鄂爾多斯盆地隴東地區西233區長7致密油藏儲層特征

曾 明，王紹平，朱 敏，李 翔

(1.中國石油長慶油田分公司第二采油廠 甘肅慶陽 745000；2.中國石油華北油田分公司地球物理勘探研究院)

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鄂爾多斯盆地隴東地區西233區長7致密油藏儲層特征

曾 明1，王紹平1，朱 敏2，李 翔2

(1.中國石油長慶油田分公司第二采油廠 甘肅慶陽 745000；2.中國石油華北油田分公司地球物理勘探研究院)

隨著鄂爾多斯盆地延長組油藏開發的不斷深入，前期因儲層致密，物性較差，未能投入開發的長7致密油藏已成為勘探開發新的突破點，因此，弄清研究區的儲層特征及其控制因素具有重大意義。分析表明，西233井區長7為半深湖-深湖沉積環境，主要發育三角洲前緣滑塌所形成的濁積巖儲集體。儲層巖性主要為細粒巖屑長石砂巖和長石巖屑砂巖，儲層孔隙類型以長石溶孔為主，殘余粒間孔次之，儲層平均孔隙度10.5%，平均滲透率0.24×10-3μm2，為典型低孔、低滲-特低滲儲層。依據儲層分類標準，研究區長7儲層主要為Ⅲ類儲層。

鄂爾多斯盆地；沉積相；孔隙類型；孔喉結構；成巖作用；長7油層組

1 研究區概況

截至2014年底，鄂爾多斯盆地中生界石油資源量已達85.88×108t，其中探明儲量24.04×108t，剩余未探明資源量為61.85×108t。剩余資源量中以三疊系長6和長8為代表的超低滲透致密油層占41.2%，主要分布于姬塬、隴東及陜北等勘探開發的主力區帶，資源動用難度較大[1]。

隨著勘探開發的不斷深入，超低滲致密儲層在勘探、評價及開發中所占的比例將不斷增大，成為增儲上產的主力層系。盆地內主要含油層系長8、長6、長4+5、長3、長2及侏羅系油藏都已不同程度動用，而長7油藏由于儲層致密，物性較差，基本未能投入開發，長7致密油藏儲層的研究對于油田的開發方向具有重要意義[2-4]。

鄂爾多斯盆地是一個整體沉降、坳陷遷移的大型多旋回克拉通盆地。盆地晚三疊世沉積發育史的研究表明，湖盆從形成、發展、全盛到萎縮，構建了多套生、儲、蓋組合，形成了油氣成藏的基本地質條件[5]。在沉積演化的過程中，長7期是湖盆最大的擴張期，湖水深、水域廣，沉積了一套以油頁巖為特征的厚度近100 m的生油巖系，奠定了中生代陸相生油的基礎[6]。

隴東地區處于伊陜斜坡西南部，西部為天環坳陷[7]。整體表現為東高西低的面貌，但西部邊緣處于天環坳陷的西翼，為東傾單斜。西233區構造比較簡單，整體呈向西傾斜的平緩單斜構造，坡度較緩，地層傾角為0.5°，局部發育微弱鼻狀構造，鼻軸長50～60 km，寬5～6 km。

鄂爾多斯盆地中生界上三疊統延長組是一套以大型內陸盆地為背景、以河流和湖泊相為主的陸源碎屑沉積，底部與中三疊統紙坊組呈假整合接觸，頂部受到不同程度的剝蝕，與侏羅系延安組或富縣組呈假整合接觸[8]。厚度一般為400～1 400 m，總體上呈現南厚北薄的特點。

縱向上長7被劃分為3個油層組，分別為長71、長72、長73，其中長72為該區主力含油層系，也是長7水平井體積壓裂試驗的目的層位。

2 儲層特征

2.1 儲層砂體沉積特征

2.1.1 沉積相標志

沉積構造直接反映沉積時的水動力條件，是沉積環境的重要標志之一[9]。

巖石相標志：西233區巖心觀察顯示，長7泥巖顏色主要為黑色，泥質很純；砂巖顏色也以灰色色調為主；普遍含有魚化石，生物活動遺跡發育，反映了長7深湖相的特征。巖心見到多種沉積構造，以塊狀為主，多見變形層理，平行層理、水平層理和沙紋層理，同時發育豐富的槽模、溝模、印模等底層面構造和重荷模及伴生的泥巖火焰構造、砂枕構造、包卷層理、滑塌變形等同生變形構造。

粒度特征分析：對研究區80余件巖石薄片砂巖粒度分析結果表明，研究區砂巖碎屑顆粒粒度以細粒為主，為0.05～0.3 mm。砂巖分選中等-較好。粒度概率曲線表現為兩段式或三段式，主要由跳躍總體組成，占60%～85%,斜率為40°～70°，懸浮總體占15%～40%，斜率0°～5°，總體不發育。C-M在圖上表現為平行于C=M基線的直線段(圖1)，為濁流沉積特征[10]。

測井相分析：測井響應曲線特征包括曲線的異常幅度、光滑程度、齒中線的收斂情況、曲線形態和頂底接觸關系等，它們分別從不同方面反映地層的巖性、粒度、泥質含量和垂向變化等特征(圖2)[11]。

圖1 隴東地區延長組長7濁積巖C-M圖

圖2 長7各種沉積相的測井響應及自然電位、伽馬曲線形態組合特征

2.1.2 沉積相劃分

隴東地區長7以三角洲和湖相沉積為主，在深湖地帶常有濁流沉積[12]。根據巖石類型、沉積結構、構造、古生物、沉積旋回、巖電組合、野外露頭、測井資料及地震分析等多種手段，識別出隴東地區延長組長7主要由湖泊沉積體系和三角洲沉積體系組成，并進一步分為4種亞相，9種微相。西233井區長7為半深湖-深湖沉積環境，主要發育三角洲前緣滑塌所形成的濁積巖儲集體(表1)。

表1 隴東地區長7油層組沉積相分類

2.1.3 沉積相演化及平面展布

在相標志與相分析基礎上，進行單井沉積相剖面解釋，建立區域典型沉積相剖面；研究區長7期為半深湖-深湖沉積，儲層砂體主要為水下濁積砂體。長71沉積規模最大、砂體較厚，縱向上砂體互相疊置，形成一定規模、砂體連片性好；長72期砂體較發育，沉積規模相對較小；長73期砂體不發育。

長7期伴隨著盆地基底的強烈下陷，水體急劇加深，湖盆發育達到鼎盛期。長73沉積時期，湖盆面積最大，半深湖-深湖中心位于馬家灘、姬塬、喬川、華池、塔兒灣、黃陵一帶，呈北西-南東向不對稱展布，三角洲平原和三角洲前緣砂體發育，而半深湖-深湖相濁積砂體不發育，在平面上零星分布。

長72沉積時期，西南部及西北部沉積作用逐漸增強，半深湖-深湖沉積面積較長73明顯減少，半深湖-深湖中心位于姬塬、喬川、華池、塔兒灣、黃陵一帶，三角洲分流河道砂體發育較長73發育，半深湖-深湖沉積濁積砂體發育，主要分布在賀旗、慶成、合水、正寧一帶。

長71沉積時期，湖盆面積繼續縮小，半深湖-深湖中心位置縮小至喬川、華池、塔兒灣、宜君一帶，呈北西-南東向的狹窄區域。長71期三角洲砂體發育，半深湖-深湖濁積砂體最為發育，分布面積大，平行于湖岸線展布，長71濁積砂體也是長7油藏的主力儲層，目前已發現的長7油藏主要分布在長71濁積砂體儲層中。

2.1.4 砂體展布

隴東地區長71西部主要發育5條主砂帶，寬5～10 km，主要呈南西-北東向條帶狀展布；研究區南部主要發育5條主砂帶，主要呈南北向條帶狀展布，寬6～10 km；研究區中部河道交匯處，砂帶寬窄不一，最寬處可達15 km。河道砂體厚度主要為6～16 m，砂體高值帶總體厚度在15 m以上。西233井區長7濁積水道砂為該區骨架砂體，呈朵狀、團塊狀分布，厚度較大。長72砂層主要分布在旋回中上部，砂體平均厚度為16.7 m，其中的西233井長72砂體厚度達25.7 m，為長7多旋回疊加發育區。

2.2 巖石學特征

隴東地區長7儲層以細粒巖屑長石砂巖和長石巖屑砂巖為主，石英平均含量為41.4%，長石為19.0%，巖屑為18.6%，總體上具有高石英、低長石的特點。西233井區長7石英含量相對隴東平均含量較高，巖屑含量相對較低，反映為研究區西南物源沉積特征。與西峰長8相比，隴東長7石英含量高、沉積巖屑高，但巖屑含量低，反映盆地西南地區長8、長7期雖物源方向大致相同，但剝蝕層系、具體方向有所不同(表2)。

長71填隙物含量見表3。總之長7儲層顆粒分選中等，磨圓度為次棱角狀，支撐類型為顆粒支撐，接觸方式主表要為線狀接觸。膠結類型以孔隙式膠結為主，加大-孔隙式次之，局部發育薄膜-孔隙式膠結，常見長石、石英次生加大。西233井區長7主要填隙物類型與隴東地區一致，但填隙物總量低，幾乎為隴東平均含量一半，表明西233地區水動力較強，細粒沉積物難以沉積，膠結作用不充分。西峰長8與隴東長7相比，長8儲層高嶺石、綠泥石含量明顯高于長7，但水云母含量明顯低于長7，且沒有鐵白云石沉淀。這是由于不同物源的沉積物，其巖礦成分存在較大差異。西峰長8長石含量高，長石溶蝕后產生的高嶺石含量也較高，同時產生的硅質沉淀物也較高。長8火成巖屑含量明顯高于長7，為綠泥石形成提供了充足的鐵質組分，所以長8綠泥石含量較高。長8沉積巖巖屑尤其是白云石含量很低，故西峰長8鐵白云石難以形成。

表2 隴東地區長7儲層巖石礦物含量

3 儲層孔隙類型與孔隙結構

3.1 孔隙類型

通過薄片資料分析，隴東地區長7儲層以長石溶孔為主，殘余粒間孔次之，長石溶孔平均1.3%，占總孔隙的59.1%，殘余粒間孔平均為0.6%，占總孔隙的27.3%，總孔率較低，平均為2.2%(表4)。西233井區長7溶孔更為發育，達到了2.5%，說明該區溶蝕作用更為強烈。在粒間孔基本相同的情況下，只有發育微裂縫等其它流體流動通道的情況下，才能使干酪根演化形成的羧酸大量到達該區，發生強烈的溶蝕作用，同時帶走較多的溶蝕作用產生的硅質等殘余物，形成大量溶蝕孔隙。

3.2 孔喉結構

顯微鏡觀察砂巖喉道多為片狀、彎片狀與縮頸喉道及少量的管束狀喉道。壓汞資料分析，隴東地區長7儲層具有排驅壓力高，喉道中值半徑小，孔喉分選較好的特點(表5)。儲層排驅壓力平均2.28 MPa，中值壓力平均7.72MPa，喉道分選系數平均1.37，變異系數平均0.11，最大進汞飽和度平均74.18%，退汞效率27.00%。西233井區長7排驅壓力、中值壓力低于隴東平均值，孔喉半徑比長7平均值大，但隴東長7孔隙結構整體較西峰長8差。

表3 隴東地區長7儲層填隙物含量 %

區塊層位高嶺石水云母綠泥石方解石鐵方解石硅質鐵白云石其他合計樣品數隴東長70．19．50．30．21．01．32．10．615．2662西233區長706．5000．31．51．308．33西峰長810．91．43．60．90．81．900．49．9147

表4 隴東地區長7孔隙類型統計 %

區塊層位粒間孔長石溶孔巖屑溶孔晶間孔面孔率樣品數隴東長70．61．30．202．2662西233區長70．62．50．303．43西峰長812．81．10．20．34．4147

表5 隴東地區長7儲層孔隙結構參數

3.3 儲層物性特征

隴東地區長7物性較差，平均孔隙度10.1%，平均滲透率0.18×10-3μm2。滲透率大于0.3×10-3μm2占總樣品數的15.5%，孔滲條件差于長6、長8儲層。西233井區長72平均孔隙度10.5%，平均滲透率0.24×10-3μm2，為低滲-特低滲儲層。

4 儲層成巖作用

據大量的巖石薄片鏡下觀測、電鏡掃描分析、X衍射測試及陰極發光樣品研究，認為研究區長7砂巖儲層成巖作用復雜，成巖現象豐富，常見的成巖作用有：壓實、水云母膠結、碳酸鹽膠結、硅質膠結和長石溶蝕作用。

延長組儲集砂巖孔隙減少、滲透率降低的主要成巖作用有壓實作用、水云母膠結作用、碳酸鹽膠結作用、硅質膠結作用。

4.1 壓實作用

隴東地區長7巖性總體偏細、且塑性巖屑含量偏高，在成巖過程中，碎屑的定向排列，巖屑的壓實變形現象非常普遍，并有壓溶現象，壓實作用減少孔隙度達18.1%。

4.2 膠結作用

膠結作用是除壓實作用外影響儲集層性能的另一重要因素。通過大量巖石薄片觀察表明，研究區儲集層中自生綠泥石常沿顆粒表面垂直生長形成顆粒包殼；含鐵方解石常呈連晶狀充填孔隙并交代碎屑；鐵白云石則常沿白云巖屑邊緣生長或充填孔隙、交代碎屑；硅質以長石、石英加大邊為主，部分沿孔隙壁呈自形石英、長石微晶狀生長；高嶺石以集合體狀充填孔隙、交代長石，常具晶間孔；水云母則常呈“網狀”充填孔隙[13]。

4.3 溶蝕作用

研究區對砂巖儲集性能有利的成巖作用主要為長石溶蝕作用。溶蝕作用在儲集砂巖成巖過程中比較普遍。由于儲集砂巖中長石的溶蝕，不僅使儲集砂巖增加了孔隙，而且有效改善了孔隙的連通性，使砂巖的儲集、滲流性能得到了較好的改善，在區域低滲透背景下形成了局部的相對高滲透性砂體，成為好的儲集層[14]。

4.4 構造破碎作用

長7儲層物性較差，但構造作用導致的裂縫發育。裂縫的存在可以提高儲層的滲透率和孔隙度，也可以增強儲層滲透率的非均質性，尤其對超低滲儲層內的流體流動影響更大。裂縫本身雖然不一定含大量油氣，但裂縫的存在可以提高基質的滲透率，有利于提高油氣產量。裂縫按照其成因可以分為構造裂縫和非構造裂縫。構造裂縫是在構造應力作用下產生的破裂，是地應力狀態達到破裂條件時形成的永久變形，一般為構造活動期的產物，是儲層裂縫中最重要的類型。非構造裂縫是沉積物在成巖過程中，或在成巖后受風化作用形成的裂縫，在巖心觀察中，常見到泥巖段發育一些水平順層裂縫，鑄體薄片鏡下觀察發現長石和石英等剛性顆粒發生破裂所形成的微裂縫[15]。

5 結論

(1)依據長慶油田勘探開發研究院儲層延長組儲層分類標準，隴東長7儲層主要為Ⅲ類、Ⅳ類儲層，局部發育Ⅱ類儲層，西233井區長7儲層為Ⅲ類儲層。

(2)西233井區長7主要為湖泊沉積體系，半深湖-深湖亞相沉積背景下的砂質碎屑流、濁積砂巖為主要儲集砂體。長73沉積期鄂爾多斯盆地湖盆處于最大擴張期，半深湖-深湖相沉積面積最大。長72期盆地湖水面積減少，湖侵作用逐漸減弱。長71期盆地內湖水面積明顯減少，湖盆進一步收縮。長71濁積砂體和前緣相砂體較長72、長73發育。

(3)西233長7砂體平面分布規律受控于沉積相帶的橫向展布，主要發育透鏡體，在平面上形成一定規模的儲集體，且儲層非均質性強。該區砂體主體帶孔隙度主要為8%～10%，滲透率主要為(0.1～0.2)×10-3μm2，局部區域發育高孔、高滲帶。縱向上粒度韻律受沉積環境和沉積作用的控制。

(4)西233長7砂巖孔喉結構為中孔-微細喉，主要儲集空間為原生粒間孔，微細喉道造成儲層致密，滲透性差。該區以粒間溶孔為主(51.61%)，依含量高低依次為粒內溶孔、微溶孔、殘余粒間孔及微裂縫。面孔率平均0.66%。

(5)強烈的壓實和壓溶作用、膠結作用導致研究區儲層物性變差，長石的溶蝕產生的粒間溶孔改善了儲層的儲集性能。構造縫與成巖縫的發育，一定程度上提高了儲層的滲透率和孔隙度，也可以增強儲層滲透率的非均質性。依據儲層分類標準，西233井區長7儲層為Ⅲ類儲層。

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編輯：趙川喜

1673-8217(2016)06-0021-05

2016-07-12

曾明，工程師，1981年生，2004年畢業于西南石油學院石油工程專業，現從事油田開發研究工作。

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