鄂爾多斯盆地延長(zhǎng)組長(zhǎng)8段致密砂巖油分布的相控作用及其模式
——以陜北斜坡東南部D地區(qū)為例

王 輝，張鳳奇，吳少波，李 旦，鐘紅利，柳偉明

(1.西安石油大學(xué) 期刊中心，陜西 西安 710065； 2.西安石油大學(xué) 地球科學(xué)與工程學(xué)院，陜西 西安 710065； 3.延長(zhǎng)油田股份有限公司，陜西 延安 716000； 4.西安科技大學(xué) 地質(zhì)與環(huán)境學(xué)院，陜西 西安 710054)

引 言

鄂爾多斯盆地延長(zhǎng)組長(zhǎng)8段石油資源豐富，目前已在隴東[1-2]、姬塬[3]、富縣[4]等地區(qū)發(fā)現(xiàn)規(guī)模不等的較多儲(chǔ)量。長(zhǎng)8段儲(chǔ)層物性整體較差，非均值性較強(qiáng)，為低滲透致密砂巖儲(chǔ)層[1,3-6]。前人圍繞鄂爾多斯盆地長(zhǎng)8段已開(kāi)展較多研究，主要集中在沉積[7-8]、儲(chǔ)層[3,5-6,9-11]、油藏主控因素[4,12-13]、成藏機(jī)理[1,14-16]等方面，并普遍認(rèn)為沉積、儲(chǔ)層質(zhì)量等對(duì)長(zhǎng)8段油藏分布具有重要的控制作用[4-5,12,14,17-18]，但缺乏綜合沉積、儲(chǔ)層質(zhì)量等主要要素控制鄂爾多斯盆地長(zhǎng)8段低滲透致密砂巖油藏分布的系統(tǒng)研究。近年來(lái)有學(xué)者提出地質(zhì)相的概念[19]，認(rèn)為地質(zhì)相是沉積地層內(nèi)沉積物(巖)形成條件的物質(zhì)表現(xiàn)，此概念囊括了前述的受主要控因素控制的沉積相、反應(yīng)儲(chǔ)層質(zhì)量的巖石相和巖石物理相等。因此，本文以研究程度較低的鄂爾多斯盆地陜北斜坡東南部D地區(qū)為研究對(duì)象，主要從影響長(zhǎng)8段油藏分布的主要控制因素入手，通過(guò)分析長(zhǎng)8段的沉積相、巖石相、巖石物理相等地質(zhì)相的分布特征及其與致密砂巖油分布的關(guān)系，系統(tǒng)研究長(zhǎng)8段低滲透致密砂巖油藏分布的相控作用，總結(jié)相控作用模式，以期為鄂爾多斯盆地長(zhǎng)8段油藏乃至延長(zhǎng)組其他類(lèi)型油藏的勘探提供參考。

1 研究區(qū)長(zhǎng)8段致密砂巖儲(chǔ)層主要特征

1.1 儲(chǔ)層巖石學(xué)特征

D地區(qū)三疊系延長(zhǎng)組長(zhǎng)8段儲(chǔ)層主要發(fā)育三角洲前緣水下分流河道微相與河口壩微相沉積，以塊狀—厚層狀灰色細(xì)砂巖巖性為主，也有粉-細(xì)砂巖、粉砂巖。對(duì)研究區(qū)長(zhǎng)8段儲(chǔ)層12塊樣品的鑄體薄片進(jìn)行鑒定，鑒定結(jié)果顯示：在砂巖碎屑組分中，石英所占比例最高，各類(lèi)巖屑、長(zhǎng)石及云母的含量次之，另外還有少量重礦物。樣品中石英組分的體積分?jǐn)?shù)為30.0%～52.0%，平均40.9%。長(zhǎng)石體積分?jǐn)?shù)為20.0%～46.0%，平均30.8%，巖屑體積分?jǐn)?shù)為6.0%～36.0%，均值為21.1%。巖屑組分中所含的巖漿巖巖屑比例最高，所含變質(zhì)巖巖屑的比例次之，偶爾也可見(jiàn)到少量沉積巖巖屑。砂巖碎屑中云母的體積分?jǐn)?shù)一般在5.0%～10.0%，最高逾20.0%，平均約6.0%，其中白云母含量最高。研究區(qū)長(zhǎng)8段儲(chǔ)層12塊樣品的鑄體薄片鑒定結(jié)果及圖像粒度分析結(jié)果均顯示，碎屑多以次棱—次圓形態(tài)展示，具有中至較好的分選性，顆粒之間的接觸方式主要為線、點(diǎn)-線接觸，偶爾也有局部的凹凸?fàn)罱佑|方式，巖石結(jié)構(gòu)為顆粒支撐。

研究區(qū)長(zhǎng)8段儲(chǔ)層12塊樣品的膠結(jié)物體積分?jǐn)?shù)在4.1%～25.9%，均值9.4%。泥質(zhì)雜基體積分?jǐn)?shù)也較高，而泥微晶碳酸鹽體積分?jǐn)?shù)相對(duì)較低。在膠結(jié)物中，方解石、白云石和自生黏土礦物含量高，除此之外，也有一定含量的石英和長(zhǎng)石的次生加大、菱鐵礦等。自生黏土礦物包括綠泥石、伊利石、伊/蒙混層。鑄體薄片鑒定結(jié)果還顯示，膠結(jié)類(lèi)型多為孔隙式膠結(jié)、薄膜-孔隙式膠結(jié)，也有薄膜式膠結(jié)、孔隙-再生式膠結(jié)，偶有連晶類(lèi)型膠結(jié)。

1.2 儲(chǔ)層物性特征

選取研究區(qū)30口井長(zhǎng)8段儲(chǔ)層的310塊巖心樣品進(jìn)行常規(guī)物性分析，分析結(jié)果顯示，研究區(qū)長(zhǎng)8段儲(chǔ)層的孔隙度在1.6%～15.4%，平均9.7%；滲透率在(0.01～4.77)×10-3μm2，平均0.32×10-3μm2(圖1)。

從孔隙度分布直方圖(圖1(a))可以看出，孔隙度集中在8%～14%，占樣品總數(shù)的70.1%。從滲透率直方圖(圖1(b))可以看出，樣品的滲透率集中在(0.1～0.5)×10-3μm2，滲透率在該范圍內(nèi)的樣品占樣品總數(shù)的85.0%。根據(jù)前人對(duì)儲(chǔ)層的分類(lèi)評(píng)價(jià)標(biāo)準(zhǔn)，可將其歸為超低滲儲(chǔ)層[20-22]或致密儲(chǔ)層類(lèi)型[23]。

1.3 儲(chǔ)層孔隙類(lèi)型和孔隙結(jié)構(gòu)

觀察研究區(qū)多口井的巖石薄片和鑄體薄片，進(jìn)行掃描電鏡和圖像孔隙分析，結(jié)果表明，研究區(qū)長(zhǎng)8段儲(chǔ)層孔隙類(lèi)型主要為剩余粒間孔(圖2(a)、圖2(b))、粒間溶孔(圖2(c))、粒內(nèi)溶孔(圖2(d))、晶間孔(圖2(e))，還有少量裂隙(圖2(f))等?？紫吨睆皆?～80 μm，大多在10～50 μm，屬于中—小孔隙。平均喉道直徑一般小于0.5 μm，大多為微-細(xì)—微喉道。研究區(qū)長(zhǎng)8段儲(chǔ)層以小孔微喉為主要孔隙結(jié)構(gòu)類(lèi)型，也有小孔微細(xì)喉型孔隙結(jié)構(gòu)類(lèi)型，中孔微喉和中孔微細(xì)喉孔隙結(jié)構(gòu)類(lèi)型存量很少。

研究區(qū)長(zhǎng)8段儲(chǔ)層取芯樣品的壓汞資料分析表明，本區(qū)長(zhǎng)8段儲(chǔ)層反映微觀孔隙結(jié)構(gòu)的參數(shù)變化較大，其中：排驅(qū)壓力0.3～20.0 MPa均有分布，最大連通孔喉直徑分布于4.900～0.074 μm；中值壓力分布于3.5～74.6 MPa，對(duì)應(yīng)的中值半徑在0.2～0.02 μm；平均孔喉直徑為0.02～1.10 μm，主要分布在0.10～0.50 μm。

圖1 研究區(qū)長(zhǎng)8儲(chǔ)層物性分布直方圖Fig.1 Frequency histograms of Chang 8 reservoir physical property in the study area

圖2 研究區(qū)長(zhǎng)82儲(chǔ)層的主要孔隙類(lèi)型Fig.2 Main pore types of Chang 82 reservoir in the study area

2 研究區(qū)長(zhǎng)8段致密砂巖油的分布特征

D區(qū)位于陜西省富縣西北部， 構(gòu)造位置處于鄂爾多斯盆地陜北斜坡東南部。D區(qū)長(zhǎng)8段油層的大規(guī)?？碧绞加?009年， 勘探面積約330 km2， 于2009年7月完鉆L46井， 在長(zhǎng)82解釋油層厚度為14.9 m， 在1 460～1 472 m井段壓裂試油， 初周平均日產(chǎn)油2.24 t。之后圍繞L46井又完鉆多口探井， 其中大多數(shù)探井試油獲工業(yè)油流， 初周平均日產(chǎn)油為1.0～3.0 t。2010年以后， 在試油較好的探井周?chē)懤m(xù)鉆叢式井300多口， 其中近百口井投入試采。

鄂爾多斯盆地已發(fā)現(xiàn)的長(zhǎng)8段油層大多數(shù)位于其上部的長(zhǎng)81儲(chǔ)層[1,4,13,18]，而研究區(qū)長(zhǎng)8段油層大多分布于其下部的長(zhǎng)82儲(chǔ)層，油層疊置連片分布，在長(zhǎng)81段油層分布卻比較零星。通過(guò)分析認(rèn)為，鄂爾多斯盆地長(zhǎng)8油層內(nèi)部富集層位主要與其油源分布及范圍有較大關(guān)系。研究區(qū)長(zhǎng)82油層埋藏深度為1 300～1 600 m，在油層疊置連片區(qū)，油層厚度一般在2.5～14.0 m，平均約8.0 m(圖3)。研究區(qū)長(zhǎng)82油層含水率大都在20.0%～90.0%，平均54.9%。油層的分布位置一般在三角洲前緣水下分流河道大砂體內(nèi)部，單油層周?chē)话惚惠^致密的砂體或泥巖所包圍，形成諸多薄單油層疊置連片的準(zhǔn)連續(xù)分布(圖3、圖4)。

圖3 研究區(qū)長(zhǎng)82段砂體厚度、沉積相與石油分布疊合圖Fig.3 Overlapping map of sedimentary facies, sandstone thickness and hydrocarbon distribution in Chang 82 reservoir of the study area

圖4 研究區(qū)長(zhǎng)8段油藏剖面(剖面位置見(jiàn)圖3)Fig.4 Profile of the Chang 8 oil reservoir in the study area(see Fig.3 for the location)

3 研究區(qū)長(zhǎng)8段致密砂巖油分布的相控因素

3.1 沉積相

研究區(qū)長(zhǎng)81段下部沉積了深灰色泥巖、粉砂質(zhì)泥巖及薄粉砂巖夾層，產(chǎn)狀呈水平層理，聲波時(shí)差、電阻率及自然伽馬等電性特征具有高值，曲線形態(tài)以直線或微齒狀為主，根據(jù)電性特征判斷研究區(qū)長(zhǎng)81段為前三角洲亞相沉積(圖5)。研究區(qū)長(zhǎng)82和長(zhǎng)81層段的中上部主要為細(xì)砂巖、粉-細(xì)砂巖、粉砂巖和泥巖，有從下到上巖石粒度從粗到細(xì)的正韻律旋回，也有巖石粒度向上變粗的反韻律旋回。在正韻律旋回中，砂巖粒度概率累積曲線以跳躍和懸浮兩段式為主，滾動(dòng)次一般不發(fā)育。其跳躍次斜率較大，反映分選性較好(圖6)。砂體中常發(fā)育平行層理、板狀交錯(cuò)層理、槽狀交錯(cuò)層理，自然伽馬值一般在100 API以下，呈中—高幅箱形、齒化箱形、鐘形(圖5)，這些特征反映為三角洲前緣亞相中的水下分流河道沉積。在反韻律旋回中，粒度概率累積曲線多呈三段式。下部巖層產(chǎn)狀以平直且與層面平行的水平層理、波浪狀起伏的波紋層理為主，向上也發(fā)育貌似水平層理的平行層理、巖層自下而上物質(zhì)均勻分布的塊狀層理、由多組不同方向的斜層理互相交錯(cuò)重疊而成的交錯(cuò)層理及波紋層理，還有少量包卷層理、滑塌構(gòu)造等沉積構(gòu)造。自然伽馬曲線形態(tài)為漏斗形，頂部突變、底部漸變，視電阻率和自然電位向上測(cè)值增大，曲線呈漏斗形(圖5)，這些特征反映為三角洲前緣亞相中的河口壩沉積。

圖5 研究區(qū)長(zhǎng)8段單井相圖(L38井)Fig.5 Single-well facies of Chang 8 oil reservoir in the study area(well L38)

圖6 水下分流河道沉積砂巖粒度概率累積曲線(L72井)Fig.6 Grain size probability cumulative curves of subaqueous distributary channel sandstone samples in well L72

不同沉積環(huán)境下形成的地層的含油氣性有差別[19]。研究區(qū)長(zhǎng)82沉積時(shí)期水下分流河道和河口壩砂體發(fā)育規(guī)模明顯優(yōu)于長(zhǎng)81沉積時(shí)期，在油源供給均較好的情況下，形成的長(zhǎng)82儲(chǔ)層石油分布范圍及厚度明顯優(yōu)于81儲(chǔ)層，說(shuō)明水下分流河道和河口壩砂體這種優(yōu)相沉積發(fā)育的規(guī)模明顯控制著石油的形成與分布。進(jìn)一步分析研究區(qū)石油較為富集的長(zhǎng)82亞段，從平面油層分布與沉積相及砂體厚度的分布疊合來(lái)看(圖3)，研究區(qū)長(zhǎng)82亞段石油主要分布于三角洲前緣亞相水下分流河道和河口壩微相較為發(fā)育的區(qū)域，這里的砂體也相對(duì)較厚，而三角洲前緣亞相分流間灣微相發(fā)育的部位含油較少。分析長(zhǎng)82油層亞組砂地比值、砂體厚度與其油層厚度的關(guān)系(圖3)，發(fā)現(xiàn)油層厚度與砂體厚度和砂地比值基本有正相關(guān)關(guān)系，砂體厚度及砂地比較大的優(yōu)相區(qū)為長(zhǎng)82石油富集的主要區(qū)域。分析原因，認(rèn)為砂體厚度和砂地比大的地方砂體的連通性好，且儲(chǔ)層的物性整體較好，從烴源巖運(yùn)移來(lái)的油氣在這里容易發(fā)生短距離運(yùn)移。以上說(shuō)明沉積相對(duì)研究區(qū)長(zhǎng)8段儲(chǔ)層的石油分布有重要的控制作用。

3.2 巖石相

在理想條件下，顆粒的粒度中值越大，分選性越好，結(jié)構(gòu)成熟度和成分成熟度越高，越有利于油氣聚集[19,24]。曾濺輝等[24]通過(guò)物理模擬實(shí)驗(yàn)發(fā)現(xiàn)，砂巖顆粒的粒徑達(dá)到臨界值后油氣才能運(yùn)聚成藏，說(shuō)明砂巖的粒徑對(duì)油氣成藏有著重要的控制作用。研究區(qū)長(zhǎng)8段儲(chǔ)層細(xì)砂巖含量較高，為一套以細(xì)砂巖夾粉砂巖為主的地層，顆粒偏細(xì)。通過(guò)粒度分析、薄片鑒定等研究手段，并結(jié)合巖層含油狀況統(tǒng)計(jì)結(jié)果，發(fā)現(xiàn)含油性為油跡及以上級(jí)別的儲(chǔ)層主要為細(xì)砂巖地層，在部分粉砂巖中僅見(jiàn)熒光顯示，一般來(lái)說(shuō)，粉砂巖、泥質(zhì)砂巖和鈣質(zhì)砂巖均基本不含油(表1)。在研究區(qū)長(zhǎng)8段，儲(chǔ)層壓裂試油井產(chǎn)出工業(yè)油流層段一般為細(xì)砂巖級(jí)以上地層。分析原因認(rèn)為，在同等條件下粉砂巖、泥質(zhì)砂巖、鈣質(zhì)砂巖與細(xì)砂巖相比一般物性較差，所以，細(xì)砂巖更容易形成物性較好的儲(chǔ)層，更易于石油聚集。由此可知，研究區(qū)長(zhǎng)8段致密砂巖儲(chǔ)層粒級(jí)對(duì)石油的分布具有較大的控制作用。

表1 研究區(qū)典型井長(zhǎng)8儲(chǔ)層不同巖性層段壓裂產(chǎn)量Tab.1 Fracturing production of Chang 8 reservoirs of different lithology in the typical wells of the study area

3.3 巖石物理相

同一巖石相可對(duì)應(yīng)于不同的巖石物理相，而同一巖石物理相則具有相似的水力學(xué)特性和相似的物性特征[19]?？紫抖?、滲透率因能較好地反映儲(chǔ)集層的物性特征而成為巖石物理相最直接的、定量的表征參數(shù)，巖石物理相對(duì)油氣的控制作用主要表現(xiàn)為儲(chǔ)集層孔隙度和滲透率對(duì)儲(chǔ)集層微觀含油氣性的控制[19]。

鄂爾多斯盆地延長(zhǎng)組長(zhǎng)8段地層屬物性較差的致密砂巖儲(chǔ)層，且非均質(zhì)性較強(qiáng)，物性具有較大差異。致密砂巖儲(chǔ)層中物性越好其含油性越好的幾率就越大，致密砂巖儲(chǔ)層的物性對(duì)其含油氣性具有明顯的控制作用[25]。D區(qū)長(zhǎng)8段壓裂求產(chǎn)段物性差別較大，油層段物性普遍較好，干層段物性整體較差(圖7)。另外，壓汞參數(shù)分析表明，當(dāng)滲透率小于某一值時(shí)儲(chǔ)層的排驅(qū)壓力、中值壓力急速增大(圖8)，說(shuō)明儲(chǔ)層存在一個(gè)有效儲(chǔ)層下限。綜合不同含油層段物性變化、滲透率與排驅(qū)壓力和中值壓力的關(guān)系，確定D地區(qū)長(zhǎng)8段的有效儲(chǔ)層下限為孔隙度8.0%、滲透率0.15×10-3μm2。

從D地區(qū)的油層分布情況來(lái)看，其含油性受控于巖層孔隙度和滲透率。成巖作用的差異導(dǎo)致同一套儲(chǔ)層內(nèi)的孔隙度和滲透率具有非均質(zhì)性，甚至較強(qiáng)的非均質(zhì)性。通過(guò)鑄體薄片鑒定、掃描電鏡分析、X-射線衍射分析等手段對(duì)巖心樣品進(jìn)行研究，研究結(jié)果顯示，D區(qū)長(zhǎng)8段儲(chǔ)層經(jīng)歷了壓實(shí)壓溶作用、膠結(jié)交代作用、溶蝕作用等成巖作用。壓實(shí)壓溶作用、 膠結(jié)作用和溶蝕作用對(duì)儲(chǔ)層孔隙度和滲透率影響最大。研究區(qū)長(zhǎng)8儲(chǔ)層的壓實(shí)作用主要表現(xiàn)為：石英、長(zhǎng)石等剛性顆粒的表面脆性微裂紋、顆粒的位移及重新排列，云母、泥巖等塑性顆粒的變形、扭曲及假雜基化(圖9(a)、9圖(b))。膠結(jié)作用主要包括黏土、碳酸鹽、硅質(zhì)和長(zhǎng)石質(zhì)膠結(jié)。其中，黏土以綠泥石最為普遍，占黏土膠結(jié)物總量的三分之二以上，還發(fā)育伊利石、伊/蒙混層等(圖9(c)—(e))，質(zhì)量分?jǐn)?shù)一般為4%～6%；碳酸鹽成分主要為方解石、鐵方解石及白云石(圖9(f)、圖9(g))，在油層段砂巖中碳酸鹽膠結(jié)物含量較低，質(zhì)量分?jǐn)?shù)在0.5%～3.0%，在物性差的巖層和致密砂巖中，碳酸鹽含量較高，其質(zhì)量分?jǐn)?shù)可達(dá)10%以上，最高達(dá)20%，大面積連續(xù)分布，充填粒間孔隙，并通過(guò)交代作用使巖層的原生粒間空隙幾乎完全喪失，致使巖層成為致密的隔擋層。在D區(qū)長(zhǎng)8段砂巖中，硅質(zhì)膠結(jié)物分布較廣，質(zhì)量分?jǐn)?shù)一般在0.5%～2.0%，平均約1.0%。在本區(qū)，長(zhǎng)石、巖屑、云母等碎屑顆粒和方解石、黏土等填隙物的溶解使得巖層生成次生孔隙，改善了本區(qū)儲(chǔ)層的儲(chǔ)滲條件，是D區(qū)的主要有利成巖作用。溶解作用中，以碎屑顆粒的溶解更為常見(jiàn)(圖9(h)、圖9(i))。溶蝕作用也是研究區(qū)重要的有利成巖作用之一，經(jīng)溶蝕作用，在巖層中形成大量次生孔隙，約占剩余孔隙的30%，有效地改善了D區(qū)長(zhǎng)8段儲(chǔ)層的物性。同一套儲(chǔ)層內(nèi)部，由于上述成巖作用的差異，使得儲(chǔ)層物性不同，有的砂巖儲(chǔ)層物性較好，有的較差，而油氣主要集中在相對(duì)高孔高滲的優(yōu)質(zhì)相空間內(nèi)，在孔隙度小于8.0%、滲透率小于0.15×10-3μm2的巖層很難發(fā)現(xiàn)油層，原因在于研究區(qū)長(zhǎng)8段儲(chǔ)層的油主要來(lái)自長(zhǎng)7底部、長(zhǎng)81底部和長(zhǎng)9頂部的烴源巖。烴源巖生成的石油通過(guò)裂縫或源儲(chǔ)接觸面輸送至儲(chǔ)集層。根據(jù)前人提出的級(jí)差控油觀點(diǎn)[24]，烴源巖排出的石油會(huì)優(yōu)先進(jìn)入相對(duì)高孔高滲的優(yōu)質(zhì)儲(chǔ)層中，相對(duì)低孔隙度、低滲透率的致密砂體為石油的運(yùn)移、聚集起到了較好的封堵作用。在長(zhǎng)8段儲(chǔ)層的低滲透背景下，油在源儲(chǔ)壓差的多次驅(qū)動(dòng)下，發(fā)生了短距離的側(cè)向運(yùn)移，形成如今的石油分布特征。因此，D區(qū)長(zhǎng)8段低滲透致密砂巖油藏的分布狀態(tài)受相對(duì)高孔高滲的優(yōu)質(zhì)儲(chǔ)層分布的控制。

圖7 研究區(qū)長(zhǎng)82儲(chǔ)層物性與單井初周產(chǎn)油量的關(guān)系Fig.7 Relationships between single-well daily oil output of Chang 82 reservoir in the study area in first week and reservoir porosity and permeability

圖8 研究區(qū)長(zhǎng)82段滲透率與壓汞參數(shù)的關(guān)系Fig.8 Relationships between permeability and mercury injection parameters of Chang 82 reservoir in the study area

圖9 研究區(qū)長(zhǎng)8儲(chǔ)層壓實(shí)、膠結(jié)、溶蝕成巖作用特征Fig.9 Features of diagenesis including compaction, cementation and corrosion in Chang 8 reservoir of the study area

4 致密砂巖油分布的相控地質(zhì)模式

總結(jié)上述沉積相、巖石相、巖石物理相對(duì)油氣的控制作用，認(rèn)為在相同油源供給情況下，水下分流河道和河口壩較為發(fā)育的沉積優(yōu)相區(qū)砂體的連續(xù)性相對(duì)較好，也往往發(fā)育有物性較好的優(yōu)質(zhì)砂體，這時(shí)油源供給的油會(huì)優(yōu)先進(jìn)入優(yōu)相區(qū)內(nèi)；而砂體不發(fā)育的區(qū)域，整體物性差，使得石油較難注入，很難形成油層。研究區(qū)長(zhǎng)8段油層多分布于三角洲前緣亞相的水下分流河道和河口壩較發(fā)育的區(qū)域，因此，沉積優(yōu)相區(qū)往往成為油氣富集區(qū)，這也是鄂爾多斯盆地長(zhǎng)8段油層分布受控于沉積相的基本特征。

優(yōu)相區(qū)內(nèi)不同孔隙度、滲透率的砂體含油性差異大，研究區(qū)長(zhǎng)8段油層多分布于水下分流河道砂體內(nèi)的孔隙度、滲透率相對(duì)較高的砂體中，但優(yōu)相區(qū)內(nèi)相對(duì)高孔滲砂體不一定完全控制油氣的分布位置，因?yàn)闊N源巖排油時(shí)的通道為裂縫或疊置的連續(xù)性相對(duì)高孔滲砂體，有些相對(duì)高孔滲砂體沒(méi)有通過(guò)裂縫或連通的相對(duì)高孔滲砂體與油源連通，所以這些高孔滲砂體試油結(jié)果為水層。綜上所述，優(yōu)相和相對(duì)高孔滲砂體的聯(lián)合作用為鄂爾多斯盆地長(zhǎng)8段石油分布的核心相控作用。

綜合以上分析，鄂爾多斯盆地長(zhǎng)8段致密砂巖油分布的相控地質(zhì)模式可概括為：優(yōu)相帶內(nèi)致密巖體背景下的相對(duì)高孔滲砂體控制著石油聚集的位置(圖10)。

圖10 研究區(qū)長(zhǎng)8儲(chǔ)層致密砂巖油分布的相控作用模式Fig.10 Facies controlling model of oil distribution in tight sandstone of Chang 8 reservoir in the study area

5 結(jié) 論

(1)研究區(qū)長(zhǎng)8段儲(chǔ)層為超低滲儲(chǔ)層或致密儲(chǔ)層類(lèi)型，儲(chǔ)層內(nèi)發(fā)育有諸多被致密砂體或泥巖包裹著的薄油層，石油呈諸多單油層疊置連片的準(zhǔn)連續(xù)分布。

(2)鄂爾多斯盆地延長(zhǎng)組長(zhǎng)8段石油分布受到相的重要控制，相主要表現(xiàn)在沉積相、巖石相和巖石物理相三個(gè)方面：長(zhǎng)8段石油分布宏觀上受到沉積相的重要控制作用，大多數(shù)石油分布在砂體厚度和砂地比均較大的優(yōu)相區(qū)；沉積顆粒相對(duì)較粗的細(xì)砂巖及以上級(jí)別優(yōu)質(zhì)砂巖類(lèi)地層控制著長(zhǎng)8段石油的富集；孔隙度>8.0%、滲透率>0.15×10-3μm2的相對(duì)高孔滲優(yōu)質(zhì)儲(chǔ)層控制著長(zhǎng)8段石油的富集部位。

(3)鄂爾多斯盆地延長(zhǎng)組長(zhǎng)8段低滲透—致密砂巖儲(chǔ)層的勘探應(yīng)集中于相對(duì)高孔滲的優(yōu)質(zhì)儲(chǔ)層發(fā)育區(qū)。