鄂尔多斯盆地南部延长探区长8油层组储层特征及影响因素分析

2015-07-02段昕婷邓南涛李广涛

石油地质与工程 2015年5期

关键词：区长喉道长石

吴凤, 田飞，段昕婷，邓南涛，李广涛

(1.陕西延长石油(集团)有限责任公司研究院，陕西西安 710075；2.延长油田股份有限公司永宁采油厂)

鄂尔多斯盆地南部延长探区长8油层组储层特征及影响因素分析

吴凤1, 田飞2，段昕婷1，邓南涛1，李广涛1

(1.陕西延长石油(集团)有限责任公司研究院，陕西西安 710075；2.延长油田股份有限公司永宁采油厂)

综合分析鄂尔多斯盆地南部延长探区的岩心、测井、铸体薄片、扫描电镜、阴极发光、X衍射、压汞分析等资料，对研究区长8油层组储层特征以及影响因素进行研究。结果表明长8油层组主要为长石砂岩和岩屑长石砂岩，成分成熟度低、结构成熟度中等；储层孔隙类型多样，粒间孔和长石溶孔为主要的储集空间，喉道类型以小孔微喉型为主；物性特点为典型的低孔低渗储层；储层明显受沉积相和成岩作用的综合影响。最有利的沉积微相为沉积厚度大、粒度较粗的水下分流河道微相；同时，建设性及破坏性成岩作用对储层物性改造具有双重作用，建设性成岩作用由于溶蚀作用使得物性变好，而破坏性成岩作用由于胶结及压实致使物性变差。

鄂尔多斯盆地；延长探区;长8油层组；储层特征；孔隙结构；成岩作用

鄂尔多斯盆地南部延长探区包括延安南部、甘泉、富县、黄陵、旬邑等区域,构造上属于陕北斜坡南部，呈向西倾斜的平缓单斜，平均坡降10 m/km，倾角小于1°。研究区主要沉积中、新生代碎屑岩，其中上三叠统延长组为主要油气勘探目的层，可进一步划分为10个油层组[1-2]，主要产油层系为长2油层组和长6油层组，但近几年，长8油层组获得了工业油流，延长组深层展现出一定的勘探潜力。前人还没有对研究区的长8油层组做过系统的石油地质研究，在沉积相、储层、油藏分布规律等方面研究还有待深入，另外长8油层组具有面积大、低丰度、平面和垂向上非均质性强的特点[3-14]，因此，找出影响储层物性的主要因素，对研究油气成藏机理及分布规律具有至关重要的作用。本文综合分析研究区的107口井131块样品的薄片鉴定，23块样品的扫描电镜、21块样品的X射线衍射、22块样品的阴极发光以及15块样品的压汞分析等资料，并结合常规物性测试资料，对研究区长8油层组的储层特征及其影响因素进行系统研究，以期为该区油气成藏规律以及有利区带的预测提供可靠的地质依据。

1 储层特征

1.1 储层岩石学特征

统计分析145块岩心样品的铸体薄片及岩心观察数据得出，鄂尔多斯盆地南部延长探区长8油层组储层岩性主要为长石砂岩和岩屑长石砂岩(图1)，陆源碎屑中长石含量最高，占全岩的49.46%；其次是石英，占全岩的23.03%；岩屑占全岩的7.69%，以沉积岩类及变质岩类岩屑为主，岩浆岩屑较低；填隙物为胶结物和杂基，平均含量占全岩总量的21.5%；胶结物以黏土矿物及碳酸盐矿物为主，占全岩的8.9%、9.8%；硅质含量较少，占全岩的0.6%；本区杂基以绿泥石和泥质为主。

图1 延长探区长8储层岩性三角图

在结构上以细砂岩为主，占分析样品的90.6%，少量粉砂岩占分析样品的8.2%，部分中砂岩占分析样品的1.2%。薄片资料表明：本区分选整体较好，中等结构成熟度，磨圆以次棱角状为主，部分为次圆状或次圆-棱角状；岩石颗粒之间主要以点-线接触为主，岩石胶结类型为孔隙再生或加大的相互组合方式为主，另有少量加大-薄膜、加大-镶嵌及孔隙-接触等胶结方式。

1.2 储层物性特征

物性是评价储层特征的重要参数，同时也是直观展示储层特征的核心[7-9]。结合本区31块岩石样品物性参数分析结果，得出储层孔隙度参数分布范围广[7-8]，介于0.6%～23.3%，平均6.5%；渗透率分布介于0.25～1.6×10-3μm2，平均0.69×10-3μm2，根据分析测试资料以及物性分析数据认为，长8油层组为低孔、低渗储层。绝大多数样品随着孔隙度的增加，渗透率也随之增加，即孔隙度和渗透率之间存在着良好的正相关关系，由此表明研究区长8油层组渗流能力主要由喉道及基底孔隙决定。

1.3 孔隙类型和孔隙结构特征

对研究区岩石薄片及铸体薄片分析表明，长8储层孔隙以粒间孔和长石溶孔为主，平均为3.73%和1.45%，分别占总面孔率的64.87%和25.22%，其它类孔隙含量较低，主要有岩屑溶孔、沸石溶孔为主，分别占总面孔率的7.13%和1.57%(图2)；平均孔径为48.7 μm，属于小孔隙；喉道类型主要发育缩颈型、片状喉道，喉道均值0.19 μm，主要为微喉道。根据15个岩心样品压汞试验可知，延长组长8油层组储层毛管压力曲线形态主要为陡斜型，平直段不明显，排驱压力分布在0.52～4.47 MPa，均值为2.07 MPa；中值压力范围为4.52～21.34 MPa，均值为14.91 MPa；喉道直径范围为0.13～0.76 μm，均值为0.31 μm；喉道分选系数范围为0.21～2.01，均值为0.59；均质系数为0.29～0.46，平均0.39；孔隙结构系数范围为0.03～1.32，平均0.36；退汞效率20.27%～33.32%，平均27.08%。

结合以上资料分析可知，研究区长8储层岩石结构较为致密，孔喉半径及喉道均值较小，分选较好，排驱及中值压力大，退汞效率较低。根据前人研究成果及标准[15]，结合本次研究数据，研究区长8储层孔隙结构类型属于小孔隙、微喉道型。长8油层组为低孔低渗储层，非均质性强，驱油效率低，开采困难[16-18]。

图2 研究区长8油层组孔隙平均面孔率

2 储层物性影响因素

沉积物组分及其不同沉积作用、成岩作用、后期构造运动等多重因素共同决定储层物性特征，其是相互影响相互关联的，其中以沉积物沉积为基础，沉积环境及沉积环境的变迁是引起储层宏观上垂向(层内、层间)及平面上含油分布不均的根本原因，沉积作用宏观上决定储层砂体占比与范围，在一定范围内也决定储层岩石颗粒组分、岩石结构特征及成岩类型，并最终影响储层物性参数[11]。

2.1 沉积相

不同沉积环境下沉积物不同，从而具有不同的储层岩性或物性的变化导致的结果，这种影响直接体现在油气分布规律上(图3)。

图3 长8-2沉积相与油气平面分布关系图

在不同的沉积体系和沉积环境下，发育不同的沉积相带，砂体分布规律也不相同，研究区长8油层组主要以三角洲前缘相为主，主要发育水下分流河道及分流间湾等微相。

砂体类型以水下分流河道砂体为主，有极少量河口坝砂体。其中，水下分流河道微相中砂体连片性好，展布范围大，砂体厚度也较大，泥质含量较小，孔渗参数较高，储层物性较好，是最有利的油气储集砂体；而河道间沉积砂体较薄，且粉砂质、泥质含量较大，储层较致密，物性相对较差，不利于油气的富集(图3)。因此最有利的沉积相带为三角洲水下分流河道微相，最有利的储集体为三角洲水下分流河道砂体。

2.2 成岩作用

成岩作用对碎屑储集岩的孔隙形成、保存和破坏起着极为重要的作用，对储层储集性能起着决定性作用。沉积物后期的成岩作用不仅影响岩石的结构特征，还决定着储层砂岩的孔渗特征，严重影响油气藏开发。

根据扫描电镜、岩石鉴定及铸体薄片等研究资料可知，研究区长8砂体主要包括以下两种成岩作用，建设性成岩作用及破坏性成岩作用，建设性成岩作用主要以溶蚀作用为主，其可以有效改善储层孔渗参数，而破坏性成岩作用以胶结及机械压实为主，其改变了储层原始颗粒组成结构，压缩了孔喉空间，降低了储层物性参数。

2.2.1 溶蚀作用

溶蚀是建设性成岩作用的一种主要形式，其可以在岩石中形成大量次生孔隙，使得储集体孔隙空间增大，流体渗流能力增强。研究区长8储层紧邻长7生油岩，油气水活动非常活跃，有机质的分解排出的有机酸为溶蚀作用提供了很多的酸性环境；另外黏土矿物的转化也会形成有利的酸性环境，为溶蚀作用提供了很好的环境基础。

研究结果表明，研究区长8油层组主要以长石溶蚀孔为主，同时包括较少的云母及方解石溶蚀孔。溶蚀孔隙作为主要的储集空间，仅存于粒间孔，占面孔率的33.92%。

2.2.2 压实作用

压实作用的强度很大程度上取决于储层的矿物成分，在砂岩碎屑颗粒中，石英颗粒物抗压实作用最强，长石次之，岩屑最弱，结合研究区长8油层中储层矿物构成(长石含量38%，岩屑14%)，表明研究区储层抗压实能力较低，同时储层颗粒之间主要以点-线接触为主，有的呈现缝合线或者凹凸接触。变质岩屑及云母类塑性变型)、定向性排列，甚至被挤入粒间孔隙中，说明储层经历了强度较大的压实作用。压实作用使得原生粒间孔损失严重，储层的孔渗性变差。因此抗压实强度较弱的长石和岩屑含量高以及强度较大的压实作用是研究区长8储层低孔低渗的主要特征。

2.2.3 胶结作用

胶结作用虽属于破坏性成岩作用，能显著降低储层物性，同时它还有积极的一面。表现在：成岩作用早期的胶结作用在一定范围内可以有效抑制压实作用所产生的孔隙变小，使得原生粒间孔得以存在保留；同时胶结物质中含有的易溶蚀物质也是形成后期次生孔隙的重要基础。

(1)黏土矿物胶结:通过研究区30个样品X衍射分析可知，长8油层组的黏土矿物主要有伊利石、蒙脱石、伊/蒙混层、高岭石以及绿泥石。以绿泥石胶结为主，平均含量约44.1%，绿泥石晶体呈针叶片状填充于孔隙中，主要以孔隙胶结为主，其次为伊利石，平均含量为28%，伊利石以片状、丝状充填于孔隙中，从而分割大孔隙为各种微孔隙，使得流体渗流通道更加复杂；同时，伊利石-蒙脱石混层矿物含量为19.4%，高岭石矿物平均含量为8.4%，呈书珊状，以孔隙充填式为主。

(2)碳酸盐矿物胶结:通过薄片染色及阴极发光技术分析可知，方解石胶结是研究区长8油层组主要的胶结类型，其主要呈团块状分布但不均匀，方解石胶结中部分区域胶结较强，导致孔隙消失；研究区长8油层组中存在方解石溶孔，但其溶蚀量有限，其次为白云石胶结。储层渗透率与碳酸盐岩胶结物含量为负相关，也就是说，碳酸盐岩胶结物含量越大，渗透率越小，这就说明碳酸盐岩胶结对储层具有破坏作用。

(3)硅质胶结:通过岩石薄片和扫描电镜资料，研究区普遍存在着石英、长石的次生加大现象，这些次生加大作用导致长石及石英颗粒呈镶嵌接触，降低孔隙体积及堵塞喉道，降低储层渗流能力。研究区硅质可能的来源为，长石以及硅酸盐矿物的溶解或黏土矿物的转化，期间都有可能产生硅质物质，这就为硅质胶结和长石、石英矿物次生加大提供了可能。

3 结论

(1)鄂尔多斯盆地南部延长探区长8油层组岩性主要为长石砂岩、岩屑长石砂岩为主，矿物颗粒磨圆度中等，分选较好，颗粒以棱角状为主，以点-线接触为主，胶结类型以孔隙加大或再生的相互组合方式为主，另有少量加大-薄膜、加大-镶嵌及孔隙-接触等胶结方式。

(2)长8油层组为典型的低孔低渗储层，物性较差，孔隙结构也较差，为小孔微喉型，孔隙类型主要为粒间孔和长石溶孔，次生孔隙发育。

(3)沉积及成岩作用决定研究区长8油层组储层物性特征，沉积作用是基础，其微观上决定储层矿物颗粒组分及结构特征，宏观上决定砂体分布状况，三角洲前缘相水下分流河道是较好的沉积微相；成岩作用决定储层物性参数，其主要控制储集空间变化及孔隙结构特征。对储层有利的成岩作用有溶蚀作用，而压实作用和胶结作用降低储层的渗流能力，使储层物性变差。

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