延长油田石油地质特征(200712020119)-勘探0704

延长油田石油地质特征1 概述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”即位于此。

截止2003年底延长油田累计探明地质储量11206×104t，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25×104t。

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7~10m，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1油层组残留厚度变化很大（0~200m）其它层段厚度比较稳定。

勘探开发目的层为延长组长6油层组，自上而下划分为长61、长62、长63、长64四个油层亚组。

鄂尔多斯盆地晚三叠世时为大型内陆湖泊。

晚三叠世中—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。

3.3.1长63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个砂岩主体带呈北东—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0.20~0.39。

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。

3.3.2长62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、分流间湾及河口砂坝沉积构成，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（0.2～0.3），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）。

3.3.3 长61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：①砂泥岩地层中夹有薄煤层，发育煤线；②砂岩中有发育的交错层理，底部有明显的冲刷面；③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。

4.1岩石学特征长6储层以具有近似的岩石学特征。

①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）。

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。

②结构成熟度高砂岩颗粒为较均一的细粒，分选性好—中，主要粒级占80%以上；平均粒径0.2～0.25mm，少数为0.3mm；圆度为次棱状，颗粒呈半定向—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。

③成岩作用强烈表2 延长油田长6储层矿物成份统计表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）。

4.2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%，平均值为8.39%；渗透率最大值为7.79×10-3μm2，最小值为0.01×10-3μm2，平均值为0.54×10-3μm2。

长61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、渗透率频率分布见图7，渗透率主要分布在（0.2~1）×10-3μm2；长61孔隙度主要分布区间为7%~11%，长62、长63为7%~9%。

表3 延长油田长6储层孔隙度、渗透率统计表延长油田长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。

4.3 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阶段。

①有机质成熟度：本地区长7段镜质体反射率（R O）为0.7~1.0。

②I/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。

③成岩矿物：长6砂岩中存在浊表4 延长组成岩作用序次及阶段划分表沸石，且溶蚀强烈，石英、长石普遍加大，斜长石发生钠长石化。

④孔隙类型：本区长6储层的可见孔隙中，次生孔隙是原生孔隙的1~1.4倍。

有的层段以次生孔隙为主要的有效孔隙类型。

4.3.2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。

①压实压溶作用本区长6储层压实压溶作用十分强烈。

压实作用结果使碎屑颗粒转动，稳定性排列，软碎屑变形，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。

②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3~5μm 。

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；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。

③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，形成了具有本区特色的次生孔隙储层。

4.3.3 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型（表5）。

①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Array隙度损失19.6%，剩余孔隙度15.4%；经过长石质、石英质及浊沸石的胶结作用，使砂岩孔隙度下降到5.7%；燕山期的溶蚀作用又使砂岩孔隙度回升到9.2%，最终形成以次生孔隙为主的储集层，其平均孔隙度为9.2%，渗透率为1.27×10-3μm2，面孔率平均6.9%，是本区中相对较好的储层。

②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0.91×10-3μm2，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。

③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。

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1.23×10-3μm2，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。

④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0.58×10-3μm2，面孔率4.7%，是本区相对较差的储层。