【文章內(nèi)容簡介】 積相為：辮狀三 角洲沉積相三角洲前緣亞相沉積，主要發(fā)育礫質(zhì)辮狀水下分流水道，砂質(zhì)辮狀分流水道、河口砂壩、三角洲前緣席狀砂等微相類型。見表 6。 表 6 涇河油田長 81 亞段沉積相、亞相、微相類型一覽表 沉積相 亞 相 主要微相 代碼 層位 辮狀河三角洲 辮狀河三角洲前緣 辮狀水下分流水道（礫質(zhì)和砂質(zhì)） subaqueous distributary channel SDC 長 81 亞段 水下分流間灣 subaqueous interdistributary bay SBA 河口砂壩 mouth bar MB 前緣席狀砂 Front sheet sand FSS 總而言之， 長８油層組屬典型的致密裂縫性油藏，儲層砂巖主要由細砂和少量中砂組成，巖石類型以長石巖屑、巖屑長石砂巖為主，基質(zhì)孔隙度在 ％～ 14％ 之間，平均孔隙度％， 滲透率在 ～ 之間，平均滲透率 ，區(qū)域天然裂縫發(fā)育，平面上非均質(zhì)性強。研究資料表明，該套儲集層呈現(xiàn)典型的“三低”特征，即低孔隙度、低滲透率、低壓，而且在縱橫向上具有較強的非均質(zhì)性。 長 8 油層組地質(zhì)特征 長 8 儲層作為紅河油田主力產(chǎn)油層 ,是一套辮狀河 三角洲前緣亞相沉積 ,主要包括 水下分流河道、河口現(xiàn)和分流間灣等微相。通過巖心觀察及測錄井曲線分析 ,研究區(qū)主要產(chǎn)油層砂體含油不均、普遍存在致密夾層 ,微裂縫發(fā)育 ,部分井巖心見高角 度裂縫 ,無充填及半充填。雖然局部裂縫發(fā)育 ,水平井提高了裂縫鉆遇率 ,但總體而言 自然投產(chǎn)水平井無產(chǎn)能或自然產(chǎn)能低、產(chǎn)量下降快 ,且長 8 沒有明顯的邊底水 ,因此采 紅河油田長 8 油藏屬于低孔、超低滲儲層 ,長 8 油層組在區(qū)域內(nèi)分布穩(wěn)定 ,厚度平 均約80m,埋深平均在 2045ｍ 左右 。巖性以淺灰、灰白色中細砂巖、粉砂巖與黑色泥 巖的 互層為主。如圖所示 ,根據(jù)該區(qū)地質(zhì)特征和勘探與開發(fā)的實際狀況 ,將長 8 油 層段細分為長 8１ 和長 82兩個小層 ,再將長 8１ 分劃為長 8１ １ 、長 8１ 長 8１ 3三個小層 ,長 82兩分劃為長 82１ 和長 822,其中主力產(chǎn)層是長 8１ 2小層 [12]。 圖 7 紅河油田延長組長 8 油層組小層劃分 長 8 油層組巖性特征 長 長 9 油藏是紅河目前水平井上產(chǎn)的主要目的層段 ， 該段地層厚度為 ,，電性特征上自然伽馬較上覆地層曲線幅度變化減小 ， 其基值較上覆地層降低 ， 自然電位曲線在砂巖層呈明顯負異常顯示 ； 聲波時差及電阻率曲線整體變化較上覆地層減緩 ， 其基值較上 覆地層降低 。 根據(jù)錄井現(xiàn)場描述資料統(tǒng)計分析 ， 研究區(qū)域巖性均以細砂巖為主 ， 含有少量粉砂巖 ， 其次為中砂巖 。 長 8儲層中粒砂巖明顯增多 ， 顆粒分選較好 （ 中等 較好 ）， 磨圓度較差 ， 多以次棱角狀為主 ， 顆粒間的接觸更緊密 ， 常為點 、 線 凹凸狀接觸 ， 膠結類型以鑲嵌式和孔隙式為主 ， 巖石類型主要以巖屑質(zhì)長石砂巖和長石質(zhì)巖屑砂巖為主 ， 含少量長石砂巖 、 巖屑砂巖 。 長 8 油層組 物性特征 從取芯資料分析 ， 整個研究區(qū)域內(nèi)儲層物性較差 ， 不同區(qū)塊差異較大 ， 但總體反映為典型的低孔 、 低滲特征 ， 平均孔隙度在 %%之間變化 ， 平均滲透率在 之間變化 （ 表 7）。 其中 ， 長 8 儲層為典型低孔低滲油藏 [1314],儲層孔滲關系相對簡單 ,主要呈正相關關系 ,滲透率的升降趨勢與孔隙度大小的升降趨勢相一致 ,表明砂巖的儲 、 滲能力完全或主要依賴于砂巖基質(zhì)孔隙與喉道 。 涇川長 9 段儲層孔滲關系相對復雜 ， 以孔隙度 ,%為界反映為兩種關系 ， 即在孔隙度大于 %時 ， 孔隙結構變的非常單一 ， 基本為管狀線性結構 ， 孔隙度的微量增大會導致滲透率急劇升高 。 而在孔隙度小于 %時 ， 反映為較復雜孔隙結構儲層特征 。 表 7 紅河油田儲集砂巖樣品孔隙度和滲透率統(tǒng)計 綜合研究資料表明，紅河油田長 8 儲層含油氣豐度低、滲透率低，縱向和橫向上非均質(zhì)性較強 [1518]。細砂巖是長 8 地層的主要含油氣儲集層，以自然電位明顯負異常、低自然伽馬值及微電極差異幅度大為特征，含油細砂巖電阻率較高，油層電阻率一般大于 25Ω m。 長 8 儲層發(fā)育粒間孔隙、粒內(nèi)溶孔、鑄模孔隙、特大孔隙、裂縫孔隙和微孔隙等多種孔隙類型，其中以粒間孔隙最為發(fā)育。局部發(fā)育的特大孔隙和伸長狀孔隙表明該區(qū)發(fā)生了一定規(guī)模的次生溶蝕作用 [19]。 根據(jù)長慶油田相關研究結果，參考區(qū)域地質(zhì)資料，將紅河油田長 8 碎屑巖儲層進行了分類（表 8） 表 8 紅河油田長 8 碎屑巖儲層物性分類 對多口井巖心樣品的分析結果統(tǒng)計，長 8 砂巖孔隙度最小 %、最大 %、 平均 %，主要分布范圍在 7%～ 13%；滲透率最小 103μ m最大 103μ m平均 103μ m2，主要分布范圍在 （ ～ ） 103μ m2；屬于低孔、特低滲儲層。 長 8 油層組 含油性特征 由研究區(qū)塊巖心分析物性與含油產(chǎn)狀關系分析可知 ， 錄井顯示級別與儲層物性好壞具有直接關系 ， 儲層物性越好顯示級別越高 ， 即儲層孔隙度 、 滲透率值較大者 ， 其錄井級別明顯高于孔隙度 、 滲透率低的層位 。 結合巖性的粗細程度分析 ， 發(fā)現(xiàn)巖性顆粒粗 ， 對應含油性相對較好 ， 顆粒細 ， 對應含油性相對較差 [20]。 整體上看 ， 中砂巖錄井顯示為油浸和油斑 ， 細砂巖錄井顯示為油浸和油斑超過 50%， 而粉砂巖錄井顯示以油跡和熒光居多 。 儲層分類評價標準 目前，儲層分類評價方法總的趨勢是實現(xiàn)“定性與定量”、“宏觀與微觀”、“一般與具體”三結合，綜合分析各參數(shù)：①儲集物性參數(shù)－孔隙度與滲透率；②微觀孔隙結構特征參數(shù)－壓汞測試的孔隙結構特征參數(shù)（排驅壓力、中值壓力、最小非飽和度、中值喉道半徑等等）；③宏微觀的儲層沉積相帶與巖石學定性、定量參數(shù)－沉積微相、砂巖厚度、巖性及填隙物成分。 根據(jù)上述三方面的參數(shù)，結合鎮(zhèn)涇油田長 8 段儲層分類，為了便于全油田 區(qū)域的統(tǒng)一對比研究，將鎮(zhèn)涇油田 HH105 井區(qū)長 81 儲集層劃分為 4 類。 Ⅰ類儲層：具有高的孔隙度和滲透率，通常孔隙度超過 12%，滲透率大于 10－ 3μm2， I 類儲層位于厚砂體的局部層段，砂巖粒度粗，碳酸鹽膠結弱，孔隙類型組合為剩余原生粒間孔 +次生粒間孔 +粒內(nèi)溶孔 +鑄?？捉M合。壓汞曲線表現(xiàn)為低排驅壓力，低中值壓力，平均喉道較粗，在 13μ m 之間。 Ⅱ類儲層：具有中等孔隙度和滲透率，孔隙度在 1012%之間，滲透度在 10－ 3μ m2 之間， II 類儲層也位于厚砂體的中部或底部，砂巖以中砂巖為主，碳酸鹽膠結物的含量低于 5%， 孔隙類型組合