鄂爾多斯盆地隴東地區(qū)長(zhǎng)9油層組儲(chǔ)層沉積學(xué)特征

王欣欣 鄭榮才 牛小兵 梁曉偉 李 云

（1.油氣藏地質(zhì)及開發(fā)工程國(guó)家重點(diǎn)實(shí)驗(yàn)室（成都理工大學(xué)），成都610059；2.中國(guó)石油 長(zhǎng)慶油田分公司 勘探開發(fā)研究院，西安710018）

隴東地區(qū)位于鄂爾多斯盆地西南部（圖1），區(qū)域構(gòu)造上屬于伊陜斜坡西南部，跨越天環(huán)拗陷東南邊緣［1］。三疊系延長(zhǎng)組的長(zhǎng)9油層組屬于淺水湖泊三角洲沉積體系［2］，受北東、北西及西南方向的多物源控制［3，4］，以西南方向?yàn)橹魑镌捶较?，發(fā)育有大面積呈南西向北東方向延伸和分布的、具有較大厚度和寬度規(guī)模的儲(chǔ)集砂體。砂體的儲(chǔ)集物性較好，明顯受沉積環(huán)境和成巖作用復(fù)合控制，目前已成為長(zhǎng)慶油田于隴東地區(qū)重要的評(píng)價(jià)和接替層系［5，6］。本文在前人研究基礎(chǔ)上，對(duì)長(zhǎng)9油層組開展了更為深入的儲(chǔ)層沉積學(xué)特征研究，分析影響儲(chǔ)層發(fā)育的主控因素，探討不同類型儲(chǔ)層分布規(guī)律，期望為隴東地區(qū)長(zhǎng)9油層組油氣資源滾動(dòng)勘探開發(fā)提供更有效的基礎(chǔ)地質(zhì)資料。

1 儲(chǔ)層特征

1.1 儲(chǔ)層沉積相特征

隴東地區(qū)長(zhǎng)9油層組為一湖侵沉積序列，下部長(zhǎng)9－2屬于典型的淺水三角洲，向上伴隨湖侵?jǐn)U大和水體加深，逐漸過渡為長(zhǎng)9－1的正常緩坡型三角洲。但僅就儲(chǔ)層發(fā)育的主體而言，以淺水三角洲為主要特色，自南西向北東可劃分出三角洲平原、三角洲前緣和前三角洲3個(gè)亞相帶（圖1和圖2，有關(guān)詳細(xì)的沉積相特征已另撰文討論），并可進(jìn)一步細(xì)分為水上主河道、水上分流河道、分流間洼地、決口扇、水下分流河道、水下決口扇、分流間灣、河口壩、遠(yuǎn)砂壩及前三角洲泥等近10種微相類型。有利于儲(chǔ)層發(fā)育的沉積微相主要為三角洲平原水上主河道和三角洲前緣水下分流河道砂體，以及位于河口外側(cè)的小型河口壩砂體；而遠(yuǎn)砂壩和水上－水下決口扇砂體不利于儲(chǔ)層發(fā)育，分流間灣和前三角洲泥巖主要形成儲(chǔ)集砂體間的隔層和局域性蓋層，僅在北東部的前三角洲泥巖具有生烴能力。從總體上看，長(zhǎng)9油層組以具備儲(chǔ)、蓋組合為主。

圖1 研究區(qū)位置及長(zhǎng)9沉積相平面圖Fig.1 Location of study area and the sedimentary facies map of Chang 9oil－bearing layer of Yanchang Formation in the Longdong area

1.2 儲(chǔ)層巖石學(xué)特征

依據(jù)砂巖成分－成因分類原則［7］，長(zhǎng)9油層組儲(chǔ)層砂巖類型以巖屑長(zhǎng)石砂巖為主，其次為長(zhǎng)石砂巖和長(zhǎng)石巖屑砂巖，少量為巖屑石英砂巖。碎屑的質(zhì)量分?jǐn)?shù)分別為：石英18%～46.5%，以單晶石英為主，少量多晶石英；長(zhǎng)石5.5%～57%，以鉀長(zhǎng)石為主，次為斜長(zhǎng)石；巖屑6%～41.1%，主要為火成巖屑，部分為淺變質(zhì)巖屑和同生泥巖屑：總體上具有較低成分成熟度特征。砂巖結(jié)構(gòu)大部分為細(xì)－中粒，極細(xì)粒次之。次棱角狀，分選中等－較好，雜基含量極低，普遍具顆粒支撐結(jié)構(gòu)，顆粒間以點(diǎn)－線接觸關(guān)系為主，少量為線接觸和凹凸接觸?？紫叮佑|式膠結(jié)為主，局部為接觸式膠結(jié)。膠結(jié)物類型豐富，包括有綠泥石和伊／蒙混層包膜膠結(jié)，石英次生加大膠結(jié)，方解石、鐵方解石、濁沸石、石英、伊利石及熱液高嶺石的充填膠結(jié)等。

1.3 儲(chǔ)集空間類型

儲(chǔ)集空間由原生孔隙、次生孔隙和裂縫組成，以剩余原生粒間孔、粒內(nèi)溶孔為主，少量鑄?？缀土芽p。

1.3.1 原生孔隙

包括原生粒間孔、剩余原生粒間孔，各類原生孔隙特征如下。

a.原生粒間孔：碎屑顆粒大多數(shù)具點(diǎn)－線接觸和薄膜狀綠泥石環(huán)邊膠結(jié)結(jié)構(gòu)，小部分呈致密的線接觸和凹凸接觸（圖3－A），反映砂巖僅受到中等偏弱的壓實(shí)作用。因此，大部分原生粒間孔呈保存較好的三角形、多邊形，孔徑一般為0.1～0.5mm，為長(zhǎng)9油層組砂巖儲(chǔ)層最普遍和最重要的孔隙類型，具有孔較大、喉較粗和連通性好等結(jié)構(gòu)特點(diǎn)。

b.剩余原生粒間孔：為經(jīng)壓實(shí)和不完全充填膠結(jié)改造后剩余的原生粒間孔（圖3－B、D），孔徑多為小于原生粒間孔的小孔，孔徑范圍為0.05～0.3mm，也為本區(qū)砂巖儲(chǔ)層中最常見的孔隙類型之一。

1.3.2 次生孔隙

通常由溶蝕和破裂作用形成，包括粒間和粒內(nèi)溶孔、鑄?？准傲芽p等，各類次生孔隙特征如下：

a.粒間溶孔：是在原生粒間孔隙或剩余原生粒間孔隙的基礎(chǔ)上，由溶蝕作用使孔隙周圍的碎屑顆粒（或填隙物）受到不同程度的溶蝕擴(kuò)大而形成的孔隙（圖3－B、C、F），因此，又被稱為溶擴(kuò)粒間孔；孔隙形態(tài)極不規(guī)則，邊緣常呈港灣狀，連通性好，是最有效的儲(chǔ)集空間類型。

b.粒內(nèi)溶孔：長(zhǎng)9油層組砂巖中常見沿長(zhǎng)石解理發(fā)育的粒內(nèi)溶孔，多呈蜂窩狀分布（圖3－D），也是有效的儲(chǔ)集空間類型。此外，充填孔隙的濁沸石被溶蝕后也往往形成膠結(jié)物內(nèi)的溶孔（圖3－E），但是較少見。

c.鑄?？祝阂草^為少見，一般由長(zhǎng)石顆粒溶解而成，溶孔內(nèi)無或很少有次生礦物充填物（圖3－F）。

d.晶間微孔：常見的是充填溶孔的熱液高嶺石的晶間微孔，對(duì)儲(chǔ)層總孔隙度的增加有貢獻(xiàn)（圖3－G）。

e.裂縫：局部較發(fā)育，以呈不連續(xù)網(wǎng)狀分布的高角度成巖壓裂縫為主，部分為順層理發(fā)育的水平裂縫，對(duì)改善儲(chǔ)層局部孔、滲性有極其重要的意義（圖3－H）。

f.溶縫：破裂縫進(jìn)一步遭受溶蝕而形成的溶蝕裂縫，對(duì)大幅度提高儲(chǔ)層的孔滲性有重要意義（圖3－I）。

圖2 長(zhǎng)9油層組沉積相剖面圖（元428井）Fig.2 The columnar section of sedimentary facies of Chang 9oil－bearing layer

1.4 儲(chǔ)層物性和孔隙結(jié)構(gòu)

1.4.1 儲(chǔ)層物性特征

據(jù)36口井108件長(zhǎng)9油層組砂巖儲(chǔ)層樣品的孔隙度與滲透率分析數(shù)據(jù)統(tǒng)計(jì)，孔隙度為3.70%～19.30%，峰值范圍為8.0%～10.0%，平均為10.29%；滲透率為（0.01～55.05）×10－3μm2，峰值范圍為（0.1～10）×10－3μm2，平均為2.952×10－3μm2。按碎屑巖天然氣藏儲(chǔ)層分類國(guó)家標(biāo)準(zhǔn)（SY／T5601－2009），屬中－低孔、低滲型儲(chǔ)層?？紫抖扰c滲透率具明顯的正相關(guān)性，說明儲(chǔ)層的滲透率主要受基質(zhì)巖的孔隙發(fā)育程度和孔喉?xiàng)l件控制。在已有孔、滲分析數(shù)值中，部分樣品的滲透率有1～2個(gè)數(shù)量級(jí)差異，反映砂巖儲(chǔ)層中局部發(fā)育連通孔隙的微裂縫，與薄片和掃描電鏡分析結(jié)果相一致，故微裂縫對(duì)局部改善儲(chǔ)層孔滲性有重要貢獻(xiàn)。

圖3 隴東地區(qū)長(zhǎng)9油層組儲(chǔ)層砂體的顯微特征Fig.3 Micrographs of the sandstones in Chang 9oil－bearing layer in the Longdong region

1.4.2 孔隙結(jié)構(gòu)

隴東地區(qū)長(zhǎng)9油層組砂巖儲(chǔ)層的喉道類型，以孔隙縮小型、縮頸型和管狀喉道型等粒間喉道為主。最大連通孔喉半徑為0.17～12.32μm，平均值為1.87μm；中值孔喉半徑為0～1.24μm，平均值為0.24μm。在產(chǎn)出規(guī)模上，多以中、細(xì)喉為主，少量微喉?？缀斫M合以中、小孔－中細(xì)喉組合為主，次為小孔－細(xì)、微喉型組合與小孔－微喉型組合，少量為中、小孔－中喉型組合，以及微孔－微喉型組合。

綜合上述統(tǒng)計(jì)數(shù)據(jù)，可確定隴東地區(qū)長(zhǎng)9油層組砂巖儲(chǔ)層的常規(guī)物性參數(shù)與孔隙結(jié)構(gòu)有良好的正相關(guān)性，說明基質(zhì)巖孔喉在成藏過程中扮演了主要的油氣滲流通道角色。

2 儲(chǔ)層發(fā)育控制因素

隴東地區(qū)長(zhǎng)9油層組儲(chǔ)層發(fā)育受沉積作用、砂體規(guī)模和成巖作用等因素復(fù)合控制。

2.1 沉積作用對(duì)儲(chǔ)層發(fā)育的控制

2.1.1 沉積微相與儲(chǔ)層發(fā)育關(guān)系

隴東地區(qū)長(zhǎng)9油層組不同沉積微相砂巖的儲(chǔ)集性能存在明顯差異［2］，據(jù)不同沉積微相孔、滲統(tǒng)計(jì)結(jié)果（表1），以水下分流河道微相的中－細(xì)粒和細(xì)粒砂巖儲(chǔ)層物性為最好，為最有利于儲(chǔ)層發(fā)育的沉積微相；次為水上分流河道微相的中－粗粒砂巖和河口壩微相的細(xì)粒和粉－細(xì)粒砂巖和粉砂巖；而遠(yuǎn)砂壩、分流間灣、分流間洼地微相的粉－微粒砂巖、泥質(zhì)粉砂巖物性很差，為不利于儲(chǔ)層發(fā)育的沉積微相。

表1 隴東地區(qū)長(zhǎng)9油層組沉積微相和砂巖粒度與儲(chǔ)層發(fā)育關(guān)系Table 1 The relationship of the microfacies and sandstone sizes to the reservoir development in Chang 9oil－bearing layer of Yanchang Formation in the Longdong area

2.1.2 砂體發(fā)育規(guī)模與儲(chǔ)層物性的關(guān)系

據(jù)隴東地區(qū)長(zhǎng)9油層組的砂體劈分與橫向?qū)Ρ汝P(guān)系研究，發(fā)現(xiàn)對(duì)應(yīng)于砂體的粒度和厚度加大，砂體的平均孔隙度和滲透率明顯趨于變好（表2）。顯然，砂體累計(jì)厚度越大，所能提供的儲(chǔ)集砂體越多，就越有利于儲(chǔ)層發(fā)育，兩者間呈明顯的正相關(guān)性。取砂體累計(jì)厚度25m為最有利于儲(chǔ)層發(fā)育的厚度值，5m為區(qū)間值，＜5m為不利于儲(chǔ)層發(fā)育的下限值作為評(píng)價(jià)指標(biāo)體系的權(quán)值分配系數(shù)，按權(quán)值對(duì)不同累計(jì)厚度的砂體進(jìn)行評(píng)價(jià)，可評(píng)價(jià)出4類儲(chǔ)層，評(píng)價(jià)結(jié)果與沉積微相與儲(chǔ)層發(fā)育的關(guān)系是一致的。

表2 隴東地區(qū)長(zhǎng)9油層組砂體累計(jì)厚度與儲(chǔ)層發(fā)育的關(guān)系Table 2 The relationship between the accumulative sandbody thickness and the reservoir development in Chang 9oil－bearing layer of Yanchang Formation in the Longdong area

2.2 成巖作用對(duì)儲(chǔ)層發(fā)育的控制

對(duì)隴東地區(qū)長(zhǎng)9油層組砂巖儲(chǔ)層有影響的成巖作用，主要為壓實(shí)作用、膠結(jié)作用和溶蝕作用等。

2.2.1 壓實(shí)作用

壓實(shí)作用主要發(fā)生在成巖早期，造成沉積物體積收縮、孔隙度減少，使巖石向著致密化方向發(fā)展。機(jī)械壓實(shí)（壓溶）作用主要表現(xiàn)在如下幾個(gè)方面：①顆粒接觸漸趨緊密的呈點(diǎn)－線接觸，局部出現(xiàn)凹凸接觸，顯示機(jī)械壓實(shí)作用是孔隙結(jié)構(gòu)變差的主要因素之一；②火山巖屑、云母（主要為黑云母）、泥巖屑等塑性組分受壓發(fā)生彎曲變形而擠入粒間孔隙形成假雜基，導(dǎo)致砂巖的原生孔隙大量消失；③石英、長(zhǎng)石等受應(yīng)力作用時(shí)發(fā)生脆性破裂；④碎屑間以點(diǎn)－線接觸為主，其次為線接觸，表明經(jīng)機(jī)械壓實(shí)的砂巖骨架顆粒的排列結(jié)構(gòu)已較穩(wěn)定，不易再被壓實(shí)；⑤伴隨機(jī)械壓實(shí)和局部壓溶作用形成的粒間點(diǎn)－線接觸和凹凸接觸關(guān)系，發(fā)育有弱－中等程度的石英和長(zhǎng)石次生加大作用。按照壓實(shí)強(qiáng)度分級(jí)方案，隴東地區(qū)長(zhǎng)9油層組砂巖中的碎屑顆?？傮w以點(diǎn)－線接觸為主，主要達(dá)中等壓實(shí)強(qiáng)度，局部可達(dá)中－較強(qiáng)壓實(shí)狀態(tài)。

2.2.2 膠結(jié)作用

膠結(jié)作用主要表現(xiàn)為自生黏土礦物的膠結(jié)作用、碳酸鹽膠結(jié)作用和硅質(zhì)膠結(jié)作用，是影響巖石儲(chǔ)集性能的另一個(gè)重要因素。

a.綠泥石環(huán)邊膠結(jié)作用。在顆粒表面呈薄膜狀環(huán)邊析出的綠泥石，雖然充填在原生粒間孔隙中，縮減了原生粒間孔隙和喉道，使儲(chǔ)層孔滲性降低；但由綠泥石的環(huán)邊膠結(jié)作用極大地增強(qiáng)了巖石內(nèi)部顆粒的支撐性，減緩了壓實(shí)作用，保留了大部分原生粒間孔隙。同時(shí)，一定厚度的綠泥石薄膜不僅可以抑制碎屑顆粒的成核生長(zhǎng)，特別是抑制碎屑石英的次生加大，而且還可以保護(hù)次生孔隙不再被溶蝕［8－11］。

b.碳酸鹽膠結(jié)作用。主要為多期次的粒間方解石、鐵方解石、白云石和鐵白云石的充填膠結(jié)作用，常呈鑲嵌晶粒狀、連晶狀產(chǎn)出。上述碳酸鹽膠結(jié)物雖然多為易溶礦物，但普遍未再經(jīng)受溶蝕改造；因此，碳酸鹽礦物常形成砂巖的致密膠結(jié)層。這是造成隴東地區(qū)長(zhǎng)9油層組砂巖孔滲性變差的另一主要因素，且方解石膠結(jié)物含量與孔隙度呈明顯的負(fù)相關(guān)性，對(duì)儲(chǔ)層孔隙的破壞作用較強(qiáng)（圖4－A）。

c.硅質(zhì)膠結(jié)作用。主要表現(xiàn)為碎屑石英的次生加大和充填孔隙、喉道，使儲(chǔ)層的孔隙結(jié)構(gòu)變差和孔、滲性降低。碎屑石英次生加大很普遍，但膠結(jié)物充填量不多，而且早期石英次生加大膠結(jié)作用對(duì)增強(qiáng)砂巖抗壓實(shí)能力和對(duì)原生粒間孔的保存有積極意義；因此，由石英次生加大引起的膠結(jié)作用雖然可使儲(chǔ)層物性變差（圖4－B），但不很嚴(yán)重。

圖4 隴東地區(qū)長(zhǎng)9油層組碳酸鹽膠結(jié)物和硅質(zhì)膠結(jié)物與孔隙度的關(guān)系Fig.4 The relationship between carbonate cements and quartz cement and porosity of Chang 9oil－bearing layer of Yanchang Formation in the Longdong area

2.2.3 溶蝕作用

溶蝕作用形成大量粒間溶孔、粒內(nèi)溶孔、鑄?？缀腿芏础Ｔ诒緟^(qū)以雜基的溶蝕最為普遍和強(qiáng)烈，其次為泥巖屑，是產(chǎn)生次生溶蝕孔隙、使儲(chǔ)集層孔隙結(jié)構(gòu)得到改善的一種重要作用。此外，成巖壓裂形成的破裂縫對(duì)改善儲(chǔ)層的孔、滲性，特別是滲透性也有一定的貢獻(xiàn)。

2.3 儲(chǔ)層綜合評(píng)價(jià)

按長(zhǎng)9油層組砂巖儲(chǔ)層巖性、物性及孔隙結(jié)構(gòu)參數(shù)，利用Q聚類分析方法進(jìn)行分類評(píng)價(jià)［12，13］，可將長(zhǎng)9油層組砂巖儲(chǔ)層劃分為4個(gè)類別（表3），作出隴東地區(qū)長(zhǎng)9油層組儲(chǔ)層分布評(píng)價(jià)圖（圖5）。

3 結(jié)論

a.隴東地區(qū)延長(zhǎng)組長(zhǎng)9油層組砂巖儲(chǔ)層具有成分成熟度偏低和結(jié)構(gòu)成熟度偏高的特點(diǎn)。

b.儲(chǔ)集空間以原生粒間孔和剩余原生粒間孔為主，次為粒間和粒內(nèi)溶孔，少量鑄?？?；微裂縫對(duì)改善儲(chǔ)層的孔、滲性在局部也有貢獻(xiàn)。儲(chǔ)層的孔隙結(jié)構(gòu)總體為中等偏差，屬于典型的中－低孔、低滲孔隙型儲(chǔ)層。

c.儲(chǔ)層發(fā)育主要受沉積作用和成巖作用共同控制：前者控制了儲(chǔ)集砂體的產(chǎn)狀、規(guī)模和發(fā)育位置，以三角洲平原分流河道和三角洲前緣水下分流河道為最有利于儲(chǔ)層發(fā)育的微相；后者控制了儲(chǔ)層的物性和品質(zhì)。

表3 隴東地區(qū)延長(zhǎng)組長(zhǎng)9油層組砂巖儲(chǔ)層分類評(píng)價(jià)表Table 3 Valuation of sandstone reservoir classification of Yanchang Formation's Chang 9oil－bearing layer reservoir in the Longdong area

圖5 隴東地區(qū)長(zhǎng)9油層組儲(chǔ)層評(píng)價(jià)圖Fig.5 The map of reservoir evaluation of Chang 9 oil reservoir in the Longdong area

d.鑒于成巖作用對(duì)儲(chǔ)層的破壞并不十分強(qiáng)烈，因此，儲(chǔ)層的預(yù)測(cè)和評(píng)價(jià)，可以砂體的分布規(guī)律和發(fā)育規(guī)模為主要依據(jù)。

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