吴起油田柳沟区延10曲流河相储层特征及主控因素

张 倩 赵永刚 沈鸿雁 贺重阳 魏李梅

(①西安石油大学地球科学与工程学院；②陕西省油气成藏地质学重点实验室；③延长油田股份有限公司井下作业工程公司)

0 引 言

近年来，许多学者对河流相的储层特征、沉积特征，以及砂体发育、主控因素等展开了研究，例如：A．D．Miall 等[1-2]根据河流在平面展布上的形态特征将其划分为辫状河、曲流河、网状河等；赵小萌等[3]根据粒度分析、铸体薄片、扫描电子显微镜、压汞法和常规物性分析等对鄂尔多斯盆地安边地区延10油层组辫状河储层特征及主控因素进行了研究；夏辉等[4]以塔北隆起西部卡普沙良群为例分析了该区辫状河以及曲流河三角洲沉积特征及其差异性。但是对曲流河相储层特征及主控因素的研究较少，本文以鄂尔多斯盆地伊陕斜坡中西部吴起油田柳沟区延10油层组曲流河相储层为例，研究了该类储层的特征及主控因素，以期为该层段储集砂体预测提供可靠地质依据。

1 地质背景

吴起油田柳沟区位于伊陕斜坡中西部，开发面积约39 km2，区内地表为典型的黄土高原丘陵沟壑地貌。伊陕斜坡主要形成于早白垩世，其构造属于单斜，较为平缓且向西倾斜，倾角仅为0.5°～1°[5]。斜坡带上发育有由于构造运动的不均衡性和差异压实作用而形成的一系列鼻状隆起构造[6]，呈东西倾向、幅度较低、规模大小不一，在圈闭较好的背斜构造发育，因此有利于油气聚集成藏。研究区自上而下钻遇了延9、延10、长2、长3、长4+5、长6等多个油层组，为多层系含油复合区，各层均有油井试采[7]，区内主要发育有曲流河相-三角洲前缘亚相为主的沉积体系。

本次研究的主要对象为吴起油田柳沟区延10油层组，根据沉积旋回特征，可将该油层组分为延101、延102两层，其中延101地层厚度为15～30 m、延102地层厚度为20～40 m。

2 沉积特征

吴起油田柳沟区延安组延10期主要发育曲流河相，包括河床、河漫、堤岸3种沉积亚相，以及河床滞留、边滩、河漫滩、河漫沼泽、天然堤5种沉积微相(表1、图1)。

研究区及邻区延10油层组曲流河相中常见的层理有块状层理、斜层理、粒序层理、平行层理以及波状层理等[8]。边滩微相作为主要的控砂微相，其韵律层底部中粗砂岩中粒序层理及块状层理较为普遍，为河流快速沉积的主要特征表现；斜层理多分布在边滩砂体中部。这些层理在边滩砂体中可以单独出现，也可以在剖面中纵向叠置，具有明显的冲刷特点。波状层理主要分布在河漫亚相粉砂岩以及泥岩中。

研究区延10油层组分为延101、延102两个砂层组，其中延101又可进一步细分为延101-1、延101-2两个小层。延101-1主体为1条河流，规模较小，自西向北东方向延伸，在研究区的北部形成两条分支，砂体主要分布在研究区的北部和北西部，发育有边滩、河漫沼泽等微相，砂体厚度分布为2～14 m，局部地区大于20 m，平均5.9 m；延101-2砂体比较发育，主河流河道方向为北西向南，在中部形成分支，砂体主要为河道沉积，砂体厚度分布为1.5～20 m，局部地区大于20 m，平均14.1 m。延102油层组主要发育河道亚相，河道分叉明显，砂体发育，分布广泛，砂体厚度分布范围2.5～35.6 m，局部地区大于50 m，平均22.1 m(图2)。

表1 柳沟区延10油层组沉积相类型划分

图1 研究区延10油层组沉积微相柱状图

图2 研究区延101-1、延101-2和延102小层沉积微相平面图

3 储层岩石学特征

依据标准的碎屑岩分类方案，进行三端元投影发现，柳沟区侏罗系延安组延10油层组的主要岩性为长石质石英砂岩、岩屑质石英砂岩、岩屑质长石砂岩、长石质岩屑砂岩，以浅灰色、灰白色细-中粒长石质石英砂岩为主，其余岩性次之(图3)。碎屑组分中石英类约含69.98%、长石类10.92%、岩屑类9.76%，填隙物含量6.5%～12.5%，平均9.34%，主要为硅质、高岭石水云母，其次为方解石、长石质、铁方解石，还有少量闪锌矿、黄铁矿、重晶石。

图3 吴起油田柳沟区延10储层砂岩碎屑成分三角图

从岩心及岩石薄片分析中得出，延安组延10油层组为一套河流相沉积的碎屑岩煤系地层[9]，砂岩颗粒以中-粗粒为主，具有较为完整的一套粒级变化，在砂体中具有粒序性，组成砂岩的碎屑物质成分十分接近，不受粒级限制，说明它们属于同一个物源体，来自西北方向。由于沉积时期与沉积环境不同，延10段主要为填平补齐式河流沉积，造成砂岩粒度在纵向上的不同，下部是以滞留砾岩、含砾粗砂岩、中粗砂岩及细砂岩为主，向上逐渐变为粉细砂岩、粉砂岩，呈正粒序[9]，砂岩粒径在0.12～0.8 mm之间，最大可达1.7 mm，砂岩颗粒磨圆度以次圆-次棱角状、次圆状为主，分选程度好、中等，胶结类型以孔隙式、接触式为主，石英次生加大的现象较为普遍，成岩后生作用较强。

4 储层物性及孔隙结构特征

4.1 储层物性特征

通过对研究区侏罗系延安组延10油层组的175块样品进行分析得出，孔隙度最大为21.1%，最小为5.6%，平均16.95%；渗透率最大为1 448 mD，最小为0.205 mD，平均221.46 mD。总体上，延10油层组储层物性较好。当孔隙度小于17%时，渗透率增加幅度缓慢；当孔隙度大于17%时，渗透率增加速度明显较快。通过常规物性分析资料按数值区间归类统计，研究区延10油层组储层孔隙度主要集中在14%～18%之间，占样品总数的79.78%(图4)；储层渗透性较好，渗透率1～10 mD的样品占15.8%，10～100 mD的样品占52%，大于100 mD的样品占28.3%，而小于1 mD的样品仅占3.9%(图5)。由孔隙度、渗透率的分级标准与本区数据对比发现，延10油层组主要为一套中孔-中渗储层，间夹少量中孔-低渗储层。对延10油层组储层进行孔隙度与渗透率相关性分析，整体呈明显的正相关性 (图6)，可反映曲流河相砂岩孔隙型储层的特征。

图4 延10油层组孔隙度区间分布

图5 延10油层组渗透率区间分布

图6 延10油层组储层孔隙度和渗透率关系

4.2 孔隙类型及结构

根据区内28块样品的分析统计，延10油层组面孔率平均10.86%，其可见的孔隙类型有粒间残余孔隙、粒内溶蚀孔隙、晶间孔、杂基微孔隙以及微裂隙等。粒间残余孔隙在本区油层组的储层中较为发育，也是主要的孔隙类型，占储层孔隙总量的60%以上；粒内溶蚀孔隙是仅次于粒间残余孔隙的一种常见孔隙类型，占储层孔隙总量的5%～20%；晶间孔主要是自生高岭石重结晶形成的一种次生孔隙，孔径较小，分布不均匀，延10油层组顶部的煤系地层附近砂岩中比较发育；杂基微孔隙存在于颗粒之间的杂基中，属于孔隙小于1 μm的细小溶蚀孔隙，在分选较差的杂基含量较高的砂岩中常见；微裂隙主要是在成岩作用过程中所形成的长石、石英因破裂而产生，对粒间残余孔隙与粒内溶蚀孔隙的连通起一定的作用；后三种孔隙类型在总孔隙中含量较少，仅为5%，但可改善砂岩储层的物性。

描述孔隙结构特征通常用压汞法来进行分析，通过压汞法可进一步研究孔喉分布及其连通性对储层物性的影响。对吴起油田柳沟区延10油层组的岩心样品进行压汞分析发现，延10油层组储层毛细管压力曲线表现特征为低排驱压力，其值为0.004 1～1.672 5 MPa，平均0.14 MPa，中值压力也较低，其值为0.027 6～4.928 7 MPa，平均0.99 MPa；喉道大且分布较好，喉道中值半径最小0.25 μm，最大26.61 μm，平均4.49 μm，喉道分选系数为2.22～3.23，平均2.82；汞注入率高，最大汞饱和度97.1%，最小75.6%，平均汞饱和度87.99%。

按照孔隙、喉道的划分标准，延10油层组孔隙结构属不均匀大孔-中孔粗喉型、大孔粗喉型，概率分布曲线呈三段型，与大喉道连通的孔隙占35%，与中等喉道连通的孔隙占15%，与小喉道连通的孔隙占15%，渗透率越高，孔隙结构越好。

5 储层主控影响因素分析

5.1 沉积微相对储层物性的影响

吴起油田柳沟区侏罗系延10油层组储层主要为曲流河相，以河道沉积为主，含有多种沉积微相，不同的沉积微相其岩石学及物性特征也有差异(表2)。河床滞留微相以中-粗砂岩为主，含有粗砾岩，分选性、磨圆度较差，孔隙度平均值15.2%，渗透率平均值87.4 mD；边滩微相的物性较好，岩性以中-粗砂岩和中-细砂岩为主，夹有砾岩、粉砂岩、泥岩，孔隙度与渗透率均较高，平均值分别为16.8%、98.3 mD，其砂体是研究区内最重要的油气储集体。上覆沉积的漫滩、河床相沉积差异压实为主导的同沉积构造，对延10油层组储层特征起到了控制作用；河漫滩和河漫沼泽微相以粉砂岩为主，粒度较细，物性一般；而天然堤微相与河漫亚相相比物性较好，孔隙度平均值10.6%，渗透率平均值25.6 mD。

5.2 砂岩粒度对储层物性的影响

从岩心及岩石薄片分析，延10油层组砂岩以中-粗粒砂岩为主，包括粉砂岩、细砂岩、中砂岩、粗砂岩、含砾粗砂岩及细砾岩，其中含中-粗粒砂岩的储层物性相对较好，其余次之；其粒度与孔隙度、渗透率之间呈正相关[10]，粒度越大，孔隙度、渗透率越好(图7)。

表2 吴起油田柳沟区延10油层组不同沉积微相对储层物性的控制

图7 吴起油田柳沟区延10储层“四性”关系图

5.3 成岩作用对储层孔隙的影响

研究表明成岩作用对曲流河储层特征、砂岩储集性能以及孔隙演化有一定的影响，对研究区延安组延10油层组储层物性影响最大的成岩作用主要表现有压实作用、溶蚀作用以及胶结作用。压实作用主要发生在成岩作用的早期，在上覆沉积物的重力作用下，砂岩颗粒排列更加紧密，原生粒间孔隙变小，并伴有微粉晶团块状菱铁矿析出，储层物性变差(图8a，颗粒定向排列，大量云母碎片，大量黏土杂基，压实作用使砂岩失孔)；溶蚀作用主要是由于储层砂岩发生了强烈的长石溶蚀和高岭土化作用，并产生了次生孔隙(图8b，长石溶蚀强烈形成的板状溶孔)。由于前期被压实作用破坏严重的原生粒间孔隙降低了储集性能，此时的次生孔隙成为储层中重要的储集空间类型，而且促使石英次生加大，在特定部位形成了石英次生加大低渗透带，在一定程度上改善了储层物性；胶结作用在研究区内延10油层组储层发挥的是破坏性作用，由于高岭石、铁白云石、石英、硬石膏和沥青在砂岩中的差异析出，对孔隙喉道造成堵塞，使得砂岩的储集孔隙进一步减小，降低储层性能(图8c，长石发亮蓝色光，蚀变普遍；高岭石充填孔隙，发靛蓝色光)。

图8 吴起油田柳沟区延10油层组储层成岩作用特征

6 结 论

(1)吴起油田柳沟区延10油层组主要发育曲流河相，区内以河床亚相和河漫亚相为主，发育有边滩、河漫沼泽等微相。延10油层组储层的岩性以细-中粒长石质石英砂岩为主，砂岩颗粒为中-粗粒，磨圆度以次圆-次棱角状、次圆状为主，分选程度好、中等。

(2)延10油层组储层主要为一套中孔-中渗储层，其面孔率平均10.86%，主要的孔隙类型有粒间残余孔隙、粒内溶蚀孔隙、晶间孔、杂基微孔隙以及微裂隙。延10油层组储层毛细管压力曲线表现特征为低排驱压力，孔隙结构属不均匀的大孔-中孔粗喉型、大孔粗喉型。

(3)研究区内储层的主控因素主要有沉积微相、砂岩粒度以及成岩作用，其中沉积微相展布特征与孔隙度、渗透率等值线图具有很好的相关性，孔隙度与渗透率越好之处砂体越厚，砂岩粒度越大储层物性越好；成岩作用中压实作用和胶结作用对储层有破坏性作用，而非建设性作用，溶蚀作用则对储层物性起到了一定改善作用。