鄂爾多斯盆地姬塬地區長6油層組特征及控制因素

(中石油長慶油田分公司勘探開發研究院 低滲透油氣田勘探開發國家工程實驗室，陜西西安 710018)

袁京素 (中石油長慶油田分公司第八采油廠，陜西 西安 710018)

劉艷妮，馬繼業，淡衛東 (中石油長慶油田分公司勘探開發研究院 低滲透油氣田勘探開發國家工程實驗室，陜西西安 710018)

近年來，隨著鄂爾多斯盆地延長組中下部油層勘探評價的不斷深入，盆地西部姬塬地區長6油層組展現出較大資源潛力，是盆地下一步石油勘探和開發的主要目標。勘探實踐發現，該區長6油層組儲層致密，油藏分布受物性控制作用明顯，為典型的巖性油藏，但其具有多物源特征，成巖作用復雜，物性相對較好的優質儲層分布仍需進一步落實。因此，深入剖析儲層特征及其控制因素，在普遍低滲透背景下尋找局部相對高孔、高滲區帶對指導該區長6油層組勘探部署和規模開發具有現實意義。

1 沉積背景

鄂爾多斯盆地位于中國東部構造域與西部構造域的結合部位，處于華北克拉通的西南部，是在華北地臺基礎上發展演化形成的一個大型中、新生代陸相沉積盆地，盆地內構造平緩，傾角約1°左右[1,2]。姬塬地區處于鄂爾多斯盆地西部，橫跨天環坳陷和伊陜斜坡2大構造單元(見圖1)，該地區延長組是在盆地持續拗陷和穩定沉降過程中形成的一套大型內陸三角洲沉積體系[3～5]，沉積了厚逾千米的上三疊統生、儲油巖系，縱向形成多個有利的生、儲、蓋成藏組合，發育多個重要的含油層系。其中，長6油層組沉積期是繼長7油層組沉積期大范圍湖侵后的湖退過程，屬典型的進積式三角洲沉積體系，主要發育三角洲前緣亞相，三角洲平原亞相僅在北部地區局部發育，水下分流河道砂體大規模連片發育。筆者對碎屑組分和輕、重礦物平面分布規律研究發現，長6油層組沉積期存在北東和北西2個方向的物源，總體以北東物源為主，混源區在馮地坑-姬塬-堡子灣一線(見圖2)。

2 儲層特征

2.1 巖石學特征

根據鑄體薄片資料，姬塬地區長6油層組巖石類型主要為極細-細粒長石砂巖與巖屑質長石砂巖，長石體積分數平均為38.50%，石英體積分數平均為29.47%，巖屑體積分數平均為18.66%；砂巖填隙物體積分數平均為13.33%，填隙物種類多樣，主要以自生黏土和碳酸鹽礦物為主，含少量的硅質、長石質和其他礦物。其中，自生黏土礦物以高嶺石(3.00%)、綠泥石(2.86%)、伊利石(1.52%)為主，而碳酸鹽礦物以鐵方解石(3.75%)和鐵白云石(0.47%)為主。縱向上，各油層也存在一定差異，長61油層中砂及以上顆粒體積分數6.80%，填隙物體積分數12.10%；長62油層中砂及以上顆粒體積分數4.90%，填隙物體積分數12.50%；長63油層中砂及以上顆粒體積分數3.60%，填隙物體積分數13.30%。

圖1 鄂爾多斯盆地構造單元區劃圖 圖2 姬塬地區長6油層組沉積相圖

2.2 孔隙及組合類型

姬塬地區長6油層組原生孔隙和次生孔隙均較為發育[6]，其中以原生粒間孔為主，其次為長石溶孔，還有少量巖屑溶孔、晶間孔和微裂縫等。長6油層組平均面孔率為3.20%，其中粒間孔為1.97%，長石溶孔為0.94%，巖屑溶孔為0.11%(見表1)。孔隙組合以溶孔-粒間孔型為主，其次為微孔型和粒間孔-溶孔型。從縱向小層分布特征來看，長61油層粒間孔最為發育，長62、長63油層粒間孔含量逐次減小，3個油層長石溶孔、巖屑溶孔和晶間孔基本相當。

表1 姬塬地區長6油層組儲層孔隙類型及面孔率統計表

2.3 儲層孔喉特征

根據壓汞資料和孔隙結構參數，姬塬地區長6油層組儲層平均排驅壓力1.38MPa，平均中值壓力7.6MPa，平均中值半徑0.17μm，平均最大進汞飽和度78.95%，平均退汞效率29.34%，具有喉道分選中等、排驅壓力較高、中值半徑大、退汞效率較高的特點(見圖3、表2)。根據鄂爾多斯盆地延長組孔隙、喉道分級標準[7]，長6油層組儲層以小孔隙為主，占85%，其次為中孔隙，占11%，少部分為細孔隙和大孔隙；主流喉道半徑為1.05μm，平均喉道半徑為0.98μm，主要為細喉道，其次為微細喉道和中喉道(見圖4)。

圖3 姬塬地區長61油層儲層恒速壓汞特征曲線

區域中值壓力/MPa中值半徑/μm排驅壓力/MPa最大進汞飽和度/%退汞效率/%均值系數/1分選系數/1變異系數/1北東7.50.171.2979.1528.2312.031.780.15北西7.80.161.4778.7430.4212.011.720.15平均7.60.171.3878.9529.3412.021.750.15

圖4 姬塬地區長6油層組儲層孔隙及喉道類型分布圖

2.4 儲層物性特征

姬塬地區長6油層組儲層有效孔隙度介于7.0%～19.1%，平均為10.7%；滲透率介于0.1～10.67mD，平均為0.59mD。依據鄂爾多斯盆地孔隙度和滲透率分級標準，區內長6油層組儲層屬于低孔-超低滲儲層(見圖5)。

圖5 姬塬地區長6油層組孔隙度、滲透率分布直方圖

姬塬地區長6油層組儲層孔隙度、滲透率平面展布受砂體控制。受不同物源的影響，在研究區東部呈北東-南西向連片狀展布，以長61油層為例，其儲層物性較好的區域分布面積大，平面呈條帶狀連片分布，連續性較好，平均孔隙度11%，平均滲透率0.73mD；而研究區西部僅在馬家山一帶呈分散狀、零星分布，平均孔隙度10.2%，平均滲透率0.49mD(見圖6)。

圖6 姬塬地區長61油層儲層孔隙度、滲透率等值線圖

3 儲層控制因素分析

3.1 沉積物源

研究區長6油層組儲層主要受北東和北西2大物源控制[8,9]，不同方向的物源攜帶不同的成分：北東主要為陰山物源，母巖為前震旦系古老花崗巖、片麻巖、黑云母-角閃石片巖，巖屑中不含白云巖屑；北西主要為桌子山、賀蘭山物源，除古老的花崗巖、片麻巖外，大部分地區為震旦系的石英巖、寒武-奧陶系的淺變質巖及碳酸鹽巖。2個物源區的巖礦組分基本一致，北西物源區較北東物源區石英和巖屑含量稍高、長石含量稍低；2個物源區的填隙物含量差異不大，且組分基本一致，北東物源區的填隙物總量比北西物源區略高(見表3)。

姬塬地區長6油層組2個沉積物源區相同的極細-細粒特征和相似的巖石類型(成分)，決定了研究區儲層致密，整體具低孔-超低滲的特點。但不同物源區粒級分布和分選程度存在一定差異，北東物源區細砂含量較北西物源區高、粉砂含量較北西物源區低，且分選更好(見圖7)。鑄體薄片分析統計表明，北東物源區粒間孔更為發育，粒間孔為3.19%，北西物源區粒間孔為2.08%。粒級分布、分選程度的差異是不同沉積物源區儲層物性存在差異的本質原因，北東物源區物性相對較好。

圖7 姬塬地區長6油層組儲層不同物源區粒級、分選統計

3.2 沉積環境

圖8 姬塬地區長6油層組不同沉積環境儲層物性對比圖

相同沉積物源內，不同沉積位置的砂體，由于沉積水動力的差異，其沉積碎屑成分、結構、粒度、分選、厚度也存在明顯差異，且對儲層的儲集性能具有較大影響，沉積相類型及沉積環境對儲層的分布也具有較大影響[10]。姬塬地區長6油層組沉積微相主要包括水下分流河道、分流間灣和河口壩。水下分流河道主砂帶的分選、磨圓度相對河道邊部和側翼較好，且塑性巖屑和黏土雜基含量相對較少，從而有利于原生孔隙的保存[5]，原始孔隙度也相應較大，滲透性更好。

研究區有利儲集砂體以水下分流河道主砂帶為主；河道邊部和側翼在砂體厚度變薄的同時，滲透性變差；分流間灣中主要沉積泥灰巖和泥巖，幾乎不具有滲透性(見圖8)。

3.3 成巖作用

3.3.1 主要成巖作用類型

按照各類成巖作用對儲層儲集性能的影響，可劃分為破壞性成巖作用和建設性成巖作用[10，11]。姬塬地區長6油層組儲層破壞性成巖作用主要包括：機械壓實作用(見圖9(a))和膠結作用，其中膠結作用主要存在綠泥石膜(見圖9(b))、高嶺石膠結充填孔隙(見圖9(c))、伊利石和伊-蒙混層膠結(見圖9(d))、碳酸鹽礦物膠結(見圖9(e))和硅質膠結等(見圖9(f))。建設性成巖作用主要為溶蝕作用(見圖9(g)、(h))。

圖9 姬塬地區長6油層組成巖作用鑄體薄片、掃描電鏡照片

3.3.2 成巖相

儲集砂巖的孔隙度在成巖作用過程中是不斷變化的，總體上壓實和膠結作用降低了砂巖孔隙度，溶蝕作用增加了砂巖孔隙度。根據不同成巖作用及發生的時間次序，可以將研究區長6油層組整個成巖作用的差異演化過程劃分為3個主要階段：早期壓實階段、膠結作用階段(包含綠泥石膜的形成、早期碳酸鹽膠結、次生石英加大和后期含鐵碳酸鹽沉淀等膠結序列)、溶蝕階段。通過大量薄片照片觀察和分析統計，充分考慮填隙物含量、孔隙類型及面孔率平面分布，開展姬塬地區長6油層組儲層成巖相半定量劃分[12，13]，主要劃分為有利于儲集性保持和改善的綠泥石膜粒間孔相、長石溶蝕相、粒間孔相，降低儲集空間的鐵方解石和高嶺石膠結相(見表4)。研究區有利成巖相帶大面積發育，東部主要為綠泥石膜粒間孔相和粒間孔相，西部主要為長石溶蝕相(見圖10)。在有利成巖相控制下，姬塬長6油層組儲層相對高孔、高滲儲層在該區大面積發育(見圖6)。

表4 姬塬地區長6油層組不同成巖相類型對比表

圖10 姬塬地區長6油層組儲層成巖相圖

3.3.3 孔隙演化

通過儲集砂巖的粒度、物性分析，結合砂巖薄片的觀察與統計，估算出了不同成巖作用對儲集砂巖孔隙度的影響[6]。經過計算，姬塬地區長6油層組儲集砂巖原始孔隙度為34.1%，機械壓實作用損失了約18.7%的孔隙度；早期膠結(綠泥石、方解石、白云石、硅質等)和晚期膠結(鐵方解石、鐵白云石等)作用又損失了約8.8%的孔隙度；而后期溶蝕作用增加了約4.1%的孔隙度，最終計算獲得現今平均孔隙度為10.7%(見表5)，與巖心物性分析平均孔隙度相符合。

4 結論

1)姬塬地區長6油層組儲層主要為極細-細粒長石砂巖和巖屑質長石砂巖，填隙物含量較高，主要發育粒間孔和長石溶孔，具有明顯的細喉道特征，平均滲透率0.59mD，為典型的低孔-超低滲儲層。

表5 姬塬地區長6油層組砂巖成巖作用及孔隙演化表

2)成巖作用對儲層物性有著十分重要的影響，壓實作用和膠結作用使儲層原始孔隙大幅度減小，形成致密儲層，而后期溶蝕作用使致密儲層的儲滲性能得到一定的改善。

3)區內長6油層組在水下分流河道有利沉積相帶和綠泥石膜粒間孔相、長石溶蝕相等有利成巖相帶部位發育相對高孔、高滲儲層，是下步勘探評價的重要目標區。