鄂尔多斯盆地延长组长8段致密砂岩油分布的相控作用及其模式——以陕北斜坡东南部D地区为例

王 辉，张凤奇，吴少波，李 旦，钟红利，柳伟明

(1.西安石油大学 期刊中心，陕西 西安 710065； 2.西安石油大学 地球科学与工程学院，陕西 西安 710065； 3.延长油田股份有限公司，陕西 延安 716000； 4.西安科技大学 地质与环境学院，陕西 西安 710054)

引 言

鄂尔多斯盆地延长组长8段石油资源丰富，目前已在陇东[1-2]、姬塬[3]、富县[4]等地区发现规模不等的较多储量。长8段储层物性整体较差，非均值性较强，为低渗透致密砂岩储层[1,3-6]。前人围绕鄂尔多斯盆地长8段已开展较多研究，主要集中在沉积[7-8]、储层[3,5-6,9-11]、油藏主控因素[4,12-13]、成藏机理[1,14-16]等方面，并普遍认为沉积、储层质量等对长8段油藏分布具有重要的控制作用[4-5,12,14,17-18]，但缺乏综合沉积、储层质量等主要要素控制鄂尔多斯盆地长8段低渗透致密砂岩油藏分布的系统研究。近年来有学者提出地质相的概念[19]，认为地质相是沉积地层内沉积物(岩)形成条件的物质表现，此概念囊括了前述的受主要控因素控制的沉积相、反应储层质量的岩石相和岩石物理相等。因此，本文以研究程度较低的鄂尔多斯盆地陕北斜坡东南部D地区为研究对象，主要从影响长8段油藏分布的主要控制因素入手，通过分析长8段的沉积相、岩石相、岩石物理相等地质相的分布特征及其与致密砂岩油分布的关系，系统研究长8段低渗透致密砂岩油藏分布的相控作用，总结相控作用模式，以期为鄂尔多斯盆地长8段油藏乃至延长组其他类型油藏的勘探提供参考。

1 研究区长8段致密砂岩储层主要特征

1.1 储层岩石学特征

D地区三叠系延长组长8段储层主要发育三角洲前缘水下分流河道微相与河口坝微相沉积，以块状—厚层状灰色细砂岩岩性为主，也有粉-细砂岩、粉砂岩。对研究区长8段储层12块样品的铸体薄片进行鉴定，鉴定结果显示：在砂岩碎屑组分中，石英所占比例最高，各类岩屑、长石及云母的含量次之，另外还有少量重矿物。样品中石英组分的体积分数为30.0%～52.0%，平均40.9%。长石体积分数为20.0%～46.0%，平均30.8%，岩屑体积分数为6.0%～36.0%，均值为21.1%。岩屑组分中所含的岩浆岩岩屑比例最高，所含变质岩岩屑的比例次之，偶尔也可见到少量沉积岩岩屑。砂岩碎屑中云母的体积分数一般在5.0%～10.0%，最高逾20.0%，平均约6.0%，其中白云母含量最高。研究区长8段储层12块样品的铸体薄片鉴定结果及图像粒度分析结果均显示，碎屑多以次棱—次圆形态展示，具有中至较好的分选性，颗粒之间的接触方式主要为线、点-线接触，偶尔也有局部的凹凸状接触方式，岩石结构为颗粒支撑。

研究区长8段储层12块样品的胶结物体积分数在4.1%～25.9%，均值9.4%。泥质杂基体积分数也较高，而泥微晶碳酸盐体积分数相对较低。在胶结物中，方解石、白云石和自生黏土矿物含量高，除此之外，也有一定含量的石英和长石的次生加大、菱铁矿等。自生黏土矿物包括绿泥石、伊利石、伊/蒙混层。铸体薄片鉴定结果还显示，胶结类型多为孔隙式胶结、薄膜-孔隙式胶结，也有薄膜式胶结、孔隙-再生式胶结，偶有连晶类型胶结。

1.2 储层物性特征

选取研究区30口井长8段储层的310块岩心样品进行常规物性分析，分析结果显示，研究区长8段储层的孔隙度在1.6%～15.4%，平均9.7%；渗透率在(0.01～4.77)×10-3μm2，平均0.32×10-3μm2(图1)。

从孔隙度分布直方图(图1(a))可以看出，孔隙度集中在8%～14%，占样品总数的70.1%。从渗透率直方图(图1(b))可以看出，样品的渗透率集中在(0.1～0.5)×10-3μm2，渗透率在该范围内的样品占样品总数的85.0%。根据前人对储层的分类评价标准，可将其归为超低渗储层[20-22]或致密储层类型[23]。

1.3 储层孔隙类型和孔隙结构

观察研究区多口井的岩石薄片和铸体薄片，进行扫描电镜和图像孔隙分析，结果表明，研究区长8段储层孔隙类型主要为剩余粒间孔(图2(a)、图2(b))、粒间溶孔(图2(c))、粒内溶孔(图2(d))、晶间孔(图2(e))，还有少量裂隙(图2(f))等。孔隙直径在5～80 μm，大多在10～50 μm，属于中—小孔隙。平均喉道直径一般小于0.5 μm，大多为微-细—微喉道。研究区长8段储层以小孔微喉为主要孔隙结构类型，也有小孔微细喉型孔隙结构类型，中孔微喉和中孔微细喉孔隙结构类型存量很少。

研究区长8段储层取芯样品的压汞资料分析表明，本区长8段储层反映微观孔隙结构的参数变化较大，其中：排驱压力0.3～20.0 MPa均有分布，最大连通孔喉直径分布于4.900～0.074 μm；中值压力分布于3.5～74.6 MPa，对应的中值半径在0.2～0.02 μm；平均孔喉直径为0.02～1.10 μm，主要分布在0.10～0.50 μm。

图1 研究区长8储层物性分布直方图Fig.1 Frequency histograms of Chang 8 reservoir physical property in the study area

图2 研究区长82储层的主要孔隙类型Fig.2 Main pore types of Chang 82 reservoir in the study area

2 研究区长8段致密砂岩油的分布特征

D区位于陕西省富县西北部， 构造位置处于鄂尔多斯盆地陕北斜坡东南部。D区长8段油层的大规模勘探始于2009年， 勘探面积约330 km2， 于2009年7月完钻L46井， 在长82解释油层厚度为14.9 m， 在1 460～1 472 m井段压裂试油， 初周平均日产油2.24 t。之后围绕L46井又完钻多口探井， 其中大多数探井试油获工业油流， 初周平均日产油为1.0～3.0 t。2010年以后， 在试油较好的探井周围陆续钻丛式井300多口， 其中近百口井投入试采。

鄂尔多斯盆地已发现的长8段油层大多数位于其上部的长81储层[1,4,13,18]，而研究区长8段油层大多分布于其下部的长82储层，油层叠置连片分布，在长81段油层分布却比较零星。通过分析认为，鄂尔多斯盆地长8油层内部富集层位主要与其油源分布及范围有较大关系。研究区长82油层埋藏深度为1 300～1 600 m，在油层叠置连片区，油层厚度一般在2.5～14.0 m，平均约8.0 m(图3)。研究区长82油层含水率大都在20.0%～90.0%，平均54.9%。油层的分布位置一般在三角洲前缘水下分流河道大砂体内部，单油层周围一般被较致密的砂体或泥岩所包围，形成诸多薄单油层叠置连片的准连续分布(图3、图4)。

图3 研究区长82段砂体厚度、沉积相与石油分布叠合图Fig.3 Overlapping map of sedimentary facies, sandstone thickness and hydrocarbon distribution in Chang 82 reservoir of the study area

图4 研究区长8段油藏剖面(剖面位置见图3)Fig.4 Profile of the Chang 8 oil reservoir in the study area(see Fig.3 for the location)

3 研究区长8段致密砂岩油分布的相控因素

3.1 沉积相

研究区长81段下部沉积了深灰色泥岩、粉砂质泥岩及薄粉砂岩夹层，产状呈水平层理，声波时差、电阻率及自然伽马等电性特征具有高值，曲线形态以直线或微齿状为主，根据电性特征判断研究区长81段为前三角洲亚相沉积(图5)。研究区长82和长81层段的中上部主要为细砂岩、粉-细砂岩、粉砂岩和泥岩，有从下到上岩石粒度从粗到细的正韵律旋回，也有岩石粒度向上变粗的反韵律旋回。在正韵律旋回中，砂岩粒度概率累积曲线以跳跃和悬浮两段式为主，滚动次一般不发育。其跳跃次斜率较大，反映分选性较好(图6)。砂体中常发育平行层理、板状交错层理、槽状交错层理，自然伽马值一般在100 API以下，呈中—高幅箱形、齿化箱形、钟形(图5)，这些特征反映为三角洲前缘亚相中的水下分流河道沉积。在反韵律旋回中，粒度概率累积曲线多呈三段式。下部岩层产状以平直且与层面平行的水平层理、波浪状起伏的波纹层理为主，向上也发育貌似水平层理的平行层理、岩层自下而上物质均匀分布的块状层理、由多组不同方向的斜层理互相交错重叠而成的交错层理及波纹层理，还有少量包卷层理、滑塌构造等沉积构造。自然伽马曲线形态为漏斗形，顶部突变、底部渐变，视电阻率和自然电位向上测值增大，曲线呈漏斗形(图5)，这些特征反映为三角洲前缘亚相中的河口坝沉积。

图5 研究区长8段单井相图(L38井)Fig.5 Single-well facies of Chang 8 oil reservoir in the study area(well L38)

图6 水下分流河道沉积砂岩粒度概率累积曲线(L72井)Fig.6 Grain size probability cumulative curves of subaqueous distributary channel sandstone samples in well L72

不同沉积环境下形成的地层的含油气性有差别[19]。研究区长82沉积时期水下分流河道和河口坝砂体发育规模明显优于长81沉积时期，在油源供给均较好的情况下，形成的长82储层石油分布范围及厚度明显优于81储层，说明水下分流河道和河口坝砂体这种优相沉积发育的规模明显控制着石油的形成与分布。进一步分析研究区石油较为富集的长82亚段，从平面油层分布与沉积相及砂体厚度的分布叠合来看(图3)，研究区长82亚段石油主要分布于三角洲前缘亚相水下分流河道和河口坝微相较为发育的区域，这里的砂体也相对较厚，而三角洲前缘亚相分流间湾微相发育的部位含油较少。分析长82油层亚组砂地比值、砂体厚度与其油层厚度的关系(图3)，发现油层厚度与砂体厚度和砂地比值基本有正相关关系，砂体厚度及砂地比较大的优相区为长82石油富集的主要区域。分析原因，认为砂体厚度和砂地比大的地方砂体的连通性好，且储层的物性整体较好，从烃源岩运移来的油气在这里容易发生短距离运移。以上说明沉积相对研究区长8段储层的石油分布有重要的控制作用。

3.2 岩石相

在理想条件下，颗粒的粒度中值越大，分选性越好，结构成熟度和成分成熟度越高，越有利于油气聚集[19,24]。曾溅辉等[24]通过物理模拟实验发现，砂岩颗粒的粒径达到临界值后油气才能运聚成藏，说明砂岩的粒径对油气成藏有着重要的控制作用。研究区长8段储层细砂岩含量较高，为一套以细砂岩夹粉砂岩为主的地层，颗粒偏细。通过粒度分析、薄片鉴定等研究手段，并结合岩层含油状况统计结果，发现含油性为油迹及以上级别的储层主要为细砂岩地层，在部分粉砂岩中仅见荧光显示，一般来说，粉砂岩、泥质砂岩和钙质砂岩均基本不含油(表1)。在研究区长8段，储层压裂试油井产出工业油流层段一般为细砂岩级以上地层。分析原因认为，在同等条件下粉砂岩、泥质砂岩、钙质砂岩与细砂岩相比一般物性较差，所以，细砂岩更容易形成物性较好的储层，更易于石油聚集。由此可知，研究区长8段致密砂岩储层粒级对石油的分布具有较大的控制作用。

表1 研究区典型井长8储层不同岩性层段压裂产量Tab.1 Fracturing production of Chang 8 reservoirs of different lithology in the typical wells of the study area

3.3 岩石物理相

同一岩石相可对应于不同的岩石物理相，而同一岩石物理相则具有相似的水力学特性和相似的物性特征[19]。孔隙度、渗透率因能较好地反映储集层的物性特征而成为岩石物理相最直接的、定量的表征参数，岩石物理相对油气的控制作用主要表现为储集层孔隙度和渗透率对储集层微观含油气性的控制[19]。

鄂尔多斯盆地延长组长8段地层属物性较差的致密砂岩储层，且非均质性较强，物性具有较大差异。致密砂岩储层中物性越好其含油性越好的几率就越大，致密砂岩储层的物性对其含油气性具有明显的控制作用[25]。D区长8段压裂求产段物性差别较大，油层段物性普遍较好，干层段物性整体较差(图7)。另外，压汞参数分析表明，当渗透率小于某一值时储层的排驱压力、中值压力急速增大(图8)，说明储层存在一个有效储层下限。综合不同含油层段物性变化、渗透率与排驱压力和中值压力的关系，确定D地区长8段的有效储层下限为孔隙度8.0%、渗透率0.15×10-3μm2。

从D地区的油层分布情况来看，其含油性受控于岩层孔隙度和渗透率。成岩作用的差异导致同一套储层内的孔隙度和渗透率具有非均质性，甚至较强的非均质性。通过铸体薄片鉴定、扫描电镜分析、X-射线衍射分析等手段对岩心样品进行研究，研究结果显示，D区长8段储层经历了压实压溶作用、胶结交代作用、溶蚀作用等成岩作用。压实压溶作用、 胶结作用和溶蚀作用对储层孔隙度和渗透率影响最大。研究区长8储层的压实作用主要表现为：石英、长石等刚性颗粒的表面脆性微裂纹、颗粒的位移及重新排列，云母、泥岩等塑性颗粒的变形、扭曲及假杂基化(图9(a)、9图(b))。胶结作用主要包括黏土、碳酸盐、硅质和长石质胶结。其中，黏土以绿泥石最为普遍，占黏土胶结物总量的三分之二以上，还发育伊利石、伊/蒙混层等(图9(c)—(e))，质量分数一般为4%～6%；碳酸盐成分主要为方解石、铁方解石及白云石(图9(f)、图9(g))，在油层段砂岩中碳酸盐胶结物含量较低，质量分数在0.5%～3.0%，在物性差的岩层和致密砂岩中，碳酸盐含量较高，其质量分数可达10%以上，最高达20%，大面积连续分布，充填粒间孔隙，并通过交代作用使岩层的原生粒间空隙几乎完全丧失，致使岩层成为致密的隔挡层。在D区长8段砂岩中，硅质胶结物分布较广，质量分数一般在0.5%～2.0%，平均约1.0%。在本区，长石、岩屑、云母等碎屑颗粒和方解石、黏土等填隙物的溶解使得岩层生成次生孔隙，改善了本区储层的储渗条件，是D区的主要有利成岩作用。溶解作用中，以碎屑颗粒的溶解更为常见(图9(h)、图9(i))。溶蚀作用也是研究区重要的有利成岩作用之一，经溶蚀作用，在岩层中形成大量次生孔隙，约占剩余孔隙的30%，有效地改善了D区长8段储层的物性。同一套储层内部，由于上述成岩作用的差异，使得储层物性不同，有的砂岩储层物性较好，有的较差，而油气主要集中在相对高孔高渗的优质相空间内，在孔隙度小于8.0%、渗透率小于0.15×10-3μm2的岩层很难发现油层，原因在于研究区长8段储层的油主要来自长7底部、长81底部和长9顶部的烃源岩。烃源岩生成的石油通过裂缝或源储接触面输送至储集层。根据前人提出的级差控油观点[24]，烃源岩排出的石油会优先进入相对高孔高渗的优质储层中，相对低孔隙度、低渗透率的致密砂体为石油的运移、聚集起到了较好的封堵作用。在长8段储层的低渗透背景下，油在源储压差的多次驱动下，发生了短距离的侧向运移，形成如今的石油分布特征。因此，D区长8段低渗透致密砂岩油藏的分布状态受相对高孔高渗的优质储层分布的控制。

图7 研究区长82储层物性与单井初周产油量的关系Fig.7 Relationships between single-well daily oil output of Chang 82 reservoir in the study area in first week and reservoir porosity and permeability

图8 研究区长82段渗透率与压汞参数的关系Fig.8 Relationships between permeability and mercury injection parameters of Chang 82 reservoir in the study area

图9 研究区长8储层压实、胶结、溶蚀成岩作用特征Fig.9 Features of diagenesis including compaction, cementation and corrosion in Chang 8 reservoir of the study area

4 致密砂岩油分布的相控地质模式

总结上述沉积相、岩石相、岩石物理相对油气的控制作用，认为在相同油源供给情况下，水下分流河道和河口坝较为发育的沉积优相区砂体的连续性相对较好，也往往发育有物性较好的优质砂体，这时油源供给的油会优先进入优相区内；而砂体不发育的区域，整体物性差，使得石油较难注入，很难形成油层。研究区长8段油层多分布于三角洲前缘亚相的水下分流河道和河口坝较发育的区域，因此，沉积优相区往往成为油气富集区，这也是鄂尔多斯盆地长8段油层分布受控于沉积相的基本特征。

优相区内不同孔隙度、渗透率的砂体含油性差异大，研究区长8段油层多分布于水下分流河道砂体内的孔隙度、渗透率相对较高的砂体中，但优相区内相对高孔渗砂体不一定完全控制油气的分布位置，因为烃源岩排油时的通道为裂缝或叠置的连续性相对高孔渗砂体，有些相对高孔渗砂体没有通过裂缝或连通的相对高孔渗砂体与油源连通，所以这些高孔渗砂体试油结果为水层。综上所述，优相和相对高孔渗砂体的联合作用为鄂尔多斯盆地长8段石油分布的核心相控作用。

综合以上分析，鄂尔多斯盆地长8段致密砂岩油分布的相控地质模式可概括为：优相带内致密岩体背景下的相对高孔渗砂体控制着石油聚集的位置(图10)。

图10 研究区长8储层致密砂岩油分布的相控作用模式Fig.10 Facies controlling model of oil distribution in tight sandstone of Chang 8 reservoir in the study area

5 结 论

(1)研究区长8段储层为超低渗储层或致密储层类型，储层内发育有诸多被致密砂体或泥岩包裹着的薄油层，石油呈诸多单油层叠置连片的准连续分布。

(2)鄂尔多斯盆地延长组长8段石油分布受到相的重要控制，相主要表现在沉积相、岩石相和岩石物理相三个方面：长8段石油分布宏观上受到沉积相的重要控制作用，大多数石油分布在砂体厚度和砂地比均较大的优相区；沉积颗粒相对较粗的细砂岩及以上级别优质砂岩类地层控制着长8段石油的富集；孔隙度>8.0%、渗透率>0.15×10-3μm2的相对高孔渗优质储层控制着长8段石油的富集部位。

(3)鄂尔多斯盆地延长组长8段低渗透—致密砂岩储层的勘探应集中于相对高孔渗的优质储层发育区。