孔隙组合为主，兼有复合型孔隙组合。成岩模式较复杂，压嵌型、强溶型、抗压型、微溶型都有，是一种比较特殊的孔隙结构类型，反映在物性上则有低孔、超低渗，中孔、特低渗，中孔、超低渗三种情况，但毛管压力曲线却表现为同一特征，即排驱压力低（平均0.34MPa）,孔喉分选特别差（呈45斜线）。虽然有少

22、数大孔喉，但连通性差，此类样品中，大于1ym孔喉的连通体积仅为8.7%，而I类样品中大于1ym孔喉连通体积达34%。因此，此类储层在油田开发中具两个显著特征：其一，中孔、特低渗储层在采油初期可能产量较高，但很快会递减而维持低产量，其采收率较低；其二，中孔、超低渗储层和低孔、超低渗储层只能维持较低的产能。这种储集类型属于本区较差的储集类型。岩性为细粒、细一中粒长石砂岩。平均孔隙度10.16%，平均渗透率1.06x10叩m2。孔隙组成为粒间孔2.7%，长石溶孔1.2%，浊沸石溶孔1.0%，岩屑溶孔0.4%，微孔及杂基溶孔0.5%，面孔率5.8%，平均孔径81.6pm。毛管压力曲线为无平台的斜坡形，孔喉分选差，粗歪度。排驱压力0.120.46MPa,平均0.34MPa,中值压力平均7.5MPa，平均孔喉半径0.42pm，大于0.125pm喉道连通孔隙体积为47.9%。W类：粒间孔一溶孔型孔隙组合，成岩模式主要为浊沸石微溶型。岩性为细粒和中粒长石砂岩。此类储层的特点是粒度虽然相对较粗，但浊沸石溶蚀程度较低，溶孔呈不规则状，蜂窝状不均匀分布，此外还有长石和黑云母溶孔，孔喉小而连通性差。孔隙组成为：粒间孔1.8%,长石溶孔1.1%,浊沸石溶孔1.0%,岩屑溶孔0.4%,面孔率4.3%,平均孔径60pm。毛管压力曲线形态为高平台（窄）型，排驱压力高，0.371.16MPa,平均0.67MPa