吴起地区延安组延9 油层组有利储层分布及控制因素

杨承锦，代廷勇，李凤杰，李俊武，杨豫川

（成都理工大学沉积地质研究院，四川成都 610059）

三叠纪末期，受印支运动的影响，鄂尔多斯地块整体隆升并遭受不均匀剥蚀，形成沟谷纵横、丘陵起伏的镶嵌不整合面[1]。侏罗系早期富县组和延安组延10 油层组为河谷充填期，延9 油层组则是在河谷填平补齐的背景上发育了曲流河-三角洲沉积[2-4]。该区富县组和延10 期的河道充填沉积是油气运移的通道，延9 期沉积砂体是油气聚集的重要储集体[5]，但是有利储层分布及其控制因素是制约该区勘探的重要因素。本文利用钻测井、薄片等资料，开展储层特征的研究，深入研究有利储层展布特征及控制影响因素，以更好指导该区的油气勘探。

吴起地区位于鄂尔多斯盆二级构造单元陕北斜坡的中西部，侏罗系地层包括下、中统的富县组和延安组，其中延安组自上而下划分为延1-延10 共10 个油层组。该区富县组和延10 油层组为辫状河道充填沟谷沉积[1]，延9 油层组则在沟谷填平补齐的基础上，接受曲流河沉积[2]。

1 砂体展布特征

随着延10 期古河道填平补齐，地形差别逐渐变小，吴起地区河流类型发生了根本变化，由延10 期的辫状河演化为延9 期曲流河沉积[2]。吴起地区延9 油层组的地层厚度比较稳定，总厚度在22～62 m 的变化范围内，砂体的特征由心滩微相展布方向和分布特征所控制，心滩砂体的宽度一般为4～8 km 左右，在河道交汇处宽度变大，可达15 km 左右，砂地比大于0.3，心滩微相两侧平行展布的天然堤微相砂体宽度一般为1 km，厚度0.4 m，砂地比为0～0.3。延9 油层组砂体在研究区的西部呈北西-南东方向、在东北部呈北东-南西方向条带状展布，砂体连续性好、厚度大（见图1）。曲流河河道沉积构成的砂质沉积为主要有效储集层。

图1 鄂尔多斯盆地吴起地区延安组延93 段砂体展布图

2 储层特征

2.1 储层岩石类型

吴起地区延9 油层组储层主要为浅灰、灰褐、灰黑色中细-粗砂岩以及少量含砾粗砂岩。岩性以长石砂岩、岩屑长石砂岩、长石石英砂岩为主（见图2）。碎屑颗粒大小主要为细-中粒，可见粗粒和不等粒，颗粒大多呈半棱角-次圆状，圆状和棱角状较少，分选程度以中-好为主，胶结类型主要是孔隙型。

图2 吴起地区延9 油层组砂岩分类图

吴起地区延9油层组砂岩碎屑成份平均含量为82.2%，其中石英含量为29 %～74 %，平均值为45.2 %；长石含量为10 %～39 %，平均为28.8 %，局部及在7 %～10 %；岩屑含量为5%～17%，平均为8.2%，局部井段中含量可高达24 %～41 %。岩屑中主要为变质岩屑，含少量沉积岩屑和岩浆岩屑，含少量的白云母和绿泥石等矿物碎屑。

2.2 填隙物特征

吴起地区延9 油层组储层砂岩中填隙物平均含量为17.73%，其中杂基的含量大于胶结物的含量（见图3a）。碳酸盐胶结物（见图3b、c）含量变化较大，在0.5 %～16 %，平均值5.78 %；硅质胶结分布不均匀，含量在3 %～12 %，硅质胶结物以石英次生加大和自生石英形式存在（见图3d）。粘土质含量为1 %～18 %，平均值为14.25 %，主要类型为高岭石、绿泥石和伊利石等（见图3e～h）。可见少量黄铁矿自生矿物。

2.3 储层孔隙类型

通过对吴起地区延9 油层组铸体薄片和扫描电镜的观察，分析认为其主要的储集空间类型包括原生残余粒间孔（见图4a）、粒间溶孔（见图4b）、粒内溶孔（见图4b、c、d）和高岭石晶间孔（见图3f）等。延9 油层组储层面孔率较高，平均可达8.7 %，平均孔径为25 μm。最主要的孔隙类型为原生残余粒间孔和长石溶孔，两者占总面孔率的相对比例最大，分别为54.3%和37.1%，其他还包含部分粒内溶孔、岩屑溶孔，分别占为1.27 %、3.25%。

2.4 物性特征

储层的孔隙度和渗透率是反映储层性能和渗滤条件的两个最基本参数。根据延9 油层组岩心样品的统计结果，延9 油层组储集层物性整体较好。孔隙度最小为5.42 %，最大为28.32 %，多数分布在14 %～18 %，占样品的70 %，小于10 %仅占2 %，平均孔隙度为15.2 %。渗透率也比较好，最低值为0.1×10-3μm2，最大值为30.99×10-3μm2，平均值为8.7×10-3μm2，以5×10-3μm2～10×10-3μm2的样品最多。

3 优质储集层控制因素

沉积微相对于储层的孔隙度和渗透率具有明显的控制作用，是形成储层的重要基础，在宏观上控制着储集层物性的好坏，但拥有有利的相带，并不都是好的储层，还受成岩作用的影响。

图4 鄂尔多斯盆地吴起地区延9 油层组储集空间类型

3.1 沉积作用

油气的聚集与砂体的展布规律有着密切的关系，砂体的主体部位成藏条件优越。曲流河是吴起地区延9 油层组储集层的主要沉积环境，而处于高能环境的河道，由于水动力强烈，碎屑颗粒的分选、磨圆较好，粒度较粗，原始孔隙较发育，容易形成良好的储层。

3.2 成岩作用

沉积作用形成了储层储集性能的基础，而后期的成岩作用则会对储集性能进行改造。通过对取芯井的薄片分析，吴起地区延9 油层组的主要成岩作用包括：压实作用、压溶作用、胶结作用、溶蚀作用、交代作用和自生矿物的形成作用这样几种。

3.2.1 压实作用和压溶作用 压实作用的强弱对原生粒间孔保存的多少有重要影响[6]。吴起地区延9 油层组的储层中压实作用较弱，主要的储集空间为原生残余粒间孔，压实作用可以造成原生孔隙的损失达到19 %左右。而延9 油层组压溶作用主要表现为颗粒的凹凸和缝合线状接触（见图3a、b）、石英的溶蚀和次生加大的形成（见图3f），薄片中这两种现象均不太发育，因此压溶作用对于研究区储层的破坏作用比较有限。

3.2.2 胶结作用 无论是何种物质的胶结，均表现为孔隙之间物质的充填，因此对孔隙均有不同程度的破坏作用。在吴起地区延9 油层组储层中，成岩早期的方解石胶结作用（见图4e）对孔隙度的减小较为明显，其次为石英的次生加大作用（见图3d、图4c），两者可造成孔隙度减少10 %左右。而成岩晚期的含铁碳酸盐矿物、自生粘土矿物、自生石英的沉淀（见图3d）等由于发育有限，因此对孔隙的减少也有限。

3.2.3 溶蚀作用 吴起地区延9 油层组砂岩储层在大气水和富含有机酸的地下水的共同作用下，长石溶孔（见图4b、c、d）、粒间溶孔（见图4c）、杂基溶孔都相对比较发育，约占总孔隙的40 %，为储层提供了大量的储集空间。特别在晚成岩期有机酸溶蚀作用下，溶蚀作用可为储层提供7 %～8 %的次生孔隙。

3.2.4 交代作用和自生矿物的形成作用 交代作用一般不会影响孔隙度的变化，但是在长石被高岭石交代（见图4d）形成自生高岭石过程中，由于高岭石体积小于被交代的长石体积、形成发育的晶间孔而使总孔隙度增加（见图3f），因此对于储层储集性能具有建设性的作用。其他自生矿物的形成，特别是晚成岩期形成的充填孔隙的自生矿物如黄铁矿，对孔隙均有破坏作用，但在该区这些自生矿物发育有限，对储层孔隙性的破坏也有限。

总的来看，对储层具有建设性作用的有溶蚀作用和长石交代形成自生高岭石的作用，而破坏性的作用主要为压实作用、成岩早期的胶结作用和石英的次生加大作用。吴起地区延9 油层组压实作用较弱，使得原生粒间孔得以保存，是该区储层物性较好的主要原因。

4 储层分类评价

4.1 储层分类评价

通过对研究区延9 油层组储层物性孔隙结构等参数的分析（见表1），依据储层分类标准，对该区延9 油层组的储层进行了综合评价。本区的储层可划分为4类。

Ⅰ类储层：为好储层类型，属曲流河道沉积砂体，其砂体厚度一般大于12 m，岩性一般较粗，为中-粗粒砂岩，填隙物含量小于8.0 %。孔隙度一般大于12 %、渗透率大于10×10-3μm；排驱压力、中值压力低，分别小于0.1 MPa 和0.5 MPa；孔隙类型为原生粒间孔，孔喉组合类型主要为大孔粗喉型和大孔中细喉型；该区延9 油层组Ⅰ类储层分布面积较小。

Ⅱ类储层：为较好储层类型，属曲流河道沉积砂体，岩性主要为中砂、中细砂岩，砂体厚度介于12～5 m，填隙物含量介于8.0 %～12.0 %；孔隙度在12 %～10 %，渗透率为1～10×10-3μm2。排驱压力、中值压力较低，分别在0.05～0.1 MPa 和0.6～5.0 MPa。该区延9油层组Ⅱ类储层比较发育，在多数河道砂体，尤其是河道交汇的河道砂体，储层孔渗条件都较好，属于Ⅱ类储层。

Ⅲ类储层：为中等储层类型，储层砂体发育在河道侧缘和天然堤等沉积微相中，岩性主要为主要为中砂、中细砂岩，砂体厚度介于12～5 m，填隙物含量介于12.0 %～14.0 %；孔隙度10 %～15 %，渗透率为1～10×10-3μm2。排驱压力、中值压力相对较高，分别为0.5～2 MPa 和1～5 MPa；孔隙类型为溶孔+微孔，孔喉组合类型主要为小孔中细喉型。

Ⅳ类储层：为差储层类型，储层砂体一般发育在天然堤、决口扇和漫滩等沉积微相中，岩性主要为粉砂岩，砂体厚度介于5～3 m，填隙物含量介于14.0 %～16.0 %；孔隙度在12 %～10 %；排驱压力、中值压力高，分别为2～5 MPa 和5～10 MPa；渗透率小于1×10-3μm2。孔隙类型为微孔，孔喉组合类型主要为微孔微细喉型。Ⅳ类储层往往形成干层或低产水层。

表1 吴起地区延9 油层组储层分类评价表

4.2 有利储集层分布

吴起地区延9 油层组主要发育曲流河沉积相，河道砂体是主要的储层。优质储层主要发育于（1）压实作用较弱的地区，石英含量高的粗-中粒砂岩区，有轻度的石英次生加大[7]；（2）长石组分虽然可以遭受强烈溶蚀，形成溶蚀孔，但是也容易发生粘土化，不利于溶孔的形成，因此有利储层主要发育于长石组分相对较低的地区；（3）碳酸盐胶结物较弱的区域利于优质储层的形成，这是因为钙质胶结是主要破坏性成岩作用，其发育造成孔隙度和渗透率的降低。

吴起地区延9 油层组Ⅰ类储层发育于盘古梁新97 井区、顺宁高237 井区、吴起西侧元181 井区和吴454 井区，以及五谷城一带塞392 井区（见图5）。这些地区不但储层物性良好，而且获得了较高的试油成果，如塞392 井延9 油层组孔隙度为16.57 %、渗透率为15.16×10-3μm2，在延93 油层段获得56.10 t/d 的试油产量，是吴起地区延9 油层组优质储层的主要发育区。

图5 吴起地区延9 油层组储层分类分布图

5 结论

（1）吴起地区延9 油层组主要发育曲流河沉积，河道砂体是主要的储层砂体，由长石砂岩、长石石英砂岩和岩屑长石砂岩组成。储集空间类型以原生残余粒间孔、长石溶孔为主。

（2）吴起地区延9 油层组储层砂体的面孔率较高，平均为8.7 %；储层物性孔隙度平均为15.2 %、渗透率平均为8.7×10-3μm2，属中孔低渗型储层。

（3）储层砂体中成岩作用主要包括压实作用、胶结作用和溶蚀作用，其中该区压实作用较弱，使得原生粒间孔得以保存，是吴起地区延9 油层组具有较高物性的主要原因。

（4）以沉积相和砂体厚度为基础，结合储层特征参数和孔隙结构参数，将吴起地区延9 油层组储层分为4 类，本区储层以Ⅱ为主，有少量的Ⅰ和Ⅲ类储层。

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