贺永红，任战利，陈占军，邓亚仁，葛云锦，焦 健，李红进，陈西畔，师学耀

(1.陕西延长石油集团有限责任公司 研究院，陕西 西安 710075； 2.西北大学 地质学系，陕西 西安 710069；3.大陆动力学教育部重点实验室，陕西 西安 710069 )



鄂尔多斯盆地张家湾地区延长组8段油藏储层特征研究

贺永红1，任战利2,3，陈占军2,3，邓亚仁2,3，葛云锦1，焦 健1，李红进1，陈西畔1，师学耀1

(1.陕西延长石油集团有限责任公司 研究院，陕西 西安 710075； 2.西北大学 地质学系，陕西 西安 710069；3.大陆动力学教育部重点实验室，陕西 西安 710069 )

通过对鄂尔多斯盆地张家湾地区延长组8段的岩心分析、薄片鉴定、压汞测试等研究，认为该区长8段主要发育三角洲前缘水下分流河道、河道间湾沉积微相，砂体多呈条带状展布，岩性为细粒级别长石砂岩。物性分析表明，研究区主要为特低孔、超低渗、特小孔道、细微喉型储层。按物性及与含油气关系可将储层分为4类：Ⅰ、Ⅱ类为物性相对较好的储层，Ⅲ类仍具一定开发价值，Ⅳ类几乎无油气显示。根据储层分类评价标准及含油气特征，预测有利区主要位于研究区西北部。

储层特征；致密储层；延长组8段；鄂尔多斯盆地

贺永红，任战利，陈占军，等.鄂尔多斯盆地张家湾地区延长组8段油藏储层特征研究[J].西安石油大学学报(自然科学版)，2016，31(3):17-22,67.

HE Yonghong,REN Zhanli,CHEN Zhanjun，et al.Research on reservoir characteristics of 8th member of Yanchang Formation in Zhangjiawan area of Ordos Basin[J].Journal of Xi'an Shiyou University(Natural Science Edition),2016,31(3):17-22,67.

引　言

张家湾地区位于富县探区西北部，2009年长8段多口钻井获得中低产级工业油流，但产量下降快，含水率增加迅速。由于长8段为近期勘探并取得突破的有利区段，所以储层特征研究薄弱。本文通过储层特征研究，预测有利勘探区块，以指导油藏的勘探与开发工作。

1　沉积相及砂体展布特征

鄂尔多斯盆地三叠系延长组是油气藏形成的重要层位[1]，储层分布及物性特征对油藏的分布与类型具有重要控制作用，而沉积相是控制研究区储层及物性分布的重要因素，所以可通过沉积相研究，预测储层的展布特征，进而分析油藏的分布特征。

1.1沉积相

鄂尔多斯盆地三叠纪延长组为湖泊-三角洲相沉积[2-5]。根据张家湾地区延长组长8段岩心观察、砂体厚度及砂地比统计分析，对沉积微相进行划分，认为该区长8段主要沉积微相为三角洲前缘水下分流河道与分流间湾沉积(图1)。分流河道整体呈东北—西南方向展布，分流河道发育。在段内纵向连续发育水平层理、平行层理以及波状层理，反映该期水动力较弱。

图1　张家湾地区延长组长8段沉积微相分布Fig.1　Sedimentary microfacies distribution of Chang 8 member in Yanchang Formation of Zhangjiawan area

1.2砂体展布

通过研究区芦63井—芦108井连井剖面(剖面线方向见图1)对比，结果显示在东北—西南方向，长8段分流河道砂体连续分布，呈条带状，说明沉积相对砂体展布有较强的控制作用(图2)。

图2　研究区储层砂体展布与油藏剖面Fig.2　Reservoir sand-body distribution and reservoir profile in the study area

2　储层物性特征

2.1岩石学特征

长8段61块样品镜下薄片的碎屑成分统计表明：长石矿物含量为49.2%，石英为29.4%，岩石类型主要为长石砂岩[6]。大多数碎屑颗粒粒径在0.062 5～0.250 0 mm，占统计岩石的82.14%。依据前人分类标准与碎屑岩粒度划分方法[7]，长8段储层多为细粒级砂岩。

2.2成岩作用及孔隙类型

通过张家湾地区探井的镜质体反射率(Ro)、伊蒙混层黏土的混层比(I/S)、成岩矿物类型和形成序列等[8-12]，按照碎屑岩成岩阶段划分标准[13]，认为长8段储层已普遍进入中成岩阶段A期。

研究区压实作用强烈，矿物定向排列颗粒被压溶，甚至呈线状接触，降低了储层物性。颗粒也会在定向压应力下产生裂纹或微裂隙，形成新的连通通道(图3(a))。

长8段碎屑岩储层含有长石、浊沸石、方解石等多种易于溶解的组分，孔隙介质中的流体在有机酸和适度的地温条件下，产生次生溶蚀孔隙(图3(b))。从部分样品可观察到方解石对长石的交代现象(图3(c))。在同一个薄片内，既可看到菱铁矿交代胶结，又可看到黏土矿物的充填，反映出长8段储层成岩作用综合复杂的特点(图3(d))。

综上所述，长8段储层在各类成岩作用的综合作用下，粒间孔隙最发育，其次为长石溶孔、沸石溶孔、岩屑溶孔以及微裂隙等。

图3　张家湾地区延长组8段储层成岩作用Fig.3　Diageneses of Chang 8 reservoir in Zhangjiawan area

2.3储层物性特征

45口井262块岩心样品的分析统计显示，长8段储层的孔隙度主要为5%～15%，渗透率普遍小于1.0×10-3μm2，储层物性较差，孔隙度与渗透率整体呈正相关(图4)。

38块样品压汞分析测试显示：一般喉道中值半径R50<3 μm，平均喉道半径小于1 μm(表1)。

结合岩心分析、物性统计、压汞测试分析结果，参照储层分类评价标准[14]，认为长8段储层属于特低孔、超低渗、特小孔道、细微喉型储层。

3　储层评价

长8段储层受沉积、成岩等差异性地质作用控制，砂体的展布、物性分布空间不均一。因此，有必要对储层的物性及其与含油气关系进行评价分类，从而达到有针对性开发的目的。

图4　长8段储层孔隙度与渗透率的关系Fig.4　Relationship between porosity and permeability of Chang 8 reservoir

井号井深孔隙度/%渗透率/10-3μm2分选系数歪度排驱压力/MPa中值压力/MPaRd/μmR50/μm平均喉道半径/μm芦721505.39.390.1811.331.482.013.010.370.0600.08芦721505.614.330.1050.940.541.58.090.490.0900.11芦381520.33.910.0182.781.255.055.320.150.0100.03芦821601.68.380.1031.831.820.85.640.920.1300.20芦821603.512.520.0481.221.392.017.180.370.0400.06芦861619.58.410.0692.011.791.07.770.740.0900.14芦871655.29.960.7852.301.470.34.152.450.1800.38芦871657.39.660.2071.811.220.34.692.450.1600.27芦961456.09.450.3792.341.540.83.510.920.2100.29雄281524.83.820.0145.901.625.0/0.15/0.02

3.1储层非均质性

长8段储层砂体一般有多个韵律层，物性随长8段沉积正韵律向上逐渐变差(图5)，非均质性普遍存在。

图5　张家湾长8储层渗透率纵向韵律分布Fig.5　Longitudinal rhythm distribution of Chang 8 reservoir permeability

为了确定储层的非均质程度，尽量选择取心较全、进行过常规孔渗分析的单层砂体，对照分类标准[15]认为长8段储层层内非均质性为中等(表2)。

图2剖面显示的井间砂体层数、厚度、物性、隔层的厚度等也存在较大差别，说明层间具有较强的非均质性。

3.2储层分类

按照前人关于鄂尔多期盆地中生界碎屑岩储层分类评价[16]，结合张家湾地区的实验分析数据，将长8段储层分为4类(表3)。由于长8段储层非常致密，本区的Ⅰ类储层仅对应该标准中的Ⅲb类储层，Ⅱ类储层大致对应分类标准中的IVa类储层，Ⅲ类储层对应分类标准中的Ⅳb类储层，Ⅳ类储层对应分类标准中的V类储层。

其中Ⅰ类储层主要为三角洲前缘水下分流河道砂体，区内平均有效油层厚度大于6 m，录井多见油斑、油迹显示，电测二次解释为差油层及以上，试油可达到工业油流。Ⅱ类储层多位于三角洲前缘水下分流河道砂体的侧翼部位，砂岩中泥质含量相对较大，区内平均有效油层厚度大于4 m，录井可见油迹、荧光显示，电测二次解释为含油水层以上，试油基本达到工业油流。Ⅲ类储层位于水下分流河道侧翼与分流间湾过渡带，仍具一定开发价值。Ⅳ储层主要为粉砂质分流间湾沉积，几乎无油气显示。

根据上述储层分类评价标准，结合沉积微相、储层物性特征及油气显示情况，预测张家湾地区长8段有利区(图6)主要分布于西北部，而东部有利区范围较小。

表2　张家湾延长组长8储层渗透率非均质参数计算结果

表3　张家湾地区长8储层分类

图6　张家湾地区长8段有利区预测叠合图Fig.6　Congruent map of favorable zones in Chang 8 member of Zhangjiawan area

4　储层特征与油藏类型关系

研究区长8段储层物性较差，区内最好的Ⅰ类储层仅相当于鄂尔多斯盆地中生界碎屑岩储集层分类中的特低渗Ⅲb类储层，该特征直接决定了长8油层组为致密级别的岩性油藏[17-19]，该类油藏内部油水分布没有明显分异界面，不受构造控制，无统一的油藏压力。在针对性开发时[20]，应考虑的是油藏的储集空间形态、有利输导方向及含油饱和度，而非寻找理想的油藏边界。

5　结　论

(1)张家湾地区延长组长8段从东北至西南向发育三角洲前缘水下分流河道—浅湖相沉积地层，砂体呈北东向条带状分布。

(2)研究区主要发育长石砂岩，长8段整体为特低孔、超低渗、特小孔道、细微喉型储层，油藏为致密岩性油藏。

(3)研究将储层按物性划分为4类，其中Ⅰ、Ⅱ类储层物性相对较好，Ⅲ类仍具一定开发价值，Ⅳ类几乎无油气显示。根据本区储层分类评价标准及含气特征，预测有利区主要位于张家湾地区西北部。

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责任编辑：王辉

Research on Reservoir Characteristics of 8th Member of Yanchang Formation in Zhangjiawan Area of Ordos Basin

HE Yonghong1,REN Zhanli2,3,CHEN Zhanjun2,3,DENG Yaren2,3,GE Yunjin1,JIAO Jian1,LI Hongjin1,CHEN Xipan1,SHI Xueyao1

(1.Research Institute,Shaanxi Yanchang Petroleum Group Co.,Ltd.,Xi'an 710075,Shaanxi,China;2.Department of Geology,Northwest University,Xi'an 710069,Shaanxi,China;3.Key Laboratory of Continental Dynamics,Ministry of Education,Xi'an 710069,Shaanxi,China)

According to the core observation,sheet identification and mercury injection test,it is held that Chang 8 member in Zhangjiawan area of Ordos Basin mainly developed underwater distributary channel and channel bay microfacies of delta front,most sand-bodies present strip distribution,and the lithology is fine grained feldspar sandstone.Physical property analysis shows that the Chang 8 reservoir in the study area is characterized mainly by extra-low porosity,ultra-low permeability,ultra-small pore and fine throat.The Chang 8 reservoir can be divided into 4 types according to its physical properties and the relationship between the physical properties and hydrocarbon-bearing property.Type Ⅰand typeⅡ reservoirs are better reservoir,type Ⅲ reservoir still has certain development value,and type Ⅳ reservoir almost has no oil and gas display.According to the evaluation criteria of reservoir classification and the characteristics of oil and gas bearing,the favorable areas are mainly located in the northwest of the study area.

reservoir characteristic;tight oil reservoir;Chang 8 member;Ordos Basin

2016-01-05

国家自然科学基金(编号：41372128)；国家重大专项(编号：2011ZX05005-004-007HZ)；科技部专项(编号：BJ08133-1)

贺永红(1972-)，男，高级工程师，主要从事石油与天然气勘探与开发研究。E-mail：540706014@qq.com

10.3969/j.issn.1673-064X.2016.03.003

TE122.2

1673-064X(2016)03-0017-06

A