罗庞塬油区长8油藏储集因素分析研究

李向东，陈振刚，王 英

(1.西安石油大学，陕西 西安 710065;2.延长油田股份有限公司靖边采油厂，陕西 靖边 718500;3.华北石油局西部工程公司，新疆 轮台 841600)

罗庞塬油区位于定边县最南端，距定边县城约100 km，区域面积约144 km2。区内地表属典型黄土塬峁地形，黄土层覆盖厚度大，一般200～380 m，地表起伏不平，沟壑纵横，地面海拔一般1 600～1 800 m。其构造位置主要隶属于天环坳陷。长8油层组是定边采油厂的主要产油层位之一，储层物性较差，属于低孔、低渗的地层 －岩性油藏。非均质性较强，储层非均质性主要受沉积相和成岩作用控制。本文从沉积学角度分析了影响长8油藏富集的因素，进行油气富集有利区预测，为下一步勘探提供建设性的建议。

1 研究区长8油层的储集特点

罗庞塬油区延长组长8砂岩为主要的储集层之一，具以下特点:(1)砂层累计较厚，粒度细，沉积相变快，如40059井长 81层段，砂体孔隙度(13.1%)及渗透率(0.936×10－3um2)值较高，属水下分流河道相砂体发育的地区，向西南约4 km的定40226井长81层段则变为分流间湾沉积微相，孔隙度(6.8%)、渗透率(0.085 ×10－3um2)值均变差，岩性主要为泥质粉砂岩;(2)长8油层埋藏深度一般为2 600～2 700 m，储集层经受了强烈而又复杂的成岩作用，主要是压实作用、胶结作用及溶蚀作用;(3)储集层具低孔、低渗，且纵、横向非均质性显著的特点，长82储层孔隙度最小0.62%，最大13.77%，平均值为7.11%，由孔隙度直方与累计频率分布图知孔隙度主要分布在4% ～10%;渗透率最小为0.001 × 10－3μm2，最大为 1.21 × 10－3μm2，平均值为0.16×10－3μm2，由渗透率直方与累计频率分布图知渗透率主要分布在0.07% ～0.2%μm2;长 81储层样品测试孔隙度最小2.76%，最大 14.77%，平均值为 7.53%，由孔隙度直方与累计频率分布图知孔隙度主要分布在4%～10%，渗透率最小为0.001 ×10－3μm2，最大为 4.006 × 10－3μm2，平均值为 0.32×10－3μm2。该类油藏与储集层的物性和沉积相关系密切，对这类油藏的勘探必须进行深入的沉积相、砂体展布、成岩作用特征的研究。

图1 长82孔隙度直方与累计频率图

图2 长82渗透率直方与累计频率图

2 影响油藏的储集因素分析

2.1 砂岩组分特征

长8储层岩性为长石砂岩、亚长石砂岩和亚岩屑砂岩(图5)。碎屑颗粒含量较高，分布在 79% ～86%，平均达到了81.88%。碎屑成分中石英含量介于50% ～60%，主要分布在55% ～60%，平均含量为56.34%;长石含量在15% ～30%之间，主要分布在25% ～30%，平均为22.67%，岩屑含量分布在15%～24%，平均百分之20%。岩屑成分较为复杂，主要有沉积岩岩屑，变质岩岩屑和火成岩岩屑。其中以沉积岩岩屑为主，分布在10% ～15%之间，平均含量12.44%;变质岩岩屑居次，分布在4.5% ～8%，平均含量6.17%;火山岩岩屑最少，分布在0.5% ～2%，平均含量为1.39%。沉积岩岩屑以泥岩岩屑为主，变质岩屑主要为石英岩。云母含量约为0.5% ～15%，平均含量为0.56%，大多数的云母被压弯或水化膨胀呈假杂基充填于粒间孔隙中，部分黑云母发生绿泥石化和伊利石化，其他重矿物含量约占2%。

图3 长81孔隙度直方与累计频率图

图4 长81渗透率直方与累计频率图

图5 长8储层砂岩碎屑组分三角图

填隙物以胶结物为主，长8油层组胶结物含量在8%～13%，平均含量为10.62%。结物类型主要包括绿泥石、高岭石、水云母、铁方解石、铁白云石、白云石、埃洛石及铁泥质等，胶结类型以孔隙式和基底—孔隙式为主。杂基含量5%～7% ，平均为 6.18%(图 6)。

通过对区内重矿物资料的统计，研究发现该区北东方向的物源与西部物源差别明显，西部物源较北东方向的物源有相对高的成熟度，具体表现为相对较高的石英含量和相对较低的云母含量，并且在罗庞塬地区砂岩骨架含量兼具两者的共同特点，说明在此地区两个方向的物源发生了交汇，其中北东物源为主要物源，西北物源为次要物源。

2.2 沉积相特征

通过岩心观察、粒度分布资料、沉积构造特征的分析，综合各种相标志，结合区域沉积背景，确定该区长8油层组主要是三角洲前缘和浅湖亚相沉积，其中三角洲前缘可划分为水下分流河道、水下决口扇和分流间湾3种主要微相。

图6 长8砂岩填隙物组分直方图

水下分流河道是陆上分流河道的在水下延伸的部分，也称为水下分流河床。沉积物主要以砂、粉砂为主，泥质极少。在砂岩中发育有交错层理、波状层理、平行层理及少量的变形构造，底部具有冲刷面，在冲刷面附近还含有大量泥砾。水下分流河道的自然电位曲线呈现出钟形，自然伽马曲线为齿状箱型、低值箱型。砂体在纵向剖面上为正旋回(下粗上细)，反映出其随着沉积物的不断加积，水体变浅，水动力条件减弱的沉积环境。

水下决口扇是洪水期底流冲决水下天然堤后，在决口处附近快速堆积形成的小型扇状沉积体，因而亦位于河道两侧，以凸岸居多。岩性为灰色含泥质细砂岩、粉砂岩夹薄层泥岩组合，常具向上变粗或向上变粗后又变细的粒序韵律，以发育块状层理为主，次为沙纹层理、水平层理、浪成沙纹层理和变形层理。在剖面结构上，或与水下天然堤伴生，或在分流间洼地中呈夹层产出，与相邻微相存在粒级和粒序突变关系。测井曲线呈低－中幅指形、倒钟形和卵形，个别为钟形，总体上以显示均匀悬浮和略向上变粗后复变细的趋势为主。

位于三角洲前缘水下分流河道之间相对低洼地区，与湖水相通，但水动力较弱。分流间湾以粘土沉积为主，含少量粉砂和细砂。砂岩和粉砂岩中主要发育水平层理、透镜状层理和变形层理，可见碳屑、植物残体等，垂直虫孔及生物搅动构造发育。植物叶片化石主要发育于泥岩、粉砂质泥岩中。其自然伽马曲线呈齿形中高值，自然电位曲线在泥岩基线附近，反应水体较平静。

图7 40069井三角洲前缘沉积剖面

2.3 砂体展布特征

罗庞塬油区长8油层组是三叠系鄂尔多斯盆地快速下沉，湖盆规模、水深均已较大时期的三角洲沉积，厚度约120 m，砂体厚度约80～120 m。通过长81、长82两个含油小层数据统计作图，罗庞塬油区共发育“浅而窄”的6条三角洲前缘水下分流河道，长81在主河道部位砂地比分布于10%～48%，，砂体累积厚度大于30 m。砂体呈条带状展布，在纵向上连续性好，而在横向上连续性较差，被分流间湾的泥质沉积所分割(见图8)。研究区水下分流河道发育的地区，就是储集体发育区，也是目前产油较好的地区。

图8罗庞塬西区长81沉积微相平面图

2.4 成岩作用及其对储层物性的影响

2.4.1 成岩阶段划分

罗庞塬油区低孔、低渗砂岩粒度细、沉积相变快的特征是其成岩演化的重要控制因素。此外，岩屑中含有较多的火山岩岩屑和火山碎屑物质也对砂岩的早期成岩作用有着较大的影响。长8砂岩在埋藏成岩过程中先后经历了压实压溶作用、胶结作用、交代作用和溶蚀作用等成岩事件。其中，对储层物性和孔隙结构影响较大的作用有4种，即压实(溶)作用、胶结作用、溶蚀作用和交代作用。

薄片观察结果表明:砂岩储层经受的压实作用属中等强度压实，在上覆地层压力不断加大时，颗粒趋于紧密堆积，碎屑多呈点－线接触，部分塑性岩屑、云母发生弯曲变形，甚至见有泥岩屑形成假杂基。碳酸盐胶结是区内最常见也是最主要的胶结作用，胶结类型即有孔隙式胶结，又有半基底式、基底式胶结。硅质胶结主要以次生加大为主。泥质胶结则以环边式和孔隙式为主要胶结类型。各种胶结物充填于颗粒之间的孔隙内，进一步降低原生粒间孔，但绿泥石和硅质胶结同时增加了骨架颗粒强度，阻止压实作用的进行。镜下观察表明，常见的碳酸盐胶结物有方解石，此外，偶见有少量的白云石。方解石解胶结物根据特征可以划为二类，一类为微晶方解石;另一类为晶粒较粗的亮晶方解石或连晶方解石。粘土矿物X射线衍射分析表明:该区粘土矿物主要是绿泥石和伊利石，含少量蒙脱石，I/S混层中的 S(%)10% ～15%，说明该区的成岩作用主要处在中成岩阶段。研究区镜质体反射率数据分析表明:该区内长8油层组 R0在0.79～1.21之间，为中成岩阶段 A期。综上所述，研究区长8油层组成岩作用处于中成岩阶段 A期，局部进入了中成岩阶段B期。

2.4.2 压实压溶作用

机械压实作用是早成岩期沉积物沉积下来后，随着盆地的下沉和上覆地层增厚，砂岩颗粒在压实作用下接触逐渐紧密，孔隙水被排出，部分塑性物质挤压变形，原生孔隙体积缩小，孔隙度和渗透率降低的过程。压实作用是砂岩原生粒间孔减少的主要原因之一，研究区内长8油层组因压实损失的孔隙达25.0%以上，以压实作用为主的地区，砂岩孔隙度普遍小于8%。溶蚀作用是碎屑颗粒和填隙物在成岩作用过程中发生溶解的过程，在成岩作用的各个阶段均可以发生。溶蚀作用是碎屑岩储层次生孔隙形成的主要原因。溶蚀作用发生的成岩环境主要有两种，分别为浅层或者在不整合面附近的储层遭受大气水淋滤作用造成溶解，以及在烃源岩排烃期产生的有机酸作用下形成溶解。溶解作用使砂岩的易溶组份发生部分溶解，甚至全部溶解，并形成多种类型的次生孔隙。在研究区油层储集岩中，长石的溶蚀作用是比较普遍的。长石溶孔是本区主要的次生孔隙类型，它的存在对储层的物性起到了积极有效的改善作用。镜下也常见到杂基和粒缘被溶蚀，这些无选择溶蚀作用形成的溶孔通常被沥青充填，说明长8的沥青充填的杂基和粒缘溶孔的形成可能与干酪根热降解形成的酸性流体有关。此外，在区内砂岩储层中，还可见到自生粘土矿物有弱的溶蚀现象，形成了极少量的晶内溶孔、晶缘溶孔、晶间溶孔等次生孔隙，也可见到少量岩屑颗粒有弱的溶蚀现象形成少量的粒内溶孔。

2.4.3 胶结作用

胶结作用是指孔隙流体中某种物质含量达到过饱和而在孔隙中发生沉淀，致使岩石固结的作用。储层温压变化是孔隙水中的过饱和物质发生沉淀，在碎屑颗粒间析出形成自生矿物，以颗粒次生加大，或相互交代以及交代碎屑颗粒等形式出现。研究区内常见的胶结类型有碳酸盐胶结、硅质胶结、泥质胶。碳酸盐胶结是区内最常见也是最主要的胶结作用，胶结类型即有孔隙式胶结，又有半基底式、基底式胶结。硅质胶结主要以次生加大为主。泥质胶结则以环边式和孔隙式为主要胶结类型。各种胶结物充填于颗粒之间的孔隙内，进一步降低原生粒间孔，但绿泥石和硅质胶结同时增加了骨架颗粒强度，阻止压实作用的进行。研究区内的碳酸岩胶结物的溶蚀现象极不明显，仅在一些溶蚀缝周围能看见少量方解石的溶蚀现象。碳酸盐岩的胶结作用对储层主要起破坏作用，碳酸盐胶结物大量占据储层的储集空间，是储层孔隙损失的另一主要原因。硅质胶结物的含量虽然不高，但石英的次生加大现象却比较普遍。在观察的铸体薄片中，几乎都能见到石英的次生加大，宽度在 10～50 μm之间，个别颗粒可达 100 μm，广泛但不均匀地分布于长8油层组砂岩中。根据镜下观察，在有绿泥石环边的砂岩中，石英次生加大发生在环边形成之后。砂岩中最常见的泥质胶结类型，主要以早期生成的自生粘土矿物绿泥石围绕碎屑颗粒边缘生长形成环边。自生绿泥石垂直或平行碎屑颗粒表面向外生长，在颗粒表面形成包壳或环边，呈微细叶片状、针状或纤状集合体，碎屑颗粒表面的绿泥石多数仅为一层，厚度一般3～5 μm，在颗粒表面密集排列呈毯状。早期生成的自生绿泥石大多以孔隙衬垫的形式产出。绿泥石薄膜的形成在石英颗粒表面形成了一层保护膜，阻止了石英的自生加大，同时也可以增强砂岩的抗压实程度，在一定程度上起到了保护粒间孔的作用，但同时，粘土膜也会使孔隙变小，喉道变细甚至消失，从而降低了储层的物性。镜下可见绿泥石交代碎屑与杂基，或被方解石、次生石英和伊利石覆盖或交代的现象。长 8油层组砂岩中，绿泥石环边胶结和早期 SiO2胶结使砂岩的抗压实能力增强，保护了原生孔隙未被彻底破坏，形了一些残余粒间孔储层，也为后期的溶蚀作用创造了条件。

2.4.3 溶蚀作用

长石、杂基和粒缘的溶蚀作用使砂岩物性得到改善。长石、杂基和粒缘在有机质成熟时期有明显的溶蚀作用，这种溶蚀作用恰恰发生在油的运移之前或接近同时，因此，长石、杂基和粒缘溶孔的产生为油的运移和聚集提供了空间。这些次生孔隙虽然数量不多，但却扩大或增加了孔隙喉道，使孔隙的连通性变好，为油气的运移和聚集提供了良好的条件。总之，溶蚀作用是有益的，它使本区致密储层得到了一定程度的改善，使油的运移和聚集成为可能。然而，它又是有限的，没有从根本上改变本区储层低孔低渗的状况。

2.4.4 交代作用

在研究区内，主要的交代作用是方解石对长石和岩屑的交代。方解石交代长石的现象比较普遍。研究区内方解石胶结作用十分强烈，在方解石形成时，孔隙水中富含 Ca+和CO32－离子，而这种溶液具有破坏长石晶格的能力，但交代程度大都比较低，以溶蚀交代长石边缘为主，整个交代作用对储层的影响不大。

2.4.5 成岩作用对孔隙度的影响

罗庞塬油区长8各种成岩作用发育在不同的成岩阶段，对孔隙度变化的影响也是不一样的。早成岩期压实压溶作用使得原生孔隙度大大减小，而早成岩)晚成岩期，碳酸盐岩、黏土矿物胶结充填作用使得孔隙度进一步降低，但随着埋深的增加，晚成岩期有机质热成熟脱羧作用和其他过程使成岩孔隙水变成酸性，部分长石和岩屑在酸性孔隙水的作用下发生溶解作用并形成次生孔隙，使孔隙度回升。沉积物刚沉积下来，其初始孔隙度为37.86%，在早期强烈压实作用的影响下，孔隙度急剧下降，孔隙度减少了 26.17%，压实后剩余孔隙度为 12.74%。在胶结作用的影响下，孔隙度再次减少 8.1%，剩余孔隙度为 5.14%，后期长石溶蚀产生的溶蚀孔隙使储层性能得到改善，孔隙度增加 6.35%，最终孔隙度为10.1%。

2.5 储层物性及其非均质性

罗庞塬油区延长组长 8储层平均孔径5～40 μm，为小孔，喉道中值半径主要 0.008 4 ～0.873 8 μm，属细喉、微细喉和微喉。最大喉道半径达2.52 μm，其中值半径为0.873 8 μm，孔隙和喉道分选均差，分选系数为1.2～5.1。储层渗透率在 0.000 6 ～16.146 3 ×10－3μm2，据前人对低渗透储层的分类标准，研究区分为特低渗透储层，接近致密储层和标准致密储层，且以前两者为主，且储层在层内、层间和平面上均具有较强的非均质性。平面非均质性表现主河道部位砂体厚度较大，粒度较粗，物性较好。此外，部分井区由于次生孔隙发育，渗透性变好。