鄂尔多斯盆地姬塬地区延长组长91段储层差异性特征及成因

时保宏, 李荣堃, 田 雯, 井向辉, 蔡郑红

(1.西安石油大学地球科学与工程学院,陕西西安 710065; 2.陕西省油气成藏地质学重点实验室,陕西西安 710065; 3.胜利石油管理局博士后科研工作站，山东东营 257000; 4.中国石油化工股份有限公司胜利油田分公司勘探开发研究院,山东东营 257015; 5.中国石油长庆油田分公司勘探开发研究院,陕西西安 710018)

近年来,随着辫状河三角洲成藏理论研究的不断深入以及盆地勘探力度不断加大,姬塬地区延长组下部长9油层组[1-4]获得了重大突破,展现出较好的勘探前景。但据目前勘探开发实践,姬塬地区长9油藏的分布差异性明显。平面上主要分布在红井子、史家湾以及安边、新安边地区;纵向上主要分布在长9油层组上部长91段[5]。对于姬塬地区长9油层组成藏地质条件,前人开展了众多研究[6-8],并取得了丰硕的成果,但涉及储层差异特征及成因研究则较少。储层在油气成藏过程中扮演着重要角色,是油气聚集的重要场所,其类型、结构及物性变化规律等是控制油气分布状况的重要因素。精细刻画长9油层组差异储层特征,分析其成因,对盆地该层系的进一步勘探开发具有重要指导意义。笔者以姬塬地区长91砂体为例,拟对不同沉积体系下形成的储层特征进行对比分析,剖析主要砂体类型、叠置关系及成因,明确差异性储层形成的影响因素及优质储层发育规律,以期为盆地长9油层组的石油勘探开发提供地质依据。

1 地质背景

鄂尔多斯盆地是中国第二大沉积盆地,盆地构造形态总体为东翼宽缓、西翼陡窄、不对称大向斜的南北向矩形盆地。受印支运动影响,晚三叠世盆地在沉积上发生了由海相、过渡相向陆相的根本性转变,进入了内陆湖盆的形成发展阶段,发育了一套典型、完整的陆相碎屑岩沉积体系[9-11]。晚三叠世延长期,湖盆发育达到鼎盛时期,经历了扩张、鼎盛及萎缩消亡一个完整湖盆演化过程。延长组自下而上分为长10—长1十个油层组(图1)。长9沉积期,湖盆快速下沉,是鄂尔多斯盆地第一次湖泛期。区域上岩性主要为一套浅灰、褐灰、绿灰色粗粒—细粒砂岩、灰色粉砂岩与黑灰、深灰色泥岩、页岩的不等厚互层,上部发育“李家畔页岩”[12]。根据岩性及沉积旋回特征将长9油层组划分为长92和长91上下两小段,每小段地层厚度为40～80 m。

图1 鄂尔多斯盆地延长组沉积剖面Fig.1 Sedimentary section of Yanchang Formation in Ordos Basin

姬塬地区位于盆地西北部,构造上隶属于陕北斜坡及天环坳陷两个构造单元(图2)。区内油源充

图2 研究区位置Fig.2 Location of study area

足,发育三叠系延长组和侏罗系延安组两套含油层系,是盆地石油勘探继西峰地区后又一重点勘探区块[13]。区内现有长9油层组出油井统计,长91、长92两段中均有工业油流井,但上部长 91段工业油流井最多。姬塬地区西部、东部均发育长9油藏,但西部油藏规模较东部大。为了突出对比分析研究的对象,说明储层差异性的结构特征对油藏的控制作用,本文中以长91段为目的层,根据长 91段物源体系控制区域以及出油井点的分布范围,将研究区自西向东划分为西部和东部两个区域(图2)进行对比分析。

2 储集砂体差异性特征

2.1 储集砂体岩石学特征

据研究区270余块薄片鉴定资料统计结果,姬塬地区东、西部长91段储集砂体长石体积分数分别为34.54%和39.1%,石英及岩屑含量西部高于东部(表1)。砂体岩性主要为长石岩屑砂岩和岩屑长石砂岩(图3)。但东部岩性则更单一,主要为长石岩屑砂岩(图3(b))。究其原因,可能与西部、东部所受物源供给情况有关。姬塬地区东部物源以东北方向的变质岩为主[14],因此其轻矿物表现为高长石、低石英,岩屑含量较高,以变质岩屑为主,沉积岩屑匮乏;西部物源以西北方向的混合花岗岩、侵入岩为主[15],其碎屑组合特征与东北物源沉积区相比无明显区别,长石含量略高于石英或二者近等,岩屑含量中火成岩岩屑含量较高。

表1 姬塬地区西部、东部长91段储集体碎屑组分含量对比Table 1 Comparison diagram of reservoir detrital component contents of Chang 91 in west and east of Jiyuan area

图3 姬塬地区长91段储层岩石成分Fig.3 Reservoir rock composition of Chang 91 in Jiyuan area

2.2 储集砂体粒度及分选特征

姬塬地区砂体粒度主体为中砂、细砂,分选中等(图4),但东、西部间存在差异。西部砂体粒径Φ值主要分布在1<Φ≤2(占48.1%)、2<Φ≤3(占36.1%)2个区间段;东部粒径Φ值的主要分布区间虽与西部相同,但粗粒级含量明显较西部低(表2、图4),东部粒度分选更为集中,主要为中等,西部分选较东部差。

表2 姬塬地区长91段砂体粒度统计

图4 姬塬地区长91段储层粒度、分选对比Fig.4 Comparison of grain size and separation of Chang 91 reservoir in Jiyuan area

2.3 储集砂体孔喉结构及物性特征

2.3.1 储层孔喉特征

薄片、扫描电镜、恒速压汞等资料统计,姬塬地区长91储集类型主要以原生粒间孔及次生溶孔为主,次生溶孔主要包括长石、岩屑及沸石溶孔(表3、图5)。对比分析发现,研究区西部面孔率及粒间孔分别为6.49%、5.03%,长石溶孔、岩屑溶孔及沸石溶孔为1.46%;而东部面孔率及粒间孔则分别为5.2%、3.3%,长石溶孔、岩屑溶孔及沸石溶孔为1.9%。总体来说,姬塬地区东、西部两区块面孔率差异不大,但西部原生粒间孔优于东部,次生溶蚀孔隙则表现为东部高于西部。

表3 姬塬地区孔隙类型统计

图5 姬塬地区长91段储集砂岩孔隙类型及特征Fig.5 Pore types and characteristics of reservoir sandstone of Chang 91 in Jiyuan area

通过73块恒压压汞数据分析,姬塬地区东部和西部2个区块孔隙结构存在差异。东部长91中值半径为 0.045～0.939 μm,平均为0.29 μm;排驱压力为0.07～3.16 MPa,平均为 0.58 MPa;西部长 91中值半径为 0.02～1.52 μm,平均为0.38 μm;排驱压力为0.03 ～1.54 MPa,平均为 0.39 MPa(表4)。压汞特征参数显示,姬塬地区西部储层喉道半径较粗,这些相对粗喉道的发育对高渗储层起着主要贡献作用,致使西部储层物性特别是渗透率明显好于东部。

表4 姬塬地区长91储层孔隙结构参数

2.3.2 储层物性特征

据砂岩物性资料统计,姬塬地区西部孔隙度主要分布区间为12%～16%,平均为13.4%,渗透率主要分布在(1～10)×10-3μm2,平均为8.9×10-3μm2;东部孔隙度主要分布在10%～14%,平均为11.4%,渗透率分布较为集中,主要分布在(1～5)×10-3μm2,平均为3.11×10-3μm2。姬塬地区西部、东部长91储层整体表现为低孔、低渗储层特征,但西部物性优于东部,尤其是渗透率差异非常明显,远远高于东部。东部长91储层物性整体虽偏低,但变化较小,相对稳定。这与上述压汞参数分析的结论一致。

2.4 储集砂体类型及特征

大量岩心观察及单井砂体解剖,研究区储层在垂向上主要发育水下分流河道叠加型、河口坝型及水下分流河道-河口坝叠加型3种类型(图6),砂体叠加类型和规模东西分带性明显。

姬塬西部主要为水下分流河道叠加型砂体,纵向上表现为多期河道砂体叠加,砂体厚度较厚,一般为20～30 m,细粒沉积物较少见,从下到上表现为由粗到细的沉积序列。单个水下分流河道砂体的电测曲线特征为中—高幅的箱形或钟形,有多个砂体连续叠置的井段,呈中—高幅的齿化箱形(图6 (a))。

东部主要发育水下分流河道、水下分流河道-河口坝叠加型砂体,纵向上泥质夹层发育,表现为典型曲流河的“泥包砂”正旋回沉积序列,砂体厚度一般为5～15 m。水下分流河道常具有由中粒—细粒砂岩向上变细为粉砂岩或含泥质条带粉砂岩组成的向上变细的沉积序列。电测井曲线特征为中—高幅的钟形或箱形;河口坝型砂体垂向结构以发育向上变粗的反韵律为典型特征,对应的GR测井曲线往往表现为漏斗形或倒三角形(图6(c)), 这类砂体的中上部,岩性一般较粗,泥质含量较低,是有利储层发育位置;水下分流河道-河口坝叠加型砂体垂向结构表现为上部一个具正韵律分流河道砂体叠加在下部的一个具有向上变粗的反韵律结构的河口坝砂体之上,二者间被一个突变面分隔 (图6(b)),对应的测井曲线为齿化箱型与漏斗型的组合。

图6 姬塬地区长91砂体结构模式示意图Fig.6 Schematic diagram of Chang 91 sandbody pattern in Jiyuan area

3 储集砂体差异性特征的成因

沉积作用是储层形成的基础,差异的沉积作用形成差异的沉积相特征及差异的砂体结构类型。差异的储层特征又将影响储层成岩作用的进行,形成差异的孔喉结构及储集性能[16-17],因此储集砂体差异特征的形成受沉积和成岩两种因素共同影响。

3.1 沉积作用

在沉积古地理背景分析基础上[18],结合物源、钻井、岩心、测井及分析化验等资料的综合研究,姬塬地区长91段沉积期发育西部辫状河三角洲、东部曲流河三角洲2种沉积相类型(图7),以三角洲前缘亚相为主,水下分流河道砂体和河口坝砂体为长91段主要的储集体类型(图7)。研究区多元的沉积环境造成了长9储层岩石结构差异性特征。姬塬地区西部长91段沉积期,物源主要来自西北方向的阿拉善古陆,沉积物供应稳定,在近源搬运作用下,发育辫状河三角洲沉积。受辫状河水流环境影响,储集砂体粒度往往较粗,以中—细砂岩为代表,为牵引流成因的砂体(图7)。发育与高能沉积环境响应的块状、交错、平行层理等沉积特征(图7),粒度概率累积曲线多为三段式(图7),砂岩的成分成熟度和结构成熟度均为中等—低。受河道迁移或后期河流的侵蚀,垂向沉积序列中几乎不含泥或非常少,砂体垂向叠合厚度大(图7),表现出砂多泥少或者“砂包泥”的特点。这种砂体叠置模式,利于形成纵向上厚度较大、渗透性能较好的优质砂岩储层。区内H219井最具代表性,其长91段几乎全为砂体,厚约40 m,孔隙度平均为15.9%,渗透率平均为15.37×10-3μm2,测井解释油层厚度达8 m,试油产纯油34.3 t/d;由于辫状河三角洲主河道砂体分布稳定,连续性好,规模较大(图8AA1剖面),利于形成规模较大的油藏。姬塬地区长9勘探成果也证实,其西部油藏具有分布广、横向连片的特征[18]。

图7 姬塬地区长91段沉积相综合分析Fig.7 Profile showing sedimentary analysis of Chang 91 in Jiyuan area

研究区东部处于伊陕斜坡构造带,整体坡度较缓,物源主要来自东北方向的阴山古陆。在远源搬运作用下,发育曲流河三角洲相沉积。与西部辫状河强水动力体系相比,东部曲流河水动力条件较弱,河口坝沉积能够保存下来。储集砂体主要由水下分流河道砂、河口坝砂 体组成。砂岩整体粒度较细,以细砂为主,垂向上单层砂体厚度小,隔夹层多,叠加期次明显,岩性变化较频繁,连续性差,形成的储层非均质性较强,常形成相对孤立、连续性差的储层。砂岩的成分成熟度和结构成熟度均为中等—低。粒度概率累积曲线多为双跳跃组分和悬浮组分构成的三段式或四段式(图8),反映湖浪对沉积物的再改造。水下分流河道砂底部一般为块状砂岩,向上出现斜层理、波状层理,总体呈向上变细的沉积序列。河口坝砂体突出特征是具向上变粗的沉积序列,由于河道的冲刷侵蚀,其厚度一般较薄。由于曲流河侧向迁移能力强,水体震荡摆动范围大,造成砂体横向变化快,分布不稳定(图8BB1剖面),区域内油藏受砂体分布影响,分布孤立且局限[18]。

图8 姬塬地区长91砂体结构剖面Fig.8 Sandbody archietecture profile of Chang 91 in Jiyuan area

3.2 成岩作用

根据镜下观察,研究区成岩作用对长91段储集体孔喉特征起到了明显的影响及改造作用,其中起主导作用的有压实、胶结及溶解作用[19-20],对储层起破坏性作用的为压实、胶结作用,本文中就二者对姬塬地区长91段储层的影响进行对比分析。

3.2.1 压实作用

成岩作用早期,压实作用使得沉积物体积缩小,孔隙度降低,是导致储层物性变差的主要因素。大量薄片及扫描电镜观察,姬塬地区西部长91砂岩碎屑颗粒的主要接触关系以点-线接触为主,其次为点状接触;而东部地区则以线、凹凸-线接触为主,镜下碎屑颗粒多呈定向分布,薄片中塑性岩屑、云母发生强烈挤压变形(图9),表明压实作用强烈。根据Beard和Weyl等所建立的原始孔隙度与分选系数之间的线性关系计算[21],姬塬地区西、东部原始孔隙度相差不大,分别为38.94%和38.91%,埋藏深度更大的西部长91段储层因压实损失孔隙度(15.7%)小于东部(17.1%)。

东部长91段储层平均粒径较西部细,加之岩屑含量中泥岩岩屑、千枚岩及云母等塑性组分含量突出。由于塑性组分抗压实能力弱,发生变形易被挤入孔隙堵塞喉道,导致原生粒间孔损失较多。另由于西部火山岩岩屑含量较高,成岩过程中易蚀变为能抑制石英次生加大的绿泥石膜[22],在一定程度上提高了储集体的抗压能力,因而埋深大的西部长91储层原生粒间孔得以保存较多。

3.2.2 胶结作用

胶结作用是储层物性变差的主要机制,研究区主要发育黏土矿物胶结、硅质、浊沸石和碳酸盐胶结(图10)。前人就胶结物赋存状态以及对储层孔喉结构影响等方面做了较多定性研究[23-24],本文中对研究区长91段储层29块样品的胶结物含量与孔隙度进行定量统计分析,以期从定量角度说明胶结作用对储层物性的影响。

早期胶结作用主要为浅埋泥质薄膜胶结,其成分主要为绿泥石。其次为石英次生加大,镜下可见多个加大边。早期胶结作用还有泥晶方解石胶结,镜下见其交代石英、硅质胶结物。晚期胶结作用主要为深埋藏成岩作用,主要为亮晶方解石、钠长石、伊利石等胶结物。对早、晚胶结期次与残余胶结物含量及与之对应的残余孔隙度进行统计分析,西部早期胶结物含量少,体积分数平均为4.2%,胶结后粒间孔隙度仍较高,平均为9.9%,晚期胶结物含量较高,体积分数平均为5.58%,胶结后的粒间孔隙度平均为4.8% (图11);东部则相反,早期胶结物含量较高,体积分数平均为8.84%,胶结后粒间孔隙度为6.7%,晚期胶结物含量较低,体积分数平均为3.88%,胶结后粒间孔隙度只有3%。

以上统计数据表明,姬塬地区西部长91段储层早期胶结作用对孔隙度的影响有限,而晚期胶结作用对孔隙度的影响较大,晚期胶结后储层变得致密;而早期胶结作用对东部储层孔隙度影响较大,经早期胶结作用后储层孔隙度较低,储层较为致密。

图9 姬塬地区长91段储集层压实作用特征Fig.9 Characteristics of compaction of Chang 91 in Jiyuan area

图10 姬塬地区长91段储集层胶结作用特征Fig.10 Characteristics of cementation of Chang 91 in Jiyuan area

图11 姬塬地区长91储层胶结物含量与残余粒间孔关系Fig.11 Relationship between cement content and porosity of Chang 91 reservoir sandstone in Jiyuan area

4 结 论

(1)姬塬地区西部发育辫状河三角洲沉积,物源供给充分,砂体规模大,纵向多期河道砂体叠加,横向上砂体复合连片,连通性较好;东部储集体主要为曲流河三角洲前缘水下分流河道砂体及河口坝砂,延伸距离远,砂体单层厚度较小,泥质夹层发育,岩性变化频繁。

(2)姬塬地区东、西部砂体岩性较单一,主要为长石岩屑砂岩及岩屑长石砂岩,粒度主要为中砂、细砂,分选中等。储层孔隙类型以粒间孔为主,长石溶孔次之,西部孔隙结构及物性好于东部。

(3)姬塬地区西部原生粒间孔保存较好,因压实损失孔隙度较少;早期胶结作用对孔隙度的影响有限,而晚期胶结作用对孔隙度的影响较大,晚期胶结后储层变得致密。东部储层压实作用较强,颗粒间以点-线、线状接触,塑性岩屑变形强烈,原生粒间孔损失较多;早期胶结作用对东部储层孔隙度影响较大,经早期胶结作用后储层较为致密,影响油气的运移。