鄂爾多斯盆地胡尖山地區(qū)長7儲層特征及影響因素

姚涇利，陳世加，路俊剛，張煥旭，劉超威，唐海評，王 剛，張博為

(1.中國石油 長慶油田分公司 勘探開發(fā)研究院，西安 710021；2.西南石油大學 資源與環(huán)境學院，成都 610500)

鄂爾多斯盆地胡尖山地區(qū)長7儲層特征及影響因素

姚涇利1，陳世加2，路俊剛2，張煥旭2，劉超威2，唐海評2，王 剛2，張博為2

(1.中國石油 長慶油田分公司 勘探開發(fā)研究院，西安 710021；2.西南石油大學 資源與環(huán)境學院，成都 610500)

以往主要將長7作為鄂爾多斯盆地的生烴層系進行研究。近年來在胡尖山地區(qū)長7油層組發(fā)現(xiàn)了大量工業(yè)油流井，但油藏分布極不均勻，油井產能有高有低。利用巖石薄片、鑄體薄片、壓汞和物性等資料，對胡尖山地區(qū)長7儲層特征進行了深入研究，并從多角度分析了影響長7儲層物性的因素。研究表明：研究區(qū)長7儲層以長石砂巖和巖屑質長石砂巖為主；填隙物以鐵方解石和水云母為主；儲集空間以殘余粒間孔和溶蝕孔為主；為微喉道；物性差，為低孔—超低滲儲層。影響儲層物性的因素主要有：石英含量、碎屑粒度、沉積微相和成巖作用(壓實、膠結和溶蝕)等。

長7油層組；延長組；三疊系；儲層特征；影響因素；胡尖山地區(qū)；鄂爾多斯盆地

儲層是控制油氣富集和分布的重要因素，儲層特征研究是進行油氣勘探的重要環(huán)節(jié)[1]。前人對儲層儲集性的控制因素做了大量研究工作[2-3]，認為主要控制因素包括搬運沉積作用、沉積環(huán)境和成巖作用等[4]。儲層物性一般隨著地層埋深的增加而總體變差，但也會在某些深度段或層位存在相對高孔高滲帶，主要受有機質演化、粘土礦物轉化和碳酸鹽礦物溶蝕等因素的影響[5-6]。

胡尖山地區(qū)位于鄂爾多斯盆地次級構造單元伊陜斜坡的中西部，北起安邊，南至吳起，西抵彭灘，東達周家灣(圖1)。三疊系延長組自下而上劃分為5個巖性段(T3y1-T3y5)，10個油層組(長1—長10)，其中長10—長7為湖盆擴張期，長6—長3為湖盆萎縮期，并在長7沉積了厚層優(yōu)質烴源巖[7-8]。在以長7張家灘油頁巖為代表的最大湖進之后，盆地因河流注入，建造了一套巨厚的河流—湖泊三角洲沉積體系[9]。

圖1 鄂爾多斯盆地胡尖山地區(qū)地理位置

由于以往對盆地延長組的勘探開發(fā)主要集中在長8、長6、長4+5、長3等含油層系[10-12]，對長7主要作為生油層系，很少將其作為儲集層進行研究，對長7儲層特征、儲層成巖作用、有利儲層展布等問題認識不清楚(儲層主要是長72和長71)。筆者對研究區(qū)長7儲層巖石學特征、孔喉特征和物性特征進行了深入分析，并從多角度分析了影響長7儲層物性的因素。上述研究工作的完成為下一步分析油藏分布的控制因素提供了基礎。

1 長7儲層特征

1.1儲層巖石學特征

經研究區(qū)長7儲層167塊砂巖樣品鑒定資料統(tǒng)計表明：砂巖碎屑物組分中，長石含量最高，達40.20%；石英次之，占27.10%；巖屑含量占12.30%。長7儲層砂巖巖石類型以長石砂巖、巖屑質長石砂巖為主(圖2)，巖屑以變質巖屑和火山巖屑為主，沉積巖屑很少(圖3)。填隙物含量平均值為13.86%，主要成分是高嶺石、水云母、綠泥石和鐵方解石，其含量占填隙物總量的86.82%(圖4)。

1.2儲層孔喉特征

1.2.1 儲層孔隙類型

儲層物性是對孔隙結構的反映，造成不同低滲透油藏物性差別的主要因素是微觀孔隙結構[13]。大量鑄體薄片資料分析表明，研究區(qū)長7儲層孔隙類型主要有殘余粒間孔、粒間溶孔、粒內溶孔，以及少量的微裂隙(圖5)。

圖2 鄂爾多斯盆地胡尖山地區(qū)延長組長7儲層砂巖成分三角圖

圖3 鄂爾多斯盆地胡尖山地區(qū)延長組長7儲層碎屑組分三角圖

圖4 鄂爾多斯盆地胡尖山地區(qū)延長組長7儲層主要填隙物含量

殘余粒間孔隙為未被膠結物充填滿的孔隙，填充孔隙的多為薄膜式膠結的鐵方解石和綠泥石等膠結物(圖5a)。粒間溶孔是顆粒邊緣或粒間膠結物溶蝕形成的，溶解組分主要為長石和方解石等(圖5b)。粒內溶孔是顆粒內部部分溶蝕形成的，多見于長石、云母和部分巖屑內，常與粒間溶孔伴生分布(圖5c)。微裂隙為剛性碎屑受壓實而破裂形成的裂隙，是油氣運移和聚集的重要通道(圖5d)。

1.2.2 儲層喉道特征

喉道的大小和形態(tài)主要取決于巖石的顆粒接觸關系、膠結類型、顆粒形態(tài)及大小[14]。經研究區(qū)長71、長72儲層砂巖壓汞參數(shù)統(tǒng)計(表1)發(fā)現(xiàn)，喉道中值半徑均小于0.2 μm，根據(jù)孔隙和喉道大小的劃分標準[15]，研究區(qū)長7儲層以微喉道為主，喉道偏細。

1.3儲層物性特征

經統(tǒng)計，研究區(qū)長7儲層孔隙度主要分布在3%～12%，滲透率主要分布在(0.01～0.6)×10-3μm2(圖6)，平均值分別為7.02%和0.15×10-3μm2?？傮w上長7為一套低孔—超低滲透性致密儲層。同時孔隙度與滲透率值具有較好的線性關系，說明長7儲層的儲集空間以孔隙為主。

層位孔隙度/%滲透率/10-3μm2中值半徑/μm最大汞飽和度/%退汞效率/%樣品數(shù)/個長713.60～10.908.480.025～0.2100.1240.020～0.1390.06760.66～78.4069.5416.10～39.97529.578長726.70～11.408.410.036～0.2730.1530.022～0.1310.07560.68～74.2267.4716.753～34.52628.715

圖6 鄂爾多斯盆地胡尖山地區(qū)長7儲層孔隙度和滲透率散點圖

2 儲層物性影響因素

2.1石英含量

沉積物源是后期成巖演化的物質基礎，它決定了儲層砂巖碎屑的組分，同時碎屑物的成分和含量又直接影響砂巖儲層的原始儲集性和滲透性[16-17]。石英為剛性顆粒，不易受壓實變形和溶蝕，能形成支撐，有效地保護原始孔隙結構。據(jù)統(tǒng)計，研究區(qū)長7儲層的石英含量與孔隙度存在較好的正相關性(圖7a)，但長7石英含量總體較低，占27.10%，對應的孔隙度主要分布在6%～9%。說明石英含量是影響儲層物性的重要因素。

2.2碎屑粒度

一般而言，隨著砂巖粒徑增大，物性變好，中砂巖的儲層物性最好，粗砂巖因其孔隙空間大而容易被充填，孔隙度、滲透率相對變差[18]，研究區(qū)長7儲層顆粒粒徑與孔隙度也存在類似的規(guī)律(圖7b)。長7儲層中砂巖(1<φ≤2)占28.26%、細砂巖(2<φ≤4)占66.67%、粉砂巖(φ>4)占9.30%，以細砂巖為主，對應的孔隙度均值為8.7%。說明儲層砂巖顆粒粒徑是影響儲層物性的重要因素。

2.3沉積微相

不同的沉積環(huán)境導致巖石類型、粒度的差異，甚至孔隙水的差異，最終導致儲層物性的差異[19]。沉積相研究表明，研究區(qū)長7主要發(fā)育三角洲前緣的水下分流河道和分流間灣沉積。經大量巖樣的沉積微相分析，結合對應的物性數(shù)據(jù)對比(表2)，發(fā)現(xiàn)水下分流河道的孔隙度、滲透率均值分別為7.40%和0.129×10-3μm2，分流間灣為4.58%和0.069×10-3μm2，表明沉積微相是影響儲層物性的重要因素。

2.4成巖作用

2.4.1 壓實作用

壓實作用是降低孔隙空間的重要因素，主要發(fā)生在成巖作用的早期，通常認為壓實作用影響的最大埋深在2 500 m左右，隨埋深的進一步增加，主要表現(xiàn)為壓溶作用。壓實作用主要表現(xiàn)為塑性巖屑受壓實發(fā)生彎曲、變形、塑變以及伸長(圖8a)，剛性顆粒發(fā)生破裂以及顆粒接觸漸趨緊密。區(qū)內長7地層埋深在1 890～2 740 m，壓實作用較強烈，原因有：(1)長7巖石組分中石英含量較低，抗壓實能力較弱；(2)長7巖石顆粒粒徑偏細，以細砂巖為主，粒徑較小導致其更容易遭壓實。

2.4.2 膠結作用

膠結作用屬于破壞性成巖作用，區(qū)內長7膠結作用很發(fā)育，主要分為硅質膠結、碳酸鹽膠結和粘土膠結。長7儲層中硅質含量為0.84%，硅質膠結較發(fā)育，以石英次生加大、孔隙充填式為主(圖8b)。碳酸鹽膠結物以鐵方解石為主，方解石膠結分為早晚兩期，早期方解石膠結物不如晚期鐵方解石膠結物常見(圖8c)，其含量分別為0.15%和4.92%。粘土膠結物主要有高嶺石、水云母和綠泥石，其含量分別為1.56%,3.34%,2.21%。綠泥石膜在顆粒邊緣發(fā)育，高嶺石、水云母等充填孔隙，降低儲層的儲集空間(圖8d)。

表2 鄂爾多斯盆地胡尖山地區(qū)長7儲層各沉積微相物性對比

圖7 鄂爾多斯盆地胡尖山地區(qū)長7儲層石英含量、砂巖粒度與孔隙度散點圖

圖8 鄂爾多斯盆地胡尖山地區(qū)延長組長7儲層成巖作用鑄體薄片

2.4.3 溶蝕作用

溶蝕作用對改善研究區(qū)長7儲層物性起著非常重要的作用，主要表現(xiàn)為碎屑顆粒、雜基和膠結物的溶解，對形成儲層十分有利。區(qū)內長7儲層長石含量最高，達40.20%，長石溶蝕廣泛發(fā)育(圖5b)。

3 主要認識

1)研究區(qū)長7儲層主要沉積長石砂巖和巖屑質長石砂巖，巖屑以變質巖屑和火山巖屑為主，填隙物主要為高嶺石、水云母、綠泥石和鐵方解石。

2)孔隙以殘余粒間孔和溶蝕孔為主；喉道偏細，為微喉道；儲層物性差，為低孔—超低滲儲層，儲集空間以孔隙為主。

3)影響研究區(qū)長7儲層物性的因素主要有：石英含量、顆粒粒度、沉積微相和成巖作用(壓實、膠結和溶蝕)等。

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(編輯韓 彧)

FeaturesandinfluencingfactorsofChang7reservoirofYanchangFormationinHujianshanarea,OrdosBasin

Yao Jingli1, Chen Shijia2, Lu Jungang2, Zhang Huanxu2, Liu Chaowei2, Tang Haiping2, Wang Gang2, Zhang Bowei2

(1.ResearchInstituteofExploration&Development,ChangqingOilFieldCompany,PetroChina,Xi’an,Shaanxi710021,China; 2.SchoolofResourcesandEnvironmentEngineering,SouthwestPetroleumUniversity,Chengdu,Sichuan610500,China)

The Chang 7 strata in the Ordos Basin were regarded as source rocks in the past. Plenty of industrial oil wells have been found in the Chang 7 strata of the Yanchang Formation in Hujianshan area of the Ordos Basin in recent years; however, the reservoirs are unevenly distributed and have different industrial productivities. Based on rock thin section, cast thin section, mercury penetration and physical property analyses, the features of the Chang 7 reservoir were studied, and the influencing factors were discussed. Arkose and lithic arkose sandstones are most common in the Chang7 strata. The main interstitial materials are ferroan calcite and hydromica. Residual intergranular pore and dissolved pore are the dominant reservoir spaces. The Chang 7 reservoir is a low porosity and ultra-low permeability reservoir with micro-throat and poor physical property. The main affecting factors include quartz content, size of detrital grain, depositional micro-facies and diagenesis, etc.

Chang 7 strata; Yanchang Formation; Triassic; reservoir characteristics; influencing factors; Hu jianshan area; Ordos Basin

1001-6112(2013)02-0162-05

10.11781/sysydz20130209

TE122.2

A

2012-07-26；

2013-01-07。

姚涇利(1964—)，男，高級工程師，博士，從事油氣地質學研究。E-mail：yjl_cq@petrochina.com.cn。

國家重大科技專項(2011ZX05001-001)、中國石油化工股份有限公司重大科技專項(2011E-0301)和天然氣地質四川省重點實驗室資助。