鄂尔多斯盆地南梁西区三叠系延长组长8储层特征及主控因素

许 星，李智超

(西北大学地质学系大陆动力学国家重点实验室，陕西西安710069)

南梁西区位于鄂尔多斯盆地伊陕斜坡中西部，地理位置在甘肃东部和陕西北部交界处，隶属于甘肃省华池县，地表为黄土覆盖，厚度4～160 m。研究区受构造运动影响较小，主要发育东西向的鼻状构造，地层产状较为平缓，一般倾角不足1°，平均坡降为10 m/km左右，现今的构造形态总体表现为一东翼宽缓、西翼陡窄的不对称大向斜［1］。斜坡上的三叠系发育有大致由东向西倾伏的低幅鼻隆构造，南梁西区保持了整个盆地的总体构造格局，受构造运动影响较小［1-2］。

南梁西区是鄂尔多斯盆中部中生界含油富集区带之一，也是近年来石油勘探、评价的主要区域。目前对研究区长8储层及油藏富集规律研究程度较低。通过对储层特征及储层主控因素的研究，可以为掌握优质储层的分布规律、预测有利储集相带、后期产建部署等工作提供依据。

本次研究借助测井曲线中反映的电性组合特征，并通过实际地层岩性来划分对比，确定了南梁西区长8油层组划分为长81、长 82，长 81细分为长，长82细分为。

1 储层特征

1.1 储层岩石学特征

根据三组分体系的三角形图解法(Krynine，1941;Folk，1954)，确定南梁西区长8储层有两种基本岩石类型:岩屑长石砂岩和长石岩屑砂岩(图1)。砂岩中三种碎屑成分含量接近，石英含量平均为28.67%，岩屑含量平均为26.12%，长石含量平均为29.19%。长石以斜长石、正长石为主，斜长石占碎屑组分含量的14.7%，正长石含量占12.2%。岩屑可见火成岩(包括喷发岩、隐晶岩)和变质岩(包括高变岩、石英岩、片岩、千枚岩、板岩)，沉积岩中仅有少量的粉砂岩及泥岩岩屑。从数据点统计结果看，长8各小层碎屑组分含量相似。

南梁西区长8储层砂岩中填隙物组分平均为14.4%，主要由胶结物组成，包括铁方解石、伊利石、绿泥石、硅质。其中方解石含量最高，平均为4.75%;其次为伊利石，平均含量为3.35%;其它胶结物含量较低。长8储层各小层填隙物含量相似。

长8储层砂岩为细粒—中粒结构，主要粒径分布范围在0.1～0.4 mm，碎屑分选好、中等—好，磨圆度多为次棱角状—次圆状。胶结类型主要为孔隙式和孔隙—薄膜式。

图1 南梁西长8砂岩分类图

1.2 储层空间类型

通过对研究区37块样品的铸体薄片和扫描电镜观察分析，根据孔隙的成因和分布，并结合镜下形态结构，认为储集空间主要由粒间孔、长石溶孔、岩屑溶孔组成，面孔率平均为3.25%，平均孔径为 21 μm。(表1)。从统计结果发现，长和长各类孔隙含量高于其它小层。

表1 南梁西区长8储层孔隙特征

粒间孔可分为原生粒间孔即沉积后经压实而未被充填保留下来的颗粒与颗粒之间的孔隙以及次生的溶蚀粒间孔即砂岩中的残余粒间孔隙在成岩过程中因部分碎屑和填隙物发生溶解而被改造扩大形成的溶蚀型次生孔隙，次生的溶蚀粒间孔是本区砂岩储集层的主要孔隙类型。

1.3 储层孔喉特征

研究区长8储层砂体特征与所处沉积相带有对应关系，不同微相发育的砂体，对储集性能有不同影响，位于三角洲前缘水下分流河道主砂体带处的储层物性数值明显优于分流间湾处的储层，这是由于分流间湾附近储层砂体粒度较细，并含有较多的泥质夹层。通过对岩样压汞数据整理发现，长8砂体分选系数最大值5.88，最小值1.33，平均值2.68，变异系数最大值 0.53，最小值 0.11，平均值 0.25，均值系数最大值 19.96，最小值 7.89，平均值 11.32，说明储层砂体孔喉分选程度中等，原因在于粘土矿物对孔喉的充填以及石英次生加大。歪度系数最大值2.13，最小值0.91，平均值 1.61，说明喉道较粗。

毛管压力曲线可以反映储层砂体特征变化较大这一特点。研究区压汞曲线中平台型和斜陡型均有出现，以斜陡型居多，说明孔喉分选一般，储层微观非均质性较强。通过结合排驱压力、进汞饱和度等参数，将研究区长8储层孔隙结构分为三类:Ⅰ类，较低排驱压力—中喉型，曲线位于图中，表明孔喉分布较均匀，曲线平台表明孔喉分选较好;Ⅱ类，中排驱压力—细喉型，曲线向图右上方偏移，平台向陡斜过度，说明孔喉偏细，分选一般，岩性较致密;Ⅲ类，高排驱压力—细喉型，曲线呈斜陡型，孔喉很细，分选很差，砂岩致密，储层物性最差(图2)。

图2 南梁西区长8储层压汞曲线特征图

1.4 储层物性特征

通过对本区33口钻井的岩心取样压汞资料统计，排驱压力为0.02～7.34 Mpa，多数数据点分布在 2.0 Mpa以下，平均值为 1.15 Mpa，最大孔喉半径在 0.10～40.17 μm，主要集中在 5 μm 以下，平均为 2.52 μm。最大进汞饱和度范围在63.69%～94.90%，主要集中在80%以上，均值为83.62%，退汞效率在5.78%～48.81%，主要集中在20%以上，均值为26.85%，最大进汞饱和度与退汞效率的相对高值反映南梁西区长8储层的连通性一般。主要孔隙度分布范围在8%～13%，平均值为10.13%，主要渗透率分布范围在 0.1 ×10-3～1.0 ×10-3μm2，平均值为 0.38 ×10-3μm2，属于低孔隙度、特低渗透率储层。孔隙度与渗透率的正相关性明显，表明研究区储层孔隙度与喉道的发育状况对渗透率有线性的控制作用。

通过对81块样品物性统计发现，长81储层孔隙度平均值为 10.2% ，渗透率平均值为 0.89 ×10-3μm2，长 82储层孔隙度平均值为9.5%，渗透率平均值为 0.7×10-3μm2，反映出长81储层的物性优于长82储层，而长的物性又优于其他小层。

2 储层控制因素

储层的发育受到区域地质演化过程中的多因素控制［3］，其中沉积作用、成岩作用及构造作用是较为常见的因素，但不同地区不同时期的地层所受到的影响程度不尽相同。南梁西区所处的鄂尔多斯盆地陕北斜坡中西部构造格局稳定，无明显裂缝发育，储层非均质性强，因此所形成的低孔低渗储层物性主要受到沉积及成岩作用的控制。

2.1 沉积作用对储层的影响

沉积作用对储层发育状况及储层的属性起着重要的控制作用［4-5］。南梁西区长8期湖盆表现为西陡东缓的形态，西部主要为陡窄的浅湖亚相，东部则十分宽阔。依据沉积相划分的主要标志，综合研究了南梁西区长8储层的沉积特征，认为研究区长8期为三角洲沉积体系和湖泊沉积体系，其中三角洲前缘水下分流河道微相是储层形成的主要相带［6］。

长82期，研究区主要为浅湖亚相和三角洲前缘亚相沉积，三角洲前缘沉积亚相中主要是为其骨架相的水下分流河道微相和分流间湾微相。研究区主要发育了3支三角洲前缘水下分流河道砂体，以北东—南西为主要发育方向。这三支砂体在研究区内混源发育，但混源程度不同。混源砂体由北东—南西方向贯穿研究区呈条带状展布。

长81期对长82期的沉积特征具有一定的继承性，但砂体展布特征与发育规模较长82期已有明显的变化，北东方向与南西方向的砂体混源程度较高。研究区主要发育了4支三角洲前缘水下分流河道砂体，以北东—南西方向发育。这4支砂体在研究区内混源发育，规模较大，由北东—南西方向贯穿研究区呈条带状展布。

通过试油数据统计发现，研究区含油储层主要发育在长8水下分流河道砂体带上(图3)，同时发现，分流河道砂体的石英及长石含量分别为29.3%和35.4%，均高于长8期石英的平均含量26.9%及长石的平均含量29.4%，而岩屑的含量22.3%则低于平均值26.3%，磨圆以次棱—次圆为主，分选较好，主要粒径集中在 0.2～0.4 mm，平均达到 0.29 mm，整体物性优于分流间湾(表2)。

分布于分流间湾西侧的砂体具有更好的油气显示，主要原因在于东侧的分流间湾处于地势相对较高，其中的泥岩对西侧低地势的分流河道储层中的油气起到了一定的封堵作用。统计结果还反映出储层的分选系数、均值系数、变异系数、歪度系数等参数与储层的沉积微相及孔隙度、渗透率无明显的相关关系，从一定程度说明储层具有较强的非均质性。

2.2 成岩作用对储层的影响

成岩作用对于储层的物性有明显的改造效果。研究区长8储层主要受压实作用、胶结作用、溶蚀作用这三种成岩作用控制。根据对南梁西区长8储层包裹体均一温度进行分析，南梁长8砂岩主要处于中成岩期的A期或中成岩期的A期向B期过渡期。

表2 南梁西区长8油层不同微相数据统计表

图3 南梁西区长8油层组不同成因砂体渗透率与含油性关系

2.2.1 压实—压溶作用

在上覆沉积物和水体静压力或构造变形压力的作用下，使沉积物(岩)减少其孔隙空间和总体积而变致密的作用称为压实作用［7-8］。在沉积中后期，早期的沉积物由于上覆物质的增多使得温度、压力增高，压溶作用随之出现。

在长8储层砂岩中碎屑颗粒主要呈线状接触，石英颗粒多呈凹凸接触。常见的塑性岩屑，由于受力被挤压呈假杂基出现，反映出砂岩受到强烈的压实、压溶作用，这是导致储层有效孔隙度和渗透率偏低的主要原因之一。镶嵌接触反映了压溶作用不仅使孔隙度减小，同时也释放出了硅质流体，为石英自生加大硅质胶结提供了物质基础。

2.2.2 胶结作用

长8储层砂岩胶结物主要有自生粘土矿物、方解石、碳酸盐等。

自生粘土矿物可见绿泥石、伊利石、伊蒙混层。伊利石与伊蒙混层充填于孔隙间，容易堵塞喉道，而绿泥石对储层影响则有两方面。在很多情况下，呈叶片状的绿泥石以薄膜形式包覆砂岩骨架颗粒，使孔隙喉道堵塞，储层物性降低。但在成岩早期，由于绿泥石以叶片状垂直颗粒生长，抑制了石英和长石次生加大的形成(图4)，保存了较多的原生孔隙［9-14］。绿泥石膜发育的砂体，有利于后期酸性水进入溶蚀长石颗粒并形成次生孔隙［15-18］。

碳酸盐胶结物主要包括方解石、铁方解石、白云石，它们在碎屑颗粒间沉淀析出，以颗粒次生加大，和相互交代以及交代碎屑颗粒等形式出现，占据砂岩的孔隙空间，降低孔隙度和渗透率，形成致密储层。研究区以铁方解石胶结为主，形成于晚成岩阶段，体积百分含量集中在0.2%～4%，部分薄片达到10%以上，铁方解石赋存在长石等易溶颗粒形成的次生溶蚀孔隙和残余粒间孔中，减小了孔隙体积，使储层物性降低。除铁方解石胶结外，硅质胶结物体积百分含量平均在2%，其余碳酸盐胶结物少见，对储层物性影响有限。

图4 南梁西区长8储层绿泥石含量与硅质、长石关系图

2.2.1 溶蚀作用

溶蚀作用对提高孔隙度有明显作用［19-20］，但对于渗透率的影响有时则并不显著，主要原因在于因溶蚀作用而生成的次生孔隙的孔喉比和曲折度较大，孔隙形态不规则。研究区溶孔类型以长石溶孔及岩屑溶孔为主。长石溶孔的体积百分含量平均为0.85%，岩屑溶孔的体积百分含量平均为0.2%。由于研究区延长组有机质成熟时，延长组砂岩已经在压实作用与胶结作用的长时间影响下变得致密，此时产生的酸性流体对储层的溶蚀作用已经非常有限，据此判断，研究区长8储层的溶蚀作用主要发生在溶蚀作用的第一期即早成岩期。

3 结语

1)研究区长8储层主要发育有岩屑长石砂岩和长石岩屑砂岩，以细粒—中粒砂岩为主，分选中等，磨圆度多为次棱—次圆，胶结类型主要为孔隙式及孔隙—薄膜式。

2)研究区长8储层主要发育的孔隙类型有粒间孔、长石溶孔、岩屑溶孔。储层为低孔隙度、特低渗透率储层，连通性一般。根据岩样压汞所得参数，将储层划分为三类，较低排驱压力—中喉型，中排驱压力—细喉型，高排驱压力—细喉型。研究区长研究区储层孔隙度与喉道的发育对渗透率有控制作用。

3)研究区发育三角洲前缘亚相及浅湖亚相。三角洲前缘水下分流河道砂体具有单砂体厚度大、粒度较粗、分选较好、杂基含量较少的特点，储层物性整体优于其他亚相储层。

4)研究区主要受到压实—压溶作用、胶结作用、溶蚀作用这三种成岩作用的影响。压实—压溶作用及晚期的胶结作用是储层物性差的主要原因。胶结物的早期支撑及后期的溶蚀作用对储层物性的改善起到了重要影响。

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