鄂爾多斯盆地白河地區長4+5儲層控制因素分析*

李江山，劉玉博

(延長油田股份有限公司吳起采油廠，陜西延安716000)

鄂爾多斯盆地白河地區長4+5儲層控制因素分析*

李江山，劉玉博

(延長油田股份有限公司吳起采油廠，陜西延安716000)

∶鄂爾多斯盆地白河地區延長組長4+5油層組是重要的儲集層，包括長4+51和長4+52等2個小層，弄清該區的儲層特征及其控制因素具有重要意義。對儲層巖石學特征、孔隙特征、儲層物性特征及儲層影響因素進行分析，評價了儲層的儲集性能及非均質性。結果表明，該區砂巖由淺灰色含油細粒長石砂巖、細-中粒長石砂巖和中粒長石砂巖組成;儲層孔隙類型以粒間孔、溶孔和微裂縫為主，儲層整體上呈特低孔、特低滲儲層特征。沉積作用和成巖作用是造成儲層特低孔、特低滲的主要原因，沉積作用控制了砂體的展布;成巖作用過程中壓實與膠結作用使儲層孔隙大量減少，溶蝕作用對孔隙建造具有積極作用。根據巖性和物性特征，該區儲集巖呈現空間上的非均質性，且長4+52儲集性能明顯好于長4+51。

∶儲層特征;沉積作用;成巖作用;延長組;白河地區

0 引言

白河地區位于鄂爾多斯盆地伊陜斜坡中部偏西(圖1)，發育有若干個規模大小不一的鼻狀低幅度隆起構造［1-3］，與河道砂體疊置在一起，對油藏的形成起到一定的控制作用，油藏類型主要為構造-巖性油藏或巖性-構造油藏［4-6］。三疊系延長組長4+5油層組是鄂爾多斯主力產層之一，長4+5油層組分布范圍與儲集性能受沉積特征、構造特征與成巖作用的控制［7-9］。

圖1 白河地區構造位置Fig.1 Location of Baihe area

前人對白河地區儲層特征未進行過深入研究［10-13］，筆者利用巖心觀察、薄片鑒定與掃描電鏡等資料，對長4+5油層組的儲層物性特征、成巖作用及儲層非均質性特征進行了分析與研究［14-16］，并討論了白河地區長4+51小層與長4+52小層儲集性能差異原因。

1 儲層基本特征

1.1 儲層巖石學特征

白河地區長4+5油層組儲層主要為淺灰色含油細粒長石砂巖、細-中粒長石砂巖和中粒長石砂巖，約占儲集層段厚度的90%以上。儲層中碎屑成分一般約占85%～95%，以長石為主，其次為石英、巖屑和云母，具有成分成熟度低的特點(圖2)。其中長石含量50%～63%，平均60%;石英含量17%～27%，平均21.33%;巖屑含量5%～6%，平均5.6%，以變質巖屑為主(圖3)。

圖2 長4+5油層組砂巖成分分類圖Fig.2 Sandstone classification of Chang 4+5 oil reservoir

填隙物含量一般為1%～3%，平均1.6%，以方解石(包括鐵方解石)、綠泥石為主，其次為泥質膠結物、石英加大和長石加大充填，分別占填隙物總量的30%，30%和20%以及10%，10%(圖4)，填隙物主要為膠結物，雜基含量少。

圖3 長4+5砂巖碎屑組分百分含量Fig.3 Component histogram of Chang 4+5 sandstone reservoir

圖4 長4+5填隙物組分百分含量Fig.4 Component histogram of Chang 4+5 filler content

綜上所述，白河地區長4+5油層組的碎屑顆粒中長石含量較高，成分成熟度普遍較低，中等結構成熟度，表明白河地區砂巖形成過程中沉積條件相對穩定［17-19］。

1.2 儲層孔隙特征

白河地區長4+5油層組儲層孔隙類型主要有粒間孔、溶孔和微裂縫3種類型。

1.2.1 粒間孔

粒間孔是白河地區長4+5油層組儲層重要的孔隙類型之一，包括原生粒間孔和殘余粒間孔，占全巖面孔率的25%，多見于粘土礦物中。

1.2.2 溶蝕孔隙

溶蝕孔隙主要包括粒間溶孔、粒內溶孔、填隙物溶孔和少量鑄?？椎?。其中粒間溶孔占總孔隙的23.5%～31.4%，平均26%，是白河地區長4+5油層組較發育的孔隙類型。溶蝕作用使顆粒間碳酸鹽膠結物和長石顆粒被溶蝕，部分綠泥石粘土礦物也被溶蝕，次生溶蝕孔較為發育，使儲層的孔隙度和滲透率得以提高。

1.2.3 微裂縫

微裂縫包括因壓實作用形成的解理縫、構造縫和沉積作用形成的層理縫，微裂縫可將孤立微孔隙連接起來，形成較好的儲集空間。白河地區長4+5油層組砂巖裂縫比較發育，巖心中已發現的裂縫多為垂直縫或高角度縫(裂縫的延伸方向與巖心軸線垂面的夾角＞70°)。裂縫面多光滑平整，反映為構造成因的剪切縫或壓扭縫。

1.3 儲層物性特征

對白河地區長4+5油層組砂巖97塊巖心樣品常規物性資料的統計(表1)結果表明∶白河地區長4+51儲層孔隙度主要分布在6.5%～8.6%，最小值4.35%，最大值10.96%，平均值為7.88%，中值為7.91%;滲透率一般在0.6～4.5×10-3μm2，最小值0.01×10-3μm2，最大值13.28×10-3μm2，平均值2.73×10-3μm2，中值為1.97×10-3μm2;長4+52儲層孔隙度主要分布在6%～10%，最小值6.5%，最大值11.27%，平均值為8.34%，中值為8.18%;滲透率一般在0.65～6×10-3μm2，最小值0.01×10-3μm2，最大值14.43×10-3μm2，平均值2.81×10-3μm2，中值為2.81×10-3μm2，長4+5砂巖儲層整體上呈現特低孔、特低滲儲層特征，而長4+52物性明顯好于長4+51.

表1 延長組長4+5砂巖實測物性統計表Tab.1 M easured physical property statistics of Chang 4+5 sandstone

2 儲層特征控制因素

2.1 沉積作用對儲層的影響

白河地區長4+5發育三角洲前緣水下分流河道和分流間灣沉積微相，低幅度鼻狀隆起構造與水下分流河道砂體的展布特征決定了儲層的發育特征，進而控制著油藏的分布。研究區發育三支水下分流河道砂體，河道東、西兩側被水下分流間灣包圍(圖5(a))。長4+51期主要發育兩支水下分流河道，在北部呈近北東-南西向，在中、南部呈近南北向。長4+51期對長4+52期的沉積特征具有一定的繼承性，河道整體展布方向較為一致，但也有所不同，其中水下分流河道主體帶向東逐漸遷移，且分流河道不及長4+52期發育，西部分流間灣范圍擴大(圖5(b))。

白河地區主要發育水下分流河道沉積，河道砂體發育，砂地比值較高，各小層累積砂體厚度較大，砂體在垂向和橫向上連續較好，在北東-南西方向上連續性較西北-東南向更好，體現了研究區北東方向物源的特征。從整體看，長4+52小層分流河道砂體較長4+51更發育。

通過對白河地區75口鉆井長4+52和長4+ 51小層的水下分流河道砂體厚度以及孔滲數據統計看出(表1，表2)，長4+52小層的儲層砂體厚度大，孔滲性相對較好，儲集物性條件較長4+51小層好。

2.2 成巖作用對儲層的影響

成巖作用是碎屑沉積物沉積后轉變為沉積巖過程中所發生的一切作用，成巖作用及砂巖的孔隙演化對儲層物性特征有重要的影響。白河區三疊系延長組4+52，長4+51砂巖儲層所經歷的成巖作用主要有壓實作用、膠結作用、交代作用和溶蝕作用。

圖5 白河地區延長組4+5沉積相分布Fig.5 Sedimentary facies of Chang 4+5 in Baihe area

表2 白河地區長4+52和長4+51砂體厚度對比表Tab.2 Sand body thickness contrast table of Chang 4+52and 4+51in Baihe area

長4+5壓實作用主要表現為碎屑顆粒線接觸，石英顆粒的壓溶以及次生加大表現明顯。黑云母含量中等～較高(3%～7%)且拉長變形多見，碳酸鹽膠結物和粘土礦物在砂巖粒間發育，降低了儲層孔隙度。

長4+5砂巖中膠結物有粘土礦物、碳酸鹽巖和硅質膠結物。粘土礦物為綠泥石的顆粒襯邊式膠結，碳酸鹽膠結物主要為方解石、白云石和菱鐵礦。硅質膠結物為Ⅰ和Ⅱ級石英次生加大。

長4+5砂巖中見微晶方解石交代碎屑顆粒及泥質雜基、亮晶方解石交代顆粒粘土襯邊和石英自生加大邊以及交代碎屑顆粒，這對儲層的孔隙度、滲透率具有破壞作用，使儲層物性降低。

長4+5碎屑顆粒邊緣呈不規則狀，見顆粒內部溶蝕的蜂窩狀粒內孔、長石溶蝕鑄模孔，局部見伸長狀孔隙和特大孔隙，均為碎屑顆粒及膠結物溶蝕作用的結果。

3 儲層分類與評價

影響儲層非均質性的因素主要有沉積微相、碎屑成分與結構和儲層中發育的微裂縫。

根據白河地區長4+5油層組儲層的巖性、孔隙結構特征及物性參數分析，認為研究區長4+5油層組儲層為超低滲儲層，同時在空間分布上，具有強非均質性。

從研究區長4+5滲透率非均質性參數的計算結果可以看出(表3)，整個油藏滲透率變異系數0.70～0.86，突進系數4.9～7，級差1 331～1 443 (表4)，根據滲透率的判別標準，認為研究區長4+5油層組為強非均質性。

表3 長4+5砂巖滲透率非均質性統計表Tab.3 Sand permeability heterogeneity statistics of Chang 4+5

表4 砂巖滲透率非均質性程度劃分標準Tab.4 C lassification standards of sandstone permeability heterogeneity degree

白河地區長4+5水下分流河道砂體展布受沉積微相的影響，孔隙度和滲透率高值區分布范圍與水下分流河道方向基本一致，表明儲層物性的分布主要受沉積相帶形成過程中水動力條件的大小影響(圖5)。

4 結論

1)白河地區長4+5油層組以細粒、細-中粒和中粒長石砂巖為主，成分成熟度較低，結構成熟度中等。碎屑顆粒間以線接觸、點-線接觸多見?？紫?薄膜式膠結等利于保存碎屑顆粒間的原生孔隙，使原生粒間孔成為有利儲集類型之一。由于酸性地層水對碎屑顆粒間碳酸鹽礦物及粘土礦物造成溶蝕作用，形成次生孔隙，使儲集空間得到改善?？傮w來看，白河地區長4+5儲層具有特低孔特低滲、強非均質性的特征;

2)沉積相帶是影響儲層儲集性能的地質基礎。水下分流河道等微相發育區，水動力作用較強，沉積物分選好，顆粒相對較粗，疊置砂體厚度大，儲集物性好，容易形成相對優質儲層。同時成巖作用對儲層物性有較大影響，在壓實作用較弱、溶蝕作用相對發育的構造高部位是相對優質有利儲集類型;

3)白河地區長4+52儲層較長4+51儲集物性較好，有利儲集砂體的分布范圍大、砂體厚度大，所經歷的成巖作用程度不同。

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Control factors of Chang 4+5 reservoir characteristics in Baihe area，Ordos Basin

LIJiang-shan，LIU Yu-bo

(WuqiOil Production Plant，Yanchang Oilfield Co.，Ltd.，Yan’an 716000，China)

∶Reservoir of Chang 4+5 is composed of Chang 4+52and Chang 4+51sublayers，is an important oil reservoir in Baihe area in Ordos Basin.Make clear control factors and the reservoir characteristics have great significances.Based on petrological and physical features，study characteristics of Chang 4+5 oil reservoir set，evaluated reservoir properties and reservoir heterogeneity.Result shows that the reservoir sandstone is compose of light grey oily fine-grained arkose，fine-grain arkose and grain arkose; the pore types aremainly intergranular pores，dissolved pores and microfracture，indicates that Chang 4 +5 oil reservoir belongs to low porosity，low permeability reservoir.Sedimentation and diagenesis are the main factors.Sedimentation controlled the distribution of reservoir.Compaction and cementation decreased the primary pores，dissolution has positive effects on pore construction.Based on lithology and physical properties，the reservoir is heterogeneity in the space，and the Chang 4+52reservoir performance is significantly better than Chang 4+51.

∶reservoir characteristics;sedimentation;diagenesis;Yanchang Formation;Baihe area

∶TE 122

∶A

00/j.cnki.xakjdxxb.2015.0315

∶1672-9315(2015)03-0363-06

∶2015-01-20責任編輯∶李克永

∶李江山(1978-)，男，陜西吳起人，工程師，E-mail∶15191160115@163.com