冯地坑-洪德地区延长组长8- 长4+5致密砂岩储层特征

席明利，罗顺社，吕奇奇，李梦杰，冯晓伟，李琳静

(1.油气资源与勘探技术教育部重点实验室(长江大学)，湖北 武汉 430100；2.长江大学 地球科学学院，湖北 武汉 430100；3.延长油田 七里村采油厂，陕西 延安 717111；4.湖北省地质调查院，湖北 武汉 430100)



冯地坑-洪德地区延长组长8- 长4+5致密砂岩储层特征

席明利1,2，罗顺社1,2，吕奇奇1,2，李梦杰1,2，冯晓伟3，李琳静4

(1.油气资源与勘探技术教育部重点实验室(长江大学)，湖北 武汉 430100；2.长江大学 地球科学学院，湖北 武汉 430100；3.延长油田 七里村采油厂，陕西 延安 717111；4.湖北省地质调查院，湖北 武汉 430100)

冯地坑—洪德地区延长组长8-长4+5油层组是勘探的重点，因其储层属于低孔低渗的致密砂岩储层，弄清该区的储层特征及其控制因素具有重大意义。利用区域地质资料，通过岩心观察、镜下薄片、扫描电镜及孔渗、压汞等一系列实验测试分析，研究结果表明：储层主要以长石砂岩、岩屑长石砂岩为主，整体上具有粒度较细、结构成熟度和成分成熟度较低的特点；由于压实和压溶作用、胶结作用、交代作用、溶解作用等成岩作用影响，储层储集空间以粒间孔和长石溶孔为主，孔喉类型为细孔-细喉型和细孔-微喉型，物性以低孔低渗为特征，且孔渗相关性好。研究认为储层发育主要受岩石类型、沉积相、砂体厚度和成岩作用的影响；在压实作用较弱、溶蚀作用相对发育的构造高部位，位于水下(平原)分流河道、河口坝微相发育区的细粒长石砂岩和岩屑长石砂岩是相对优质的储层类型。

储层特征；成岩作用；长8-长4+5；冯地坑-洪德地区；鄂尔多斯盆地

0 引 言

鄂尔多斯盆地是一个中、新生代盆地叠加在古生代盆地之上的稳定沉降、坳陷迁移的多旋回克拉通边缘盆地，是中国最早进行油气勘探的盆地之一[1-2]，盆地内油层具有埋藏浅、分布广的特点，其中三叠系延长组是重要含油层系之一。随着地质认识和技术的发展，国内外学者对延长组的物源、沉积环境及沉积相、成岩作用及成岩相等方面做过一系列研究，认为三叠系延长组主要受周边西南、西北、东北和西部4大沉积物源的控制[3-4]，主要以辫状河三角洲、曲流河三角洲和湖相沉积为主，其中长8-长7期是湖盆形成并扩张的湖进时期，长6-长4+5期是湖盆萎缩的湖退时期[5]。延长组砂岩储层主要受压实作用、胶结作用和溶蚀作用等成岩作用的影响，砂岩成岩阶段主要处于中成岩A期[6]。由于储层的物性差、非均质性强、油层分布规律较复杂等原因，整个油藏的勘探开发难度大。虽然前人对延长组储层特征进行了一定的研究，但主要局限于对各个小层的研究。通过对冯地坑-洪德地区长8-长4+5油层组的储层特征及其垂向变化规律以及控制因素的研究，揭示有利储层的分布特征，为进一步的油气勘探和开发提供科学、可靠的地质依据。

冯地坑-洪德地区位于鄂尔多斯盆地中西部区域，西起麻黄山，东到王盘山，北至冯地坑，南达洪德，整个工区面积约5 500 km2(图1)。研究区主要存在北西向和北东向2大主要物源以及1个南部次要物源[7]，发育三角洲平原、三角洲前缘、前三角洲和半深湖深湖亚相[8]。三叠系延长组长8-长4+5段是该区主要的含油层系，也是中生界最重要的含油层段。

图1 研究区位置图

1 储层岩石学特征

冯地坑-洪德地区长8,长6,长4+5储层砂岩成分上呈现富长石和岩屑、贫石英的特征，但在不同层位上各成分的含量有一定的差异(表1)。其中，长6,长4+5段岩石中的长石含量相对较高，分别为43.86%和47.38%，岩屑含量相对较低，分别为23.88%和20.93%，岩石类型主要为长石砂岩和岩屑长石砂岩，少量长石岩屑砂岩；而长8段以岩屑长石砂岩和长石岩屑砂岩为主，石英、长石和岩屑的含量约各占1/3.总体而言，3个层段中的石英含量基本相当，约占1/3，长石与岩屑共占2/3，其中长4+5和长6段长石含量约为岩屑的2倍，长8段长石与岩屑含量基本相当。因此，研究区储层的主要岩石类型为长石砂岩、岩屑长石砂岩和长石岩屑砂岩(图2)。

表1 长8-长4+5油层组碎屑颗粒成分含量统计Tab.1 Component content statistics of detrital grain of Chang 8-Chang 4+5 oil reservoirs

图2 长8-长4+5油层组砂岩分类

储层整体上具有粒度细、结构成熟度和成分成熟度较低的特点，但长8段砂岩的粒度与长6,长4+5段相比又有明显的区别。研究区粒度分析统计资料显示，全区岩石平均粒径为0.23 mm，属于细砂岩，总体上碎屑颗粒的粒径较小，而长8段各小层碎屑颗粒的平均粒径分布在0.25～0.5 mm之间，明显比长4+5和长6段粗，为中砂岩(图3)。

图3 长8-长4+5油层组砂岩平均粒度统计

根据福克和沃德提出的标准偏差公式及前人确定的分选级别标准[9]，结合图像粒度分析资料，计算得到长4+5，长6和长8的平均标准偏差分别为1.22，1.14和1.3，均属于分选较差。随机选取193块薄片进行分析，其中碎屑颗粒显示为次棱角状的有188块，占97.41%，说明储层中碎屑颗粒的磨圆较差。综合分析，研究区砂岩的结构成熟度总体上较差。

2 储层成岩作用特征

碎屑沉积物沉积后转变为沉积岩过程中所发生的一切作用称之为成岩作用。砂岩的成岩作用及孔隙演化对储层物性特征具有重大影响[10]。通过对砂岩的一系列分析化验测试，发现研究区主要存在4种成岩作用类型。

2.1 压实和压溶作用

压实作用是一种使砂岩孔隙度降低的破坏性成岩作用。研究区压实作用主要表现形式有：①刚性颗粒发生破裂；②颗粒重排和颗粒旋转；③塑性颗粒发生变形。刚性颗粒发生破裂主要是长石和石英颗粒的压裂和压断，颗粒被压断后，失去支撑作用并充填到孔隙中，使孔隙空间缩小。颗粒重排和旋转减小了碎屑颗粒之间的间隙，使颗粒排列更加紧密，且颗粒接触关系与埋深密切相关，随着地层埋深的增加，颗粒接触关系从点接触发展到点线接触最终到线接触。杂基支撑的岩屑砂岩和岩屑长石砂岩中常见塑性颗粒发生变形，随着埋深的加大，地层压力逐渐增强，易变形的云母、泥岩等岩屑颗粒受压而弯曲变形或被别的硬碎屑嵌入，同时碎屑颗粒沿长轴方向定向排列(图4(a))。

图4 长8-长4+5油层组各类型成岩作用

压溶作用是一种物理-化学成岩作用，随着埋深的增加，颗粒接触点间所承受的压力增大而发生溶解现象，常见石英压溶。随着颗粒所受压力的不断增大，颗粒接触关系出现线接触、凹凸接触和缝合接触(图4(b))，降低了砂岩孔隙度。此外，压溶作用提供了大量的氧化硅，有助于石英次生加大的生长。因此，压溶作用是破坏粒间孔隙的最主要因素之一。由于冯地坑-洪德地区长8-长4+5油层组砂岩成分成熟度较低[11]，不具备压溶作用形成的物质基础，因此压溶作用在该区很少见。

2.2 胶结作用

胶结作用是使砂岩孔隙度和渗透率降低的主要原因之一，常见的胶结物类型有碳酸盐、硅质和粘土矿物等，其中以碳酸盐胶结物的胶结作用对储层物性的破坏性最大。常见的胶结物类型为碳酸盐、高岭石和绿泥石等(图5(a))。在工区各油层组中，长4+5储层受胶结作用的影响最大，而长8受胶结作用的影响较小(图5(b))。

图5 冯地坑-洪德地区胶结物总量分布直方图

研究区碳酸盐胶结物含量一般占胶结物总含量的15%～50%，主要为铁方解石、方解石、铁白云石和白云石4种胶结类型。方解石胶结物可分为早晚两期，其中以晚期方解石胶结物呈不规则状分布在碎屑颗粒之间较常见，其充填了孔隙,降低了孔隙度[12](图4(c))。

工区以高岭石、绿泥石、水云母为主的粘土矿物胶结物含量较高且类型多样。除长82小层外，其余小层均有高岭石胶结物分布，其表现为呈蠕虫状或书页状的集合体充填于粒间(图4(d))。绿泥石胶结作用主要形成于较早期的成岩阶段，且绿泥石薄膜具有双性作用，它可以充填孔隙，降低砂岩的孔隙度，同时也可以阻碍孔隙水与颗粒的反映，抑制石英次生加大的生长，保护原生孔隙。研究区绿泥石薄膜很发育，其中在长82，长62小层含量较高，而在长81和长4+51小层含量较低。水云母是一种重要的粘土矿物胶结物，在工区的含量也较高，在各个油层组都比较发育。

硅质胶结作用对原生或次生孔隙均具有强烈的破坏作用，尤其对于泥质含量较少的细-中粒砂岩，其破坏作用更为显著，是成岩早-中期砂岩储集性变差的主要因素之一。但由于本研究区长8，长6，长4+5砂岩储层中自生石英含量相对有限，硅质胶结物仅占胶结物总量的2%左右，其破坏作用很小。

2.3 交代作用

交代作用可以发生在各个成岩阶段，交代矿物既可以交代颗粒的边缘，使颗粒边缘呈锯齿状或鸡冠状，也可以交代整个颗粒。研究区常见的交代作用主要有碳酸盐矿物对碎屑颗粒的交代和粘土矿物交代碎屑颗粒长石、石英等。由于晚期碳酸盐胶结物的交代作用与充填作用对砂岩的孔隙度、渗透率具有较大的破坏作用，因此交代作用较发育是本区砂岩储层物性参数低的一个主要原因。

2.4 溶解作用

溶解作用是一种建设性成岩作用，对工区储层物性改善有重要的意义。研究区常见的溶解组分有铝硅酸盐、硅质、碳酸盐等，对形成有效储层十分有利。铝硅酸盐的溶解主要是指长石、富铝硅酸盐组分的岩屑等结构组分的溶解，是砂岩中最为广泛常见的受溶组分，在镜下可观察到研究区长石和岩屑的不同溶解程度，但大多都被铁方解石所充填(图4(e))。铝硅酸盐组分的溶解是成岩中晚期产生次生孔隙的主要营力，据观察统计，一般可使砂岩的孔隙度增加8%～10%。硅质组分的溶解主要是无定形自生石英最易被溶，其次为石英颗粒，石英的自生加大边有时也存在较轻微的溶解现象。硅质组分的溶解一般沿颗粒边缘发生(图4(f))。研究区硅质组分的溶解强度相对较低，但由于其广泛分布，同样可对储集性起到一定的改善作用，可使孔隙度增加1%～3%.研究区碳酸盐的溶解不发育，其形成机理主要是有机质中释放的酸性溶液可溶解方解石。

3 储层物性特征

3.1 储集空间类型

根据铸体薄片和孔隙图像分析，该区储层储集空间以原生粒间孔和长石溶孔为主，粒间溶孔、岩屑溶孔、碳酸盐溶孔、铸模孔和微裂隙等孔隙类型也有发育[13]。

通过系统的薄片鉴定统计，研究区长8-长4+5储层平均总面孔率为3.56%。其中，原生粒间孔是最主要的孔隙类型，其平均面孔率为1.831%，平均面孔率占总面孔率的51.43%.次生孔隙平均面孔率占总面孔率的47.76%，其中长石溶孔为次生孔隙中最主要的类型，平均面孔率达1.391%，占总面孔率的39.07%，而岩屑溶孔、晶间孔相对较少，分别占总面孔率的6.04%,1.83%.微裂缝、铸模孔、碳酸盐溶孔和粒间溶孔在研究区个别层位中分布，分别占总面孔率的0.81%，0.51%，0.17%和0.14%.总体上，原生孔隙和次生孔隙对储层的贡献接近一致，但不同层位的孔隙构成状况仍有一定的差别。通过统计各亚段中储集空间的类型及其相对含量，发现工区长4+5段以长石溶孔为主，粒间孔略少；长6以粒间孔为主；其次为长石溶孔，长81以长石溶孔为主，长82以粒间孔为主(表2)。

表2 长8-长4+5主力层段储层储集空间类型统计表Tab.2 Statistics of reservoir spatial type of Chang 8-Chang 4+5 oil reservoirs in vertical direction

3.2 孔喉特征

研究区长8-长4+5砂岩储层孔隙形态以弧三角形或不规则的多边形为主。孔隙大小以细孔为主，孔隙直径集中分布在10～40 μm之间，最大值为200 μm，最小值为5 μm.通过对纵向上各小层平均孔隙直径的研究，可以看出长81小层孔隙直径最低，平均孔隙直径为14.3 μm，长82小层最高，平均孔径为84.4 μm，其它小层平均孔径分布较为集中，主要在15～25 μm之间，反映出该区储集层孔隙大小以细孔为主(图6)。

图6 长8-长4+5主力层段平均孔隙直径直方图

工区岩石薄片、扫描电镜及压汞资料显示研究区储层喉道类型以片状、弯片状和管束状喉道为主，最大喉道半径分布在0.113 3～1.864 7 μm间，平均值为0.613 4 μm，中值喉道半径在0.027 1～0.509 3 μm范围内，平均值为0.157 0 μm.研究区储层喉道总体上以偏大型中型细喉为主，发育少量中喉和微喉。通过对纵向上各小层喉道大小的统计，可以看出长71小层平均最大喉道半径仅为0.106 8 μm，平均中值喉道半径是0.103 μm，为研究层位中最低，说明该层以中偏小型细喉为主。而长4+5,长6及长8油层组中喉道明显变大，以偏大型中型细喉为主，发育少量中喉和微喉，相比而言长4+5最好，长8次之，长6最差(图7)。因此，研究区孔喉组合关系以细孔-细喉型和细孔-微喉型为主，部分为粗孔-细喉、微孔-细喉和微孔-微喉型。

图7 长8-长4+5主力层段中值喉道半径和最大吼道半径直方图

3.3 物性特征

通过对工区15 835个样品测试分析结果的统计(表3)，得到研究区长8-长4+5储层砂岩孔隙度的平均值为8.79%，渗透率平均值为0.597 8×10-3μm2，工区储层物性总体上表现为低孔低渗的特点。其中各小层的孔隙度值相差不大，以长72最低，但渗透率值变化明显，纵向上呈跳跃式分布，以长82小层渗透率值最大，其次为长4+51,长81，长61，长4+52及长71小层，而长72小层渗透率值最小。因此，各小层中长82、长61及长4+51小层物性较好，长72储层物性最差。

3.4 孔渗关系

长8-长4+5砂岩储层孔隙度与渗透率的相关性好，即渗透率随着孔隙度的增大有增大的趋势，反映储层的渗透率主要依靠于砂岩基质孔隙与喉道的发育状况，此特征与工区储层低孔低渗的特征是相一致的。但少量样品的孔渗数据点相关性较差或不具相关性，表明砂岩储层中发育有不均匀分布的微、细裂缝。虽然它们对储集空间的影响不大，却极大地改善了该区储层的渗透性。

表3 长8-长4+5主力层储层砂岩孔隙度和渗透率总体特征Tab.3 General characteristics of reservoir sandstone porosity and permeability of Chang 8-Chang 4+5 oil reservoirs in vertical direction

4 储层发育的主控因素分析

4.1 岩石类型对储层发育的控制

长8-长4+5储集岩以灰色、灰绿色及褐灰色细粒长石砂岩和岩屑长石砂岩为主，少量细粒长石岩屑砂岩。据前人研究[13]，该区砂岩石英、长石含量和孔隙度、渗透率成正相关关系，但岩屑含量和储层物性成明显的负相关性，岩屑含量的增多会导致储层物性变差。工区以长石砂岩和岩屑长石砂岩储层物性最好，长石岩屑砂岩储层的孔隙度、渗透率与前者相比均相对减小。因此，长8-长4+5储层中泥质和碳酸盐胶结物含量较少、粒度相对较粗的细粒长石砂岩和岩屑长石砂岩是相对优质的储集岩石类型。

4.2 沉积相与砂体厚度对储层发育的控制

沉积相带是影响储层储集性能的地质基础。沉积相研究表明，冯地坑-洪德地区长8-长4+5储层属于湖泊三角洲沉积[14-15]，水动力作用较强的水下分流河道、河口坝发育地带与湖浪交互作用较强的区域沉积物分选好，颗粒相对较粗，储层物性好。同时，该区微相叠置发育层段储层砂体厚度大，砂体泥质隔夹层密度小、频率低，储层砂体连通性好，容易形成相对优质的储层。

表4 各类成岩作用导致的孔隙度变化Tab.4 Changes of porosity caused by lithogenesis

4.3 成岩作用对储层发育的控制

成岩作用对研究区砂岩储层孔渗物性具有很大影响。通过对成岩作用类型的研究，认为储层的孔隙演化经历了以下阶段：早成岩期压实作用使砂岩孔隙度大大降低，但是由于压实作用相对较弱且颗粒表面普遍发育粘土膜，有效的抑制了自生石英的发育，因此原生粒间孔隙较发育。同时，早期碳酸盐、硅质胶结作用的发育进一步降低了原生孔隙的发育。在中成岩期由于有机质成熟过程中释放的酸性溶液易于流动，使得溶解作用较强烈，形成了一些次生溶孔，若此时有油气注入，可阻碍晚期胶结作用，使得残余原生粒间孔隙和次生孔隙得以保存，砂岩储层物性较好；若此时无油气注入，则晚期胶结作用发育，使得残余原生粒间孔隙和次生孔隙进一步被充填，砂岩储层物性变差。通过经验公式恢复工区各小层孔隙度在各成岩阶段的变化情况(表4)[16]，可见压实作用、胶结作用使研究区砂岩储层物性变差，且以压实作用和晚期胶结作用对孔隙度的影响最大,而溶解作用使砂岩储层物性变好，但其影响相对有限。

5 结 论

1) 冯地坑-洪德地区延长组长8-长4+5储集岩以长石砂岩和岩屑长石砂岩为主，整体上具有粒度较细、结构成熟度和成分成熟度较低的特点，但各个小层有一定的差异性;

2) 长8-长4+5储层以相对致密的砂岩储集层为主，储集空间以粒间孔和长石溶孔为主，以细孔-细喉型和细孔-微喉型、低孔低渗为主要特征。该区储层经过了压实和压溶、胶结、交代、溶解等成岩作用改造，且以压实作用和晚期胶结作用对孔隙度的影响最大，而溶解作用使砂岩储层物性变好，但其作用相对有限；

3) 储层发育主控因素分析表明，在压实作用较弱、溶蚀作用相对发育的构造高部位，位于水下分流河道、河口坝等微相发育区的粒度相对粗的细粒长石砂岩和岩屑长石砂岩储层是相对优质有利储集类型，这对该区的勘探部署和储层预测研究具有重要指导意义。

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Sandstone reservoir features of the Chang 8 and Chang 4+5 members in the Yanchang formation of Fengdikeng-Hongde area

XI Ming-li1,2,LUO Shun-she1,2,LV Qi-qi1,2,LI Meng-jie1,2,FENG Xiao-wei3,LI Lin-jing4

(1.KeyLaboratoryofExplorationTechnologiesforOilandGasResources,MinistryofEducation,YangtzeUniversity,Wuhan430100,China;2.CollegeofGeoscience,YangtzeUniversity,Wuhan430100,China;3.QilicunOilProductionPlantinYanchangOilfieldCompany,Yan’an717111,China;4.HubeiGeologicalSurvey,Wuhan430100,China)

Chang 8-Chang 4+5 oil reservoir is the major exploration target in Fengdikeng-Hongde area.It is important to investigate the reservoir characteristics and controlling factors in this area with low porosity and low permeability for tight sandstone reservoir.Through core observation and geologic information,by using the data of thin section,scanning electron microscope,pore/permeability and pressured-mercury testing,it implies that the reservoir rock of Chang 8 and Chang 4+5 members in the Yanchang Formation of Fengdikeng-Hongde area are mainly fine grained,low textural and compositional maturity arkose and lithic arkose.Due to the influence of diagenesis of compaction,pressure solution,cementation,metasomasis and dissolution,the reservoir space of reservoir rock are mainly intergranular pore and feldspar dissolution pore with the feature of fine pore-fine throat,fine pore-micro throat,low porosity and low permeability and good correlation of pore and permeability.The development of reservoir in study area is mainly influenced by rock type,sedimentary facies,thickness of sand body and diagenesis.The study implies that the relatively coarse grain rock arkose and debris feldspar reservoir at structural high part with feeble compaction and strong dissolution in microfacies of underwater distributary channel and mouth bar are relatively high-quality reservoir type.

reservoir feature;diagenesis;Chang 8-Chang 4+5;Fengdikeng-Hongde area;Ordos Basin

10.13800/j.cnki.xakjdxxb.2015.0101

1672-9315(2015)01-0001-08

2014-11-20责任编辑:李克永

国家自然科学

(41172105);油气资源与勘探技术教育部重点实验室(长江大学)开放基金资助项目(K2013-19)

罗顺社(1961-)，男，陕西户县人，博士、教授， E-mail:Lss8061069@163.com

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