馬浪，杜彥軍，張治東，惠瑞瑞，王變陽，宋健，許璟，何斌

(1.陜西延長油田(集團)有限責任公司研究院，陜西 西安 710075;2.延長油田股份有限公司杏子川采油廠，陜西 延安 717400)

隨著中國大部分油田常規(guī)油氣開采進入中后期，非常規(guī)油氣的戰(zhàn)略地位日益凸顯，針對該領域的勘探開發(fā)步伐也隨之加快(王道富等，2007；賈承造，2008)。同國內(nèi)外其他致密油、頁巖油的有效開發(fā)和規(guī)模化產(chǎn)能建設一致，鄂爾多斯盆地致密油開采也需要依賴于水平井+體積壓裂技術的應用(姚涇利等，2013；王社教等，2014；付金華等，2015)。提高油層鉆遇率是水平井鉆井的核心問題之一，也是評價水平井開發(fā)的主要指標之一。因此，分析致密油儲層分布規(guī)律，預測并優(yōu)選有利區(qū)，為水平井提高鉆遇率提供地質(zhì)依據(jù)意義重大。目前，針對碎屑巖致密油“甜點”預測的方法都是基于其控制因素進行的，依據(jù)研究采用的技術手段不同，可以分為2類：一是通過地震表征方法進行預測(朱超等，2015；李坤白等，2017)；二是綜合烴源巖特征、儲層物性特征、裂縫分布特征以及成藏組合等因素相結合進行預測的方法(諶卓恒等，2018；汪少勇等，2019)?？傊?，結合自身地質(zhì)條件和實際情況，提出合理的致密儲層預測方法才是最有效的方法。

坪橋區(qū)長9致密油自2005年發(fā)現(xiàn)至今已有十余年歷史，石油地質(zhì)研究表明，該區(qū)長9上部烴源巖及厚層泥巖同下部分流河道砂體為致密油藏的形成提供了良好的生儲蓋石油地質(zhì)條件，研究區(qū)多年的勘探開發(fā)成果也證實了該區(qū)是致密油有利聚集區(qū)。目前，針對該區(qū)長9油層的石油地質(zhì)研究成果相對豐富。例如，白玉彬對長9致密油成藏機理與主控因素、烴源巖、儲層成巖作用等方面做的研究(白玉彬等，2013，2014)；鄭卉、曹純和董麗紅等人對安塞地區(qū)長9沉積、儲層特征方面做的研究(鄭卉等，2013；曹純等，2014；董麗紅等，2017)。這些研究對于認識長9油藏的地質(zhì)特征起到了積極的促進作用。然而，受陸相沉積自生特征的影響，儲層橫向變化快，難以有效追蹤對比，油藏的邊界難以確定，嚴重制約著以水平井為先導性試驗的有效實施和后續(xù)的產(chǎn)能建設。為解決這一問題，筆者以剖析致密油儲層單砂層成因、時空展布為依據(jù)，以優(yōu)選致密油儲層為有利區(qū)，對致密油勘探開發(fā)提供依據(jù)為目的進行論述，以期為具有相似地質(zhì)特征的儲層預測提供參考。

1 區(qū)域地質(zhì)背景

坪橋區(qū)構造位于鄂爾多斯盆地陜北斜坡中部(圖1)，區(qū)域構造為一東高西低的單斜，地層傾角不足1°，局部構造主要為由差異壓實作用形成的小型鼻狀構造，鼻隆、鼻凹相間排列展布，鼻隆幅度達10～20 m，鼻寬為2～5 km(鮑鵬，2017)。三疊系延長組屬于內(nèi)陸湖泊-三角洲沉積體系，自下而上分為長10～長1共9個油層組，其中長2、長6油層組為主要含油層系，而長7“張家灘”頁巖、長9“李家畔”為盆地主要的烴源巖(馬浪，2018；白慧芳，2019)。

圖1 鄂爾多斯盆地構造單元及研究區(qū)位置圖Fig.1 Location map of tectonic units and research areas in the Ordos basin

長9油藏在安塞地區(qū)分布局限，據(jù)前人研究表明(白玉彬，2013)，長9“李家畔”頁巖以Ⅱ1型有機質(zhì)為主，具有較強的生油能力，烴源巖平均厚度約8 m，是致密油藏的主要源巖。長9儲層主要為三角洲前緣水下分流河道沉積，巖性以淺灰-灰色厚層粉-細粒砂巖為主，儲層平均孔隙度為6.30%，滲透率平均為0.37×10-3μm2，整體為致密性儲層(趙靖舟，2007；閆新智，2020；白遠，2020)。長9頂部烴源巖或暗色泥巖為油藏聚集提供了良好的封蓋條件，縱向上構成“上生下儲”式成藏組合，油藏受巖性與物性控制，構造影響相對較小，油藏類型屬于巖性油藏。

2 儲層沉積特征

2.1 沉積儲層特征

目前，研究區(qū)已發(fā)現(xiàn)的油氣顯示主要集中在長9油層組的上部，通過選取取心完整、油氣顯示較好的P149-6井進行單井解剖，可以看出砂巖自上而下可以分為3個單砂層(圖2)。為了方便研究，將以上3套砂體分別命名為1號、2號、3號砂體。油層主要分布在1號和3號砂體中，頂部“李家畔”頁巖作為該區(qū)良好的蓋層覆蓋在1號砂體之上(圖2、圖3a)，砂巖之間被富含植物碎片化石的深灰色泥頁巖分割(圖3b)。巖心分析結果顯示，1號砂體主要為淺灰色塊狀細砂巖，厚度約2 m(圖3c)；對砂巖粒度分析表明，砂巖以中-細粒級為主，砂巖平均孔隙度為10.78%，平均滲透率為1.04×10-3μm2；薄片鏡下分析表明，砂巖平均面孔率約為4.1%，孔隙以粒間孔為主(圖4a、圖4b、表1)；GR測井曲線形態(tài)呈“指型”或“箱型”。2號砂巖粒度相對較細，巖性為灰色粉-細砂巖，厚度約5 m；砂巖粒度分析表明，砂巖以細-粉粒級為主，砂巖平均孔隙度為7.02%，平均滲透率為0.15×10-3μm2；薄片鏡下分析表明，砂巖面孔率約為1.7%，孔隙為粒間孔和次生孔，均較少(圖4c、圖4d、表1)。巖心中可見局部含有鈣質(zhì)膠結致密層，砂巖中可見泥粉砂質(zhì)條帶構成的平行層理(圖2)，GR曲線形態(tài)為齒化“箱型”；砂巖薄片鏡下分析表明，該套儲層致密化的原因為早期方解石膠結成因。3號砂體厚度約9 m，巖性為淺灰色細砂巖，砂巖粒度分析表明，砂巖以細粒級為主，砂巖平均孔隙度為9.98%，平均滲透率為0.60×10-3μm2；薄片鏡下分析表明，砂巖面孔率約為3.1%，粒間孔相對發(fā)育，次生孔較少(圖4e、圖4f、表1)；GR曲線形態(tài)也為齒化“箱型”；砂巖中可見平行層理、砂紋交錯層理、變形層理等，該砂體中夾1～3層泥質(zhì)夾層，夾層厚度1 m左右，為水下分流河道沉積(圖2、圖3d)?？傮w上，1號砂體物性好，3號砂體次之，2號砂體最差。

圖2 P149-6井沉積儲層綜合柱狀圖Fig.2 Comprehensive histogram of sedimentary reservoirs in Well P149-6

圖3 研究區(qū)長9油層組典型巖石取心照片F(xiàn)ig.3 Coring photos of typical rocks of Chang 9 oil layer group in the study area

圖4 砂巖鏡下特征及孔隙類型圖Fig.4 Microscopic characteristics and pore types of sandstone

2.2 沉積演化特征

區(qū)域研究成果和巖石學特征表明，長9沉積時期研究區(qū)為多期水下分流河道沉積(武富禮，2004)。通過測井相分析，識別出水下分流河道和水下分流間彎微相(圖)，利用多井測井相分布圖可以很好地反應沉積微相在空間的展布特征。從長9上部沉積微相圖(圖5)可看出，3號砂體沉積時期，大部分井上該套砂體均有發(fā)育，可見該時期水下分流河道在研究區(qū)廣泛發(fā)育，三角洲規(guī)模較大，物源供給充足；2號砂體沉積時期，水體逐漸加深，砂巖中泥質(zhì)含量逐漸增大，GR值較前期明顯偏高；1號砂體沉積時期，區(qū)域上大部分沉積前三角洲泥巖，直至末期水體進一步加深，沉積了“李家畔”泥頁巖。因此，可以推測，整體上從3號砂體至1號砂體沉積時期是一個水體逐漸加深、三角洲前緣向物源方向后撤的沉積演化過程。其中，3號砂體規(guī)模最大，分布最廣泛；2號砂體沉積物粒度相對較細，規(guī)模較3號小一些；1號砂體規(guī)模更小，分布范圍僅限于在研究區(qū)中部呈北東南西向展布。

3 儲層追蹤對比

在明確研究區(qū)單砂體沉積成因和沉積相演化的基礎上，通過測井曲線形態(tài)識別出單砂體。1號砂體分布范圍較小，GR曲線形態(tài)多為“指型”，易于對比，在X6005井厚度最大，達到3.8 m，GR曲線呈現(xiàn)平滑的“箱型”形態(tài)(圖5)，四周逐漸減薄。3號砂體總體厚度較大，內(nèi)部分布有多層泥質(zhì)夾層，局部區(qū)域夾層厚度增大(X31井)，GR曲線呈現(xiàn)齒化“箱型”。通過借助連井剖面橫向對比(圖6a)和柵狀圖輻射(圖6b)對比的橫向追蹤方法，很好地識別并獲取2套砂體的厚度數(shù)據(jù)。

表1 砂體特征參數(shù)統(tǒng)計表Tab.1 Statistical table of characteristic parameters of sand body

圖5 研究區(qū)長9油層組上部沉積微相空間展布圖Fig.5 Spatial distribution map of sedimentary microfacies in the upper part of Chang 9 oil-bearing group of the study area

a.砂巖連井對比圖；b.砂巖輻射對比柵狀圖圖6 砂巖橫向追蹤對比示意圖Fig.6 Schematic diagram of sandstone lateral tracking comparison

4 儲層預測結果及有利目標優(yōu)選

根據(jù)獲取的單砂體厚度數(shù)據(jù)編制單砂體厚度等值線圖，能夠直觀反映砂體展布特征，最終為儲層預測提供依據(jù)(宋建，2019；朱謹謹，2019)。從最終刻畫出1號砂體的厚度等值線圖(圖7a)中可以看出，該砂體呈北東—南西向展布，砂體厚度較小，約為1～3 m，分布局限，其中厚度大于3 m的砂體寬度小于1 km。結合試油、試采生產(chǎn)數(shù)據(jù)可以看出，該層油層厚度小，油藏分布局限，僅分布在X28井區(qū)，因此勘探開發(fā)潛力較小。

3號砂體為水下分流河道砂體，從編制的砂體厚度等值線圖(圖7b)中可以看出，3號砂體近南北向展布，砂體厚度約6～12 m，結合試油、試采油水數(shù)據(jù)可以確定，在研究區(qū)中部P149-6井區(qū)、南部H87-19井區(qū)和W328-8井區(qū)是致密油開發(fā)的有利區(qū)。其中，中部P149-6井區(qū)多口井獲得工業(yè)油流，油層厚度較大，勘探開發(fā)潛力較大，能夠作為水平井開發(fā)先導試驗靶區(qū)。

a.1號砂巖厚度等值線與油水關系圖；b.3號砂巖體厚度等值線圖及有利區(qū)優(yōu)選圖7 研究區(qū)長9油層組上部砂體展布及有利區(qū)優(yōu)選圖Fig.7 Map of distribution of sand bodies in the upper part of Chang 9 oil-bearing group in the study area and the favorable zone

5 結論

(1)1號砂體屬于小規(guī)模水下分流河道，該砂體呈北東—南西向展布，砂體厚度為1～3 m；由于油層厚度較小，油藏分布范圍有限，認為1號砂體勘探開發(fā)潛力相對較小，不適合作為開發(fā)有利區(qū)目標區(qū)。

(2)3號砂體為三角洲前緣水下分流河道沉積，該砂體呈近南北向展布，砂巖主體厚度為6～12 m，預測中部P149-6井區(qū)、南部H87-19井區(qū)和W328-8井區(qū)是致密油開發(fā)的有利區(qū)，其中研究中部P149-6井區(qū)油層分布穩(wěn)定，油藏認識程度較高，能夠作為水平井開發(fā)先導試驗靶區(qū)。

綜上所述，通過單砂體成因、沉積微相空間演化論證，結合單砂層精細對比和砂體厚度等值線圖預測致密油儲層的方法，可以為致密油勘探開發(fā)提供較精確的地質(zhì)依據(jù)。