鄂爾多斯盆地南部延長探區長8油層組儲層特征及影響因素分析

吳 鳳, 田 飛，段昕婷，鄧南濤，李廣濤

(1.陜西延長石油(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永寧采油廠)

鄂爾多斯盆地南部延長探區長8油層組儲層特征及影響因素分析

吳 鳳1, 田 飛2，段昕婷1，鄧南濤1，李廣濤1

(1.陜西延長石油(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永寧采油廠)

綜合分析鄂爾多斯盆地南部延長探區的巖心、測井、鑄體薄片、掃描電鏡、陰極發光、X衍射、壓汞分析等資料，對研究區長8油層組儲層特征以及影響因素進行研究。結果表明長8油層組主要為長石砂巖和巖屑長石砂巖，成分成熟度低、結構成熟度中等；儲層孔隙類型多樣，粒間孔和長石溶孔為主要的儲集空間，喉道類型以小孔微喉型為主；物性特點為典型的低孔低滲儲層；儲層明顯受沉積相和成巖作用的綜合影響。最有利的沉積微相為沉積厚度大、粒度較粗的水下分流河道微相；同時，建設性及破壞性成巖作用對儲層物性改造具有雙重作用，建設性成巖作用由于溶蝕作用使得物性變好，而破壞性成巖作用由于膠結及壓實致使物性變差。

鄂爾多斯盆地；延長探區;長8油層組；儲層特征；孔隙結構；成巖作用

鄂爾多斯盆地南部延長探區包括延安南部、甘泉、富縣、黃陵、旬邑等區域,構造上屬于陜北斜坡南部，呈向西傾斜的平緩單斜，平均坡降10 m/km，傾角小于1°。研究區主要沉積中、新生代碎屑巖，其中上三疊統延長組為主要油氣勘探目的層，可進一步劃分為10個油層組[1-2]，主要產油層系為長2油層組和長6油層組，但近幾年，長8油層組獲得了工業油流，延長組深層展現出一定的勘探潛力。前人還沒有對研究區的長8油層組做過系統的石油地質研究，在沉積相、儲層、油藏分布規律等方面研究還有待深入，另外長8油層組具有面積大、低豐度、平面和垂向上非均質性強的特點[3-14]，因此，找出影響儲層物性的主要因素，對研究油氣成藏機理及分布規律具有至關重要的作用。本文綜合分析研究區的107口井131塊樣品的薄片鑒定，23塊樣品的掃描電鏡、21塊樣品的X射線衍射、22塊樣品的陰極發光以及15塊樣品的壓汞分析等資料，并結合常規物性測試資料，對研究區長8油層組的儲層特征及其影響因素進行系統研究，以期為該區油氣成藏規律以及有利區帶的預測提供可靠的地質依據。

1 儲層特征

1.1 儲層巖石學特征

統計分析145塊巖心樣品的鑄體薄片及巖心觀察數據得出，鄂爾多斯盆地南部延長探區長8油層組儲層巖性主要為長石砂巖和巖屑長石砂巖(圖1)，陸源碎屑中長石含量最高，占全巖的49.46%；其次是石英，占全巖的23.03%；巖屑占全巖的7.69%，以沉積巖類及變質巖類巖屑為主，巖漿巖屑較低；填隙物為膠結物和雜基，平均含量占全巖總量的21.5%；膠結物以黏土礦物及碳酸鹽礦物為主，占全巖的8.9%、9.8%；硅質含量較少，占全巖的0.6%；本區雜基以綠泥石和泥質為主。

圖1 延長探區長8儲層巖性三角圖

在結構上以細砂巖為主，占分析樣品的90.6%，少量粉砂巖占分析樣品的8.2%，部分中砂巖占分析樣品的1.2%。薄片資料表明：本區分選整體較好，中等結構成熟度，磨圓以次棱角狀為主，部分為次圓狀或次圓-棱角狀；巖石顆粒之間主要以點-線接觸為主，巖石膠結類型為孔隙再生或加大的相互組合方式為主，另有少量加大-薄膜、加大-鑲嵌及孔隙-接觸等膠結方式。

1.2 儲層物性特征

物性是評價儲層特征的重要參數，同時也是直觀展示儲層特征的核心[7-9]。結合本區31塊巖石樣品物性參數分析結果，得出儲層孔隙度參數分布范圍廣[7-8]，介于0.6%～23.3%，平均6.5%；滲透率分布介于0.25～1.6×10-3μm2，平均0.69×10-3μm2，根據分析測試資料以及物性分析數據認為，長8油層組為低孔、低滲儲層。絕大多數樣品隨著孔隙度的增加，滲透率也隨之增加，即孔隙度和滲透率之間存在著良好的正相關關系，由此表明研究區長8油層組滲流能力主要由喉道及基底孔隙決定。

1.3 孔隙類型和孔隙結構特征

對研究區巖石薄片及鑄體薄片分析表明，長8儲層孔隙以粒間孔和長石溶孔為主，平均為3.73%和1.45%，分別占總面孔率的64.87%和25.22%，其它類孔隙含量較低，主要有巖屑溶孔、沸石溶孔為主，分別占總面孔率的7.13%和1.57%(圖2)；平均孔徑為48.7 μm，屬于小孔隙；喉道類型主要發育縮頸型、片狀喉道，喉道均值0.19 μm，主要為微喉道。根據15個巖心樣品壓汞試驗可知，延長組長8油層組儲層毛管壓力曲線形態主要為陡斜型，平直段不明顯，排驅壓力分布在0.52～4.47 MPa，均值為2.07 MPa；中值壓力范圍為4.52～21.34 MPa，均值為14.91 MPa；喉道直徑范圍為0.13～0.76 μm，均值為0.31 μm；喉道分選系數范圍為0.21～2.01，均值為0.59；均質系數為0.29～0.46，平均0.39；孔隙結構系數范圍為0.03～1.32，平均0.36；退汞效率20.27%～33.32%，平均27.08%。

結合以上資料分析可知，研究區長8儲層巖石結構較為致密，孔喉半徑及喉道均值較小，分選較好，排驅及中值壓力大，退汞效率較低。根據前人研究成果及標準[15]，結合本次研究數據，研究區長8儲層孔隙結構類型屬于小孔隙、微喉道型。長8油層組為低孔低滲儲層，非均質性強，驅油效率低，開采困難[16-18]。

圖2 研究區長8油層組孔隙平均面孔率

2 儲層物性影響因素

沉積物組分及其不同沉積作用、成巖作用、后期構造運動等多重因素共同決定儲層物性特征，其是相互影響相互關聯的，其中以沉積物沉積為基礎，沉積環境及沉積環境的變遷是引起儲層宏觀上垂向(層內、層間)及平面上含油分布不均的根本原因，沉積作用宏觀上決定儲層砂體占比與范圍，在一定范圍內也決定儲層巖石顆粒組分、巖石結構特征及成巖類型，并最終影響儲層物性參數[11]。

2.1 沉積相

不同沉積環境下沉積物不同，從而具有不同的儲層巖性或物性的變化導致的結果，這種影響直接體現在油氣分布規律上(圖3)。

圖3 長8-2沉積相與油氣平面分布關系圖

在不同的沉積體系和沉積環境下，發育不同的沉積相帶，砂體分布規律也不相同，研究區長8油層組主要以三角洲前緣相為主，主要發育水下分流河道及分流間灣等微相。

砂體類型以水下分流河道砂體為主，有極少量河口壩砂體。其中，水下分流河道微相中砂體連片性好，展布范圍大，砂體厚度也較大，泥質含量較小，孔滲參數較高，儲層物性較好，是最有利的油氣儲集砂體；而河道間沉積砂體較薄，且粉砂質、泥質含量較大，儲層較致密，物性相對較差，不利于油氣的富集(圖3)。因此最有利的沉積相帶為三角洲水下分流河道微相，最有利的儲集體為三角洲水下分流河道砂體。

2.2 成巖作用

成巖作用對碎屑儲集巖的孔隙形成、保存和破壞起著極為重要的作用，對儲層儲集性能起著決定性作用。沉積物后期的成巖作用不僅影響巖石的結構特征，還決定著儲層砂巖的孔滲特征，嚴重影響油氣藏開發。

根據掃描電鏡、巖石鑒定及鑄體薄片等研究資料可知，研究區長8砂體主要包括以下兩種成巖作用，建設性成巖作用及破壞性成巖作用，建設性成巖作用主要以溶蝕作用為主，其可以有效改善儲層孔滲參數，而破壞性成巖作用以膠結及機械壓實為主，其改變了儲層原始顆粒組成結構，壓縮了孔喉空間，降低了儲層物性參數。

2.2.1 溶蝕作用

溶蝕是建設性成巖作用的一種主要形式，其可以在巖石中形成大量次生孔隙，使得儲集體孔隙空間增大，流體滲流能力增強。研究區長8儲層緊鄰長7生油巖，油氣水活動非常活躍，有機質的分解排出的有機酸為溶蝕作用提供了很多的酸性環境；另外黏土礦物的轉化也會形成有利的酸性環境，為溶蝕作用提供了很好的環境基礎。

研究結果表明，研究區長8油層組主要以長石溶蝕孔為主，同時包括較少的云母及方解石溶蝕孔。溶蝕孔隙作為主要的儲集空間，僅存于粒間孔，占面孔率的33.92%。

2.2.2 壓實作用

壓實作用的強度很大程度上取決于儲層的礦物成分，在砂巖碎屑顆粒中，石英顆粒物抗壓實作用最強，長石次之，巖屑最弱，結合研究區長8油層中儲層礦物構成(長石含量38%，巖屑14%)，表明研究區儲層抗壓實能力較低，同時儲層顆粒之間主要以點-線接觸為主，有的呈現縫合線或者凹凸接觸。變質巖屑及云母類塑性變型)、定向性排列，甚至被擠入粒間孔隙中，說明儲層經歷了強度較大的壓實作用。壓實作用使得原生粒間孔損失嚴重，儲層的孔滲性變差。因此抗壓實強度較弱的長石和巖屑含量高以及強度較大的壓實作用是研究區長8儲層低孔低滲的主要特征。

2.2.3 膠結作用

膠結作用雖屬于破壞性成巖作用，能顯著降低儲層物性，同時它還有積極的一面。表現在：成巖作用早期的膠結作用在一定范圍內可以有效抑制壓實作用所產生的孔隙變小，使得原生粒間孔得以存在保留；同時膠結物質中含有的易溶蝕物質也是形成后期次生孔隙的重要基礎。

(1)黏土礦物膠結:通過研究區30個樣品X衍射分析可知，長8油層組的黏土礦物主要有伊利石、蒙脫石、伊/蒙混層、高嶺石以及綠泥石。以綠泥石膠結為主，平均含量約44.1%，綠泥石晶體呈針葉片狀填充于孔隙中，主要以孔隙膠結為主，其次為伊利石，平均含量為28%，伊利石以片狀、絲狀充填于孔隙中，從而分割大孔隙為各種微孔隙，使得流體滲流通道更加復雜；同時，伊利石-蒙脫石混層礦物含量為19.4%，高嶺石礦物平均含量為8.4%，呈書珊狀，以孔隙充填式為主。

(2)碳酸鹽礦物膠結:通過薄片染色及陰極發光技術分析可知，方解石膠結是研究區長8油層組主要的膠結類型，其主要呈團塊狀分布但不均勻，方解石膠結中部分區域膠結較強，導致孔隙消失；研究區長8油層組中存在方解石溶孔，但其溶蝕量有限，其次為白云石膠結。儲層滲透率與碳酸鹽巖膠結物含量為負相關，也就是說，碳酸鹽巖膠結物含量越大，滲透率越小，這就說明碳酸鹽巖膠結對儲層具有破壞作用。

(3)硅質膠結:通過巖石薄片和掃描電鏡資料，研究區普遍存在著石英、長石的次生加大現象，這些次生加大作用導致長石及石英顆粒呈鑲嵌接觸，降低孔隙體積及堵塞喉道，降低儲層滲流能力。研究區硅質可能的來源為，長石以及硅酸鹽礦物的溶解或黏土礦物的轉化，期間都有可能產生硅質物質，這就為硅質膠結和長石、石英礦物次生加大提供了可能。

3 結論

(1)鄂爾多斯盆地南部延長探區長8油層組巖性主要為長石砂巖、巖屑長石砂巖為主，礦物顆粒磨圓度中等，分選較好，顆粒以棱角狀為主，以點-線接觸為主，膠結類型以孔隙加大或再生的相互組合方式為主，另有少量加大-薄膜、加大-鑲嵌及孔隙-接觸等膠結方式。

(2)長8油層組為典型的低孔低滲儲層，物性較差，孔隙結構也較差，為小孔微喉型，孔隙類型主要為粒間孔和長石溶孔，次生孔隙發育。

(3)沉積及成巖作用決定研究區長8油層組儲層物性特征，沉積作用是基礎，其微觀上決定儲層礦物顆粒組分及結構特征，宏觀上決定砂體分布狀況，三角洲前緣相水下分流河道是較好的沉積微相；成巖作用決定儲層物性參數，其主要控制儲集空間變化及孔隙結構特征。對儲層有利的成巖作用有溶蝕作用，而壓實作用和膠結作用降低儲層的滲流能力，使儲層物性變差。

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編輯：吳官生

1673-8217(2015)05-0050-04

2015-03-10

吳鳳,工程師，碩士，1983年生，2009年畢業于長江大學，現主要從事于石油地質綜合研究工作。

省部級重大專項“全國油氣資源戰略選區調查與評價”(1211302108023-1)。

TE112.23

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