鄂尔多斯盆地延长组储层特征及宏观非均质性分析

郝天宸(成都理工大学，四川 成都 610059)

0 引言

鄂尔多斯盆地位于我国的西北部，是重要的油气产区，目前已探明的低渗透储量达到了11.29×104t，是我国油气生产的重点项目。而根据现有的生产经验发现，低渗透储层在采油、增产、修井等作业过程中易受到储层影响，因此为了更好的保障油气生产顺利进行，就需要了解鄂尔多斯盆地储层的基本特征，这也是本文研究的重点内容。

1 鄂尔多斯盆地延长组储层特征研究

1.1 储层的孔隙类型

鄂尔多斯盆地延长组储层的孔隙类型以原生孔隙为主，次生孔隙次之，少部分有微裂隙。

1.1.1 原生孔隙

在原生孔隙中，残余粒间孔隙所占比例最大，并且分布不均匀，呈现出非均质性的特点，孔隙整体存在个体小且连通性差的特点。

1.1.2 次生孔隙

次生孔隙主要为溶蚀性孔隙，包括：(1)溶蚀粒间孔隙，此类孔隙所占比例最大；(2)溶蚀粒内孔隙等，指砂岩中碎屑内埋藏成岩中因为溶解作用影响而出现的孔隙，常见云母、长石以及部分石屑内部，其中长石溶蚀粒内孔隙发育情况相对理想；(3)自生矿物晶间微孔隙，此类微孔隙所占比例最少，且连通性差，发育此类孔隙的矿物主要包括绿泥石、伊利石等。

1.1.3 微裂隙

微裂隙主要是以长石碎屑、云母与颗粒间缝隙的解理缝以及砂岩在外力作用下形成的裂隙。从形成条件来看，由于砂岩在成岩期长期受外部作用力的影响，因此会出现变形破碎的情况，最终发展为破裂缝。从数量上来看，微裂隙所占不利最小，但渗透率满意，因此可改善油层的渗透率水平。

1.2 岩性特征

从岩性特征的角度来看，鄂尔多斯盆地延长组的岩石类型组成相对复杂，主要可分为岩屑长石砂岩、长石砂岩、长石岩屑砂岩、岩屑砂岩等集中类型，在不同的层位以及不同地区上，上述岩石类型表现出差异性的组合特征。以延长组的北部地区位置，北部物源控制沉积区内，长石砂岩所占比例最大，其次为长石砂岩屑砂岩以及岩屑长石砂岩等[1]。进一步观察后，发现岩层的结构成熟，并且成分成熟度低。西南部与南部地区的沉积区，岩性以长石岩屑砂岩、岩屑长石砂岩为主，结构成熟度低且成分成熟度差，这一问题在延长组的长6油组表现得较为明显。勘察结果显示，当地填隙物主要包括高岭石、伊利石以及铁方解石、白云石等为主，少部分地区分布有岩盐、方解石等。X衍射分析结果显示，延长组岩性以伊利石、高岭石以及绿泥石为主，少部分地区可见伊/蒙混层，详细资料见表1。

表1 鄂尔多斯盆地延长组的X衍射结果

从表1的相关资料可知，在鄂尔多斯盆地延长组中，除宁县-合水地区以伊利石为主外，其他地区均以绿泥石为主，伊/蒙混层普遍未超过15%，混层比不足10%。根据这一结果可以判断，鄂尔多斯盆地延长组的膨胀性粘土矿物数量少，油层开发时可维持储层的基本稳定性。

1.3 孔隙结构特征

现代研究认为，储层孔隙结构是影响储集层产能、储油水平的关键；吼道的大小也是影响由此层渗滤性的关键指标。随着地层孔隙的发育，储层的储集性能也会发生变化，孔隙的大小以及组合影响着流体性能。

根据岩石薄片的观察结果以及孔隙图像、毛管压力曲线等资料进行判断，发现鄂尔多斯盆地延长组储层属于低孔储层，具有分选能力差、渗漏能力差等特点，孔隙结构复杂的问题。

通过对岩石薄片的毛管压力曲线变化情况进行观察可发现，鄂尔多斯盆地延长组储层的排驱压力偏高，普遍大于1MPa，本文结合区域标准，根据排驱压力可将其划分为四个类型，分别为：(1)中小孔型，储层的质量良好，但是数量最少；(2)细孔型，是鄂尔多斯盆地延长组储层内数量较高的储层；(3)微细孔型，储层的质量一般，但数量最多，分布最广；(4)微孔型，孔隙类型的储层致密性高。

同时根据常规压汞实验的统计结果可发现，延长组储层储层的排驱压力分布在1.0～1.2MPa水平内，平均值约为1.09MPa；排驱压力越小，则储层的物性越满意，其孔喉中值半径分布为0.16～0.24μm，平均值为0.20μm。

1.4 储层致密化

在成岩作用的影响下，不仅会加快次生孔隙的发育，也会对原生孔隙产生破坏作用，导致孔隙的分布以及结构出现改变。在成岩作用的影响下，砂岩储层也会出现相应的变化，例如会改变孔隙发育的烟花过程等，并决定了砂岩储层的非均质性与物性特征，值得关注。

1.4.1 压实与压溶作用

在压实作用的影响下，会导致粒间体积减少，原始孔隙度下降，表现为：颗粒之间的凹凸部位接触更加紧密，并且塑性会在挤压作用的影响下出现形变现象，且与颗粒定向的排列特征更加明显；粒间点接触转变为线接触，此时粒间孔隙结构出现破坏，孔隙度有明显下降。

压溶作用则是压实连续作用在刚性组分上作用的结果。而鄂尔多斯盆地延长组压溶作用不显著的原因可能为：长8早期胶结程度高，在一定程度上抑制了岩石对储层的压实与压溶作用。

1.4.2 胶结作用

通过对当地岩层的薄片鉴定结果可知，储层胶结物主要构成包括碳酸盐矿物、黏土矿物、硅质胶结物(微量)等，上述物质对储层的影响存在明显差异，但总体而言，胶结物所占比例越大，则储层的交接作用越明显。

1.4.3 交代作用

正常情况下，交代作用不会改变原岩的体积，但是会改变岩石内部的化学平衡情况。有研究指出，交代作用会改变原岩的组分，甚至部分情况下会造成组分的完全变化，这个过程往往会伴随着孔隙类型的调整[2]。结合鄂尔多斯盆地延长组的实际情况可发现，部分地区的交代作用显著，并且存在多个不同的交代类型，如黏土矿物交代碎屑颗粒长石、碳酸矿物交代碎屑颗粒长石等。除此之外，胶结物之间也可发现一定的交代作用，但这个交代作用是相互的。

1.4.4 溶蚀作用

随着次生孔隙的发育，岩层段会出现不同的溶蚀作用，一般在溶蚀作用强烈的位置，会形成储层砂岩，在杂基、碎屑等组分溶解作用的影响下，岩层内形成次生孔隙。因此根据这个过程可判断，溶蚀孔隙的发育情况影响了储层的性能。在对样本做扫面电镜检查后，发现鄂尔多斯盆地延长组的储层溶蚀作用以长石溶蚀为主，此时溶解成分包括杂基、黏土矿物和胶结物等。

2 储层宏观非均质性分析

2.1 层内非均质性

层内非均质性指在一个单砂层内部，垂直向上控制和影响储层内流动、分布地质因素的总和。结合对鄂尔多斯盆地延长组的勘察结果可知，鄂尔多斯盆地主要有正韵律、反韵律、复合韵律、无韵律粒度的4种韵律类型，都会对储层渗透率的分布产生影响，尤其是在成岩变化不明显的岩层中，韵律性决定了储层的渗透率韵律性，最终控制水驱油特性。在长8油组储层的主力油层段，长8I2小层为非均质性最强的层段，该层段会随着砂体埋深的变化而改变储层渗透率，且孔隙度参数也受砂体的影响，其变异系数的取值范围达到了0.66～84.72。

东北沉积体系发育的长6油组砂体则属于另一个含有层为，与长8油组相比，该油组展现出非均质性特征，根据调查结果可知，该油组的渗透变异系数为0.22～0.64，渗透率突进系数为1.71～22.3，与长8油相比具有明显差异。同时根据沉积韵律变化来看，长6油组受沉积相带控制，并在河口沙坝沉积区表现出复合韵律与反韵律的特征，可以鉴别[3]。

2.2 层间非均质性

层间非均质性体现了储层或砂体之间控制流体储集与流动的地质因素差异，如层系旋回性等；砂层间的渗透率非均质程度、层间裂缝特征以及各层分布等。在研究层间非均质性问题期间，应该根据具体条件决定开采工艺，其中层间非均质性对注水开发过程产生直接影响。

就鄂尔多斯盆地延长组实际情况来看，各层在鄂尔多斯盆底三叠系特地渗透储层中广泛分布，包括粉砂质泥岩、粉砂岩、泥岩等，其特征包括：(1)无油，未见含油产状，只有少部分粉砂岩中发现零星的油迹。(2)构成隔层岩石中可见大量的微细孔隙，且连通性不满意。(3)隔层对流体的隔绝能力受含砂量的影响，一般纯度理想的泥岩具有良好的隔绝能力，其渗透率不足0.01×10-3μm2，而相比之下，粉砂质泥岩的渗透率则大于等于0.20×10-3μm2，可见两者之间存在明显的数据差异。

2.3 储层物性分布特征

鄂尔多斯盆底三叠系延长组长6-油组-长8油组储层孔隙度以及渗透率等在平面上表现出了典型的非均质性特征，一般在砂岩厚度大的位置，其含油饱和度理想，孔隙的渗透性满意，而砂层薄地区完全相反。储层平面非均质性受砂体发育程度也表现出典型的地区分布特征。例如，曲河三角洲位置的砂体厚度大，且物性满意；相反三角洲前缘位置的砂体厚度小，物性不满意，这是相关人员应重点关注的问题。从砂体发育现状来看，砂体多以成片的方式连接，多层状叠置砂体法语区储层具有满意物性，且均质水平满意；相比之下，网状或分隔状砂体储层具有更强的非均质性，且物性不理想，需要重点关注。

3 结语

鄂尔多斯盆地延长组储层具有复杂的组成结构，不同地区的黏土矿物组合存在明显差异，同时由于相关地区的黏土矿物含量少，具有特殊的孔隙特征，因此在油气生产过程重要优先选择细孔型、微细孔型；同时非均质性对于尤其的聚集有重要作用，可在垂直方向上形成遮挡效果，可保证流体封存条件，为油气藏的形成奠定重要基础，值得关注。