鄂尔多斯盆地郝家坪地区延长组储层特征及其影响因素分析

2014-12-03寇均益西北大学地质学系陕西西安710069

长江大学学报(自科版) 2014年31期

寇均益（西北大学地质学系，陕西西安710069）

胡静龙，李鹏程（延长油田股份有限公司定边采油厂，陕西榆林718600）

贺健全（延长油田股份有限公司吴起采油厂，陕西延安717600）

杏子川油田郝家坪地区位于陕西省安塞县境内，构造上处于鄂尔多斯盆地中部的伊陕斜坡带边缘。伊陕斜坡带主要形成于早白垩世，发育一系列由东向西倾没的低幅度鼻状隆起，杏子川油田郝家坪地区的三角洲砂体与上述鼻状隆起在空间上的有机配合，有利于该研究区油气的富集［1－5］。郝家坪地区延长组储层主要包括长2、长4＋5、长6油层组。下面，笔者对鄂尔多斯盆地郝家坪地区延长组储层特征及其影响因素进行了分析，以便为该地区的勘探开发提供参考。

1 岩石学特征

岩心观察及岩心薄片、铸体薄片鉴定表明，郝家坪地区长2油层组储层岩性主要为浅灰色中～细粒长石砂岩，陆源碎屑以长石、石英为主，长石含量平均62.8%，石英含量平均26.8%，岩屑含量平均10.4%。黏土矿物平均含量1.79%，以绿泥石为主，次为高岭土、伊利石、伊／蒙混层。碎屑颗粒多呈次棱－次圆状，分选中等－好；胶结类型主要为薄膜－孔隙式复合胶结，部分为孔隙式。颗粒支撑，以线接触为主。矿物成分成熟度低，结构成熟度中等，指示水动力条件较低能的沉积环境。长4＋5、长6油层组储层以细粒长石砂岩、长石岩屑砂岩为主，陆源碎屑以长石、石英为主，长石含量平均61.4%，石英含量平均26.7%，岩屑含量平均11.9%。黏土矿物平均含量3.06%～4%，以绿泥石为主，次为高岭土、伊利石、伊／蒙混层。碎屑颗粒多呈次棱－次圆状，分选中等－好；胶结类型主要为薄膜－孔隙－压嵌式复合胶结。颗粒间以线状接触为主。总体来看，该研究区矿物成分成熟度低，结构成熟度中等，指示较低能稳定的沉积环境，后期成岩作用十分强烈。

2 物性特征

储层物性是决定储层储集性能好坏的关键，一般通过孔隙度与渗透率进行描述［6］。通过对研究区7口井122块样品岩心分析资料统计，该研究区长2储层孔隙度最大值17%，最小值8%，平均值12.5%，多数样品孔隙度分布在11%～14.8%，孔隙度多介于14%～15%；渗透率最大值20.2mD，最小值0.4mD，平均2.5mD。渗透率分布范围较宽，主要分布在0.4～10mD。因此，该研究区长2油层组储层总体上属于低孔低渗储层。

据研究区11口井111块样品岩心分析资料统计，该研究区长4＋5、长6储层孔隙度最大值15.8%，最小值6%，平均10.5%，多数样品孔隙度分布在8%～11%之间，孔隙度主要介于8%～9%；渗透率最大值5.4mD，最小值0.1mD，平均0.4mD。渗透率主要分布在0.2～5mD，分布范围较宽。因此，该研究区长4＋5、长6油层组储层属于特低渗－超低渗储层。

3 储层空间储集特征

3.1 孔隙类型及组合

铸体薄片鉴定统计结果表明，长2储层总面孔率平均11.91%，孔径100～200μm，个别达480～500μm；长4＋5储层总面孔率平均5.43%，孔径20～80μm，多在35～60μm之间；长6油层组总面孔率平均4.31%，孔径20～80μm，多在30～50μm之间。长2油层组储层孔隙类型以粒间孔为主，次为长石溶孔、粒内孔，少量的铸模孔、沸石溶孔和微裂缝，粒间孔占总面孔率75%，孔隙组合主要为溶孔－粒间孔组合型。长4＋5、长6油层组储层孔隙类型以粒间孔为主，次为长石溶孔、粒内孔。此外，长6油层组储层还发育沸石溶孔、铸模孔、及微裂缝，粒间孔占总面孔率49%～63%。因此，孔隙组合主要为溶孔－粒间孔组合型。

3.2 孔喉结构类型

根据铸体薄片、高压压汞试验资料综合分析，将该研究区长2、长4＋5、长6储层孔喉结构划分以下5种类型。

1）大中孔粗喉型该类型孔喉结构的排驱压力低（0.04～0.11MPa），孔喉均值1.78～6.06μm，属大中孔型；最大孔喉半径7～25μm，属粗喉型。长2油层组储层河道砂坝中－细砂岩多为此类孔喉结构类型。

2）中－小孔中细喉型该类型孔喉结构的排驱压力较低（0.11～0.37MPa），孔喉均值0.21～1.78μm，属中－小孔型；最大孔喉半径2～7μm，属微－细喉型。该类型孔喉结构主要见于长2油层组。

3）小孔细喉型该类型孔喉结构的排驱压力较高（0.37～1.4MPa），孔喉均值0.22～0.52μm，属小孔型；平均喉道直径0.57～2.01μm，属细喉型。该类型孔喉结构主要见于长4＋5、长6油层组。

4）细－微孔细喉微喉型该类型孔喉结构的排驱压力高（大于1.4MPa），孔喉均值小于0.15μm，属中－小孔型，最大孔喉半径小于0.57μm，属微－细喉型。该类型孔喉结构也是主要见于长4＋5、长6油层组。

4 储层物性影响因素分析

4.1 沉积作用

沉积环境是影响储层早期储集性能的基础，不同沉积微相下砂岩储集体储集性能存在明显的差异［7］。研究表明，郝家坪地区长2油层组储层在辫状河沉积体系中分支河道砂坝储层的物性最好，其次为河漫滩［8］。长4＋5、长6油层组储层属曲流河三角洲沉积体系组成部分，从下到上表现出一个三角洲进积的全过程，其中以具正粒序的水下分流河道储层物性最好，次为分流间湾。受横向水动力强弱影响，碎屑颗粒粒度、结构及杂基含量的差异性导致在同一沉积微相的中心及边缘部位的砂岩储层物性存在差异，其中以粒度较粗、分选较好的河道或河道砂坝主体部位储层物性最好，而水动力减弱、粒度变细、分选变差的边缘砂体部位，其原始孔渗性相应变差，因而储层物性较差。

4.2 成岩作用

该研究区长2、长4＋5、长6油层组储层成岩历史长，因而成岩作用类型较为齐全，包括破坏性成岩作用（压实压溶作用、胶结作用）和建设性成岩作用（溶蚀作用）。

1）压实压溶作用该类型成岩作用多导致研究区碎屑颗粒发生转动，呈定向排列，碎屑颗粒在强压实作用下多呈线－面接触，局部出现凹凸状接触，产生致密镶嵌结构（见图1（a）。随埋深增加，压实作用过渡到压溶作用，研究区化学压溶作用形成石英的次生胶结也很普遍（见图1（b）），压实压溶作用使长2、长4＋5、长6油层组储层的原生孔隙大量损失，是该研究区成岩早期储层孔隙丧失的主要因素。

1）胶结作用该研究区胶结作用类型多样，对储层物性改善具有双重影响，其中绿泥石胶结以黏土衬里薄膜的形式呈现（见图1（c）），这样一方面使储层非均质性增强，另一方面又阻止了后期石英的次生加大胶结作用，因此绿泥石胶结可有效保护粒间孔。碳酸盐胶结可分为早晚2个时期，其中早期碳酸盐胶结对碎屑颗粒提供支撑，一定程度上对压实压溶作用具有抑制作用，保留了大量原生粒间孔隙，使得成岩后期储层形成次生空隙带成为可能。例如，方解石形成钙质砂岩、砂岩基底式胶结，这样使得原生粒间孔保存较好（见图1（d））。晚期碳酸盐胶结充填孔隙，使储层减孔量较大。此外，浊沸石胶结属于该研究区长6油层组储层特有的胶结类型［7］，即浊沸石以胶结物的形式充填于粒度较粗、分选性较好和杂基少的砂岩中。由于胶结作用主要导致研究区储层孔隙丧失，因而其属于破坏性成岩作用。

3）溶蚀作用随埋深增加和成岩演化的深入，有机质成熟排出有机酸及碳酸，使得储层形成酸性的孔隙水介质条件，孔隙中碳酸盐、浊沸石及黏土等充填物在酸性条件下发生溶蚀，从而形成大量粒间孔，这为油气充填提供了储集空间。该研究区长2、长4＋5和长6油层组储层普遍形成长石的溶蚀作用（图1（e）），而长4＋5、长6油层组储层中还形成浊沸石的溶蚀作用（见图1（f））。由于溶蚀作用导致研究区发育粒间溶孔和颗粒溶孔，因而属于建设性成岩作用。