鄂尔多斯盆地陇东地区长8段储层特征与储层四性关系研究

邢长林，英亚歌

（1.大陆动力学国家重点实验室·西北大学，陕西西安 710069；2.新疆龟兹矿业有限公司）

1 区域地质特征

鄂尔多斯盆地位于华北地台的西部，是一个多构造体系、多旋回演化、多沉积类型的克拉通盆地，盆地经历了中晚元古代坳拉谷发展阶段、早古生代浅海台地发展阶段、晚古生代滨海平原阶段，至中生代进入内陆盆地演化阶段。盆地边缘变形较强，内部变形构造很微弱，只存在地层间断或剥蚀，区域构造呈现为西倾的平缓大单斜。整个盆地可以划分为6个一级构造单元，即北部伊盟隆起、西缘逆冲带、西部天环坳陷、中部伊陕斜坡、南部渭北隆起和东部晋西挠褶带［1］。

研究区地处鄂尔多斯盆地西南部，北起洪德、南至宁县、西达演武、东到张岔，构造上属陕北斜坡与天环向斜的西南段，总面积约为2.5×104km2（图1）。从区域构造来讲，研究区内构造相对简单，断层和褶皱不发育，缺乏油气富集的二级构造带和构造圈闭。在研究区小范围内存在一系列较小的鼻状隆起，地表基本为第四纪黄土所覆盖。

鄂尔多斯盆地延长组形成于中生代三叠系的内陆盆地演化阶段，经历了一个陆相大型湖盆从发生、发展到消亡的整个地史演化过程，因此沉积了一套完整的进积－垂向加积－退积的沉积序列组成的砂泥岩地层（表1）。在湖盆的演化过程中，湖水发生了几退几进，发育了多套良好的生储盖组合。从整体盆地的角度来看，在湖盆鼎盛期形成长8油层组的砂岩储层成为盆地石油聚集最为集中的层位。对于本次研究区而言，延长组长8油层组的砂岩储层无疑是本区最重要的储层。

图1 陇东地区构造位置

本次研究的目的层是三叠系上统的延长组，主要是三角洲、湖湘及河流相。延长组从上到下分为10个层段，目的层延长组长8段在研究区大部分区域主要由上、下两套巨厚层河流相和三角洲平原亚相的浅灰色灰质中砂岩－细砂岩韵律层组成，层理构造发育，中间夹薄层泥岩和暗色泥岩［2］。在盆地的沉降中心位置，为厚层泥岩和薄层砂岩互层。

表1 鄂尔多斯盆地三叠系延长组地层

2 储层特征

2.1 岩性特征

研究区长8储层主要岩性为岩屑长石砂岩，其次为长石砂岩和长石岩屑砂岩，砂岩具有石英含量低，长石含量高，岩屑含量较高以及成分成熟度低的特点。碎屑中石英含量25.04%～35.91%，平均含量30.34%，主要为单晶石英；长石含量15.27%～42.12%，平均含量35.46%，主要为斜长石和钾长石，其次为条纹长石；岩屑含量9.02%～23.44%，平均含量13.44%，主要为火山岩屑和变质岩屑，另有少量沉积岩岩屑；填隙物含量13.27%～20.21%，平均含量18.9%，主要为杂基和胶结物，其中杂基平均含量2.2%，胶结物主要为粘土矿物，其次为碳酸盐，另有少量硅质及凝灰质。对储层全岩X衍射矿物分析表明，石英平均含量33.9%，斜长石40.6%，钾长石13.7%，碳酸盐2.8%，粘土矿物9.0%。储层岩石结构主要以中细砂岩为主，细砂岩次之，粒级主区间分布在0.2～0.375mm；砂岩分选中－好，磨圆度以次棱角状为主，颗粒支撑，点－线接触。由于物源区和沉积环境的不同，研究区内不同区块岩石特征有所差异，镇原、西峰、庆阳长8储层中杂基含量较少，平均3.2%，合水杂基含量高7.5%，岩屑含量也较高，这会导致岩石在成岩演化过程中经历的压实程度不同，前者小，物性好，后者高，物性较差［3－5］。

2.2 物性特征

由所得测井资料分析表明，陇东长8储层岩心分析孔隙度为1.4%～16.6%，平均9.13%，渗透率为（0.0083～10.7）×10－3μm2，平均0.81×10－3μm2。其中沿西南－东北方向的镇原－马岭、西峰－庆阳的物性参数为本区最好，孔隙度均值为10.91%，渗透率为1.2×10－3μm2；位于研究区东南部位的合水－固城物性参数较差，孔隙度均值为7.31%，渗透率为0.13×10－3μm2，产生物性的差异主要是因岩石特征差异所造成。由物性参数得出长8储层为低孔低渗砂岩储层，储层孔渗关系具有正相关性，且随深度增加而减小，不同地区因沉积物性质不同，物性差异比较明显，主要表现为岩石粒径较粗、分选较好、杂基含量少、其物性参数高［5－7］。孔渗数值还明显表现为受砂体所处沉积微相控制（表2）。

表2 沉积微相和孔、渗关系

2.3 电性特征

通过详细的岩心观察、测井资料对比分析以及各种分析化验资料的研究，研究区长8储层电性具有如下特点：

泥岩层段声波时差一般都比储层层段声波时差高；储层中砂岩含量相对泥质含量较高时自然伽马显示为低值，同时可参考深感应、八侧向和中感应等测井曲线，其数值相应的显示为低值且曲线波动不大；微电极显示为低值、平滑；自然电位曲线与自然伽马曲线均为低值且相对同时起伏；油层段的电阻率值要比邻近水层电阻率高出1.8倍以上（图2）。

2.4 含油性特征

对陇东地区300余口井的试油资料和油水日产量的研究分析得出，研究区长8储层的产油井段居多，占总个数的近50%，水层次之约25%，兼有油水同层出现但为数不多占20%左右，干层较少不到5%，仅研究区少数几口井段出现干层。据前人研究认识可知，长81是研究区主要含油层段，探明含油面积沿砂体展布方向呈近南北向条带状连片分布，探明储量和控制储量区域面积较大；长82段含油相对较差，在部分地区有一定探明、控制和预测储量。

图2 西峰181井电性特征

3 储层“四性”关系研究

储层“四性”关系是指岩性、物性、含油性之间以及相应的电性之间的关系。储层内岩性、物性、含油性之间既存在内在联系又相互制约，其中岩性起主导作用。岩石中碎屑颗粒的粗细、分选的好坏、粒序纵向上的变化特征以及泥质含量、胶结类型等都直接影响着储层属性参数的变化。而储层的电性则是岩性、物性、含油性的综合反映［8］。

3.1 岩性与物性的关系

研究区长8砂岩主要为中细粒长石砂岩、岩屑长石砂岩、长石岩屑砂岩，砂岩中长石、岩屑含量较高，石英含量低，成分成熟度低。长8砂岩的填隙物平均含量为18.9%，以绿泥石和伊利石附着颗粒表面的形式胶结和高岭石充填空隙的形式胶结，另有少量硅质及凝灰质填充。

分析表明，砂岩中碎屑颗粒的成分对孔隙度和渗透率的影响不明显，但是其粘土矿物和碳酸盐岩胶结物的类型和含量对砂岩的孔隙度和渗透率有很大的影响。长8储层随着砂岩中粘土矿物中绿泥石和伊利石含量的增多，砂岩的孔渗性也都有所减小；而长8层段砂岩中高岭石含量的增大对其孔渗性有很大的影响，主要表现在随着高岭石含量的增加，砂岩的孔渗性得到改善。

碳酸盐胶结物对储层物性的影响主要表现在碳酸盐含量高时，孔隙度和渗透率降低。对上里塬地区长8储层中碳酸盐岩含量与孔渗关系分析可以明显反映出随着储层碳酸盐岩胶结物含量的增加，储层的孔隙度和渗透率逐渐降低。

3.2 孔隙性与渗透性的关系［9-13］

通过对研究区长8层段储层300余口井各自的岩心孔隙度与渗透率的相关分析表明，岩心的渗透率随着孔隙度增大而增大，两者呈良好的指数正相关性（图3），且相关系数较高，长8层段孔渗相关系数在75%以上的占80%左右。从图上可以看出，对于西峰、合水地区，长81和长82层段的孔渗相关均较好。

图3 陇东地区长8段孔渗关系

3.3 物性与电性的关系

储层的电性主要指的是各种测井所获得的反映地下地质情况的信息即测井信息。从一定程度上讲，研究储层的岩性与物性之间的关系所反映的是纯地质方面的相关性，是从地质理论角度出发检验储层质量的好坏。分析岩性、物性与电性之间的关系则是利用测井资料与地下储层各参数之间的内在规律性来检验测井方法及手段的精度。只有当二者间有良好的对应关系时，最终所建立的测井解释模型才有可信度。

（1）孔隙度与声波时差（AC）的相关分析。在研究区各取心井进行岩性归位后，将取得的不同井段样品的孔隙度分析数据与对应深度段的测井声波时差进行相关分析，结果表明：实际岩心所测孔隙度与其所对应的声波时差测井响应（AC值）相关性相对好，以西峰和镇原北地区为例，它们的孔隙度与声波时差相关性如图4所示。

（2）孔隙度与密度（DEN）的相关分析。通过对研究区岩心孔隙度与视密度的相关分析和统计表明，长8储层的分析孔隙度与视密度的相关性较好。而将岩心分析孔隙度与其对应的密度测井响应（DEN值）进行回归分析，两地区的孔隙度与测井密度的相关性如图5所示。

图4 长8岩心孔隙度与声波时差的关系

图5 长8岩心孔隙度与密度测井的关系

由此说明，研究区密度测井数据与声波时差测井数据能较好地反映研究区目的层段砂体的孔隙度分布。

3.4 物性与含油性的关系

根据已有资料整理和前人总结认识的研究区岩心含水饱和度资料与孔隙度和渗透率的相关性分析，认为研究区长8层段储层的孔隙度与含水饱和度呈现明显的负相关性。由此说明，储层的孔隙度仍然是控制储层含油性的一个重要因素。

图6为不同孔渗条件下岩心含油性的分布图，图中表明，孔渗性相对好的储层其岩心的含油级别相对高，而孔渗性相对差的储层其岩心的含油级别相对低，油斑级别一般发育在孔隙度大于6%，渗透率大于0.06×10－3μm2，小于这一参数的岩心除了个别情况外一般含油程度低，多为不含油特点［14－15］。从研究区目的层段油层的试油成果分析，油层试油产量较大的产层，储层渗透率的贡献基本上集中在大于0.06×10－3μm2的相对高渗段；随着储层渗透率的增大，油层试油的产油量也随之增大。

图6 陇东地区岩心孔渗性与岩心含油性散点分布

4 结论与认识

鄂尔多斯盆地陇东地区延长组长8储层是受三角洲沉积控制的砂岩储层，砂体分布微相主要为三角洲前缘的水下分流河道和河口砂坝。储层岩石类型主要为屑长石砂岩、长石岩屑砂岩和长石岩屑砂岩，富含岩屑、长石，成份成熟度低、结构成熟度中－高，使得岩石经历了较强的压实作用；长8层储集性变化受沉积作用和成岩作用控制明显，储层厚度大，砂体发育，但砂岩物性与孔隙结构均较差，储层原始物性偏低，压实、胶结和溶蚀作用控制了储层孔隙结构特征及储层物性。通过对岩石的物性参数和孔隙结构参数分析认为该区储层属典型的低孔低渗储集岩。

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