鄂尔多斯盆地白狼城、热寺湾油区延长组长2储层控油因素分析

宋珈萱，弓虎军，薛鹏辉，王永东，李源流，张永红

(1.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;2.延长油田公司 开发部，陕西 延安　716000;3.延长油田公司 横山采油厂,陕西 横山　718000;4.川庆钻探工程有限公司 长庆井下技术作业公司，陕西 西安　710000)



·地球科学·

鄂尔多斯盆地白狼城、热寺湾油区延长组长2储层控油因素分析

宋珈萱1，弓虎军1，薛鹏辉1，王永东2，李源流3，张永红4

(1.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;2.延长油田公司 开发部，陕西 延安716000;3.延长油田公司 横山采油厂,陕西 横山718000;4.川庆钻探工程有限公司 长庆井下技术作业公司，陕西 西安710000)

鄂尔多斯盆地白狼城、热寺湾油区位置毗邻,均为三角洲平原亚相沉积,主力产油层延长组长2储层单井产油量相差较大。该文通过对白狼城、热寺湾油区主力产油层延长组长2储层薄片鉴定、扫描电镜、X衍射、压汞等多种试验资料的分析研究,探讨了白狼城与热寺湾油区长2储层控油因素。研究表明，白狼城油区长2储层属于低孔低渗储集层,热寺湾属于低孔特低渗储集层。其主要控油因素为储层的沉积作用及成岩作用。白狼城油区为近物源沉积,而热寺湾为中—远物源沉积。热寺湾油区位于三角洲平原的下部,其纵向连通性差。成岩作用造成白狼城与热寺湾油区孔隙度损失分别为16.78%和23.39%,使得热寺湾储层砂体油气储渗能力更差。

白狼城； 热寺湾； 延长组长2储层； 控油因素

鄂尔多斯盆地陕北斜坡延长组长2油层组分流河道砂体厚度较大,储层物性相对较好,是盆地主力产油层段之一[1]。横山采油厂白狼城与子长采油厂热寺湾是两个相互毗邻的油区,主力产油层均为长2油层组[2-3],白狼城油区平均单井日产油2.43 t,热寺湾油区平均单井日产油0.46 t(2015年5月底),两油区平均单井产油量相差较大。前人对两个油区的储层均有研究[1,3-6],但缺乏两个油区储层控油因素的对比分析。该文基于两个油区分析化验资料(X衍射、铸体薄片、扫描电镜、常规压汞等),对长2储层的岩性、孔隙特征以及物性进行对比分析,并从沉积作用和成岩作用两方面对研究区长2储层的控油因素开展对比研究。该研究总结了两个油区的储层特征及控油因素,同时为整个鄂尔多斯盆地长2储层变化规律的分析提供依据,从而指导该盆地相似油区长2储层的勘探开发。

1　区域地质背景

白狼城油区位于鄂尔多斯盆地陕北斜坡东北部,热寺湾油区主要位于陕北斜坡东部中段,构造上同受陕北斜坡的控制(见图1)[2-3]。陕北斜坡最早出现于侏罗世,形成于早白垩世,是一个平缓西倾的大单斜,地层倾角小于l°,平均坡降为6～8 m/km,其上发育多排近东西走向或北东—南西走向的鼻状隆起[7-9]。两个油区主要产油层为延长组长2油层组,自上而下分为长21，长22，长23三个油层亚组[5],长21，长22为主力含油层,油藏类型为构造-岩性复合油藏,驱动类型为弹性溶解气驱[1,3,10]。

图1　研究区位置图Fig.1　The location of the study area

2　储层岩石学特征

据白狼城油区36块延长组长2储层的样品岩石薄片、电镜扫描分析与统计,该区延长组长2储层岩石类型主要为长石砂岩、长石岩屑砂岩,其次是岩屑长石砂岩(见图2)。砂岩成分中石英质量百分数20%～40%,长石质量百分数50%～70%,岩屑含量较高,质量百分数15%～30%(见图3);填隙物主要为绿泥石、方解石,含少量伊利石,可见片状云母。岩石颗粒分选中等,磨圆较差,结构成熟度属于中等—差；由于长期受压实作用影响,颗粒之间一般为线接触;胶结类型为薄膜-孔隙式,次为孔隙式。

图2　白狼城与热寺湾油区长2砂岩分类三角图Fig.2　Characters and types of sandstone of Chang 2 Reservoir in study area

据热寺湾油区24块延长组长2储层岩石薄片、电镜扫描分析可知,该油区主要为一套浅灰色含油细粒、细—中粒、中粒长石砂岩,岩屑长石砂岩仅占少部分(见图2，3)。石英质量百分数30%～40%,长石质量百分数40%～60%,岩屑质量百分数5%～10%;填隙物主要为绿泥石、 高

岭石、伊利石,含少量云母。岩石颗粒大小相对均一,磨圆中等;胶结类型主要为压嵌-孔隙式,次为薄膜-孔隙式和孔隙式。

通过对研究区长2砂岩组分含量的对比(见图3)发现,白狼城油区砂岩岩屑含量较高,分选性以及磨圆度均比热寺湾要差。岩石的结构成熟度受搬运和沉积作用的控制,沉积物经历风化、搬运、沉积作用后向着分选更好、磨圆度更高、岩屑含量更少的方向演化[11]。沉积物搬运距离越远岩屑含量越少,成熟度越高，因此推测,白狼城比热寺湾油区距离物源更近。

图3　白狼城与热寺湾长2砂岩组分含量图Fig.3　Histogram of the percentages of composition of sandstones in study area

3　储层微观孔隙特征

3.1孔隙类型

据白狼城和热寺湾长2储层砂岩岩石薄片和铸体薄片资料观察分析,两个油区长2砂岩储集层的孔隙类型主要为残余粒间孔隙、溶蚀粒间孔隙与溶蚀粒内孔隙,其次为填隙物内微孔隙和微裂缝(见表1，图4)。

表1　研究区长2段砂岩孔隙类型百分比

3.1.1残余粒间孔隙白狼城与热寺湾油区内长2储层属于原生孔隙,残余粒间孔隙分布非常不均一,常呈三角形或不规则多边形(见图4B,E),多见黏土矿物如绿泥石、高岭石及伊利石充填,也发育石英、长石次生加大状充填孔隙(见图4A,B,E)。据铸体薄片资料,白狼城长2储层的粒间孔平均面孔率占所有孔隙的66%;热寺湾长2储层的粒间孔平均面孔率占所有孔隙的75%(见表1)。

3.1.2次生溶蚀孔隙白狼城与热寺湾油区内长2储层次生溶蚀孔隙主要有粒间溶孔、长石溶孔以及岩屑溶孔(见图4D,F,G)。粒间溶孔是残余粒间孔中的碎屑或填隙物发生溶解而形成,孔隙边缘呈港湾状,常见与残余粒间孔伴生发育。溶蚀粒内孔主要为碎屑内部溶蚀后产生的孔隙,与溶蚀粒间孔互相连通的可作为有效的储集空间。白狼城长2储层的次生溶蚀孔隙平均面孔率占所有孔隙的30%;热寺湾长2储层的次生溶蚀孔平均面孔率占所有孔隙的23%(见表1)。

3.1.3填隙物内微孔隙该孔隙类型在两个油区长2储层少量发育,主要为自生矿物晶体间的微孔隙。在研究区可见自生石英、绿泥石膜以及伊利石晶间微孔隙(见图4C,H,K),孔隙极为细小,一般小于0.2 μm,分布不均匀且连通性差。

3.1.4微裂缝白狼城油区长2储层可见微裂缝发育,主要为成岩裂缝，受地应力的控制,形态呈细小片状(见图4L)。微裂缝对孔隙度的提升比较有限,但可以极大提升储层的渗透率,从而改善储层的物性。

A 颗粒呈凹凸接触、线接触，粒间孔，长石溶蚀，Z235井，316.49 m，SEM(×500)；B粒间孔，长石溶孔，岩屑溶孔，钻247-1井，单偏光，(10×20)；C绿泥石薄膜胶结，发育晶间微孔，Z235井，304.07 m，SEM(×4 000 )； D溶蚀粒间孔隙， 钻310井， SEM (×1 700 )； E长石溶蚀强烈， 形成较多板状铸模孔， 粒间斑状孔隙、 岩屑溶孔以及溶蚀粒内孔发育， Z235井， 312.34 m， 铸体薄片， (×100)； F 溶蚀粒内孔隙发育， 可见长石溶蚀孔及岩屑溶蚀孔， 钻71-1井，单偏光， (10×10)； G长石溶孔发育， 可见伊利石充填孔隙并与长石交代， 晶间微孔， Z235井， 296.75 m， SEM(×2 000)； H发丝状伊利石呈搭桥状充填粒间孔隙， Z235井， 296.75 m，SEM(×8 000)；I次生石英加大充填粒间孔隙，晶间微孔发育，Z235井，332.1 m，SEM(×2 000)；J 颗粒主要呈线接触，云母在机械压实下弯曲，发育晶间微孔，325.52 m， SEM(×500)； K 绿泥石充填粒间孔隙，发育晶间微孔，钻247-1井，SEM(×1 100)；L 微裂缝发育，钻192-1井，单偏光，(10×10)图4　研究区孔隙类型图版Fig. 4　Pore types of the study area

3.2孔隙喉道特征

孔隙结构是评定一个储层质量的重要指标,孔隙结构定性及定量的研究对储层油气的勘探开发有着指导意义[12-14]。根据白狼城和热寺湾两个油区的物性参数、进汞压力与进汞饱和度参数,并结合前人对储层孔隙结构的分类方法[14-16],将研究区储层孔喉结构划分为大中孔隙、细-微喉道型(Ⅰ)，中小孔隙、细-微喉道型(Ⅱ)，小孔隙、微-细喉道型(Ⅲ)，小孔隙、微-吸附喉道型(Ⅳ)4类(见表2)。白狼城油区长2储层压汞曲线(见图5)特征表现为:排驱压力较低(Pd平均0.13 MPa)，进汞曲线阶梯特征明显,歪度略偏粗,以Ⅰ类和Ⅱ类孔喉结构为主,表现为储层孔喉半径大、粒间孔较为发育、分选系数大、双孔隙结构特征明显;热寺湾油区长2储层压汞曲线(见图5)排驱压力较高，进汞曲线较平缓,以Ⅱ类和Ⅲ类孔喉结构为主,反映其孔喉半径细小、微孔发育、双孔隙结构特征相对弱[14,17]。

表2　研究区储层含油砂岩压汞参数统计

图5　长2储层毛管压力曲线形态Fig.5　Typical mercury-injection curves of oil-bearing sandstone of Chang 2 Reservoir in study area

4　储层物性特征

对白狼城油区长2储层12口井68个层点、热寺湾油区长2储层12口井267个层点的物性参数进行统计分析(见表3),从孔渗频率直方图可以明显看出(见图6),白狼城油区长2储层孔隙度集中分布在12.0%～20.0%,占样品总数的94.1%,平均值为17.8%,渗透率集中分布在(1.00～20.00)×10-3μm2,占样品总数的95.4%;热寺湾油区长2储层孔隙度集中分布在8.0%～15.0%,占样品总数的84.3%,平均值为11.9%,主要渗透率分布范围在(1.00～15.00)×10-3μm2，占样品总数的82.4%。根据中华人民共和国石油天然气行业标准对储集层的分类,白狼城属于低孔低渗储层,热寺湾属于低孔特低渗储层。

表3　白狼城和热寺湾油区长2储层孔隙度、渗透率统计表

图6　白狼城与热寺湾长2储层物性分布频率直方图Fig.6　Histogtram of the frequency distribution of the porosity and permeability in Chang 2 Reservoir in the study area

5　储层控油因素分析

5.1沉积作用

在一些构造比较稳定的岩性油气藏中,沉积相控制了储层的发育和演化,是储层储集能力的一个重要的内在控制因素[18-19]。位于分流河道不同部位的砂体往往厚度和物性均有差异,因此对油气的储渗能力也不同[20]。一般来讲,分支河道主体的砂体最厚,储集能力也最好,向河道两侧砂体逐渐变薄,储渗能力逐渐变差[20]。

白狼城油区长2储层属于三角洲平原沉积,东北方向的碎屑沉积物是白狼城储层的主要的物

源[21-22],其沉积特征为单一物源[4-6]、近物源和细碎屑沉积。此沉积模式形成了研究区长2油层组三角洲平原分流河道的沉积相特征,这些分支河道在纵向上多期继承,平面上沿河道两侧叠加连片,砂体厚度较大(见图7),储渗能力较好。

热寺湾油区同为东北物源的三角洲平原沉积[23-24],但其为中—远物源沉积。与白狼城相比,热寺湾更靠近于三角洲前缘沉积,该油区长2储集层在沉积过程中河道分叉增多,深度减小,并且迁移频繁,砂体中侧积交错层发育增多,使得单一砂体厚度变薄,纵向连通性变差(见图7),储渗能力较差。

图7　白狼城油区和热寺湾油区延长组长2沉积相图与沉积相剖面图Fig.7　Diagram of depositional facies in and the cross-section of the study area

根据白狼城油区与热寺湾油区长2储层含油储层物性及微观孔隙统计分析(见表4),粗—中粒岩屑长石砂岩储集能力最好,接下来为中粒长石砂岩与细—中粒长石砂岩,细粒长石砂岩最差,这表明研究区长2储层的储集能力与碎屑颗粒粒径成呈正相关,而颗粒粒径又受沉积相空间展布所控制[25],越靠近物源,则分流河道微相储层沉积物粒度越粗,储层物性越好;距物源越远,沉积物的粒度越细、物性也就越差。因此,位于近物源沉积的白狼城油区长2储层砂体储渗能力要优于热寺湾油区。

表4　白狼城与热寺湾油区长2储层不同砂岩粒度物性分布

5.2成岩作用

白狼城、热寺湾油区长2储层均经历了压实作用、胶结作用、溶解作用等成岩作用,逐渐形成鄂尔多斯独特的低孔隙度、低渗透率的致密砂岩储层[26]。

5.2.1压实作用成岩阶段早期的压实作用导致岩石原生孔隙减小,是储层孔隙空间损失的一个主要因素[11]。两个研究区铸体薄片和扫描电镜的资料中,均观察到强烈的压实作用,颗粒由点接触转变为线接触(见图4A)，颗粒在压实作用下定向排列及云母弯曲变形挤入粒间孔(见图4J)。根据砂岩储层成岩作用定量参数模型[27-30]:压实后剩余粒间孔隙度=胶结物含量+(原生粒间孔面孔率+碳酸盐胶结物面孔率)/总面孔率×物性分析孔隙度，分别对两个油区长2储层孔隙演化进行定量计算(见表5,图8)。结果表明，其岩石相对压实率区间主要为40.0%～75.0%,压实过程导致白狼城原生孔隙度原平均损失41.09%,热寺湾原生孔隙度原平均损失62.36%。因此，压实作用造成热寺湾油区长2储层孔隙度损失更大。

5.2.2胶结作用胶结物含量增大会使得储层原生粒间孔隙减小,物性变差[21,25]。研究区长2储层主要胶结作用有黏土矿物胶结，如绿泥石薄膜及绿泥石充填胶结；硅质胶结，如石英，长石次生加大；碳酸盐胶结，如方解石填充孔隙等(见图4C,F,I)。

绿泥石薄膜胶结在两个油区储层中普遍发育,黏土膜厚度3～5 μm(见图4C,K)。颗粒表面附着的绿泥石薄膜产生了大量微孔隙,缩减孔喉半径,使孔隙结构变的复杂;另一方面,绿泥石薄膜可以阻碍碎屑石英的成核作用,对压实、压溶以及石英的自生加大有明显的抑制作用,从而有效保护了储层的孔隙[25,31-33]。伊利石在热寺湾油区长2储层中大量发育(见图4H),常呈发丝状、纤维状赋存于粒间孔中。自生伊利石的细丝与孔隙度、渗透率呈负相关,丝越长,储层物性受到的影响越严重,甚至可能导致砂岩储集性能完全丧失[34-35]。

两个油区长2储层碳酸盐胶结物主要为方解石,常见以粒间胶结物的形式(见图4F)充填孔隙,造成喉道堵塞使储层的孔渗性能变差。硅质胶结作用在两个油区内普遍发育,通过扫描电镜可观察到自形粒状晶面的次生加大石英与基质颗粒之间存在明显的黏土薄膜,一般呈六方双锥充填于原生孔隙中(见图4I)。早期石英次生加大具有一定抗压实能力,到中晚期主要表现为充填粒间孔隙,导致储层孔隙度减小,对小孔及吼道的堵塞作用最为严重[14,21]。根据砂岩储层成岩作用定量参数模型[27-30]:胶结作用后的孔隙度=原生粒间孔面孔率/总面孔率×物性分析孔隙度，可计算出，胶结过程导致白狼城原生孔隙度平均损失25.01%,热寺湾原生孔隙度平均损失11.69%。根据计算结果可知,胶结作用对热寺湾孔隙空间的影响远远大于白狼城。

5.2.3溶蚀作用溶蚀作用是形成次生孔隙,改善储层孔渗条件的主要成岩方式之一[21,36]。根据两个油区长2储层扫描电镜与铸体薄片资料的分析,研究区长2储层砂岩在成岩时期溶解作用强烈,导致大量的溶蚀型次生孔隙的形成,增大了砂岩整体的孔隙空间,有效地改善了砂岩储集层的物性(见图4G)。白狼城油区长2储层大量发育长石溶孔,长石沿解理缝溶蚀,形成粒间溶孔、栅状孔或铸模孔(见图4F)。溶蚀粒内孔隙也发育在其他不稳定矿物如岩屑内(见图4E),在岩石中，溶蚀粒内孔隙与溶蚀粒间孔隙连通的情况比较多见。按照砂岩储层成岩作用定量参数模型:溶蚀增加的次生孔隙度=溶蚀孔面孔率/总面孔率×物性分析孔隙度，进行计算统计[27-30]，白狼城溶蚀作用使孔隙体积的面孔率增加5.90%,孔隙度贡献了17.11%;热寺湾溶蚀作用使孔隙体积的面孔率增加2.73%,孔隙度贡献了7.73%。两油区相比,溶解作用对白狼城储层孔隙度的贡献值更大。

表5　白狼城与热寺湾长2储层砂岩孔隙度演化定量计算结果

根据两个油区孔隙度演化定量模型计算结果(见表5)以及成岩阶段孔隙演化模式图、孔隙演化影响评价图(图8)可知,在成岩阶段,压实作用与胶结作用造成热寺湾油区长2储层孔隙度的损失大于白狼城,使得热寺湾油区长2储层孔隙度损失严重。又因为储层对油气的储渗能力主要受控于孔隙度[16],因此成岩作用控制着研究区长2储层砂体的储渗能力,导致热寺湾油区比白狼城储渗能力更差。

图8　研究区孔隙演化及影响评价图Fig.8　Pore evolution and the influential factors of Chang 2 sandstones in study area

6　结　论

1)鄂尔多斯白狼城油区与热寺湾油区均为三角洲平原沉积,其主产油层长2储层砂体油气储渗能力差异明显：白狼城油区长2储层属于低孔低渗储集层,热寺湾属于低孔特低渗储集层。

2)两个油区长2储层砂体油气储渗能力的主要控制因素为沉积作用与成岩作用。白狼城长2储层属于近物源沉积,岩石颗粒粒径较大,岩石类型主要为长石砂岩、岩屑长石砂岩,储层砂体厚度大,油气储渗能力较好;热寺湾长2储层属于中—远物源沉积,岩石颗粒粒径较小,岩石类型主要为长石砂岩,储层砂体相对较薄,纵向连通性较差,油气储渗能力较差。

3)两个油区的成岩作用主要包括压实作用、胶结作用以及溶解作用。成岩作用导致的孔隙演化差异是两个油区储层油气储渗能力不同的重要原因。根据砂岩储层成岩作用的定量参数模型,成岩作用造成白狼城油区长2储层孔隙度损失为16.49%,热寺湾油区孔隙度损失23.59%,使热寺湾储层砂体的油气储渗能力差于白狼城油区。

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(编辑雷雁林)

Oil-controlling factors analysis of Chang 2 reservoir of Bailangcheng and Resiwan Oilfield in Ordos Basin

SONG Jia-xuan1， GONG Hu-jun1， XUE Peng-hui1， WANG Yong-dong2，LI Yuan-liu3， ZHANG Yong-hong4

(1.Department of Geology/State Key Laboratory for Continental Dynamics， Northwest University， Xi′an 710069, China;2.Development Department， Yanchang Oilfield Co. Ltd.， Yan′an 71600， China;3.Hengshan Oil Production Plant, Yanchang Oilfield Co. Ltd.， Xi′an 718000， China;4.Changqing Downhole Technology Company of CCDC， Xi′an 710000， China)

Bailangcheng and Resiwan are two close Oilfields which deposited in delta plains environment in Ordos Basin. They have been found great different in properties in Chang 2 reservoir. The main aim of this study is to analyze the oil-controlling factors of the Chang 2 reservoir in the two oilfields based on electron microscope (SEM), casting thin-sections and X-ray diffraction dataset. The study suggests that Chang 2 reservoir of these two oilfields is the low-porosity and low-permeability reservoir type, but the reservoir property in Resiwan Oilfield is poorer. The main controls of reservoir characteristics are sedimentation as well as digenesis processes. Bailangcheng oilfield deposited near the sediment source while Resiwan is relatively far. Resiwan Oilfield deposited at the lower part of the delta plain which caused a poor vertical connectivity. The diagenesis had caused the decrease of porosity in Bailangcheng and Resiwan Oilfields by 16.49% and 23.59% respectively, making Resiwan Oilfield Chang 2 reservoir a poorer reservoir.

Bailangcheng Oilfield; Resiwan Oilfield; Yanchang Formation Chang 2 Reservoir; oil-controlling factors

2015-04-26

国家自然科学基金资助项目(41372036)

宋珈萱，女，陕西延安人，从事石油地质研究。

TE122.2

A

10.16152/j.cnki.xdxbzr.2016-02-019