张立生

摘 要：邵家油田沙河街组已见多套含油层系，沉积相及储层展布认识不清，本文通过对该区重新地层划分对比及储层精细评价，得到沙四上碳酸盐岩及碎屑岩储层分布特征，并对沙四上成藏主控因素进行分析，为下步勘探指明方向。

关键词：邵家油田；沙河街组；储层评价

引 言

邵家油田位于沾化凹陷西部，自1961年沾1井钻探至今，已发现了馆陶组、东营组、沙河街組及古生界等多套含油层系，截至2008年，共发现17个含油区块，已探明含油面积163.9km2，探明储量2196×104t[1]。该区沙四上碳酸盐岩发育，油气富集，为本区的主力产层。已在邵家断裂带中部、东北部以及北部的邵20、邵52块钻遇良好油气显示，并以投入开发。其北部的邵20井沙四上井段2735.6～2748.8m试油，日产油8.48t，邵52井沙四上井段2599.49～2629.4m试油，日产油68t，展示了本井区具有良好的勘探潜力。位于东部和南部较高部位的邵9井和虎9井分别在沙四上井段1933.5～1967m、沙一段井段1957.9～1972m见到油斑级显示。

1 地层划分

根据实钻地质录井、地球物理测井、地震资料，结合区域地质资料及邻井资料综合分析，本井区自上而下钻遇了新生界第四系平原组，新近系明化镇组、馆陶组，古近系东营组、沙一段、沙二段、沙三段沙三上、中、下亚段、沙四段沙四上、沙四下亚段地层。

1、沙四上岩性以灰色灰质泥岩、砂质泥岩为主夹薄层灰色泥灰岩、灰色砾状砂岩。电性上，自然伽马呈低值，2.5m底部梯度视电阻率曲线呈“山峰”状高阻。南北向上，邵20井、邵古1井、邵11井电性特征对应好，岩性特征对应较差，向北部洼陷中心和北部断阶带，砂砾岩、泥岩不发育，碳酸岩逐渐发育，邵11井表现为以灰色、灰褐色砂屑、粉屑、生物灰（云）岩为主，夹薄层泥灰岩、泥岩。东西向上，电性特征对应较好，岩性变化大，东部邵9井发育一套厚层灰色砂质灰岩，邵501井为一套砂砾岩沉积。邵11井孢粉中以被子植物为主；裸子类中主要是彬科、破隙彬粉、麻黄粉；厥类见有个别凤尾蕨、真目蕨等。藻类见有少量渤海藻、古多甲藻、盘星藻，以上特点为沙四段中上部特征。地震剖面上，本井区T6X对应沙三下底部灰质泥岩形成的连续性好的强反射轴，量深比实钻深33m。从南北向连井地震剖面上看，T6X反射轴清晰，井区内易于追踪，T7轴反射弱，连续性差。沙四上地层厚度由南向北增厚，厚度变化较小；东西向连井地震剖面上，沙四上地层向东部抬升，邵9井位于古隆起之上，罗501井位于断槽中。

2、沙四下岩性以灰色砾状砂岩、含砾粗砂岩和杂色砾状砂岩为主，夹薄层灰色砂质泥岩和紫红色泥岩。电性上，自然伽马呈高值，局部较低，2.5m底部梯度视电阻率曲线呈中-低阻。南北向上，与邵20井、邵古1井、邵11井电性特征对应好，岩性变化大，向北部砂砾岩不发育，岩性主要以紫红色泥岩、含膏泥岩为主夹薄层砂岩、石膏岩，邵古1井有辉绿岩侵入；东西向上，与邵9井、罗501井岩电特征整体对应性较好。邵古1井井段2745～2755m、 2825～2835m，紫红色泥岩岩屑孢粉分析：被子植物为主占72%，主要有榆粉属、栎粉属；裸子类中主要是松粉属、彬科、麻黄粉属；厥类见有水目蕨、真目蕨等。藻类见有少量粒面球藻、渤海藻、光面球藻，为沙四段地层特征。

2 储层评价

本井区沙四段发育碳酸岩和碎屑岩两类储层，以下分类进行评价：

（1）沙四上碳酸盐储层评价

整体上，从井区沙四上碳酸岩等厚图看，沙四上碳酸岩在洼陷北部断阶带的邵12井区发育厚度最大，为40～66m，局部在邵29-邵36井区、邵54-邵古4井区及邵9井区发育厚度较大，为25～40m，邵家断裂带中部发育厚度较小，一般10～20m，在邵3-邵27井以南不发育，厚度一般小于10m。在邵29-邵36井一线向西和邵29-邵31井一线向南减薄，在邵204-邵7-虎1-陈162-罗58井以南尖灭。

沙四上碳酸岩储集空间主要以溶蚀孔隙为主，少量粒间孔、生物孔、晶间孔和裂缝，溶蚀孔隙面孔率与总面孔率基本相当，为4%～25%，裂缝面孔率一般小于1%，半充填或未充填。 由于碳酸岩孔隙类型多、形成条件复杂，致使孔隙度和渗透率变化极大，所以洼陷内储层物性表现为横向上不同井区差异明显，纵向变化较大。

根据井区沙四上碳酸岩的发育、分布规律及岩性、物性变化特征，结合沙四上地层厚度变化特征，将井区的沙四上碳酸岩划分为滨外泻湖相、滨湖相、浅湖相、半深湖相4种沉积相类型

（2）沙四段碎屑岩储层评价

沙四上砂岩测井孔隙度0.88%～2.38%，渗透率0.101×10-3μm2，表现为特低孔特低渗特征。沙四下砂岩测井孔隙度2.67%～8.92%，渗透率0.10～5.39×10-3μm2，表现为特低孔特低渗特征～特低孔低渗特征。整体上沙四段孔隙度一般小于4%，渗透率一般小于0.2×10-3μm2，综合评价为特低孔特低渗储层。

沙四上碎屑岩砂体主要沿罗51-邵古4井一线发育，分析为主水道方向，邵古4、罗50、罗51井区发育厚度较大，为30～37m，在邵31-陈162井以西迅速减薄，基本不发育。东部的罗50、邵55、邵56等井处于物源主水道上，砂砾岩发育，储层物性也好，平均孔隙度一般大于10%，渗透率一般大于5×10-3μm2，为低孔低渗～中孔中渗储层。

3 成藏控制因素分析

（1）沉积相带控制成藏

井区成藏井主要分布在北部断阶带上的邵12井区、邵家断裂带中部的邵29井区和邵54、邵56、邵9井区，这些井区为浅湖浅滩-生物礁亚相和滨湖岸滩亚相沉积，储层较发育，物性较好，易于成藏。其它相带储层物性和发育相对较差，不易成藏。对井区内不同沉积相带的26口井的试油和测井解释结果进行了统计，发现具有产液能力的井主要分布在浅滩-生物礁和滨湖岸滩相带，其它相带井试油和测井解释多为干层，说明井区成藏受沉积相带控制。

（2）圈闭有效性控制成藏

北部断阶带上的邵12井区、邵家断裂带中部的邵29井区和邵54、邵56、邵9井区，为浅湖的浅滩-生物礁亚相和局部滨湖岸滩亚相沉积，储层发育程度和物性相对较好，沙四上成藏受圈闭有效性控制。

（3）构造位置控制成藏

北部断阶带上的邵12井区、邵家断裂带中部的邵29井区和邵54、邵56、邵9井区，沙四上成藏除了受圈闭有效性控制外，构造位置也是控制油气成藏的关键因素。

结 论

沙四上碳酸岩储集空间以溶蚀孔隙为主，微孔隙较发育。沙四上灰岩沉积相为泥坪-藻坪亚相。沙四段碎屑岩为特低孔特低渗储层，物性差。井区沙四上成藏主要受沉积相带、圈闭有效性和构造位置控制。

参考文献：

[1] 林承焰，朱兆群等. 济阳坳陷邵家地区沙四段油气成藏差异性及其定量评价[J]； 地学前缘（中国地质大学（北京）；北京大学）：2018，25（4）：155-167.