鄂爾多斯盆地趙老溝地區長4＋5、長6儲層特征及其影響因素研究

孫海峰

（西安石油大學地球科學與工程學院，陜西 西安710065）

孫 峰

（中石化中原油田分公司采油一廠地質研究所，河南 濮陽457001）

鄂爾多斯盆地是一個穩定沉降、坳陷遷移、扭動明顯的多旋回克拉通盆地，蘊含著豐富的油氣資源［1］。趙老溝地區是鄂爾多斯盆地吳起地區重要的石油富集區之一，位于陜北斜坡中西部，吳起縣廟溝鄉、新寨鄉境內。區內地表為典型的黃土高原丘陵溝壑地貌，地形以塬梁峁為主，在三疊紀湖盆的形成演化階段，在東北部發育的曲流河三角洲沉積體系的控制下，砂體的橫向展布以及儲層物性嚴格控制著氣藏的分布［2］。長6－長4＋5油層組時期，湖盆進入萎縮階段，三角洲前緣廣泛發育，也是區內儲層形成的主要時期，巖性由淺灰綠色細砂巖、粉細砂巖與灰黑色、深灰色泥巖、頁巖互層組成［3－5］。該區的長4＋5油層組、長61油層為主力開采層，油藏主要受沉積作用控制，為巖性油藏，構造對油藏形成的控制作用較小，但局部鼻狀隆起對油氣的相對富集也起到了積極作用。

1 儲集層巖石學特征

根據巖心觀察和薄片鑒定，依據中國石油天然氣行業標準 《巖石薄片鑒定》［6］，趙老溝油田長6、長4＋5儲層以中細粒長石砂巖、巖屑長石砂巖為主，另有少量長石巖屑砂巖。長4＋5、長61砂巖儲層中碎屑總量約為82.29%～85.82%，平均84.58%，以石英含量較低，長石含量高，巖屑含量中等為特點，其中長石含量39.99%～44.36%，石英含量25.4%～28.11%，巖屑含量約為15.61%～17.72%，巖屑含量以火成巖巖屑和變質巖巖屑為主，填隙物的總含量13.59%～17.59%。砂巖以粒度細、分選好、雜基少、顆粒支撐為特征。砂巖儲層以細粒砂巖為主，平均粒徑值為0.183mm。砂巖顆粒磨圓度以次棱角狀為主，磨圓度中等，雜基含量少，分選較好，以顆粒支撐為主，顆粒間接觸關系以點－線和線為主，依據壓實強度分級標準［7］，總體上表明壓實作用程度中等。砂巖的分選性普遍較好，在大量的樣品中分選為好的占59.5%，分選為中的占31.4%。

2 儲層物性

物性特征是決定儲層儲集性能的關鍵，物性的直觀特征是孔隙度和滲透率的大小。趙老溝地區長4＋5油層組、長61油層大量的物性資料統計，孔隙度、滲透率具有明顯的正相關，反映了三角洲前緣砂巖儲層屬孔隙性儲層。常規物性分析資料按數值區間統計，長4＋5油層組、長61油層孔隙度在6%～12%之間的數量明顯占優勢。滲透率小于0.3×10－3μm2的樣品最多，占63.6%～78.3%，反映出儲集層致密的特點，但在致密儲集層中一般夾有大于0.3×10－3μm2的樣品約占21.7%～36.4%，是相對較好的儲集層。根據孔隙度、滲透率分級標準［8］，長4＋5油層組、長61油層為一套中孔－低滲到低孔－低滲的儲層。

3 孔隙類型

趙老溝油田長61油層粒間孔較發育，長4＋51油層組溶蝕孔占優勢，面孔率依次由長4＋52油層組、長61油層到長4＋51油層組降低。長4＋5、長61儲層原生孔以殘余原生粒間孔為主，占60%～70%，溶蝕孔次之占20%～25%，晶間孔和微裂縫較少，分別占5%～10%和1%左右。

1）粒間孔隙 趙老溝油田由于存在較強的成巖作用，粒間孔隙往往受到改造，成為孔隙減小的殘余原生粒間孔。這種孔隙在該區油層組的儲層中占主導的地位，未被充填的粒間孔多呈三角形或多邊形，孔隙邊緣整齊平整，在趙老溝油田這種孔隙對孔隙度的貢獻較大。在趙老溝油田的各個目的層段粒間孔都較發育 （見圖1）。該區粒間孔隙分布不均，具有強烈的非均質性，孔隙直徑一般為0.03～0.2 mm，面孔率在3%左右，最高達8.0%。該類孔隙連通性較好，為趙老溝油田烴類富集的主要孔隙類型之一。

2）粒內溶蝕孔隙 粒內溶蝕孔隙主要發生在易被溶蝕的長石、巖屑和云母碎屑等礦物中，顆粒和晶體內部被部分或全部溶蝕而形成。溶蝕型次生孔隙對改善砂巖儲層的儲集性能起到積極作用［9］，長石溶蝕形成的粒內孔隙在該區最常見 （見圖2），另外在火山巖、部分變質巖以及碳酸鹽巖巖屑中也有分布，面孔率一般為0.3%～2.5%，最高3%～4%，孔徑一般在0.01～0.2 mm之間。

圖2 長4＋5、長6儲層發育的溶蝕孔隙

圖1 長4＋5、長6儲層發育的粒間孔隙

3）填隙物內微孔隙 雜基微孔隙在分選比較差的雜基含量較高的砂巖中常見，也是趙老溝油田最普遍的孔隙類型之一。長4＋5、長61儲層中占總面孔率的10%～15%，孔徑一般＜0.01～0.02 mm。該類孔隙雖然細小，但由于分布廣泛，數量可觀，所以一旦能與其他類型的孔隙相連通，對改善儲集性能會產生積極的作用；自生膠結物中存在晶間孔隙的常有高嶺石 （見圖3）、綠泥石和伊／蒙混層等礦物的晶間孔隙。

4）微裂隙 主要有2種類型：一種是顆粒間縫隙和云母碎屑、長石碎屑的解理縫，這些微縫寬度一般小于3μm，有些被瀝青質充填，由于它們形成較早，分布普遍，因此對于粒間孔隙與粒內孔隙的連通起了重要作用；另一種是壓實微裂縫，含量在0.2%左右，寬度一般在0.001～0.002 mm，該類裂縫主要見于溶蝕孔隙發育階段，表現為碎屑顆粒長石、石英等出現的裂紋和微縫，以及貫通巖石，切穿顆粒的長裂縫 （見圖4）。這些裂縫和裂紋多數被瀝青和黃鐵礦充填，說明它們出現早于油氣的運移或趨于同期。

4 孔隙結構特征

長4＋5儲層平均油層排驅壓力為0.7598 MPa，中值壓力4.1745 MPa，最大孔喉半徑1.1309μm，中值半徑0.1817μm，屬細、微細喉道，最大進汞飽和度90.07%，退汞效率為30.61%，喉道分選較好，分選系數2.28，平均孔徑41.67μm，屬小孔微細喉型孔隙結構［10］。長61儲層平均油層排驅壓力為0.3737 MPa，中值壓力4.1646 MPa，最大孔喉半徑2.4390μm，中值半徑0.2825μm，屬細、微細喉道，最大進汞飽和度84.99%，退汞效率為34.67%，喉道分選較長4＋5儲層差，分選系數2.89，平均孔徑43.80μm，屬小孔微細喉型孔隙結構［10］。

圖3 旗勝36－134井發育的高嶺石晶間孔隙

圖4 旗勝36－38井的成巖微裂縫

長4＋5儲層孔喉半徑以微細喉道為主，其次為微喉和細喉，微細喉道對滲透率的貢獻占50.1%，微喉道占27.47%，細喉道占15.4%。長61儲層孔喉半徑對滲透率貢獻微喉道占35.7%，微細喉道占27.3%，細喉道占20.1%，中細喉道占10.6%，反映了長61儲層中在局部地區夾有相對高滲層，是油田開發值得重視的目標層之一。趙老溝油田砂巖儲層孔隙結構具有如下特征：①長4＋5、長6儲層孔隙喉道偏細，以小孔隙微喉道型為主。②分選系數與滲透率呈正相關性，分選系數從長4＋52、長4＋51、長61儲層增大，喉道分選變差，孔隙結構較復雜。在孔喉分選較差和中等的樣品中，壓汞曲線呈一弧形凸起，這是由于成巖過程中形成的溶蝕孔改善了儲層的儲集性能。③中值壓力變化大，反映出趙老溝油田各層層內非均質性較強。④退汞效率普遍較低。從非潤濕相的驅替原理來分析，長4＋5油層組比長61油層的采出效率低，原因是孔喉半徑較小，孔喉的連通性差。

5 沉積作用對儲層的影響

1）沉積相特點 趙老溝油田長4＋5、長6油層組發育2大亞相和7種沉積微相，主要發育水下分流河道、分流間灣、水下天然堤和河口砂壩4大三角洲前緣亞相的微相。水下分流河道微相，縱向上多個正韻律疊加組成，下部發育高角度交錯層理或塊狀層理，上部發育小型交錯層理、波狀層理及水平層理。砂巖的成分成熟度中等，而結構成熟度較高。水下分流河道砂體的電測曲線呈鐘形、箱形或者復合形態。河口砂壩剖面上組成由細－粗－細的完整旋回，測井曲線幅度低于其上部的水下分流河道，以漏斗形為主。分流間灣巖性為深灰色泥巖和泥質粉砂巖薄互層組成，以水平和沙紋狀層理的沉積構造為主，次為波狀層理。測井曲線表現為自然電位、自然伽馬、電阻率曲線呈平直，井徑具擴徑現象。水下天然堤巖性以粉砂巖或粉－細砂巖為主，常與泥巖組成薄互層。發育小型波紋層理，水平層理為主。在自然電位曲線上，位于鐘形曲線頂部。

2）沉積環境對物性的影響 沉積環境是影響儲層孔隙發育的地質基礎。研究表明，趙老溝地區長4＋5、長6油層組發育三角洲前緣及前三角洲亞相沉積，主要發育水下分流河道、分流間灣、水下天然堤和河口砂壩4大三角洲前緣亞相的微相。由于水動力較強，砂巖顆粒的大小分選較好，中等的成分成熟度，較高的結構成熟度，所以砂巖的孔隙度較高和滲透性較好，即水下分流河道砂體的物性最好，河道側向遷移演化的過程中，在平面上砂體分布廣泛，規模較大，連通性好，縱向上多期水下分流河道依次切割、超覆、疊加在一起，砂層厚度較大，成為油氣運移的主要通道和儲集的主要場所。

6 結 論

1）趙老溝油田長4＋5、長6儲集層以中細粒長石砂巖、巖屑長石砂巖為主，孔隙受沉積作用和成巖作用的控制，在橫向和縱向上變化較大，有效孔隙度發育較差，為一套中孔－低滲到低孔－低滲的儲層。

2）長4＋5、長6砂巖儲層以小孔隙微喉道型為主，孔喉的連通性差，但在成巖過程中，形成的溶蝕孔改善了儲層的儲集性能。

3）長4＋5、長6儲層受到沉積作用的影響，水下分流河道的砂體的物性較好，厚度較大，平面分布廣泛，連通性好，為油氣的運移和儲集提供了良好的條件。

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