鄂尔多斯盆地下寺湾柳洛峪区长7储层特征及主控因素

王 斌，屈红军，赵 冲，郭鹏戈，胡芸冰

(西北大学大陆动力学国家重点实验室/西北大学地质学系，陕西西安 710069)



鄂尔多斯盆地下寺湾柳洛峪区长7储层特征及主控因素

王 斌，屈红军，赵 冲，郭鹏戈，胡芸冰

(西北大学大陆动力学国家重点实验室/西北大学地质学系，陕西西安 710069)

鄂尔多斯盆地三叠系延长组长7油藏为典型的特低渗透岩性油藏，储层非均质性强，岩性、物性、含油性在纵向上和横向上变化较大。综合运用扫描电镜、岩石薄片、铸体薄片及压汞实验等分析测试资料，对下寺湾柳洛峪区长7储层的沉积特征、岩石学特征、储集空间类型及孔隙结构进行分析研究。结果表明，该区长7为浊积扇沉积，储层主要为浊积砂岩，岩性以灰色、灰绿色细粒长石砂岩为主，主要储集空间为长石溶孔和溶蚀粒间孔；孔隙度平均为6.83%，渗透率平均为0.27mD，为典型的低孔、低渗储层。平面上储层特征受到物源和沉积相的控制，垂向上长石溶孔和粒间溶蚀孔对储层物性有建设性的改善作用。

鄂尔多斯盆地；下寺湾；储层特征；主控因素

Wang Bin, Qu Hongjun, Zhao Chong, Guo Pengge, Hu Yunbing

(DepartmentofGeology/StateKeyLaboratoryofContinentalDynamics,Northwestern

University,Xi′an,Shaanxi710069,China)

下寺湾柳洛峪区位于鄂尔多斯盆地陕北斜坡南部(图1)，区域构造为一东高西低的单斜，区内不发育断层和褶皱，缺乏形成油气聚集和富集的二级构造带和构造圈闭，小范围内由于差异压实作用形成一系列幅度较小的鼻状隆起[1]。该区长7油藏为典型的特低渗透岩性油藏，油藏埋深中等。储层非均质性强，岩性、物性、含油性在纵向、横向上变化较大。

储层主要为浊积砂岩，岩性以灰色、灰绿色细粒长石砂岩为主，主要储集空间为长石溶孔和溶蚀粒间孔，孔隙结构较复杂，主要为小孔、微喉道型[2]。油藏基本不受构造高点的控制，油水混储，无明显边水、底水，主要为砂岩岩性的尖灭或致密层的遮挡。本文主要通过沉积特征、岩石学特征、储集空间类型及孔隙结构对长7储层的微观结构进行综合研究，并指出影响储层物性特征的主控因素，为指明勘探有利区和油藏开发提供参考[3]。

1 储层特征

1.1 储层沉积特征

钻井、测井及地质资料分析，柳洛峪地区延长组长7油层组发育浊积扇沉积，储层主要为浊积砂岩，岩性以灰色、灰绿色细粒长石砂岩为主，主要储集空间为长石溶孔和溶蚀粒间孔[4]。长71地层厚约36.6m，平均储层厚度为4.0m;长72地层厚约43.1m，平均储层厚度为5.5m(表1)。

表1 柳洛峪地区储层特征表

1.2 储层岩石学特征

1.2.1 储层结构特征

从岩石的组成特征看，柳洛峪地区长7储集岩石类型主要为灰色、灰绿色细粒砂岩，砂岩成分及结构成熟度较低。砂岩粒度总体来讲以细粒结构为主，其中含有少量的粗粉砂和中砂，细砂岩的粒径范围为0.07～0.25mm，各组分粒径分布如图2所示。胶结类型主要为孔隙式胶结。碎屑接触方式主要为线接触，碎屑支撑性质为颗粒支撑。

1.2.2 成分特征

长石是长7油层组的主要碎屑颗粒组成成分，石英和岩屑含量较少，云母和重矿物总量为4.2%～8.5%(图3)。岩屑主要由沉积岩岩屑和变质岩岩屑组成，岩浆岩岩屑含量较少。

填隙物在研究区以胶结物为主，平均含量在18.1%左右：其中(铁)方解石含量最高，平均含量占胶结物总量的34.2%，伊利石、绿泥石和伊蒙混层含量次之，铁白云石、硅质、菱铁矿和高岭石含量较少(图4、图5)。

1.3 储层孔隙结构特征

1.3.1 孔隙类型

根据岩心铸体薄片、扫描电镜等资料的观察分析[5]，研究区储层在成岩过程中形成了多种孔隙类型，主要有原生粒间孔、次生孔隙(溶蚀粒间孔、长石溶孔、岩屑溶孔、晶间溶孔、微孔)和微裂缝孔等几种。

(1)原生粒间孔：也叫作残余粒间孔，指砂质沉积物在岩石沉积或成岩过程中形成的孔隙，其形成受岩石性质、结构及沉积构造制约。在研究区长7、长8储层中发育良好。

(2)溶蚀粒间孔：砂岩在沉积过程和成岩后期发生溶解作用而形成的粒间孔隙。其发育程度对研究区长7储层的物性有建设性意义，提高储集空间及孔隙的连通性，不整合面周围常发育有溶蚀粒间孔，使储层具有极高的产能。研究区长7油层组储集空间以溶蚀粒间孔为主，发育于碎屑颗粒的边缘部位(图6a)。

(3)长石溶孔：指砂岩中长石颗粒在适宜的地质和化学环境下发生溶蚀而形成的孔隙，长石溶孔的形成过程中往往伴随有石英的次生加大及次生黏土矿物生成。研究区长石溶蚀孔隙较为发育，是主要的次生孔隙类型，对储层物性贡献较大(图6b)。

(4)岩屑溶孔：指陆源岩屑在地质作用和成岩作用中部分被溶蚀而形成的岩屑粒内溶蚀孔。

(5)晶间溶孔：发育于胶结物晶体内部、自生矿物中，因晶体内部溶蚀而形成的孔隙类型，如伊/蒙混层蜂窝状晶间溶孔、绿泥石型叶片状晶间微孔等。

(6)微孔：晶间溶孔的一种类型，主要是自生矿物晶体溶蚀形成的微孔，因其连通性较好而成为影响储层物性的因素之一，研究区长7储层中较为发育。

(7)微裂缝：此类孔隙可在储层间形成渗流通道，与周边孔喉相连提高储层物性。微裂缝镜下出现概率不大，但对较差储层的改善作用明显，甚至是局部储层的主要孔隙类型。

通过镜下薄片观察分析得出，长7储层面孔率均值为0.24%。孔隙类型以次生孔隙较为发育，主要为溶蚀粒间孔和长石溶孔[6]，占总孔隙的71.8%；与次生孔隙相比，原生孔隙发育欠佳，岩屑溶孔、晶间溶孔、微孔和微裂隙所占总孔隙权重很小(图7)。

1.3.2 孔隙结构特征

储层孔隙结构，指岩石所具有的孔隙和喉道的几何形态、大小、分布及其连通关系[7]。在开采过程中，石油受流体通道中喉道直径的控制，因而喉道的大小、分布及连通性三方面参数与物性之间的相关性，是影响储集能力和渗流特征的主要因素[7-8]。压汞法可以通过实验定量描述储层的孔喉分布及连通特征，从而分析主要孔隙特征参数对储层孔隙度、渗透率的影响。常用的孔隙结构特征参数如下。

(1)排驱压力和最大连通孔喉半径。

排驱压力，指开始进汞时的压力，其对应的孔喉半径为最大连通孔喉半径。该参数既反映了储层孔隙喉道的集中程度，又反映了孔隙喉道的大小。一般来说，排驱压力越小、最大连通孔喉半径越大，储层物性越好。

(2)中值压力和中值半径。中值压力指汞饱和度为50%时，相应的注入曲线对应的毛细管压力。中值半径，指汞饱和度为50%时相应的喉道半径，可近似代表样品平均孔喉半径的大小。中值压力越大，表明储层越致密；中值压力越小，储层的渗透能力越好。

(3)退汞效率：是压力降至最小时，岩样中退出的汞体积与退汞前注入汞体积的百分比。通常也可视作储层流体采收率。一般情况下，储层孔喉连通性好，退汞效率相对较高。

(4)分选系数：指孔隙大小的分选程度。分选系数越小，说明孔隙分布越集中，孔隙结构就越好。

(5)均质系数：平均渗透率与最大渗透率的比值，最大为1，越接近1，表明非均质性越弱。

选取15块研究区长7油层组岩心样品进行压汞实验，对实验结果进行分析得出：排驱压力为2.07MPa，表明该区储层喉道集中性差，喉道半径大小不一，分选性较差；中值压力为15.48MPa，表明该区储层平均喉道半径小，属于低渗透—致密型储层。

1.3.3 孔隙连通特征与孔喉类型

孔隙连通特征可用配位数来表征。铸体薄片统计显示，研究区长7孔隙连通状况较差，配位数以0或1个为主，局部连通较好处为2个(图8)，(铁)方解石、云母含量多的地方，孔隙连通较差。

超低渗透砂岩储层孔隙结构非均质性强，孔隙喉道类型多样是其渗透性差的主要原因[9]。根据研究区压汞参数和铸体薄片统计得出，长7储层平均喉径为0.14μm，平均孔隙直径为31.18μm(主要分布在10～50μm之间)，根据宋国初(1997)对延长组的孔隙和喉道分类标准(表2)长7储层以小孔隙、微喉道为主。

表2 鄂尔多斯盆地延长组孔隙和喉道分布标准表

1.4 物性特征

储层物性是储集性能的决定性因素，孔隙度和渗透率的大小是其最直观的表达[10-11]。对研究区长7储层117块样品进行孔隙度和渗透率统计，孔隙度分布在3.19%～11.43%之间，主要分布区间为5%～8%，平均为6.83%；渗透率分布在0.02～1.11mD范围内，主要分布区间为0.1～0.3mD，平均为0.27mD(图9)。

2 储层发育主控因素

(1)水下分流河道对储层控制。

不同沉积微相砂体在储集性能上存在明显差异，三角洲前缘水下分流河道砂体的孔隙度及渗透率均高于其他沉积微相的砂体。下寺湾柳洛峪区块长7油层组属三角洲前缘沉积体系，水下分流河道砂体不断迁移、摆动形成多期复合河道砂体的叠加，沉积物粒度相对较粗，结构成熟度较高，为形成良好的储集空间提供基础[10]。

(2)绿泥石环边胶结—长石溶孔和溶蚀粒间孔相提供储集空间。

下寺湾油田柳洛峪区块长8油层组以长石溶孔和溶蚀粒间孔为主，同时发育原生粒间孔、岩屑溶孔、晶间溶孔、微孔和微裂缝孔等[13]，而绿泥石发育于石英次生加大之前，对空隙的保存有明显的固有效果[14]。研究表明[15]，绿泥石环边胶结物使得储层的抗压能力得到加强，进而为长石溶孔的发育和溶蚀粒间孔的生成提供了有利条件。在绿泥石环边胶结—长石溶孔和溶蚀粒间孔相发育的区域，有孔喉中值半径大且连通性好、排驱压力低、孔隙度和渗透率较大的特点，为油气储集提供良好的储集场所和运移通道。

3 结束语

(1) 研究区三叠系延长组长7油层组储层主要为灰色、灰绿色细砂岩，砂岩成分及结构成熟度较低，碎屑成分以长石为主。

(2) 储层储集空间主要为孔隙，孔隙类型以溶蚀粒间孔和长石溶孔为主，分别占总孔隙的37%和34.8%，原生孔隙次之，储层总面孔率为0.1%～1.3%，平均为0.24%。

(3) 长7储层沉积微相砂体发育受三角洲前缘水下分流河道控制显著，且绿泥石环边和长石溶孔相对发育，良好的孔隙度和渗透率条件为油气储集提供了良好的储集场所和运移通道。

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Characteristics and Main Controlling Factors of Chang 7 Reservoir in Xiasiwan Liuluoyu Area, Ordos Basin

The Chang 7 oil reservoir of Triassic Yanchang Formation in Ordos Basin is defined as a typical extra-low-permeability lithologic reservoir, which has strong heterogeneity and varies greatly in lithology, physical property and oiliness horizontally and vertically. Using scanning electron microscopy (SEM), rock thin section, casting film, pressure mercury experiment, and other analytical and testing data, we analyzed the sedimentary characteristics, petrology characteristics, the type of reservoir space and pore structure. Results indicated that the Chang 7 reservoir was turbidite fan sedimentary mainly containing turbidity sedimentary rock, of which the lithology was dominated by gray, gray-green fine feldspathic sandstone, the reservoir space was feldspar dissolved pore and dissolved intergranular pore; the average porosity was 6.83% and average permeability was 0.27mD. It was considered as a typical low-porosity and low-permeability reservoir. In the plane, the reservoir characteristics were controlled by the source and the sedimentary facies, and vertically, reservoir physical properties could be improved by the feldspar dissolved pores and the intergranular dissolution pores.

Ordos Basin; Xiasiwan; reservoir characteristics; main controlling factors

国家自然科学基金项目(41172101)。

王斌(1991年生)，男，在读硕士，现主要从事储层沉积学、油气开发方面的研究。

TE122

A

邮箱：810493082@qq.com。