羅龐塬油區(qū)長8油藏儲集因素分析研究

李向東，陳振剛，王 英

(1.西安石油大學(xué)，陜西 西安 710065;2.延長油田股份有限公司靖邊采油廠，陜西 靖邊 718500;3.華北石油局西部工程公司，新疆 輪臺 841600)

羅龐塬油區(qū)位于定邊縣最南端，距定邊縣城約100 km，區(qū)域面積約144 km2。區(qū)內(nèi)地表屬典型黃土塬峁地形，黃土層覆蓋厚度大，一般200～380 m，地表起伏不平，溝壑縱橫，地面海拔一般1 600～1 800 m。其構(gòu)造位置主要隸屬于天環(huán)坳陷。長8油層組是定邊采油廠的主要產(chǎn)油層位之一，儲層物性較差，屬于低孔、低滲的地層 －巖性油藏。非均質(zhì)性較強(qiáng)，儲層非均質(zhì)性主要受沉積相和成巖作用控制。本文從沉積學(xué)角度分析了影響長8油藏富集的因素，進(jìn)行油氣富集有利區(qū)預(yù)測，為下一步勘探提供建設(shè)性的建議。

1 研究區(qū)長8油層的儲集特點(diǎn)

羅龐塬油區(qū)延長組長8砂巖為主要的儲集層之一，具以下特點(diǎn):(1)砂層累計(jì)較厚，粒度細(xì)，沉積相變快，如40059井長 81層段，砂體孔隙度(13.1%)及滲透率(0.936×10－3um2)值較高，屬水下分流河道相砂體發(fā)育的地區(qū)，向西南約4 km的定40226井長81層段則變?yōu)榉至鏖g灣沉積微相，孔隙度(6.8%)、滲透率(0.085 ×10－3um2)值均變差，巖性主要為泥質(zhì)粉砂巖;(2)長8油層埋藏深度一般為2 600～2 700 m，儲集層經(jīng)受了強(qiáng)烈而又復(fù)雜的成巖作用，主要是壓實(shí)作用、膠結(jié)作用及溶蝕作用;(3)儲集層具低孔、低滲，且縱、橫向非均質(zhì)性顯著的特點(diǎn)，長82儲層孔隙度最小0.62%，最大13.77%，平均值為7.11%，由孔隙度直方與累計(jì)頻率分布圖知孔隙度主要分布在4% ～10%;滲透率最小為0.001 × 10－3μm2，最大為 1.21 × 10－3μm2，平均值為0.16×10－3μm2，由滲透率直方與累計(jì)頻率分布圖知滲透率主要分布在0.07% ～0.2%μm2;長 81儲層樣品測試孔隙度最小2.76%，最大 14.77%，平均值為 7.53%，由孔隙度直方與累計(jì)頻率分布圖知孔隙度主要分布在4%～10%，滲透率最小為0.001 ×10－3μm2，最大為 4.006 × 10－3μm2，平均值為 0.32×10－3μm2。該類油藏與儲集層的物性和沉積相關(guān)系密切，對這類油藏的勘探必須進(jìn)行深入的沉積相、砂體展布、成巖作用特征的研究。

圖1 長82孔隙度直方與累計(jì)頻率圖

圖2 長82滲透率直方與累計(jì)頻率圖

2 影響油藏的儲集因素分析

2.1 砂巖組分特征

長8儲層巖性為長石砂巖、亞長石砂巖和亞巖屑砂巖(圖5)。碎屑顆粒含量較高，分布在 79% ～86%，平均達(dá)到了81.88%。碎屑成分中石英含量介于50% ～60%，主要分布在55% ～60%，平均含量為56.34%;長石含量在15% ～30%之間，主要分布在25% ～30%，平均為22.67%，巖屑含量分布在15%～24%，平均百分之20%。巖屑成分較為復(fù)雜，主要有沉積巖巖屑，變質(zhì)巖巖屑和火成巖巖屑。其中以沉積巖巖屑為主，分布在10% ～15%之間，平均含量12.44%;變質(zhì)巖巖屑居次，分布在4.5% ～8%，平均含量6.17%;火山巖巖屑最少，分布在0.5% ～2%，平均含量為1.39%。沉積巖巖屑以泥巖巖屑為主，變質(zhì)巖屑主要為石英巖。云母含量約為0.5% ～15%，平均含量為0.56%，大多數(shù)的云母被壓彎或水化膨脹呈假雜基充填于粒間孔隙中，部分黑云母發(fā)生綠泥石化和伊利石化，其他重礦物含量約占2%。

圖3 長81孔隙度直方與累計(jì)頻率圖

圖4 長81滲透率直方與累計(jì)頻率圖

圖5 長8儲層砂巖碎屑組分三角圖

填隙物以膠結(jié)物為主，長8油層組膠結(jié)物含量在8%～13%，平均含量為10.62%。結(jié)物類型主要包括綠泥石、高嶺石、水云母、鐵方解石、鐵白云石、白云石、埃洛石及鐵泥質(zhì)等，膠結(jié)類型以孔隙式和基底—孔隙式為主。雜基含量5%～7% ，平均為 6.18%(圖 6)。

通過對區(qū)內(nèi)重礦物資料的統(tǒng)計(jì)，研究發(fā)現(xiàn)該區(qū)北東方向的物源與西部物源差別明顯，西部物源較北東方向的物源有相對高的成熟度，具體表現(xiàn)為相對較高的石英含量和相對較低的云母含量，并且在羅龐塬地區(qū)砂巖骨架含量兼具兩者的共同特點(diǎn)，說明在此地區(qū)兩個(gè)方向的物源發(fā)生了交匯，其中北東物源為主要物源，西北物源為次要物源。

2.2 沉積相特征

通過巖心觀察、粒度分布資料、沉積構(gòu)造特征的分析，綜合各種相標(biāo)志，結(jié)合區(qū)域沉積背景，確定該區(qū)長8油層組主要是三角洲前緣和淺湖亞相沉積，其中三角洲前緣可劃分為水下分流河道、水下決口扇和分流間灣3種主要微相。

圖6 長8砂巖填隙物組分直方圖

水下分流河道是陸上分流河道的在水下延伸的部分，也稱為水下分流河床。沉積物主要以砂、粉砂為主，泥質(zhì)極少。在砂巖中發(fā)育有交錯層理、波狀層理、平行層理及少量的變形構(gòu)造，底部具有沖刷面，在沖刷面附近還含有大量泥礫。水下分流河道的自然電位曲線呈現(xiàn)出鐘形，自然伽馬曲線為齒狀箱型、低值箱型。砂體在縱向剖面上為正旋回(下粗上細(xì))，反映出其隨著沉積物的不斷加積，水體變淺，水動力條件減弱的沉積環(huán)境。

水下決口扇是洪水期底流沖決水下天然堤后，在決口處附近快速堆積形成的小型扇狀沉積體，因而亦位于河道兩側(cè)，以凸岸居多。巖性為灰色含泥質(zhì)細(xì)砂巖、粉砂巖夾薄層泥巖組合，常具向上變粗或向上變粗后又變細(xì)的粒序韻律，以發(fā)育塊狀層理為主，次為沙紋層理、水平層理、浪成沙紋層理和變形層理。在剖面結(jié)構(gòu)上，或與水下天然堤伴生，或在分流間洼地中呈夾層產(chǎn)出，與相鄰微相存在粒級和粒序突變關(guān)系。測井曲線呈低－中幅指形、倒鐘形和卵形，個(gè)別為鐘形，總體上以顯示均勻懸浮和略向上變粗后復(fù)變細(xì)的趨勢為主。

位于三角洲前緣水下分流河道之間相對低洼地區(qū)，與湖水相通，但水動力較弱。分流間灣以粘土沉積為主，含少量粉砂和細(xì)砂。砂巖和粉砂巖中主要發(fā)育水平層理、透鏡狀層理和變形層理，可見碳屑、植物殘?bào)w等，垂直蟲孔及生物攪動構(gòu)造發(fā)育。植物葉片化石主要發(fā)育于泥巖、粉砂質(zhì)泥巖中。其自然伽馬曲線呈齒形中高值，自然電位曲線在泥巖基線附近，反應(yīng)水體較平靜。

圖7 40069井三角洲前緣沉積剖面

2.3 砂體展布特征

羅龐塬油區(qū)長8油層組是三疊系鄂爾多斯盆地快速下沉，湖盆規(guī)模、水深均已較大時(shí)期的三角洲沉積，厚度約120 m，砂體厚度約80～120 m。通過長81、長82兩個(gè)含油小層數(shù)據(jù)統(tǒng)計(jì)作圖，羅龐塬油區(qū)共發(fā)育“淺而窄”的6條三角洲前緣水下分流河道，長81在主河道部位砂地比分布于10%～48%，，砂體累積厚度大于30 m。砂體呈條帶狀展布，在縱向上連續(xù)性好，而在橫向上連續(xù)性較差，被分流間灣的泥質(zhì)沉積所分割(見圖8)。研究區(qū)水下分流河道發(fā)育的地區(qū)，就是儲集體發(fā)育區(qū)，也是目前產(chǎn)油較好的地區(qū)。

圖8羅龐塬西區(qū)長81沉積微相平面圖

2.4 成巖作用及其對儲層物性的影響

2.4.1 成巖階段劃分

羅龐塬油區(qū)低孔、低滲砂巖粒度細(xì)、沉積相變快的特征是其成巖演化的重要控制因素。此外，巖屑中含有較多的火山巖巖屑和火山碎屑物質(zhì)也對砂巖的早期成巖作用有著較大的影響。長8砂巖在埋藏成巖過程中先后經(jīng)歷了壓實(shí)壓溶作用、膠結(jié)作用、交代作用和溶蝕作用等成巖事件。其中，對儲層物性和孔隙結(jié)構(gòu)影響較大的作用有4種，即壓實(shí)(溶)作用、膠結(jié)作用、溶蝕作用和交代作用。

薄片觀察結(jié)果表明:砂巖儲層經(jīng)受的壓實(shí)作用屬中等強(qiáng)度壓實(shí)，在上覆地層壓力不斷加大時(shí)，顆粒趨于緊密堆積，碎屑多呈點(diǎn)－線接觸，部分塑性巖屑、云母發(fā)生彎曲變形，甚至見有泥巖屑形成假雜基。碳酸鹽膠結(jié)是區(qū)內(nèi)最常見也是最主要的膠結(jié)作用，膠結(jié)類型即有孔隙式膠結(jié)，又有半基底式、基底式膠結(jié)。硅質(zhì)膠結(jié)主要以次生加大為主。泥質(zhì)膠結(jié)則以環(huán)邊式和孔隙式為主要膠結(jié)類型。各種膠結(jié)物充填于顆粒之間的孔隙內(nèi)，進(jìn)一步降低原生粒間孔，但綠泥石和硅質(zhì)膠結(jié)同時(shí)增加了骨架顆粒強(qiáng)度，阻止壓實(shí)作用的進(jìn)行。鏡下觀察表明，常見的碳酸鹽膠結(jié)物有方解石，此外，偶見有少量的白云石。方解石解膠結(jié)物根據(jù)特征可以劃為二類，一類為微晶方解石;另一類為晶粒較粗的亮晶方解石或連晶方解石。粘土礦物X射線衍射分析表明:該區(qū)粘土礦物主要是綠泥石和伊利石，含少量蒙脫石，I/S混層中的 S(%)10% ～15%，說明該區(qū)的成巖作用主要處在中成巖階段。研究區(qū)鏡質(zhì)體反射率數(shù)據(jù)分析表明:該區(qū)內(nèi)長8油層組 R0在0.79～1.21之間，為中成巖階段 A期。綜上所述，研究區(qū)長8油層組成巖作用處于中成巖階段 A期，局部進(jìn)入了中成巖階段B期。

2.4.2 壓實(shí)壓溶作用

機(jī)械壓實(shí)作用是早成巖期沉積物沉積下來后，隨著盆地的下沉和上覆地層增厚，砂巖顆粒在壓實(shí)作用下接觸逐漸緊密，孔隙水被排出，部分塑性物質(zhì)擠壓變形，原生孔隙體積縮小，孔隙度和滲透率降低的過程。壓實(shí)作用是砂巖原生粒間孔減少的主要原因之一，研究區(qū)內(nèi)長8油層組因壓實(shí)損失的孔隙達(dá)25.0%以上，以壓實(shí)作用為主的地區(qū)，砂巖孔隙度普遍小于8%。溶蝕作用是碎屑顆粒和填隙物在成巖作用過程中發(fā)生溶解的過程，在成巖作用的各個(gè)階段均可以發(fā)生。溶蝕作用是碎屑巖儲層次生孔隙形成的主要原因。溶蝕作用發(fā)生的成巖環(huán)境主要有兩種，分別為淺層或者在不整合面附近的儲層遭受大氣水淋濾作用造成溶解，以及在烴源巖排烴期產(chǎn)生的有機(jī)酸作用下形成溶解。溶解作用使砂巖的易溶組份發(fā)生部分溶解，甚至全部溶解，并形成多種類型的次生孔隙。在研究區(qū)油層儲集巖中，長石的溶蝕作用是比較普遍的。長石溶孔是本區(qū)主要的次生孔隙類型，它的存在對儲層的物性起到了積極有效的改善作用。鏡下也常見到雜基和粒緣被溶蝕，這些無選擇溶蝕作用形成的溶孔通常被瀝青充填，說明長8的瀝青充填的雜基和粒緣溶孔的形成可能與干酪根熱降解形成的酸性流體有關(guān)。此外，在區(qū)內(nèi)砂巖儲層中，還可見到自生粘土礦物有弱的溶蝕現(xiàn)象，形成了極少量的晶內(nèi)溶孔、晶緣溶孔、晶間溶孔等次生孔隙，也可見到少量巖屑顆粒有弱的溶蝕現(xiàn)象形成少量的粒內(nèi)溶孔。

2.4.3 膠結(jié)作用

膠結(jié)作用是指孔隙流體中某種物質(zhì)含量達(dá)到過飽和而在孔隙中發(fā)生沉淀，致使巖石固結(jié)的作用。儲層溫壓變化是孔隙水中的過飽和物質(zhì)發(fā)生沉淀，在碎屑顆粒間析出形成自生礦物，以顆粒次生加大，或相互交代以及交代碎屑顆粒等形式出現(xiàn)。研究區(qū)內(nèi)常見的膠結(jié)類型有碳酸鹽膠結(jié)、硅質(zhì)膠結(jié)、泥質(zhì)膠。碳酸鹽膠結(jié)是區(qū)內(nèi)最常見也是最主要的膠結(jié)作用，膠結(jié)類型即有孔隙式膠結(jié)，又有半基底式、基底式膠結(jié)。硅質(zhì)膠結(jié)主要以次生加大為主。泥質(zhì)膠結(jié)則以環(huán)邊式和孔隙式為主要膠結(jié)類型。各種膠結(jié)物充填于顆粒之間的孔隙內(nèi)，進(jìn)一步降低原生粒間孔，但綠泥石和硅質(zhì)膠結(jié)同時(shí)增加了骨架顆粒強(qiáng)度，阻止壓實(shí)作用的進(jìn)行。研究區(qū)內(nèi)的碳酸巖膠結(jié)物的溶蝕現(xiàn)象極不明顯，僅在一些溶蝕縫周圍能看見少量方解石的溶蝕現(xiàn)象。碳酸鹽巖的膠結(jié)作用對儲層主要起破壞作用，碳酸鹽膠結(jié)物大量占據(jù)儲層的儲集空間，是儲層孔隙損失的另一主要原因。硅質(zhì)膠結(jié)物的含量雖然不高，但石英的次生加大現(xiàn)象卻比較普遍。在觀察的鑄體薄片中，幾乎都能見到石英的次生加大，寬度在 10～50 μm之間，個(gè)別顆?？蛇_(dá) 100 μm，廣泛但不均勻地分布于長8油層組砂巖中。根據(jù)鏡下觀察，在有綠泥石環(huán)邊的砂巖中，石英次生加大發(fā)生在環(huán)邊形成之后。砂巖中最常見的泥質(zhì)膠結(jié)類型，主要以早期生成的自生粘土礦物綠泥石圍繞碎屑顆粒邊緣生長形成環(huán)邊。自生綠泥石垂直或平行碎屑顆粒表面向外生長，在顆粒表面形成包殼或環(huán)邊，呈微細(xì)葉片狀、針狀或纖狀集合體，碎屑顆粒表面的綠泥石多數(shù)僅為一層，厚度一般3～5 μm，在顆粒表面密集排列呈毯狀。早期生成的自生綠泥石大多以孔隙襯墊的形式產(chǎn)出。綠泥石薄膜的形成在石英顆粒表面形成了一層保護(hù)膜，阻止了石英的自生加大，同時(shí)也可以增強(qiáng)砂巖的抗壓實(shí)程度，在一定程度上起到了保護(hù)粒間孔的作用，但同時(shí)，粘土膜也會使孔隙變小，喉道變細(xì)甚至消失，從而降低了儲層的物性。鏡下可見綠泥石交代碎屑與雜基，或被方解石、次生石英和伊利石覆蓋或交代的現(xiàn)象。長 8油層組砂巖中，綠泥石環(huán)邊膠結(jié)和早期 SiO2膠結(jié)使砂巖的抗壓實(shí)能力增強(qiáng)，保護(hù)了原生孔隙未被徹底破壞，形了一些殘余粒間孔儲層，也為后期的溶蝕作用創(chuàng)造了條件。

2.4.3 溶蝕作用

長石、雜基和粒緣的溶蝕作用使砂巖物性得到改善。長石、雜基和粒緣在有機(jī)質(zhì)成熟時(shí)期有明顯的溶蝕作用，這種溶蝕作用恰恰發(fā)生在油的運(yùn)移之前或接近同時(shí)，因此，長石、雜基和粒緣溶孔的產(chǎn)生為油的運(yùn)移和聚集提供了空間。這些次生孔隙雖然數(shù)量不多，但卻擴(kuò)大或增加了孔隙喉道，使孔隙的連通性變好，為油氣的運(yùn)移和聚集提供了良好的條件?？傊芪g作用是有益的，它使本區(qū)致密儲層得到了一定程度的改善，使油的運(yùn)移和聚集成為可能。然而，它又是有限的，沒有從根本上改變本區(qū)儲層低孔低滲的狀況。

2.4.4 交代作用

在研究區(qū)內(nèi)，主要的交代作用是方解石對長石和巖屑的交代。方解石交代長石的現(xiàn)象比較普遍。研究區(qū)內(nèi)方解石膠結(jié)作用十分強(qiáng)烈，在方解石形成時(shí)，孔隙水中富含 Ca+和CO32－離子，而這種溶液具有破壞長石晶格的能力，但交代程度大都比較低，以溶蝕交代長石邊緣為主，整個(gè)交代作用對儲層的影響不大。

2.4.5 成巖作用對孔隙度的影響

羅龐塬油區(qū)長8各種成巖作用發(fā)育在不同的成巖階段，對孔隙度變化的影響也是不一樣的。早成巖期壓實(shí)壓溶作用使得原生孔隙度大大減小，而早成巖)晚成巖期，碳酸鹽巖、黏土礦物膠結(jié)充填作用使得孔隙度進(jìn)一步降低，但隨著埋深的增加，晚成巖期有機(jī)質(zhì)熱成熟脫羧作用和其他過程使成巖孔隙水變成酸性，部分長石和巖屑在酸性孔隙水的作用下發(fā)生溶解作用并形成次生孔隙，使孔隙度回升。沉積物剛沉積下來，其初始孔隙度為37.86%，在早期強(qiáng)烈壓實(shí)作用的影響下，孔隙度急劇下降，孔隙度減少了 26.17%，壓實(shí)后剩余孔隙度為 12.74%。在膠結(jié)作用的影響下，孔隙度再次減少 8.1%，剩余孔隙度為 5.14%，后期長石溶蝕產(chǎn)生的溶蝕孔隙使儲層性能得到改善，孔隙度增加 6.35%，最終孔隙度為10.1%。

2.5 儲層物性及其非均質(zhì)性

羅龐塬油區(qū)延長組長 8儲層平均孔徑5～40 μm，為小孔，喉道中值半徑主要 0.008 4 ～0.873 8 μm，屬細(xì)喉、微細(xì)喉和微喉。最大喉道半徑達(dá)2.52 μm，其中值半徑為0.873 8 μm，孔隙和喉道分選均差，分選系數(shù)為1.2～5.1。儲層滲透率在 0.000 6 ～16.146 3 ×10－3μm2，據(jù)前人對低滲透儲層的分類標(biāo)準(zhǔn)，研究區(qū)分為特低滲透儲層，接近致密儲層和標(biāo)準(zhǔn)致密儲層，且以前兩者為主，且儲層在層內(nèi)、層間和平面上均具有較強(qiáng)的非均質(zhì)性。平面非均質(zhì)性表現(xiàn)主河道部位砂體厚度較大，粒度較粗，物性較好。此外，部分井區(qū)由于次生孔隙發(fā)育，滲透性變好。