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