张三，徐晓东，王慧玲，常森，章辉若

(1.低渗透油气田勘探开发国家工程实验室，陕西西安710018；2.中国石油长庆油田分公司勘探开发研究院，陕西西安710018；3.陕西延安石油天然气有限公司，陕西西安710018；4.中国石油长庆油田分公司第五采气厂，陕西西安710018；5.中国石油长庆油田分公司勘探部，陕西西安710018)

姬塬地区红柳沟区块长2、长3油藏控制因素分析及有利目标预测

张三1,2，徐晓东3，王慧玲1,2，常森4，章辉若5

(1.低渗透油气田勘探开发国家工程实验室，陕西西安710018；2.中国石油长庆油田分公司勘探开发研究院，陕西西安710018；3.陕西延安石油天然气有限公司，陕西西安710018；4.中国石油长庆油田分公司第五采气厂，陕西西安710018；5.中国石油长庆油田分公司勘探部，陕西西安710018)

近年来，在针对长4+5、长8油藏大规模提交储量的同时，姬塬地区红柳沟区块长2、长3油藏也发现了多个油气显示井点，展示了良好的勘探评价前景。通过收集钻井、录井及测井资料，从地层对比、沉积相及储层特征等方面入手，分析该区长2、长3油藏控制因素，认为长2、长3储集层砂岩类型以长石砂岩为主，岩屑长石砂岩次之，储层物性相对较好；区内油藏类型可分为构造—岩性油藏和岩性—地层油藏，东西向展布的鼻隆构造与三角洲平原分流间洼地泥岩遮挡是主要的油藏控制因素；优选有利目标，开展井位部署，为下一步增储建产提供依据。

姬塬地区；油藏控制因素；储层特征；储层孔隙

鄂尔多斯盆地是在克拉通基底上发育起来的大型坳陷盆地，于晚三叠世延长期主要发育河流—三角洲—湖泊相沉积，姬塬地区红柳沟区块位于盆地中西部，隶属陕西省定边县，三叠系延长组是主要的含油层系，纵向上发育长9、长8、长6及侏罗系等多套含油层系[1-4]。属多油层复合发育区，其中长7段发育优质烃源岩，具备优越的成藏条件[5-8]。近年来，随着姬塬油田长4+5、长8规模储量的提交，在长2、长3油藏也发现多个出油显示。截止目前，该区块内完成钻探评价井130口，钻遇长2、长3油层井45口，展示了良好的勘探评价前景。因此，在前人研究的基础上，从沉积相、储层特征及油藏控制因素等方面开展研究，优选有利目标，为下一步井位部署及增储建产提供重要依据。

1 构造背景与地层

鄂尔多斯盆地是华北陆台解体后独立发展起来的一个中生代大型内陆沉积盆地，其现今规模是在侏罗纪末期燕山运动中期逐步形成的。盆地经历了早古生代陆缘海、二叠世—早三叠世华北内陆盆地和印支期后的残延发展。在晚三叠世延长组早期，印支运动使盆地周缘抬升，形成一个面积大，水域广、深度浅、基底平的大型淡—微咸水湖泊，沉积了厚达1 000～1500 m的三叠系延长组碎屑岩系。研究区构造相对简单，总体呈东西向单斜，发育自北而南近东西向的局部微弱倾没的排状鼻状隆起（图1）。

图1 研究区长31砂顶构造等值线图Fig.1 Sand top structural contour map of Chang31formation in study area

三叠世延长组是盆地形成以后沉积的第一套内陆湖泊沉积，据其岩性和湖盆演化特征，自下而上划分为长10至长1共10个油层组[9]。长10—长7为三角洲湖盆形成、扩大和全盛的湖进期，纵向上发育一套较粗的河流相—湖相泥沉积为主的正旋回沉积，平面上各期湖岸线向外扩展。长6—长1为建设型三角洲发育期与水退直至消亡的湖退期，纵向上呈湖相—三角洲平原相—河流相反旋回沉积，平面上各期湖岸线向内收敛。由于晚三叠世末期印支运动影响，盆地内延长组遭受不均一抬升剥蚀，盆内主要受侏罗世甘陕、宁陕、蒙陕等古河侵蚀，顶面形成了沟谷纵横、阶地层叠、残丘起伏、坡凹蔓延的古地貌景观，使得盆地内长3、长2及长1地层残缺，遭受不同程度剥蚀。长2沉积期湖盆水体进一步变浅，湖盆收敛，河控性三角洲平原亚相大面积分布，分流河道砂体比较发育，自下而上可分为长23、长22、长21三个沉积旋回（图2），其中大部分地区测井剖面表现为正韵律层序，部分井区因河流迁移以及相变使长22、长21呈反旋回。长1沉积期湖盆处于衰亡阶段，盆地分解，主要发育深灰色—灰黑色泥岩、炭质泥岩、煤层及泥沼相沉积，成为长2沉积期的有效盖层。

2 沉积相

沉积环境与沉积相划分是一个综合分析的过程，其中相标志是沉积相识别最直接的依据，是进行相分析和岩相古地理研究的基础。本研究沉积相的识别划分主要是在结合前人研究成果的基础上，利用岩石颜色、岩性、结构、沉积构造及测井电性特征等资料进行综合识别，认为该区长2、长3为三角洲平原相沉积，发育水上分流河道及分流间洼地。

水上分流河道砂体主要为浅灰绿色—灰绿色块状层理细砂岩、楔状交错层理细砂岩及平行层理细砂岩（图3A），砂体常表现为粒度向上变细，由中—细砂岩、粉砂岩组成的正粒序。砂岩中往往含泥质条带（图3A），河道底部见冲刷面或突变接触面。分流间洼地微相主要处于低能环境，所含化石较丰富，以碳化植物根茎为主（图3B），沿层面密集分布。此外，虫孔及生物扰动构造较为发育（图3C）。

3 储层特征

岩心观察及岩石薄片鉴定表明，红柳沟区块长2、长3油层组砂岩主要为长石砂岩，另有少量岩屑质长石砂岩。轻矿物碎屑主要由三部分组成：长石类含量4.9%～57.0%，平均39.3%；石英含量16.2%～81.7%，平均为33.2%；岩屑含量4.8%～15.2%，平均12.1%。砂岩粒度主要为细粒，分选中等—好，磨圆度多为次棱角状，以薄膜—孔隙及孔隙式胶结为主。

图2 研究区长1－长3地层对比图Fig.2 Stratigraphic correlation of Chang1－Chang3 in study area

图3 研究区长2、长3储层相标志及孔隙特征Fig.3 Facies marker and pores characteristics of Chang2 and Chang3 reservoirs in study area

红柳沟区块长2、长3油层组储层填隙物含量总体不高，平均含量约10%左右，填隙物类型主要有高岭石、绿泥石、伊利石、铁方解石、白云石及自生石英等。孔隙中填隙物含量均以高岭石为主，含量均大于3%。相对较高的高岭石含量，主要与晚三叠世末期印支运动有关。由于晚三叠世末期印支运动使盆地内延长组遭受不均一抬升剥蚀，形成不整合面，大气淡水淋滤作用普遍发生，使长石溶蚀而形成高岭石。

成岩作用对碎屑储集岩的孔隙形成、保存及破坏起着极为重要的作用，对储层物性起着显著的控制作用。通过普通薄片和铸体薄片观察、阴极发光、扫描电镜及X衍射等分析，认为研究区长2、长3储层主要的成岩作用类型有机械压实作用、胶结作用、交代作用和溶蚀作用，其中绿泥石膜胶结成岩相和长石溶蚀成岩相为有利成岩相[10]（图3D）。机械压实作用主要发生于成岩早期，对埋深较浅的砂层作用十分明显，它是本区原生孔隙减少的最主要原因之一，使储层损失的原生孔隙高达12.5%～14.3%[11]。长2储层胶结物类型主要有碳酸盐胶物、黏土矿物胶结物、硅质和长石质胶结物及其它自生矿物，胶结作用是导致砂岩孔隙度减小、渗透率降低的主要原因之一。溶蚀作用主要表现为碎屑颗粒(长石、岩屑和云母等)和填隙物(方解石和黏土矿物等)的溶蚀，它是砂岩次生孔隙形成的主要作用，因而成为储层质量改善的重要因素。

研究区长2、长3储层孔隙类型以粒间孔为主，其次为长石溶孔，面孔率为8.6%～13.0%，平均9.9%，面孔率较高，体现了较好的储集性能。粒间孔在沉积期形成并受机械压实和化学胶结等作用改造填充，但未完全填塞的原生粒间孔隙，它是本区储层的主要孔隙类型（图3E）。溶蚀作用形成的粒间、粒内溶孔孔喉相对较粗大，连通性好，孔隙直径一般为0.02～0.4 mm，这类孔隙可大大改善储层物性条件（图3F、G）。

4 油藏控制因素

姬塬地区红柳沟区块长2、长3油藏各小层均有分布，分流河道砂体与分流间洼地泥岩间隔发育，加之成岩致密带的局部分布，配合西倾单斜背景上存在排状鼻隆，形成构造—岩性油藏。此外，由于印支期的区域抬升和宁陕古河、蒙陕古河的下切作用，形成区域性不整合，这些不整合与分流河道砂体形成了一定规模的岩性—地层油藏。

4.1 构造控制着油气的分布

红柳沟区块长2、长3河道砂体为北北东向展布，西倾单斜与北北东向砂体配置，成为构造—岩性油藏的形成基础。其砂顶构造图显示出东高西低的单斜特征，其上倾方向分流间洼地泥岩南北向展布，形成东西向有利遮挡，而近东西向的鼻隆构造造成油藏的南北向封堵，成为有利成藏环境，并使大部分油藏在鼻隆高部位聚集（图4）。这充分表明鼻隆构造对油气分布的控制作用。

4.2 分流间洼地泥岩成为有效遮挡

研究区长2、长3油层组属于三角洲平原沉积，分流河道砂体是主要储集体。在西倾单斜背景基础上，油气向上倾方向运移，直到遇到上倾方向的有效盖层及分流间洼地泥岩遮挡并聚集成藏。分流间洼地泥岩是形成构造—岩性油藏的必备条件。

4.3 成岩作用所形成的致密胶结砂体是泥岩遮挡的重要补充

成岩作用是保证砂体储集能力的关键，特别是建设性成岩作用的发育有利于油气的聚集和成藏[12]。研究区所发现的油藏，绝大部分都分布在绿泥石胶结成岩相和长石溶蚀成岩相的砂体中。此外，本区鼻状隆幅度一般较小，很难形成大型的构造圈闭，圈闭往往要借助于岩性尖灭或岩性致密遮挡，才能扩大圈闭规模，碳酸盐致密胶结砂体的发育，在局部可以封盖油气，是分流间洼地泥岩遮挡的重要补充。

4.4 不整合面之上泥岩封堵是形成岩性—地层油藏的基础

在宁陕古河、蒙陕古河的中心为巨厚的砂体，但在古河边缘则发育泥岩沉积，这种泥岩沉积往往对相邻储层油气聚集形成有效封堵，从而形成高产油藏（图5）。另外，长1沉积期全面平原、沼泽化所发育的泥质岩类，广泛分布，除了局部有剥蚀外，厚度可达100～150 m，形成一套较好的区域性盖层，因而长2能够很好聚集油气。

图4 池59－池160长31油藏剖面图Fig.4 Reservoir profile of Chang31reservoir of well C59－C160

图5 研究区长3－长1成藏模式图Fig.5 Accumulation model of Chang3－Chang1 reservoir

5 有利目标分布

针对研究区长2、长3油藏受构造控制明显，在已有钻井及试油资料的基础上，开展小层砂体划分，绘制砂顶构造等值线图，结合地震构造及含油性预测，寻找构造高点（图6），开展储层综合评价及有利目标预测（图7），并针对长22、长31小层共建议部署井位11口，进一步扩大含油富集区面积，落实产建目标：在长22小层优选出3个含油有利目标区，含油面积约28 km2，预计储量规模为1 400×104t，可建产能20×104t（图7a）；在长31小层优选出2个含油有利目标区，含油面积约32 km2，预计储量规模为1 600×104t，可建产能24×104万吨（图7b），为油田增储上产提供了现实产建目标。

图6 建议8井长3层地震测井叠加剖面图Fig.6 Seismic profile of proposed 8 wells in Chang3 reservoir

图7 研究区长22、长31有利目标区优选及井位部署图Fig.7 Favorable target areas optimization and well deployment of Chang22and Chang31reservoir in study area

6 结论与建议

1）姬塬地区红柳沟区块长2、长3属三角洲平原亚相沉积，储层主要为细粒长石砂岩，孔隙类型以粒间孔为主，其次为长石溶孔，面孔率平均为9.9%，储集性能较好。

2）研究区油藏类型分为构造—岩性油藏和岩性构造油藏，西倾单斜及东西向展布的鼻隆构造是构造—岩性油藏形成的基础，分流间洼地泥岩遮挡及成岩作用形成的致密砂岩封盖是主要的油藏控制因素。

3）建议进一步加强地质地震相结合，落实砂体展布，精细刻画构造形态，寻找构造高点，优化井位部署，进而优选有利目标。

4）红柳沟区块储量潜力可观，建议针对长2、长3低阻油藏的特征开展老井资料复查，重新认识老井储层条件和测试产量，对老井及其周围的勘探潜力进行重新评价和认识，落实井位部署，扩大有利目标范围。

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（编辑：杨友胜）

Analysis of reservoir control factors and favorable target prediction of Chang-2 and Chang-3 reservoir in Hongliugou block of Jiyuan area

Zhang San1,2,Xu Xiaodong3,Wang Huiling1,2,Chang Sen4and Zhang Huiruo5
(1.Nation Engineering Laboratory of Exploration and Development of Low-Permeability Oil and Gas Field,Xi’an,Shaanxi 710018, China;2.Research Institute of Exploration and Development,PetroChina Changqing Oilfield Company,Xi’an,Shaanxi 710018, China;3.Shanxi Yan’an Oil and Natural Gas Company,Xi’an,Shaanxi 710018,China;4.No.5 Gas Recovery Plant of PetroChina Changqing Oilfield Company,Xi’an,Shaanxi 710018,China;5.Exploration Department of PetroChina Changqing Oilfield Company,Xi’an,Shaanxi 710018,China)

∶In recent years,a plurality of oil and gas shows of Chang-2 and Chang-3 oil reservoir which showed good prospects of exploration evaluation were found in Jiyuan area while submitting reserves in Chang-4+5 and Chang-8 oil reservoir.The control factors of Chang-2 and Chang-3 reservoir were analyzed from stratigraphic correlation,sedimentary facies and reservoir character⁃istics by collecting drilling data and logging data.The results showed that the reservoir-rock types in Chang-2 and Chang-3 reser⁃voir are mainly arkose and secondly lithic arkose sandstone,so that the reservoir properties were relatively superior.The reservoir types in the area can be divided into structural-lithological and lithological-stratigraphic reservoir.The EW spreading nose-uplift structure and the mudstone screen of delta plain inter distributaries area depression were the main controlling factors for reservoir. Then,favorable target areas were optimized and well deployment were carried out to provide a basis for the next step of increasing reserves.

∶Jiyuan area,reservoir control factor,reservoir characteristics,reservoir pore

TE121

A

2015-01-09。

张三（1982—），男，工程师，硕士，油气藏综合地质研究。