鄂爾多斯盆地隴東地區(qū)延長組長4+5油層組儲(chǔ)層特征及主控因素分析

李盼盼，朱筱敏，朱世發(fā)，梁曉偉，牛小兵，鄭慶華

（1.中國石油大學(xué)（北京）地球科學(xué)學(xué)院，北京102249；2.中海油能源發(fā)展股份有限公司 工程技術(shù)分公司，天津300452；3.中國石油長慶油田分公司勘探開發(fā)研究院，西安710018）

0 引言

隨著油氣勘探開發(fā)的不斷深入，常規(guī)油氣藏的發(fā)現(xiàn)難度越來越大，非常規(guī)油氣藏的勘探開發(fā)日益重要。鄂爾多斯盆地發(fā)現(xiàn)的大中型油氣藏多為低滲透油氣藏［1］，近年來，在該盆地西南部隴東地區(qū)新發(fā)現(xiàn)的西峰、姬塬等億噸級(jí)油田均具典型的“三低”（低滲、低壓、低產(chǎn)）特征。油氣資源評(píng)價(jià)表明，低滲—特低滲油氣資源量占我國中西部諸盆地剩余探明資源量的50%以上［2］，因此，低滲透油氣藏是我國油氣增儲(chǔ)上產(chǎn)的重要依托，亦是今后儲(chǔ)層研究工作的重點(diǎn)領(lǐng)域。

低滲透儲(chǔ)層的定義會(huì)隨著國家政策、資源狀況和技術(shù)經(jīng)濟(jì)條件不同而存在差異［3-4］。前蘇聯(lián)蘇爾古伊耶夫等［5］將低滲儲(chǔ)層的上限定為50mD（孔隙度小于 12%）；美國 Leverson［6］將低滲儲(chǔ)層的上限定為10mD（孔隙度小于15%）；在中華人民共和國石油天然氣行業(yè)標(biāo)準(zhǔn)（SY/T 6285—2011）中，將滲透率為10～50mD（孔隙度小于15%）的儲(chǔ)層定為低滲透儲(chǔ)層，滲透率為1～10mD（孔隙度小于10%）的儲(chǔ)層定為特低滲透儲(chǔ)層［7］。目前，一般將低滲透儲(chǔ)層的上限定為50mD，將滲透率小于或等于1mD的儲(chǔ)層定為超低滲透儲(chǔ)層。

低滲透油氣藏在我國已經(jīng)成為勘探開發(fā)的重點(diǎn)，尤其在鄂爾多斯盆地延長組已得到規(guī)模開發(fā)?？碧介_發(fā)實(shí)踐表明，低滲透油氣田中的油氣往往都富集在相對(duì)高孔滲、裂縫或次生孔隙發(fā)育的“甜點(diǎn)”區(qū)帶。低滲透儲(chǔ)層研究的重點(diǎn)是對(duì)其形成條件及主控因素的分析，進(jìn)而在普遍低滲儲(chǔ)層的背景下尋找“甜點(diǎn)”。前人已對(duì)低滲透儲(chǔ)層的形成機(jī)理進(jìn)行過研究［8-9］，指出沉積環(huán)境、成巖作用和構(gòu)造活動(dòng)對(duì)低滲透砂巖儲(chǔ)層的形成演化至關(guān)重要，其中沉積作用作為先天條件決定了低滲透儲(chǔ)層砂體的分布范圍及初始孔滲條件，成巖作用對(duì)低滲透儲(chǔ)層進(jìn)行建設(shè)性或破壞性改造，構(gòu)造活動(dòng)則促使裂縫發(fā)育及孔隙流體的活動(dòng)。

鄂爾多斯盆地三疊系延長組長4+5油層組的勘探始于20世紀(jì)80年代，先后在坪橋、華慶及姬塬等地區(qū)取得較好的勘探成果。隨著勘探的不斷深入，隴東地區(qū)已有164口井鉆遇延長組長4+5油層組，并獲得工業(yè)油流井82口。因此，延長組長4+5油層組作為隴東地區(qū)增儲(chǔ)上產(chǎn)的重要接替層系，確定其儲(chǔ)層基本特征及優(yōu)質(zhì)儲(chǔ)層發(fā)育的控制因素，對(duì)油氣勘探和開發(fā)具有十分重要的意義［10-12］。

1 地質(zhì)概況

鄂爾多斯盆地是典型的克拉通盆地，由6個(gè)一級(jí)構(gòu)造單元組成：東西緣分別是逆沖帶、撓褶帶，南部和北部為隆起區(qū)，中部為寬緩的斜坡，西部為南北展布的向斜帶，總體上顯示為東翼寬緩、西翼陡窄的不對(duì)稱矩形盆地［13］（圖1）。隴東地區(qū)位于鄂爾多斯盆地西南部，區(qū)域構(gòu)造上屬伊陜斜坡西南部，主要存在西南（鎮(zhèn)北地區(qū)）、東北（華慶地區(qū)）兩大物源區(qū)，其次為南部（合水地區(qū)）次要物源區(qū)。延長組自上而下分為長1～長10共10個(gè)油層組，此次研究的長4+5油層組主要由三角洲—濱淺湖粉、細(xì)砂巖組成，油層厚度80～100m，可進(jìn)一步劃分為長4+51和長4+52等2個(gè)小層。

圖1 隴東地區(qū)構(gòu)造位置Fig.1 Tectonic location of Longdong area

2 儲(chǔ)層特征

2.1 儲(chǔ)層巖石學(xué)特征

基于60余口井180多塊砂巖樣品的碎屑成分分析表明，隴東地區(qū)延長組長4+5油層組主要由陸源碎屑巖組成，碎屑成分主要為石英、長石和巖屑。受沉積物源影響，鎮(zhèn)北地區(qū)碎屑巖石英、長石、巖屑平均體積分?jǐn)?shù)分別為44.98%，16.40%和26.07%，巖石類型主要為長石質(zhì)巖屑砂巖和巖屑砂巖，以巖屑含量高為特征；華慶地區(qū)石英、長石、巖屑平均體積分?jǐn)?shù)分別為25.90%，43.67%和17.18%，巖石類型以巖屑質(zhì)長石砂巖為主，長石含量高；合水地區(qū)石英、長石、巖屑平均體積分?jǐn)?shù)分別為38.93%，37.23%和12.40%，巖石類型以長石砂巖和巖屑質(zhì)長石砂巖為主（圖2）?？傊]東地區(qū)延長組長4+5油層組巖屑含量整體較高，其中以鎮(zhèn)北地區(qū)含量最高，發(fā)育巖屑砂巖，表明了其相對(duì)近源的特征。

圖2 隴東地區(qū)延長組長4+5油層組巖石類型F i g.2 S a n d s t o n e t y p e s o f C h a n g 4+5 o i l r e s e r v o i r s e t i n L o n g d o n g a r e a

隴東地區(qū)延長組長4+5油層組砂巖粒度較細(xì)，以細(xì)砂巖為主，其次為粉砂巖、中砂巖，其中鎮(zhèn)北地區(qū)粒度相對(duì)較粗。顆粒分選主要以好和中等為主，磨圓度以次棱角狀為主，平面上靠近物源方向分選和磨圓均變差。儲(chǔ)層填隙物主要為膠結(jié)物，雜基含量較低，體積分?jǐn)?shù)為0.09%。

2.2 儲(chǔ)層物性特征

研究區(qū)585塊樣品物性數(shù)據(jù)分析表明（表1），隴東地區(qū)延長組長4+5油層組孔隙度為0.40%～19.80%，平均為11.02%，共有79%的樣品孔隙度為10%～12%；滲透率為0.005～4.980mD，平均為0.37mD，滲透率為0.1～1.0mD的樣品達(dá)88%，是典型的低孔、低滲—特低滲儲(chǔ)層。隴東地區(qū)延長組長4+52小層的孔隙度、滲透率分別為10.28%和0.26 mD，長 4+51小層的孔隙度、滲透率分別為12.24%和0.55mD，長4+51小層儲(chǔ)層的孔滲值整體要高于長4+52小層（表1）。

表1 隴東地區(qū)延長組長4+5油層組物性數(shù)據(jù)Table 1 Porosity and permeability of Chang 4+5 oil reservoir set in Longdong area

研究區(qū)長4+5油層組孔隙度以華慶地區(qū)相對(duì)較高，合水地區(qū)最低；滲透率鎮(zhèn)北地區(qū)最高，合水地區(qū)最低（表1）。華慶地區(qū)較鎮(zhèn)北地區(qū)孔隙度高，滲透率低，孔喉連通性差，儲(chǔ)層整體孔滲性仍以鎮(zhèn)北地區(qū)最好。鎮(zhèn)北、華慶及合水地區(qū)發(fā)育的有利溶蝕帶埋深分別為2 000m，1 900m和1 450m左右（圖3），優(yōu)質(zhì)儲(chǔ)層多出現(xiàn)在三角洲前緣水下分流河道和河口壩砂體中，其中以鎮(zhèn)北地區(qū)辮狀河三角洲前緣主砂體中心部位物性最好。

圖3 隴東地區(qū)延長組長4+5油層組孔隙度（a）、滲透率（b）與深度交會(huì)圖Fig.3 Relations of depth w ith porosity （a）and permeability （b）of Chang 4+5 oil reservoir set in Longdong area

2.3 儲(chǔ)層孔隙類型和孔隙結(jié)構(gòu)

2.3.1 儲(chǔ)層孔隙類型

對(duì)隴東地區(qū)延長組長4+5油層組60余口井的180多個(gè)薄片資料鑒定分析發(fā)現(xiàn)，砂巖孔隙類型以粒間孔、粒內(nèi)溶孔為主，其中華慶地區(qū)、合水地區(qū)以發(fā)育綠泥石包膜的剩余粒間孔為主（圖版Ⅰ-1），面孔率分別為2.7%和1.8%；鎮(zhèn)北地區(qū)則以溶蝕擴(kuò)大粒間孔為主（圖版Ⅰ-2），此類孔隙類型的儲(chǔ)層儲(chǔ)集空間大，孔喉連通性好，面孔率為2.1%。粒內(nèi)溶孔主要為長石溶孔，以鎮(zhèn)北地區(qū)最為發(fā)育（圖版Ⅰ-3），面孔率為1.2%，華慶、合水地區(qū)面孔率分別為0.8%和0.4%。長石溶孔主要分布在辮狀河三角洲前緣水下分流河道砂體中，鏡下可見有黏土包殼的長石鑄?？祝▓D版Ⅰ-4）。

2.3.2 儲(chǔ)層孔隙結(jié)構(gòu)

圖像孔隙分析及壓汞數(shù)據(jù)表明，隴東地區(qū)延長組長4+5油層組平均孔隙直徑為52.76μm，平均喉道半徑為0.23μm，孔隙結(jié)構(gòu)以細(xì)—小孔微細(xì)喉道為主，孔喉相對(duì)偏細(xì)，分選與連通性較差。高壓壓汞實(shí)驗(yàn)數(shù)據(jù)表明，隨著喉道分選系數(shù)增大，喉道半徑變粗，滲透率增高，其中鎮(zhèn)北地區(qū)相對(duì)于華慶地區(qū)具有排驅(qū)壓力低、中值壓力低、孔喉分選好的特征（表2、圖4），表明鎮(zhèn)北地區(qū)長4+5油層組孔隙結(jié)構(gòu)整體好于華慶地區(qū)。

表2 隴東地區(qū)延長組長4+5油層組儲(chǔ)層高壓壓汞參數(shù)Table2 Parametersof high pressuremercury penetration of Chang 4+5 oil reservoir set in Longdong area

圖4 隴東地區(qū)延長組長4+5油層組壓汞曲線Fig.4 M ercury penetration curvesof Chang 4+5 oil reservoir set in Longdong area

3 儲(chǔ)層主控因素分析

隴東地區(qū)延長組長4+5油層組屬典型的致密儲(chǔ)層，但不同地區(qū)孔隙結(jié)構(gòu)及儲(chǔ)層物性非均質(zhì)性存在差異。通過對(duì)隴東地區(qū)延長組長4+5油層組砂巖儲(chǔ)層進(jìn)行巖心描述及儲(chǔ)層微觀結(jié)構(gòu)研究，認(rèn)為該區(qū)相對(duì)優(yōu)質(zhì)儲(chǔ)層的發(fā)育和分布受沉積條件和成巖作用控制。

3.1 沉積條件

沉積作用從根本上控制了儲(chǔ)層的先天質(zhì)量，不僅控制了砂體形態(tài)、規(guī)模及時(shí)空分布，而且決定著巖石碎屑顆粒成分、填隙物的含量及巖石組構(gòu)等特征，進(jìn)而控制了儲(chǔ)層巖石的原始孔滲性［14-19］。

3.1.1 沉積相帶對(duì)儲(chǔ)層的影響

隴東地區(qū)延長組長4+5油層組主要發(fā)育西南辮狀河三角洲和東北曲流河三角洲沉積，主要砂體類型為水下分流河道、河口壩及濁積扇砂體，其中三角洲前緣水下分支河道砂體的物性最好，其次為河口壩砂體（表3）。西南辮狀河三角洲前緣水下分流河道砂體（平均埋深2 043m）的儲(chǔ)層滲透性整體高于東北曲流河三角洲前緣水下分流河道砂體（平均埋深1 832m），而孔隙度低于華慶地區(qū)，這與華慶地區(qū)儲(chǔ)層中大量存在綠泥石包膜，使原生粒間孔得以保存有關(guān)。

表3 隴東地區(qū)延長組長4+5油層組不同沉積相物性特征Physical properties of different sedimentary facies of Chang 4+5 oil reservoir set in Longdong area

3.1.2 巖石結(jié)構(gòu)對(duì)儲(chǔ)層原始孔滲性的影響

碎屑巖沉積物的成分和結(jié)構(gòu)成熟度決定了原生孔隙的多少以及巖石遭受后期溶蝕作用的能力。在隴東地區(qū)延長組長4+5油層組中，鎮(zhèn)北地區(qū)儲(chǔ)層粒度最粗且整體孔滲性最好，原因主要是粒度較粗的砂巖具有較強(qiáng)的抗壓實(shí)能力，從而保留了相對(duì)較多的原生孔隙，后期酸性水易于進(jìn)入儲(chǔ)層并發(fā)生較強(qiáng)的溶蝕作用，因而在鎮(zhèn)北地區(qū)長石溶蝕孔較發(fā)育（圖版Ⅰ-3～Ⅰ-4）。

3.2 成巖作用

隴東地區(qū)延長組長4+5油層組成巖作用對(duì)儲(chǔ)層物性的影響主要表現(xiàn)為：壓實(shí)作用和膠結(jié)作用使儲(chǔ)層物性變差，不同時(shí)期的膠結(jié)作用對(duì)儲(chǔ)層物性具有不同影響；溶蝕作用對(duì)儲(chǔ)層物性的改善較小。

3.2.1 壓實(shí)作用對(duì)儲(chǔ)層的影響

隴東地區(qū)延長組長4+5油層組沉積之后經(jīng)歷了較長時(shí)期的埋藏過程，而且?guī)r石中抗壓實(shí)能力較弱的云母、巖屑等塑性碎屑顆粒含量較高（體積分?jǐn)?shù)為3.59%），因此導(dǎo)致巖石遭受了較強(qiáng)的壓實(shí)作用，鏡下常見塑性顆粒彎曲變形、定向排列及線接觸—凹凸接觸等明顯的壓實(shí)成巖現(xiàn)象（圖版Ⅱ-1～Ⅱ-2）。延長組長4+5油層組壓實(shí)作用強(qiáng)度與埋深關(guān)系明顯，導(dǎo)致巖石的孔隙度和滲透率隨著埋深的增加而變差，使儲(chǔ)層處于低孔、低滲狀態(tài)（參見圖3）。由壓實(shí)作用造成的原生孔隙損失率為40%～70%，是形成致密儲(chǔ)層的主要原因（圖5）。

3.2.2 膠結(jié)作用對(duì)儲(chǔ)層的影響

圖5 隴東地區(qū)延長組長4+5油層組壓實(shí)作用和膠結(jié)作用對(duì)儲(chǔ)層原生孔隙的影響Fig.5 Influence of compaction and cementation on primary pores of Chang 4+5 oil reservoir set in Longdong area

隴東地區(qū)延長組長4+5油層組膠結(jié)物含量較高，平均體積分?jǐn)?shù)為13%，膠結(jié)物類型以黏土礦物、碳酸鹽礦物和硅質(zhì)為主（圖版Ⅱ-3～Ⅱ-6），其中黏土礦物以綠泥石、伊利石和高嶺石為主。華慶地區(qū)綠泥石膠結(jié)物含量最高，早期以包膜形式存在，增強(qiáng)了顆粒的抗壓能力，對(duì)孔隙保存有利，但晚期大量的綠泥石充填膠結(jié)，縮小或堵塞喉道，使儲(chǔ)層滲透率大大降低（圖版Ⅱ-3～Ⅱ-4）。碳酸鹽膠結(jié)物對(duì)儲(chǔ)層物性的影響顯著，表現(xiàn)為孔隙度、滲透率隨著碳酸鹽含量增加而降低。盡管碳酸鹽膠結(jié)物易于被溶蝕，但由于區(qū)內(nèi)碳酸鹽膠結(jié)物形成較晚，少見烴類酸性水溶蝕。總之，不同時(shí)期膠結(jié)物對(duì)儲(chǔ)層物性的影響有差異，不同類型的膠結(jié)作用對(duì)儲(chǔ)層的破壞程度也不同。由圖5可知，由膠結(jié)作用造成的原生孔隙損失率為30%～50%，是儲(chǔ)層質(zhì)量降低的又一重要原因。3.2.3 溶蝕作用對(duì)儲(chǔ)層的影響

隴東地區(qū)延長組長4+5油層組砂巖儲(chǔ)層中溶蝕現(xiàn)象較為普遍，但強(qiáng)度較弱，對(duì)儲(chǔ)層的改善作用較小。通過薄片觀察發(fā)現(xiàn)，研究區(qū)儲(chǔ)層溶蝕作用主要表現(xiàn)為粒間溶蝕及長石顆粒和部分巖屑的粒內(nèi)溶蝕，被溶蝕物質(zhì)以長石顆粒為主。溶蝕作用在鎮(zhèn)北地區(qū)最為發(fā)育（圖版Ⅰ-2～Ⅰ-4），在一定程度上改善了儲(chǔ)層的滲流條件。

4 有利儲(chǔ)層發(fā)育區(qū)預(yù)測(cè)

基于隴東地區(qū)延長組長4+5油層組沉積物源、沉積相、砂體平面展布特征及砂體孔滲平面分布規(guī)律分析，并結(jié)合相對(duì)優(yōu)質(zhì)儲(chǔ)層的控制因素分析（表4），對(duì)研究區(qū)鎮(zhèn)北、華慶及合水地區(qū)的儲(chǔ)層“甜點(diǎn)”進(jìn)行了預(yù)測(cè)（圖6）：①鎮(zhèn)北地區(qū)辮狀河三角洲前緣的水下分流河道砂體及河口壩砂體為有利勘探區(qū)帶，主要分布在 Z-320，Z-336，Z-142，M-23，M-30和H-91等井區(qū)；②華慶地區(qū)有利勘探區(qū)帶為曲流河三角洲前緣水下分流河道砂體及河口壩砂體，主要分布在 W-216，B-217，B-461和 G-16等井區(qū)；③合水地區(qū)辮狀河三角洲前緣水下分流河道砂體以及滑塌濁積扇砂體為有利勘探區(qū)帶，主要分布在ZH-111井區(qū)。

表4 隴東地區(qū)延長組長4+5油層組不同區(qū)塊儲(chǔ)層特征對(duì)比Table4 Comparison of characteristics of Chang 4+5 oil reservoir set in different blocks of Longdong area

圖6 隴東地區(qū)延長組長4+5油層組儲(chǔ)層有利區(qū)預(yù)測(cè)Fig.6 Favora blearea prediction of Chang 4+5 oil reservoir set in Longdong area

5 結(jié)論

（1）隴東地區(qū)延長組長4+5油層組砂巖儲(chǔ)層具有粒度細(xì)、巖屑含量較高、成分成熟度低、結(jié)構(gòu)成熟度中等、分選中—好、磨圓次棱角狀及膠結(jié)物含量高的巖石學(xué)特征。西南部的鎮(zhèn)北地區(qū)巖石類型主要為長石質(zhì)巖屑砂巖和巖屑砂巖，東北部的華慶地區(qū)以巖屑質(zhì)長石砂巖為主，合水地區(qū)多為長石砂巖和巖屑質(zhì)長石砂巖。

（2）隴東地區(qū)延長組長4+5油層組屬于典型的低孔、低滲—特低滲儲(chǔ)層，縱向上，長4+51小層的孔隙度、滲透率要高于長4+52小層；平面上，儲(chǔ)層整體孔滲性以西南部的鎮(zhèn)北地區(qū)最好。相對(duì)優(yōu)質(zhì)儲(chǔ)層多出現(xiàn)在三角洲前緣水下分流河道和河口壩砂體中，其中以主砂體中心部位物性最好。

（3）隴東地區(qū)延長組長4+5油層組砂巖孔隙類型以粒間孔、粒內(nèi)溶孔為主，其中粒內(nèi)溶孔以長石溶孔為主。鎮(zhèn)北地區(qū)溶蝕擴(kuò)大粒間孔、長石溶孔較為發(fā)育，華慶、合水地區(qū)則發(fā)育綠泥石包膜的剩余粒間孔?？紫督Y(jié)構(gòu)以細(xì)—小孔微細(xì)喉型為主，孔喉相對(duì)偏細(xì)，分選與連通性較差。

（4）隴東地區(qū)延長組長4+5油層組物性主要受控于沉積及成巖作用，其中強(qiáng)烈的壓實(shí)作用、膠結(jié)作用對(duì)儲(chǔ)層原生孔隙有較強(qiáng)的破壞作用，是形成致密儲(chǔ)層的關(guān)鍵因素。溶蝕作用對(duì)儲(chǔ)層改善程度較小。

（5）隴東地區(qū)延長組長4+5油層組有利勘探區(qū)主要分布在三角洲前緣水下分流河道砂體及河口壩砂體中，共預(yù)測(cè)有利勘探區(qū)11個(gè)，其中鎮(zhèn)北地區(qū)6個(gè)、華慶地區(qū)4個(gè)、合水地區(qū)1個(gè)。

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圖版Ⅱ