鄂爾多斯盆地南部延長探區(qū)長8油層組儲層特征及影響因素分析

吳 鳳, 田 飛，段昕婷，鄧南濤，李廣濤

(1.陜西延長石油(集團(tuán))有限責(zé)任公司研究院，陜西西安 710075；2.延長油田股份有限公司永寧采油廠)

鄂爾多斯盆地南部延長探區(qū)長8油層組儲層特征及影響因素分析

吳 鳳1, 田 飛2，段昕婷1，鄧南濤1，李廣濤1

(1.陜西延長石油(集團(tuán))有限責(zé)任公司研究院，陜西西安 710075；2.延長油田股份有限公司永寧采油廠)

綜合分析鄂爾多斯盆地南部延長探區(qū)的巖心、測井、鑄體薄片、掃描電鏡、陰極發(fā)光、X衍射、壓汞分析等資料，對研究區(qū)長8油層組儲層特征以及影響因素進(jìn)行研究。結(jié)果表明長8油層組主要為長石砂巖和巖屑長石砂巖，成分成熟度低、結(jié)構(gòu)成熟度中等；儲層孔隙類型多樣，粒間孔和長石溶孔為主要的儲集空間，喉道類型以小孔微喉型為主；物性特點為典型的低孔低滲儲層；儲層明顯受沉積相和成巖作用的綜合影響。最有利的沉積微相為沉積厚度大、粒度較粗的水下分流河道微相；同時，建設(shè)性及破壞性成巖作用對儲層物性改造具有雙重作用，建設(shè)性成巖作用由于溶蝕作用使得物性變好，而破壞性成巖作用由于膠結(jié)及壓實致使物性變差。

鄂爾多斯盆地；延長探區(qū);長8油層組；儲層特征；孔隙結(jié)構(gòu)；成巖作用

鄂爾多斯盆地南部延長探區(qū)包括延安南部、甘泉、富縣、黃陵、旬邑等區(qū)域,構(gòu)造上屬于陜北斜坡南部，呈向西傾斜的平緩單斜，平均坡降10 m/km，傾角小于1°。研究區(qū)主要沉積中、新生代碎屑巖，其中上三疊統(tǒng)延長組為主要油氣勘探目的層，可進(jìn)一步劃分為10個油層組[1-2]，主要產(chǎn)油層系為長2油層組和長6油層組，但近幾年，長8油層組獲得了工業(yè)油流，延長組深層展現(xiàn)出一定的勘探潛力。前人還沒有對研究區(qū)的長8油層組做過系統(tǒng)的石油地質(zhì)研究，在沉積相、儲層、油藏分布規(guī)律等方面研究還有待深入，另外長8油層組具有面積大、低豐度、平面和垂向上非均質(zhì)性強(qiáng)的特點[3-14]，因此，找出影響儲層物性的主要因素，對研究油氣成藏機(jī)理及分布規(guī)律具有至關(guān)重要的作用。本文綜合分析研究區(qū)的107口井131塊樣品的薄片鑒定，23塊樣品的掃描電鏡、21塊樣品的X射線衍射、22塊樣品的陰極發(fā)光以及15塊樣品的壓汞分析等資料，并結(jié)合常規(guī)物性測試資料，對研究區(qū)長8油層組的儲層特征及其影響因素進(jìn)行系統(tǒng)研究，以期為該區(qū)油氣成藏規(guī)律以及有利區(qū)帶的預(yù)測提供可靠的地質(zhì)依據(jù)。

1 儲層特征

1.1 儲層巖石學(xué)特征

統(tǒng)計分析145塊巖心樣品的鑄體薄片及巖心觀察數(shù)據(jù)得出，鄂爾多斯盆地南部延長探區(qū)長8油層組儲層巖性主要為長石砂巖和巖屑長石砂巖(圖1)，陸源碎屑中長石含量最高，占全巖的49.46%；其次是石英，占全巖的23.03%；巖屑占全巖的7.69%，以沉積巖類及變質(zhì)巖類巖屑為主，巖漿巖屑較低；填隙物為膠結(jié)物和雜基，平均含量占全巖總量的21.5%；膠結(jié)物以黏土礦物及碳酸鹽礦物為主，占全巖的8.9%、9.8%；硅質(zhì)含量較少，占全巖的0.6%；本區(qū)雜基以綠泥石和泥質(zhì)為主。

圖1 延長探區(qū)長8儲層巖性三角圖

在結(jié)構(gòu)上以細(xì)砂巖為主，占分析樣品的90.6%，少量粉砂巖占分析樣品的8.2%，部分中砂巖占分析樣品的1.2%。薄片資料表明：本區(qū)分選整體較好，中等結(jié)構(gòu)成熟度，磨圓以次棱角狀為主，部分為次圓狀或次圓-棱角狀；巖石顆粒之間主要以點-線接觸為主，巖石膠結(jié)類型為孔隙再生或加大的相互組合方式為主，另有少量加大-薄膜、加大-鑲嵌及孔隙-接觸等膠結(jié)方式。

1.2 儲層物性特征

物性是評價儲層特征的重要參數(shù)，同時也是直觀展示儲層特征的核心[7-9]。結(jié)合本區(qū)31塊巖石樣品物性參數(shù)分析結(jié)果，得出儲層孔隙度參數(shù)分布范圍廣[7-8]，介于0.6%～23.3%，平均6.5%；滲透率分布介于0.25～1.6×10-3μm2，平均0.69×10-3μm2，根據(jù)分析測試資料以及物性分析數(shù)據(jù)認(rèn)為，長8油層組為低孔、低滲儲層。絕大多數(shù)樣品隨著孔隙度的增加，滲透率也隨之增加，即孔隙度和滲透率之間存在著良好的正相關(guān)關(guān)系，由此表明研究區(qū)長8油層組滲流能力主要由喉道及基底孔隙決定。

1.3 孔隙類型和孔隙結(jié)構(gòu)特征

對研究區(qū)巖石薄片及鑄體薄片分析表明，長8儲層孔隙以粒間孔和長石溶孔為主，平均為3.73%和1.45%，分別占總面孔率的64.87%和25.22%，其它類孔隙含量較低，主要有巖屑溶孔、沸石溶孔為主，分別占總面孔率的7.13%和1.57%(圖2)；平均孔徑為48.7 μm，屬于小孔隙；喉道類型主要發(fā)育縮頸型、片狀喉道，喉道均值0.19 μm，主要為微喉道。根據(jù)15個巖心樣品壓汞試驗可知，延長組長8油層組儲層毛管壓力曲線形態(tài)主要為陡斜型，平直段不明顯，排驅(qū)壓力分布在0.52～4.47 MPa，均值為2.07 MPa；中值壓力范圍為4.52～21.34 MPa，均值為14.91 MPa；喉道直徑范圍為0.13～0.76 μm，均值為0.31 μm；喉道分選系數(shù)范圍為0.21～2.01，均值為0.59；均質(zhì)系數(shù)為0.29～0.46，平均0.39；孔隙結(jié)構(gòu)系數(shù)范圍為0.03～1.32，平均0.36；退汞效率20.27%～33.32%，平均27.08%。

結(jié)合以上資料分析可知，研究區(qū)長8儲層巖石結(jié)構(gòu)較為致密，孔喉半徑及喉道均值較小，分選較好，排驅(qū)及中值壓力大，退汞效率較低。根據(jù)前人研究成果及標(biāo)準(zhǔn)[15]，結(jié)合本次研究數(shù)據(jù)，研究區(qū)長8儲層孔隙結(jié)構(gòu)類型屬于小孔隙、微喉道型。長8油層組為低孔低滲儲層，非均質(zhì)性強(qiáng)，驅(qū)油效率低，開采困難[16-18]。

圖2 研究區(qū)長8油層組孔隙平均面孔率

2 儲層物性影響因素

沉積物組分及其不同沉積作用、成巖作用、后期構(gòu)造運(yùn)動等多重因素共同決定儲層物性特征，其是相互影響相互關(guān)聯(lián)的，其中以沉積物沉積為基礎(chǔ)，沉積環(huán)境及沉積環(huán)境的變遷是引起儲層宏觀上垂向(層內(nèi)、層間)及平面上含油分布不均的根本原因，沉積作用宏觀上決定儲層砂體占比與范圍，在一定范圍內(nèi)也決定儲層巖石顆粒組分、巖石結(jié)構(gòu)特征及成巖類型，并最終影響儲層物性參數(shù)[11]。

2.1 沉積相

不同沉積環(huán)境下沉積物不同，從而具有不同的儲層巖性或物性的變化導(dǎo)致的結(jié)果，這種影響直接體現(xiàn)在油氣分布規(guī)律上(圖3)。

圖3 長8-2沉積相與油氣平面分布關(guān)系圖

在不同的沉積體系和沉積環(huán)境下，發(fā)育不同的沉積相帶，砂體分布規(guī)律也不相同，研究區(qū)長8油層組主要以三角洲前緣相為主，主要發(fā)育水下分流河道及分流間灣等微相。

砂體類型以水下分流河道砂體為主，有極少量河口壩砂體。其中，水下分流河道微相中砂體連片性好，展布范圍大，砂體厚度也較大，泥質(zhì)含量較小，孔滲參數(shù)較高，儲層物性較好，是最有利的油氣儲集砂體；而河道間沉積砂體較薄，且粉砂質(zhì)、泥質(zhì)含量較大，儲層較致密，物性相對較差，不利于油氣的富集(圖3)。因此最有利的沉積相帶為三角洲水下分流河道微相，最有利的儲集體為三角洲水下分流河道砂體。

2.2 成巖作用

成巖作用對碎屑儲集巖的孔隙形成、保存和破壞起著極為重要的作用，對儲層儲集性能起著決定性作用。沉積物后期的成巖作用不僅影響巖石的結(jié)構(gòu)特征，還決定著儲層砂巖的孔滲特征，嚴(yán)重影響油氣藏開發(fā)。

根據(jù)掃描電鏡、巖石鑒定及鑄體薄片等研究資料可知，研究區(qū)長8砂體主要包括以下兩種成巖作用，建設(shè)性成巖作用及破壞性成巖作用，建設(shè)性成巖作用主要以溶蝕作用為主，其可以有效改善儲層孔滲參數(shù)，而破壞性成巖作用以膠結(jié)及機(jī)械壓實為主，其改變了儲層原始顆粒組成結(jié)構(gòu)，壓縮了孔喉空間，降低了儲層物性參數(shù)。

2.2.1 溶蝕作用

溶蝕是建設(shè)性成巖作用的一種主要形式，其可以在巖石中形成大量次生孔隙，使得儲集體孔隙空間增大，流體滲流能力增強(qiáng)。研究區(qū)長8儲層緊鄰長7生油巖，油氣水活動非常活躍，有機(jī)質(zhì)的分解排出的有機(jī)酸為溶蝕作用提供了很多的酸性環(huán)境；另外黏土礦物的轉(zhuǎn)化也會形成有利的酸性環(huán)境，為溶蝕作用提供了很好的環(huán)境基礎(chǔ)。

研究結(jié)果表明，研究區(qū)長8油層組主要以長石溶蝕孔為主，同時包括較少的云母及方解石溶蝕孔。溶蝕孔隙作為主要的儲集空間，僅存于粒間孔，占面孔率的33.92%。

2.2.2 壓實作用

壓實作用的強(qiáng)度很大程度上取決于儲層的礦物成分，在砂巖碎屑顆粒中，石英顆粒物抗壓實作用最強(qiáng)，長石次之，巖屑最弱，結(jié)合研究區(qū)長8油層中儲層礦物構(gòu)成(長石含量38%，巖屑14%)，表明研究區(qū)儲層抗壓實能力較低，同時儲層顆粒之間主要以點-線接觸為主，有的呈現(xiàn)縫合線或者凹凸接觸。變質(zhì)巖屑及云母類塑性變型)、定向性排列，甚至被擠入粒間孔隙中，說明儲層經(jīng)歷了強(qiáng)度較大的壓實作用。壓實作用使得原生粒間孔損失嚴(yán)重，儲層的孔滲性變差。因此抗壓實強(qiáng)度較弱的長石和巖屑含量高以及強(qiáng)度較大的壓實作用是研究區(qū)長8儲層低孔低滲的主要特征。

2.2.3 膠結(jié)作用

膠結(jié)作用雖屬于破壞性成巖作用，能顯著降低儲層物性，同時它還有積極的一面。表現(xiàn)在：成巖作用早期的膠結(jié)作用在一定范圍內(nèi)可以有效抑制壓實作用所產(chǎn)生的孔隙變小，使得原生粒間孔得以存在保留；同時膠結(jié)物質(zhì)中含有的易溶蝕物質(zhì)也是形成后期次生孔隙的重要基礎(chǔ)。

(1)黏土礦物膠結(jié):通過研究區(qū)30個樣品X衍射分析可知，長8油層組的黏土礦物主要有伊利石、蒙脫石、伊/蒙混層、高嶺石以及綠泥石。以綠泥石膠結(jié)為主，平均含量約44.1%，綠泥石晶體呈針葉片狀填充于孔隙中，主要以孔隙膠結(jié)為主，其次為伊利石，平均含量為28%，伊利石以片狀、絲狀充填于孔隙中，從而分割大孔隙為各種微孔隙，使得流體滲流通道更加復(fù)雜；同時，伊利石-蒙脫石混層礦物含量為19.4%，高嶺石礦物平均含量為8.4%，呈書珊狀，以孔隙充填式為主。

(2)碳酸鹽礦物膠結(jié):通過薄片染色及陰極發(fā)光技術(shù)分析可知，方解石膠結(jié)是研究區(qū)長8油層組主要的膠結(jié)類型，其主要呈團(tuán)塊狀分布但不均勻，方解石膠結(jié)中部分區(qū)域膠結(jié)較強(qiáng)，導(dǎo)致孔隙消失；研究區(qū)長8油層組中存在方解石溶孔，但其溶蝕量有限，其次為白云石膠結(jié)。儲層滲透率與碳酸鹽巖膠結(jié)物含量為負(fù)相關(guān)，也就是說，碳酸鹽巖膠結(jié)物含量越大，滲透率越小，這就說明碳酸鹽巖膠結(jié)對儲層具有破壞作用。

(3)硅質(zhì)膠結(jié):通過巖石薄片和掃描電鏡資料，研究區(qū)普遍存在著石英、長石的次生加大現(xiàn)象，這些次生加大作用導(dǎo)致長石及石英顆粒呈鑲嵌接觸，降低孔隙體積及堵塞喉道，降低儲層滲流能力。研究區(qū)硅質(zhì)可能的來源為，長石以及硅酸鹽礦物的溶解或黏土礦物的轉(zhuǎn)化，期間都有可能產(chǎn)生硅質(zhì)物質(zhì)，這就為硅質(zhì)膠結(jié)和長石、石英礦物次生加大提供了可能。

3 結(jié)論

(1)鄂爾多斯盆地南部延長探區(qū)長8油層組巖性主要為長石砂巖、巖屑長石砂巖為主，礦物顆粒磨圓度中等，分選較好，顆粒以棱角狀為主，以點-線接觸為主，膠結(jié)類型以孔隙加大或再生的相互組合方式為主，另有少量加大-薄膜、加大-鑲嵌及孔隙-接觸等膠結(jié)方式。

(2)長8油層組為典型的低孔低滲儲層，物性較差，孔隙結(jié)構(gòu)也較差，為小孔微喉型，孔隙類型主要為粒間孔和長石溶孔，次生孔隙發(fā)育。

(3)沉積及成巖作用決定研究區(qū)長8油層組儲層物性特征，沉積作用是基礎(chǔ)，其微觀上決定儲層礦物顆粒組分及結(jié)構(gòu)特征，宏觀上決定砂體分布狀況，三角洲前緣相水下分流河道是較好的沉積微相；成巖作用決定儲層物性參數(shù)，其主要控制儲集空間變化及孔隙結(jié)構(gòu)特征。對儲層有利的成巖作用有溶蝕作用，而壓實作用和膠結(jié)作用降低儲層的滲流能力，使儲層物性變差。

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編輯：吳官生

1673-8217(2015)05-0050-04

2015-03-10

吳鳳,工程師，碩士，1983年生，2009年畢業(yè)于長江大學(xué)，現(xiàn)主要從事于石油地質(zhì)綜合研究工作。

省部級重大專項“全國油氣資源戰(zhàn)略選區(qū)調(diào)查與評價”(1211302108023-1)。

TE112.23

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