鄂尔多斯盆地马营—纸坊地区长6、长8致密砂岩储层特征及优质储层影响因素分析

杨传奇，刘佳庆，陈世海，王晓辉，吴江平.

(陕西延安石油天然气有限公司，陕西西安 710018)

鄂尔多斯盆地马营—纸坊地区长6、长8致密砂岩储层特征及优质储层影响因素分析

杨传奇，刘佳庆，陈世海，王晓辉，吴江平.*

(陕西延安石油天然气有限公司，陕西西安 710018)

为了明确鄂尔多斯盆地马营—纸坊地区长6、长8致密砂岩储层特征及优质储层影响因素，本文通过综合运用扫描电镜、岩石薄片、铸体薄片、压汞试验及核磁共振等分析测试资料，对研究区致密砂岩储层特征及其成因进行分析研究。结果表明，研究区长6、长8段为一套典型的低孔、低渗到特低孔、特低渗的储层，其砂岩类型主要为长石砂岩和岩屑长石砂岩，砂岩粒度小，填隙物含量较高，储集空间以小孔、微孔为主，表现出典型的致密砂岩储层特征；有利沉积相带、较大的单砂体厚度和建设性成岩作用等是形成优质储层的主要影响因素。研究区储层综合分类评价结果表明，长6段主要以Ⅱ类和Ⅲ类储层为主，长8段以Ⅳ类储层为主。长6段Ⅱ类和Ⅲ类储层分布区是相对优质储层发育区，也是该区油藏勘探开发有利区。

长6、长8段；致密砂岩；储层特征；储层物性；控制因素；鄂尔多斯盆地

我国陆相储集层特征及其评价技术研究在20世纪80年代形成体系并走向成熟[1-2]。近年来，随着大量超低渗油田的发现并投入开发，人们对超低渗油藏致密砂岩储层的研究逐渐增多，对致密砂岩储层的孔隙结构、成岩作用特征、渗流机理等都有了深入分析和认识[3-8]。鄂尔多斯盆地致密油资源潜力巨大，并已实现规模有效开发[9-11]。因此，对鄂尔多斯盆地马营—纸坊地区长6、长8段致密砂岩储层进行研究，对于指导该区油田开发具有重要意义。

马营—纸坊地区位于鄂尔多斯盆地伊陕斜坡西南部，区域构造为一东高西低的单斜，构造稳定，以不到1°的倾角微向西倾，在这一区域构造背景上发育差异压实作用形成的鼻状隆起[12]。马营—纸坊地区西起楼坊坪，东至顺宁，南至金鼎，北至薛岔，面积约800 km2，延长期处于湖盆深水区，深水沉积砂体发育[13-14]，储层较为致密。目前对长6、长8油层组的研究程度较低，尤其对致密砂岩储层特征的认识不足，对其成因不明，对优质储层发育区及含油富集区不明确。

本文主要通过储层岩石学、储层物性、储集空间类型及孔隙结构、储层沉积与成岩作用等方面，对研究区长6、长8段致密砂岩储层特征及成因进行综合分析研究，并指出优质储层发育区，对该区长6、长8段油藏的勘探开发提供指导。

1 储层岩石学特征

根据岩心观察以及岩石薄片鉴定资料，长8段砂岩类型主要为岩屑长石砂岩，以高岩屑、长石含量和低石英含量为特征；长6段砂岩长石含量更高，主要为长石砂岩，其次为岩屑长石砂岩(图1)。长6、长8段储集岩填隙物含量为12%～15%，长8段以水云母、铁方解石和白云石为主，长6段以绿泥石、铁方解石为主(图2)。

研究区长6、长8段砂岩粒度较小，长8段储集岩的粒度中值为2.9(孔隙度Φ值)，主要为细砂岩和极细砂岩，分选中等—好；长6段储集岩的粒度相对较粗，中值为2.6(Φ值)，主要为细砂岩和中细砂岩。研究区长6、长8段碎屑颗粒磨圆度基本上为次棱角状，分选中等—好；储集岩整体上为颗粒支撑，碎屑颗粒的接触类型以线接触为主，凹凸接触常见，点接触和飘浮接触少见，未见缝合接触。

图1 研究区长6、长8段砂岩成分三角图Fig.1 The sandstone composition triangle of Chang-6 and Chang-8 reservoirs in study areaⅠ.石英砂岩；Ⅱ.长石石英砂岩；Ⅲ.岩屑石英砂岩；Ⅳ.长石砂岩； Ⅴ.岩屑长石砂岩；Ⅵ.长石岩屑砂岩；Ⅶ.岩屑砂岩

图2 研究区长6、长8段储层胶结物组分直方图Fig.2 Histogram of cementing components of Chang-6 and Chang-8 reservoirs in study area

2 储层物性特征

根据研究区3465块样品分析资料，长8段储层孔隙度主要分布于5%～12%之间，平均值为8.0%；渗透率主要分布于0.02～1.00 mD之间，平均值为0.19 mD。长6段储层孔隙度主要分布于6%～15%之间，平均值为9.1%；渗透率主要分布于0.05～4.00 mD，平均值为0.36 mD。长6、长8段储层为低孔、低渗到特低孔、特低渗透的储层，孔隙度、渗透率相对高值区主要分布在水下分流河道砂体。

3 储层孔隙结构

3.1 孔隙类型及大小

根据研究区内样品的铸体薄片、扫描电镜分析，按照孔隙成因，马营—纸坊地区长6、长8段储集空间可划分为粒间孔、长石溶蚀孔、岩屑溶蚀孔、复合孔、胶结物溶蚀孔、微孔和裂缝7种类型，其中粒间孔、长石溶蚀孔、岩屑溶蚀孔是主要的储集空间。比较而言，长6段储层剩余粒间孔更为发育，长8段储层长石溶孔更多。其中，由剩余粒间孔和溶蚀孔组合的混合类孔隙(图3b、3c)，储集空间大，吼道连通性强，是优质储层发育区常见孔隙类型。

图3 研究区长6、长8段常见储层孔隙类型Fig.3 Common pore types of Chang-6 and Chang-8 reservoirs in study areaa.高40井，长81，1925.4 m，粒间孔； b.高520井，长61，1845.21 m，粒间孔及溶蚀孔； c.顺214井，长61，1779.5 m，粒间孔及少量溶蚀孔； d.高121井，长61，1824.42 m，绿泥石胶结和粒间孔

长8段平均孔隙直径为32.5 μm，平均比表面为0.46，平均形状因子为0.8，均质系数为0.52；长61段储层平均孔隙直径为47.2 μm，平均比表面为0.42，平均形状因子为0.85，均质系数为0.46。

总体而言，研究区储集空间以小孔、微孔为主，表现出典型的致密砂岩储层特征。长6段储层粒度更大、压实作用相对较弱，因而比长8段储层孔隙更为发育，平均孔隙直径更大，这也是长6段储层物性高于长8段的重要原因之一。

3.2 孔隙结构特征

通过铸体薄片以及扫描电镜观察，研究区长6、长8段储层发育的喉道类型以片状和弯片状喉道为主，其次为缩颈型喉道。长6段喉道直径为0.05～0.49 μm，平均为0.20 μm，孔喉组合主要为小孔微细喉，其次为小孔微喉；长8段喉道直径为0.04～0.28 μm，平均为0.09 μm，孔喉组合主要为小孔微。

通过对毛细管压力曲线进行分析，研究区主要发育两类压汞曲线。

Ⅰ型压汞曲线：该类压汞曲线在研究区最为常见。其排驱压力平均值在1.5 MPa以下；曲线平台阶段较短，最大进汞饱和度为60%～75%；中值压力在7 MPa以下。研究区长6、长8段各个小层均可见该类型曲线，但以长6段更为发育(图4)。

Ⅱ型压汞曲线特征：该类压汞曲线排驱压力大，不出现平台或略显平台，绝大多数曲线在右上方凹陷，最大进汞饱和度均值略小于Ⅰ型压汞曲线，退汞效率低。该类压汞曲线在研究区长8段储层最为常见(图5)。

图4 Ⅰ型压汞曲线Fig.4 The pressure mercury curve of type-Ⅰ

图5 Ⅱ型压汞曲线Fig.5 The pressure mercury curve of type-Ⅱ

4 致密砂岩优质储层影响因素分析

研究区优质储层的形成与分布主要受沉积相带、单砂体厚度、成岩作用影响和控制。有利沉积相带控制储层的厚度和空间展布，三角洲前缘水下分流河道砂体厚度和宽度相对较大，储层物性相对较好，是形成优质储层的主要储集体。单砂体厚度与储层物性呈正相关，较大的单砂体厚度是形成优质储层的必要条件。溶蚀作用、破裂作用等建设性成岩作用，可明显增大储层孔隙，改善储层渗流性能，是形成优质储层的重要影响因素。

4.1 有利沉积相带控制优质储层展布

沉积作用不仅控制着储层的厚度、规模、空间分布，还决定着岩石的成分、结构、填隙物含量等，从而控制砂岩储层物性的空间分布，并影响着后期成岩作用的类型及强度[15]。

马营—纸坊地区长8段油层组属三角洲前缘沉积末端、前三角洲与半深湖湖沉积，长6段属三角洲前缘沉积。该地区主要发育水下分流河道、分流间湾和半深湖泥岩3种沉积微相。其中水下分流河道砂体是主要的储集层，砂体宽度为3～5 km，砂岩厚度为6～14 m；主砂带中心部位储层物性相对较好，两边由于水动力不稳定，砂体内泥质纹层和夹层发育，物性逐渐变差(图6)。沉积相带是控制优质储层的关键因素之一。

4.2 单砂体厚度控制储层物性大小

通过研究区岩心物性测试统计发现，长6、长8段储层物性与单砂体厚度存在明显的正相关关系，单砂体厚度越大，储层物性越好(表1)。

其中，厚度为5～6 m的相对高渗透单砂体比例分别为24.4%和14.0%，为研究区长6、长8相对优质储层；厚度为3～5 m的相对高渗透单砂体比例分别为45.9%和44.1%，为长6、长8段相对致密储层。当单砂体厚度小于3 m时，储层孔隙度普遍小于6%，渗透率小于0.1 mD，基本为无效储层。

表1 研究区长6、长8段单砂体厚度与物性统计表Table 1 Thickness of single sand body and reservoir property statistics of Chang-6 and Chang-8 reservoirs in study area

4.3 溶蚀作用和破裂作用极大改善储层物性条件

溶蚀作用和破裂作用是该区主要的建设性成岩作用，是形成优质储层的重要条件。其中，溶蚀作用是成岩阶段改善储层物性的主要因素[16]。研究区长6段砂岩类型以长石砂岩为主，长8段砂岩类型以岩屑长石砂岩为主。岩石薄片观察可以发现，长石的溶蚀在本区较为常见(图7a、7b、7c、7d)，其次是岩屑的溶蚀(图7a)。由长6段和长8段的对比来看，溶蚀作用对长8段储层物性影响更大。长8段储层长石+岩屑溶孔占总面孔率的38%，长6段储层长石+岩屑溶孔占总面孔率的14%(表2)。破裂作用形成的微裂缝可以明显改善储层渗透率，也是特低渗储层的主要渗流通道，是改善储层物性的重要因素之一(图7d)。

5 储层综合评价

以上述致密砂岩储层特征及成因分析为基础，在储层沉积微相(图6)和成岩相的控制下，综合运用测井、岩石薄片分析、压汞曲线及核磁共振等资料，按照长庆油田鄂尔多斯盆地延长组储层评价标准[17](表3)，对研究区致密砂岩储层进行综合分类评价(图8、图9)。结果表明，长6段主要以Ⅱ类和Ⅲ类储层为主，其次为Ⅳ类储层；长8段以Ⅳ类储层为主。同时，核磁共振资料统计分析也显示，长6段与长8段可动流体饱和度也具有明显差异，长6段平均可动流体饱和度为61.12%，而长8段平均可动流体饱和度仅为34.85%。由此可以明确，马营—纸坊地区长6油层组Ⅱ类和Ⅲ类储层分布区是相对优质储层发育区，也是该区油藏勘探开发有利区。

图8 研究区长6、长8段储层碳酸盐含量与面孔率关系Fig.8 Relationship between carbonate content and rate of face porosity of Chang-6 and Chang-8 reservoirs in study area

图9 研究区长6、长8段储层黏土矿物含量与面孔率关系Fig.9 Relationship between clay mineral content and rate of face porosity of Chang-6 and Chang-8 reservoirs in study area

图10 顺209井长6储层综合评价Fig.10 Comprehensive evaluation of Chang-6 reservoir, well Shun-209

表2 研究区长6、长8段孔隙类型统计表Table 2 Pore type statistics of Chang-6 and Chang-8 reservoirs in study area

图11 顺209井长6核磁共振曲线Fig.11 NMR curves of Chang-6 reservoir, well Shun-209

6 结论

(1)马营—纸坊地区长6、长8砂岩类型主要为长石砂岩和岩屑长石砂岩，砂岩粒度较小，长6段主要为细砂岩和中细砂岩，长8段主要为细砂岩和极细砂岩。该地区填隙物含量为12%～15%，长8段以水云母、铁方解石和白云石为主，长6段以绿泥石、铁方解石为主。

(2)研究区长6、长8段储层为低孔、低渗到特低孔、特低渗透的储层，长6段储层孔隙度、渗透相对较高。储集空间以小孔、微孔为主，表现出典型的致密砂岩储层特征。长6段储层孔隙直径相对较大，吼道连通性也相对较好，是长6段储层物性高于长8段的重要原因。

表3 鄂尔多斯盆地延长组储层分类标准(据长庆油田)Table 3 Reservoir classification standard of Yanchang formation in Ordos basin

(3)有利沉积相带、较大的单砂体厚度和建设性成岩作用等是优质储层主要影响因素。

(4)研究区致密砂岩储层综合分类评价结果表明，长6段主要以Ⅱ类和Ⅲ类储层为主，长8段以Ⅳ类储层为主。长6段平均可动流体饱和度为61.12%，而长8平均可动流体饱和度仅为34.85%。指出该区长6油层组Ⅱ类和Ⅲ类储层分布区是相对优质储层发育区，也是该区油藏勘探开发有利区。

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CharacteristicsofTightSandstoneReservoirsofChang-6andChang-8andAnalysisofInfluencingFactorsofHighQualityReservoirsinMaying-ZhifangArea,OrdosBasin

Yang Chuanqi, Liu Jiaqing, Chen Shihai, Wang Xiaohui, Wu Jiangping

(ShaanxiYan＇anOil&NaturalGasCo.,Ltd.,Xi＇an,Shaanxi710018,China)

In order to find out the characteristics of Chang-6 and Chang-8 tight sandstone reservoirs and the influencing factors of the high quality reservoirs in Ma ying-Zhifang area, Ordos Basin, in this paper, by using scanning electron microscope, rock flakes, and mercury injection experiment analysis of test data, have analyzed the reservoir petrology, pore type and pore structure, reservoir characteristics and diagenesis of the study area. The results showed that the reservoir of Chang-6, Chang-8 is typical low porosity and low permeability to ultra-low porosity and permeability, and its reservoir sandstone type is mainly feldspar sandstone and lithic feldspar sandstone. It has the characteristics of typical tight sandstone reservoir sandstone, such as small sandstone grain size, high interstitial material content, the reservoir space mainly with small pore or micropore, and so on. The main factors influencing the formation of high quality reservoir are favorable sedimentary facies belt, large single sand body thickness and constructive diagenesis. The results of comprehensive classification and evaluation in study area showed that the main reservoirs of Chang-6 are the reservoirs of class-II and class-III, while the main reservoir of Chang-8 is the reservoir of class-IV. The II and III reservoirs development area of Chang-6 is a relatively high-quality reservoir development area, and also the area of oil exploration and development favorable areas.

Chang-6 and Chang-8; tight sandstone; reservoir characteristics; reservoir physical property; controlling factors; Ordos basin

杨传奇(1984—)，男，学士，工程师，主要从事油田勘探开发方面的研究与应用工作。邮箱：ycq2_cq@petrochina.com.cn.

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