曲流河相储层特征及其主控因素分析：以鄂尔多斯盆地胡尖山油田延9为例

孙 遥，郭 峰，彭晓霞，向 佳，张 磊，杨旭东

(1.西安石油大学 陕西省油气成藏重点实验室/地球科学与工程学院，陕西 西安 710069；2.陕西省地质环境监测总站，陕西 西安 710068；3.西北大学 地质学系/大陆动力学国家重点实验室，陕西 西安 710069)

0 引 言

曲流河相储集层是油气聚集的重要载体，在我国松辽盆地、鄂尔多斯盆地、渤海湾盆地等均为重要的产油沉积体[1-5]，在国外油气田中也举足轻重[6-10]。Carter等用三维地震地貌学方法深入分析了河流沉积和储层性能[9]。白振强等采用“模式预测，分级控制” 的砂体内部构型研究方法，对密井网条件下曲流河砂体沉积单元及点坝内部构型进行了分级描述，建立了点坝砂体侧积夹层的规模、产状定量分布模式，并进行了油藏数值模拟[11]。Marcin以波兰 Obra河为例，利用探地雷达分析了曲流河的河道迁移特征[12]。陈仕臻等通过对现代沉积实例开展剖析并与精细地质研究相结合，提出了构型模式控制下的多尺度地质建模方法[13]。陈薪凯等利用构型理论简述了同一边滩不同位置下的流体特征与沉积序列，并应用于油田实践[14]。郭敬民等提出了一种利用沉积域非结构化网格模拟侧积层的曲流河储层三级构型等效表征方法[15]。对于曲流河的研究内容多集中于宏观特征的分析和探讨，如沉积模式、砂体构型、地质建模、野外露头研究、实验(物理)模拟以及现代沉积等，但对于曲流河储层微观特征的分析较少[11-15]。而定量表征成岩作用与储层演化是指导油气勘探开发的重要依据[16-18]。前人对曲流河相的分析，尤其是相控下储层特征的认识已无法满足精细油藏描述的需要。鄂尔多斯盆地胡尖山油田延9属于典型的曲流河相[19-21]，延9储层也是本区主力油层之一。基于上述考虑，以该区延9储层为例，综合岩心、粒度分析、铸体薄片、扫描电镜、压汞、黏土矿物X射线衍射和常规物性分析，参考沉积微相分析及测井解释成果，阐明相控下的曲流河相储层特征及主要约束因素，为储层精细描述提供一定的基础地质依据，对于曲流河相有利储层的评价预测具有重要意义。

1 地质背景

鄂尔多斯盆地为中国第二大沉积盆地，西降东升，东高西低，地势平缓。北起阴山、大青山，南抵陇山、黄龙山、桥山，西至贺兰山、六盘山，东达吕梁山、太行山，总面积37万平方公里，是一个整体升降、坳陷迁移、构造简单的大型多旋回克拉通陆内盆地。基底为太古界及下元古界变质岩系，主要油气产层为中生界三叠系、侏罗系碎屑岩储层以及下古生界的奥陶系碳酸盐岩储层[22-26]。胡尖山油田位于陕北斜坡中西部，侏罗系延安组自下而上可分为10 个油层组(延10—延1)，其中延9位于延安组下部，是本区主力油层，主要发育曲流河沉积，并可细分为河道(河床滞留沉积)、边滩、天然堤、决口扇及河漫滩等主要沉积微相[19-21](图1)。

图1 鄂尔多斯盆地构造单元划分和地层沉积柱状图(安152井)Fig.1 Location and stratigraphic column of the study area, Ordos Basin

2 沉积特征

2.1 岩石学特征

对取自18口油井300多米岩心进行了分析，目的是描述沉积环境、识别成岩矿物、解释成岩序列。这些岩心主要取自1 300～1 800 m。取样520个，用SPM-300研磨成薄片，使用显微镜Leica-DM4500对样品进行岩石学及成岩作用特征研究。用X射线衍射仪(D/MAX-3C型)对120个样品矿物组成测试。120个砂岩样品利用NKT-T180显微图像粒度仪进行了粒度分析及颗粒的表面形貌统计分析。结果显示：胡尖山油田延9储层主要为一套浅灰色、灰黄色中细砂岩、粉砂岩与泥岩、粉砂质泥岩的交互沉积，反映了水动力条件相对较强的氧化环境沉积特征。储层砂岩主要为长石岩屑砂岩及岩屑长石砂岩，粒径中值多位于0.1～1.2 mm，均值0.56 mm。颗粒形态多为次圆状/次棱角状。碎屑颗粒成分含量占比71.3%～92.6%，均值为82.1%，其中石英含量25.8%～76.6%，均值为62.3%；长石含量7.1%～37.3%，均值为18.7%；岩屑含量7.3%～22.3%，均值为15.8%，成分主要为变质岩及岩浆岩的岩屑，沉积岩的岩屑较少(图2)。填隙物含量一般在6.2%～15.6%，均值13.8%，以黏土矿物(6.4%)为主，次为碳酸盐胶结物(2.7%)和硅质胶结物(2.1%)，少量的水云母、浊沸石及长英质胶结物；杂基含量较少，一般为1.8%～4.6%，均值3.7%。

图2 胡尖山油田延9储层砂岩组分三元图Fig.2 Ternary sandstone classification plot for Yan 9 reservoirin the Hujianshan oilfield

2.2 沉积微相

胡尖山油田延9主要发育以河道、边滩、天然堤、决口扇及河漫滩微相为主的曲流河相沉积。河道下部可见滞留沉积的含砾中粗砂岩，砾石大小不一，略显正粒序，长轴具定向排列特征，反映了古水流向(图3(a))，其上多为厚度较大的边滩沉积砂体，以灰色、灰黄色中细砂岩为主，发育平行层理、块状层理等，测井曲线多为钟形或箱形(图1、图3(b)-(e)、图4)。决口扇沉积相对较薄，一般为2～5 m，多为灰色、灰黄色粉细砂岩及泥岩，常见沙纹交错层理发育，局部可见炭屑富集(图3(f)、(g))，测井曲线多呈现下细上粗的漏斗形反旋回；天然堤多为细砂岩、粉砂岩与薄层泥岩不等厚互层沉积，一般为正旋回沉积，置于边滩沉积之上；河漫滩以灰色泥岩夹薄层砂岩为主，可见植物根茎化石(图3(h))，测井曲线一般为低幅齿型，反映了相对较弱的水动力环境。从河床滞留沉积的含砾中粗砂岩至河漫滩的砂泥岩互层，呈现下粗上细典型曲流河“二元结构”(图1和图4)。

图3 胡尖山油田延9曲流河相沉积特征Fig.3 Sedimentary characteristics of Yan 9 meandering rivers in the Hujianshan oilfield(a)含砾中粗砂岩，粒序层理，泥砾大小不一，河道，A27井，1 854.2 m；(b)含砾中粗砂岩，河道，A62井，1 697.78 m；(c)中细砂岩，平行层理，边滩，A263井，1 718.55 m；(d)中细砂岩，块状层理，边滩，A147井，1 711.04 m；(e)中细砂岩，平行层理，A62井，1 695.36 m；(f)细砂岩，平行层理、波状层理，夹炭屑层，决口扇，A292井，1 509.65 m；(g)细砂岩，沙纹交错层理，决口扇，A81井，1 535.20 m；(h)含泥粉砂岩，见根茎化石，天然堤，H184井，1 624.22 m

3 储层物性特征

延9储层样品主要取自边滩，部分来自河道及天然堤微相。根据A24井等18口井320个样品全自动孔渗联测仪HKY-300测定的样品孔隙度和渗透率统计，综合测井解释成果的印证，延9储层孔隙度主要集中在11.51%～18.87%，占总数的96.3%，平均孔隙度为16.23%。渗透率一般为(1.15～586.79)×10-3μm2，主要集中在(2.08～79.86)×10-3μm2，平均为13.69×10-3μm2。从河道、边滩、天然堤至河漫滩微相，物性逐渐变差，主要是因为水动力条件逐渐减弱、砂岩粒度变细、泥质含量增加所致。从物性特征来看，胡尖山油田延9储层属于中低孔-中低渗特低渗储层(图4和图5)。

图4 胡尖山油田测井沉积微相分析及物性特征(安24井)Fig.4 Sedimentary microfacies and physical properties of well An 24 in the Hujianshan oilfield

图5 胡尖山油田延9不同沉积微相孔隙度和渗透率特征Fig.5 Porosity and permeability of different sedimentary microfacies in Yan 9 of the Hujianshan oilfield

4 储集空间及孔喉结构

4.1 储集空间类型

用FEI Quanta 400 FEG型扫描电子显微镜和YG-97A型压汞仪对孔喉结构进行了表征。延9储层的储集空间以残余粒间孔(11.2%)、长石溶孔(2.3%)及岩屑溶孔(0.6%)为主，分别占面孔率的76.3%、15.7%和4.1%；晶间孔占总面孔率0.29%，少量微裂缝。残余粒间孔为储层经压实作用，同时被自生矿物如高岭石、硅质以及(铁)方解石、白云石等充填后形成，一般孔隙相对较大、喉道粗，孔间连通性较好。溶孔以长石粒内溶孔为主；另外高岭石晶间孔也较为常见。孔隙组合主要为溶孔-残余粒间孔(图5)。

4.2 孔喉结构特征

铸体薄片、压汞分析测试资料可以很好地表征孔喉大小及孔喉结构，据A111井等70个样品铸体薄片和压汞分析结果表明，延9油层组孔隙类型主要为大孔(38.8%)、中孔(41.7%)及小孔型(19.5%)。储层排驱压力较低，一般为(0.01～2.07) MPa，平均为0.21 MPa；分选系数0.57～6.27，平均2.15；歪度系数一般为-0.26～2.64，均值1.31，偏粗歪度；中值喉道半径0.19～2.42 μm；退汞效率24.62%～51.81%，平均33.6%(表1)。据此，延9储层可识别三种喉道类型：(1)Ⅰ类中细喉道型，排驱压力较低，分选中等-较好，主要发育于边滩微相主体部位。(2)Ⅱ类细喉道型，排驱压力中等，分选中等-较差，主要发育于河道及边滩边缘部位。(3)Ⅲ类微细喉道型，中高排驱压力、高饱和中值压力，分选较差，主要发育于天然堤及决口扇微相。据此，胡尖山油田延9储层主要为中大孔隙-中细喉型(图6和图7)。

表1 胡尖山油田延9储层孔喉结构特征参数

图6 胡尖山油田延9储层典型孔喉特征Fig.6 Typical pore and throat types of Yan 9 reservoir in the Hujianshan oilfield(a)长石溶蚀孔，中细喉，高岭石充填孔隙并交代碎屑，A159 井，1 708.22 m；(b)长石溶孔，粒间孔，细喉，A167井，1 787.74 m；(c)粒间孔、长石溶孔及少量高岭石晶间孔、粒间溶孔，微细喉，A173井，1 638.35 m；(d)粒间孔，长石溶孔，A223井，1 715.92 m；(e)粒间孔，长石溶孔，晶间孔，A180-57 井，1 883.25 m；(f)粒间孔，长石溶孔，岩屑溶孔，A330井，1 754.59 m

图7 胡尖山油田延9不同沉积微相储层特征Fig.7 Reservoir characteristics of different sedimentary microfacies in Yan 9 of the Hujianshan oilfield

5 储层质量的主控因素

5.1 沉积环境：优质储层形成的物质基础

根据取样微相来源统计，边滩微相孔隙度最大，一般为13.53%～18.82%，平均为16.86%，渗透率一般为(2.08～101.00)×10-3μm2，均值为13.72×10-3μm2；河道及天然堤砂体物性较差，平均孔隙度为12.43%，渗透率平均为1.26×10-3μm2。主要原因是边滩分选性较好，泥质含量少，河道虽然粒度较粗，但颗粒间常充填细粒沉积；而天然堤水动力条件降低，泥质含量增加，物性也变差(图4和图5)。从孔隙度、渗透率和沉积微相平面展布特征来看，三者具有很好的相似性，即储层物性好坏明显受微相的控制(图8)。

5.2 成岩特征

根据岩心、铸体薄片以及扫描电镜资料分析认为，影响延9储层物性的成岩作用主要为：压实、胶结以及溶蚀作用(图6和图7)。

图8 胡尖山油田延9孔隙度、渗透率和沉积微相展布Fig. 8 Porosity, permeability and sedimentary microfacies distribution of Yan 9 in the Hujianshan oilfield

5.2.1 恢复原始孔隙度

成岩作用的结果是在某种程度上改变储层岩石的结构组分和储集空间，储层原始孔隙度可根据Beard等的孔隙度演化定量模型经验计算公式得出(表2, 公式(1)和(2))[27-28]。根据A24井等18口井120个砂岩样品NKT-T180显微图像粒度仪粒度统计，分选系数为1.08～1.66，均值1.37；原始孔隙度34.71%～42.11%，均值为37.62%。根据样品分析实测孔隙度(均值16.23 %)，由于成岩作用损失的孔隙度约为21.39 %。

5.2.2 破坏性成岩作用

压实(溶)作用主要表现出储集空间缩小，塑性颗粒(如云母、泥砾等)受挤压弯曲变形，刚性矿物(石英、长石)沿颗粒长轴定向排列，部分被压裂或压碎等，颗粒之间的接触关系主要为线接触或凹凸接触(图7(a)、 (d)、 (g)、 (j))。延9储层胶结类型主要包括泥质、碳酸盐及硅质胶结，同时还发育少量浊沸石和水云母质胶结等。其中，泥质胶结方式主要为书页状高岭石或自生绿泥石充填、绿泥石膜衬边式、毛发状伊利石桥塞式(图7(b)、 (c)、 (g)、 (l))；碳酸盐胶结主要为铁方解石或铁白云石充填孔喉，多呈颗粒状(图7(j)、 (i))；硅质胶结主要表现为石英充填或加大边(图7(b)、 (c)、 (f)、 (g)、 (l))，早期的硅质加大可以增加颗粒抗压实能力，有利于粒间孔保存。胶结作用使得喉道变窄、孔隙变小、形态复杂，降低了储层物性(图9)。

图9 胡尖山油田延9储层物性与碳酸盐胶结物含量、绿泥石及长石溶孔的关系Fig.9 Relationship between physical properties and carbonate cement content, chlorite and feldspar dissolved pores of Yan 9 reservoir in the Hujianshan oilfield

根据恢复的砂岩原始孔隙度均值36.72%，可以计算因压实(溶)作用和胶结作用分别损失的孔隙度值和剩余孔隙度值(表2、公式(3)和(4))。延9储层压实损失孔隙度均值为19.89%，损失率54.17%，属于中等强度的压实作用；胶结作用造成的损失孔隙度均值9.05%，损失率为24.65%。由此可知，压实作用为胡尖山油田延9储层减孔的主要因素，胶结作用为次要因素。

5.2.3 建设性成岩作用

自生绿泥石多呈薄膜的形态附着于岩石颗粒表面(图7(c))，可增加颗粒抗压能力，同时通过隔断地层中的孔隙水，抑制石英、长石等自生次生加大，减弱后期的胶结作用，利于残余粒间孔的保存，一般表现为绿泥石膜含量高的地方，其面孔率相对较高，孔隙度、渗透率有增加的趋势。但是当绿泥石含量超过0.3%时，趋势变化不明显(图9)，主要是因为虽然绿泥石增加了颗粒抗压能力并阻断孔隙水，但是其同时也充填了粒间孔隙(图7(b)、 (l))。

表2 胡尖山油田延9储层孔隙度定量演算[27-28]

5.2.4 建设性成岩作用

溶蚀作用对延9储层的改善极为重要，根据铸体薄片和扫描电镜的分析，延9储层砂岩中长石溶孔、岩屑溶孔、粒间溶蚀孔、粒内溶孔及填隙物溶孔均较为发育，约占总孔隙的19.8%，其中长石颗粒的溶蚀形成了大量的粒间溶孔和粒内孔隙(图6和图7)。延9储层的溶蚀作用主要发生在早期的胶结作用后，根据70个样品数据计算分析，因溶蚀作用增加的孔隙度为3.12%～11.58%，均值为8.17%(表2和公式(7))，溶蚀作用还可增加储层孔隙间连通性，尤其是粒间填隙物的溶蚀，可有效改善储层渗透性。

6 结 论

(1)胡尖山油田延9主要发育以河道、边滩、天然堤、决口扇及河漫滩微相为主的曲流河沉积。其中边滩是储层骨架砂体。储层岩性以岩屑长石砂岩及长石岩屑砂岩为主，储集空间类型主要为残余粒间孔和长石溶孔构成的溶孔-粒间孔组合。储层孔隙度主要集中在11.5%～18.8%，均值为16.23%，渗透率主要集中在(2.08～79.86)×10-3μm2，平均为13.69×10-3μm2。

(2)延9储层喉道可识别出三种，Ⅰ类中细喉道型，低排驱压力，分选中等-较好，主要发育于边滩微相主体部位；Ⅱ类细喉道型，中等排驱压力，分选中等-较差，主要发育于河道及边滩边缘部位；Ⅲ类微细喉道型，中高排驱压力、分选较差，主要发育于天然堤及决口扇微相。储层物性明显受沉积微相的控制。延9储层主要属于中低孔-中低渗特低渗-中大孔细喉型储层。

(3)成岩作用对储层改造程度较大，压实作用为储层致密的主要因素(孔隙度损失率54.17%)，其次为黏土矿物、硅质以及钙质的胶结作用(孔隙度损失率24.65%)；而建设性成岩作用主要为长石颗粒及部分胶结物的溶蚀作用；同时，绿泥石膜可以抑制压实及胶结作用，有利于原生粒间孔隙的保存，但当绿泥石含量超过0.3%时，物性变化趋势不明显。