鄂尔多斯盆地镇原地区长8油层组低渗透储层特征

田甜，王海红，郑荣才，侯长冰，王昌勇

（1.成都理工大学沉积地质研究院，成都610059；2.中国石油长庆油田分公司超低渗透油藏第四项目部，甘肃庆阳745100）

鄂尔多斯盆地镇原地区长8油层组低渗透储层特征

田甜1，王海红2，郑荣才1，侯长冰2，王昌勇1

（1.成都理工大学沉积地质研究院，成都610059；2.中国石油长庆油田分公司超低渗透油藏第四项目部，甘肃庆阳745100）

据岩心、铸体薄片、扫描电镜和常规物性等资料，结合测井解释成果，对鄂尔多斯盆地镇原地区长8油层组砂岩储层特征进行了研究。结果表明：长8油层组砂岩储层曾遭受酸性介质的改造，次生孔隙发育；储集空间以剩余原生粒间孔、粒间溶孔和微裂缝为主，黏土矿物晶间微孔对储层物性也有贡献；储层发育受沉积相、碎屑组分、成岩和构造作用共同影响，其中沉积微相影响储层的空间展布；碎屑组分和粒度与储层物性具有直接关系；成岩作用对储层物性的影响有利有弊，压实和胶结作用可使原生孔隙大部分丧失，而溶蚀作用形成的次生孔隙可大幅度提高储层的孔、渗性，为形成优质储层的关键。

低渗透；砂岩储层；沉积相；成岩作用；长8油层组；鄂尔多斯盆地

0 引言

随着勘探程度的提高，低渗透油气资源将成为我国勘探开发的主流。深入研究低渗透储层，充分利用低渗透油气资源，对保障我国能源需求具有重要的现实意义［1-4］。自2001年以来，鄂尔多斯盆地上三叠统延长组致密油气藏勘探不断取得突破，位于盆地西南部的镇原地区长8油层组也展现出了巨大的勘探开发潜力（图1）。长8油层组砂岩为特低—低孔、特低渗型储层［5］，具有典型的低渗透（致密）油气藏特征。有利沉积相带、砂体成因、碎屑组分和成岩作用被认为是储层发育的基础，溶蚀型次生孔隙为致密砂岩储层的主要储集空间［6］，其发育状况直接影响储层的孔、渗条件。因此，精细研究镇原地区长8油层组致密砂岩储层特征具有重要的石油地质意义。

图1 鄂尔多斯盆地构造分区图（据长庆油田资料修改）Fig.1 The tectonic zoningmap of Ordos Basin

1 区域地质背景

鄂尔多斯盆地为华北巨型克拉通盆地的一部分，经历了中—晚元古代坳拉谷、早古生代浅海台地和晚古生代滨海平原等构造-沉积演化阶段，至中生代进入陆相坳陷湖盆沉积演化阶段。上三叠统延长组为一套碎屑岩地层［3］，沉积体系受继承性整体升降运动下形成的广阔斜坡构造背景影响，于坳陷湖盆内形成了多个完整的湖进—湖退沉积充填序列和多套具备完整生、储、盖组合的含油层系［3］。

镇原地区构造上隶属伊陕斜坡西南部和天环坳陷南段（参见图1），长8油层组沉积期具有气候较干旱、盆地基底平缓和水体微咸等特征，属浅水三角洲沉积体系［7］，物源主要来自研究区西南方向的秦岭—贺兰山—六盘山造山带［8］，地层厚度较稳定，为80～100m。岩性主要为一套浅灰色、灰绿色中厚层中—细砂岩、粉—细砂岩和深灰色、灰黑色泥岩、粉砂质泥岩互层，夹黑色碳质泥岩、页岩及油页岩的含煤、含油岩系（图2），偶夹较薄凝灰质泥岩、煤线及薄煤层。按岩性组合特征可划分为长81和长82共2个小层，分别为次一级湖进—湖退旋回，均以南西—北东向延伸的长条状与鸟足状分流河道和水下分流河道砂体为主要储集砂体类型。由于储层分布面积大，并受到分流间洼地、分流间湾和前三角洲泥等微相泥岩的封堵影响，非常有利于形成岩性圈闭［9-10］。

图2 镇118井长8油层组沉积-层序综合柱状图Fig.2 Thecolumnar section of sedimentand sequenceof Chang 8 oil reservoir set in Zhen 118 well

2 储层特征

2.1 岩石学特征

2.1.1 岩石类型和碎屑组分特征

据薄片鉴定资料，镇原地区长8油层组砂岩储层岩石类型主要为岩屑长石砂岩，其次为长石岩屑砂岩（图3）。碎屑组分中石英平均质量分数为39.12%，以具波状消光的单晶石英为主；长石平均质量分数为31.44%，主要为钾长石；岩屑平均质量分数为29.44%，以中基性喷发岩岩屑为主，其次为千枚岩、石英岩和片岩岩屑。少量重矿物为锆石-电气石-石榴石组合，具有成分成熟度偏低的近物源特征。长8油层组砂岩粒度大多为细—中粒，分选和磨圆度中等，颗粒支撑，颗粒以孔隙式-接触式胶结。泥质填隙物以伊利石为主，质量分数较低，为2%～3%，结构成熟度中等偏高，与长8油层组砂岩形成于能量较高的分流河道和水下分流河道沉积环境有关。砂岩中胶结物丰富，主要有：①绿泥石。普遍发育，常为自生绿泥石环边或孔隙的环边衬里（图版Ⅰ-1、图版Ⅰ-2）。②方解石。较常见，呈晶粒状、连晶状充填于孔隙中（图版Ⅰ-3）。③硅质。以围绕石英边缘生长的次生加大边和分散的晶粒形式充填于粒间孔隙中（图版Ⅰ-4、图版Ⅰ-5）。④次生高岭石。呈假六方板状、手风琴状和蠕虫状，充填于粒间孔和粒间溶孔中（图版Ⅰ-6、图版Ⅰ-7），部分高岭石集合体具长石假象，六方板状的晶体边缘常被溶蚀，是中成岩阶段有机酸热液溶蚀长石和岩屑等不稳定组分的产物，为表征中成岩阶段存在有机酸热液蚀变作用的重要矿物学标志。⑤次生伊利石和伊/蒙混层黏土。较常见但含量不高，呈纤维状、毛发状和片状，在孔隙中呈桥接式和颗粒包膜状存在，以附着于碎屑颗粒表面的毛发状伊利石更为普遍（图版Ⅰ-8）。⑥次生长石加大。含量有限，呈柱状自形晶或镶嵌状次生加大边充填于粒间孔隙和溶蚀孔隙中（图版Ⅰ-9～Ⅰ-11）。

图3 镇原地区长8油层组砂岩分类图Fig.3 The sandstone componentofChang 8 oil reservoir set in Zhenyuan area

2.1.2 储层成岩作用特征

（1）压实-压溶作用

研究区长8油层组砂岩储层压实-压溶作用在早成岩阶段A→B亚期连续发生，主要表现为：①A亚期的机械压实作用使颗粒间多为点—线接触（图版Ⅰ-3，黑色箭头），少量点接触；B亚期的压溶作用使部分颗粒为凹凸—缝合线接触（图版Ⅰ-12，红色箭头）。②泥岩岩屑和云母等塑性颗粒受压发生弯曲变形，部分形成假杂基。③刚性颗粒发生脆性破裂，形成粒内和粒间超微裂缝。

（2）胶结作用

主要表现为：①绿泥石胶结物发育于早成岩阶段A亚期，呈显微叶片状密集生长，形成颗粒环边或孔隙衬里胶结（图版Ⅰ-1、图版Ⅰ-2）。②方解石胶结物可分为2期，早期为发育于早成岩阶段A亚期的无铁方解石（图版Ⅰ-3），含量稍高；晚期为发育于中成岩阶段A亚期的铁方解石（图版Ⅰ-4），含量稍低。③硅质胶结物发育于早成岩阶段B亚期至中成岩阶段A亚期，大多数围绕石英边缘次生加大（图版Ⅰ-4），部分以分散的晶粒形式充填于粒间孔隙中（图版Ⅰ-5、图版Ⅰ-10）。④高岭石胶结物发育于中成岩阶段A亚期，晶形好，呈假六方板状、手风琴状和蠕虫状，充填于粒内和粒间溶孔（图版Ⅰ-6、图版Ⅰ-7），为酸性热液溶蚀铝硅酸盐形成的产物。⑤伊/蒙混层胶结物发育于中成岩阶段A→B亚期，含量不高，呈蜂巢状附着于碎屑颗粒表面，形成环边生长的颗粒包膜（图版Ⅰ-5）。⑥长石次生加大，发育于中成岩阶段A→B亚期，包括自生钾长石和钠长石，均呈柱状自形晶或镶嵌状次生加大边充填于粒间孔隙和溶蚀孔隙中。

（3）交代作用

发育于中成岩阶段A亚期，主要表现为碳酸盐矿物对长石和岩屑等不稳定组分的交代，被交代的颗粒边缘呈港湾状（图版Ⅰ-10、图版Ⅰ-12）。

（4）溶蚀作用

以长石和不稳定岩屑等颗粒溶蚀为主，主要发育于早成岩阶段B亚期至中成岩阶段A亚期，其中中成岩阶段A亚期发生的溶蚀作用对次生溶孔的发育最重要（图版Ⅰ-9～Ⅰ-12）。

（5）破裂作用

据薄片与扫描电镜观察和声发射实验分析，研究区长8油层组砂岩储层至少发育3期裂缝：早期裂缝以未穿过石英碎屑加大边为显著特征，说明此类裂缝形成于石英次生加大之前的早成岩阶段A亚期，为成岩压实作用的产物，发育规模微小，对储层发育影响不大，可忽略不计；后2期裂缝成因与岩石深埋过程中受到区域构造作用而使岩层发生破裂有关［10］，为较大的构造裂缝。此类裂缝或沿颗粒边缘发育或切穿石英等刚性颗粒，沿裂缝有被热液溶蚀的现象（图版Ⅰ-9），并发育有串珠状分布的油气包裹体［图4（a）］，也见沥青充填［图4（b）］（相对早期裂缝被后期裂缝切割）现象，说明此2期构造裂缝均已起到沟通孔隙和提高储层渗透性的作用［11］。

图4具油气显示的较晚2期构造裂缝Fig.4 Two late stagesof structural fracturesw ith hydrocarbon shows

2.1.3 成岩阶段划分和孔隙演化

镇原地区长8油层组成岩阶段划分，既考虑了各类成岩作用和次生矿物形成的次序，也考虑了有机质热成熟度和伊/蒙混层黏土含量及混层比等证据（图5），特别是将伊/蒙混层黏土的混层比作为标定成岩阶段的主要依据［12］。其成岩强度最高可达中成岩阶段B亚期，再据长8油层组泥岩镜质体反射率（Ro）为0.35%～0.98%，对应的成岩温度为65～150℃，与伊/蒙混层黏土的混层比标定的中成岩阶段B亚期相吻合。由于各成岩作用的发生和次生矿物的形成均需一定时间来完成，因此，在同一阶段内可能会发生多种成岩作用，其早晚只是相对而言。

图5 镇原地区长8油层组成岩演化序列与储层发育关系模式图Fig.5 Diagenetic sequence and reservoir developmen t pattern ofChang 8 oil reservoir set in Zhenyuan area

（1）早成岩阶段A亚期

实测泥岩夹层的Ro=0.35%，推算古地温≤65℃，有机质未成熟。沉积物处于浅埋藏阶段，以机械压实作用为主，颗粒以点—线接触为主，压实强度中等。砂岩中自生矿物较少，沿颗粒周围发育有少量绿泥石和伊/蒙混层薄膜状环边胶结物，可增强储层的抗压性，其中伊/蒙混层黏土的混层比为30%，局部发育早期方解石胶结，石英和长石次生加大不明显。储层以发育剩余原生粒间孔为主，孔隙度有所减小，但尚未致密化，仍保存有较大孔隙度，推测为20%～25%。

（2）早成岩阶段B亚期

Ro为0.35%～0.60%，推算古地温为65～85℃。压实作用逐渐增强，云母与泥岩岩屑等塑性颗粒在压实作用下发生扭曲和伸长等现象，局部刚性的石英颗粒间开始出现压溶作用，颗粒以点—线接触为主，充填孔隙的次生黏土胶结物类型和含量均开始增多，为绿泥石-伊/蒙混层-伊利石组合，其中伊/蒙混层黏土的混层比为20%～30%，石英和长石次生加大明显。在压实-压溶作用和胶结作用等因素影响下，原生粒间孔大量减少，砂岩开始趋于致密化，储层以保存部分剩余原生粒间孔为主，推测孔隙度为10%～15%。

（3）中成岩阶段A亚期

Ro为0.6%～1.0%，推算古地温为85～110℃，岩石多已强烈固结。颗粒间主要呈线接触，少量凹凸—缝合线接触，充填孔隙的次生黏土矿物明显增加，以高岭石和伊利石为主，伊/蒙混层黏土含量大幅度降低，混层比下降为15%～20%。局部出现晚期铁方解石和微量铁白云石等碳酸盐矿物，石英和长石普遍次生加大。据此，该阶段为储层致密化的主要时期，储层中剩余原生粒间孔已很少，推测孔隙度为4%～6%，相当于长8油层组现今致密砂岩的孔隙度背景值。需指出的是，该阶段晚期有机质逐渐由低成熟进入成熟阶段，开始发生热解并产生大量富含有机酸和CO2的热液，长石、岩屑和碳酸盐胶结物等不稳定组分遭受溶蚀而形成大量次生孔隙，储层孔隙度重新增加至8%～12%，相当于致密砂岩储层中的“甜心”位置（实测平均孔隙度为9.4%）。因此，该阶段对改善储层孔、渗性具有重要贡献，为致密储层形成“甜心”的主要时期。

（4）中成岩阶段B亚期

Ro为1.0%～1.3%，推算古地温为110～150℃。伴随有机质热演化进入成熟—高成熟阶段，大量液态烃类化合物生成，进入储层并发生运移，于次生孔隙发育的“甜心”位置富集成藏。由于该阶段储层中的孔隙主要被液态烃占据，无论是破坏性的，还是建设性的成岩作用，大部分被强烈抑制。区域性构造隆升过程中的破裂作用［10-11］对改善储层物性和油气重新调整成藏最为重要［13］。

2.2 储集空间类型

镇原地区长8油层组砂岩储层的储集空间主要为剩余原生粒间孔，其次为粒间溶孔、粒内溶孔和铸模孔，部分砂岩中发育有粒缘缝和构造裂缝，少量溶缝。

2.2.1 剩余原生粒间孔隙

此类孔隙多为颗粒之间的多边形，孔隙内发育有薄膜状绿泥石环边胶结物（图版Ⅰ-1、图版Ⅰ-2），部分充填有次生石英和高岭石（图版Ⅰ-4～Ⅰ-6）。

2.2.2 次生孔隙

（1）溶孔

常见的次生孔隙以粒间溶孔（图版Ⅰ-5）、长石粒内溶孔（图版Ⅰ-11）和岩屑粒内溶孔（图版Ⅰ-12）为主，其次为铸模孔（图版Ⅰ-11）。

（2）裂缝

研究区砂岩在埋藏成岩过程中形成的不规则网状超微压裂缝和溶缝较发育，沿碎屑边缘或切碎屑发育（图版Ⅰ-9），连接粒间溶孔，但改善储层孔、渗性最有效的裂缝为构造裂缝（图版Ⅰ-2）。

（3）晶间微孔

以次生高岭石晶间微孔为主（图版Ⅰ-6、图版Ⅰ-7），孔径一般<0.01mm，其次为伊利石晶间微孔（图版Ⅰ-8）。由于黏土矿物晶间微孔丰富，因而对改善储层物性具有一定的积极作用。

2.3 储层物性特征

2.3.1 孔、渗特征

据1 275块样品物性分析资料统计，研究区长8油层组孔隙度为0.80%～18.76%，平均值为9.40%，主峰为8%～12%，其中孔隙度大于平均值的样品占样品总数的49%；渗透率为0.001～22.350mD，平均值为0.815mD，主峰为0～1.0mD，总体属特低—低孔、特低渗型致密储层。

砂岩孔隙度与渗透率之间呈明显正相关关系（图6），说明渗透率变化主要受孔隙发育程度的控制，储、渗能力主要依赖砂岩的基质孔隙与喉道，而不均匀分布的各类裂缝对储层的孔、渗性影响较小。

图6 镇原地区长8油层组砂岩孔-渗关系图Fig.6 The correlation between porosity and permeability of Chang 8 oil reservoir set in Zhenyuan area

2.3.2 孔隙结构特征

据30块样品的压汞测试结果，储层的各项孔隙结构特征参数如下：①排驱压力（Pd）为0.05～8.00 MPa，其中90%样品排驱压力<3MPa；②中值孔喉半径（Rc50）为0.01～2.00μm，其中Rc50＜0.10μm的样品占60%，0.10μm＜Rc50＜0.50μm的样品占37%，0.50μm＜Rc50＜2.00μm的样品仅占3%，主体以微—细喉为主，未见粗喉；③歪度为-0.50～1.95，平均为0.95，其中歪度值<0的样品仅2块，占7%，显示研究区储层的孔喉分布以粗歪度为主；④喉道分选系数平均值为2.755，显示储层孔喉分选中等。

3 储层物性影响因素分析

3.1 沉积相对储层物性的影响

沉积环境为影响储层物性的地质基础，不同微相的砂岩储集性能存在明显差异［4］。镇原地区长8油层组为辫状河三角洲沉积体系，有利储层发育的沉积微相以分流河道和水下分流河道砂体为主，岩性以中—细砂岩为主，少量粗砂岩，物性较好，泥岩夹层少，部分为多个分流河道砂体连续叠置形成的大砂体；其余依次为决口扇和河口坝微相类型的砂体，物性中等—较差，岩性以粉—细砂岩为主，砂岩和泥岩在垂向上常呈互层出现。分流间洼地和前三角洲以泥岩为主，不利于储层发育。

3.2 成岩作用对储层物性的影响

3.2.1 压实-压溶作用

压实-压溶作用为影响储层粒间孔喉发育和使孔隙结构变差而形成致密储层的重要因素之一。据薄片鉴定结果，长8油层组砂岩储层的压实-压溶作用主要发生于早成岩阶段A亚期至中成岩阶段A亚期，具有中等偏高的强度。理论上，由中等偏高的压实-压溶作用造成的砂岩孔隙度缩减率接近50%，假定砂岩的原始孔隙度为38%，损失的孔隙度为18%～20%，剩余孔隙度＜20%，再加上泥岩岩屑和黑云母碎屑等塑性组分在压实过程中发生塑性变形和假杂基化导致3%～5%的原生孔隙消失，剩余原生孔隙度继续下降为15%～17%。因此，造成长8油层组砂岩储层致密化的首要因素为压实-压溶作用。

3.2.2 胶结作用

（1）绿泥石胶结作用

绿泥石对储层发育既有破坏性也有建设性，其破坏性表现为绿泥石以孔隙衬里或充填物方式存在于原生粒间孔中，使孔隙和喉道减小，降低了储层部分孔、渗性能，按其含量推算的孔隙度损失为2%～3%。而建设性表现为成岩作用早期绿泥石胶结物在很大程度上减缓了压实作用，并抑制了次生石英和方解石沉淀，使部分原生孔隙得到很好保存。

（2）高岭石胶结作用

高岭石含量相对较少，不均匀分布于被强烈溶蚀的粒间和粒内溶孔中。由于高岭石胶结物主要为热液溶蚀长石和岩屑等不稳定组分的产物，在物质转化过程中，大部分长石和岩屑被蚀变为高岭石，少部分物质被流体带走，因此，这一热液蚀变过程可视为增孔隙体积过程，按其体积分数为1%～3%推算，增加的孔隙体积有限，而且主要为细小的晶间孔。微细的高岭石通常充填于孔隙和喉道中，使砂岩储层的渗透性变差，但高岭石胶结作用并非为造成储层致密的主要因素。

（3）碳酸盐胶结作用

碳酸盐胶结物以晶粒状及连晶状方解石和铁方解石为主，具有多期次充填粒间孔隙的特点。按其含量推算，孔隙度损失为3%～5%，碳酸盐胶结作用为使储层致密的又一重要因素。

（4）硅质胶结作用

形成于早成岩阶段B亚期和中成岩阶段A亚期的石英次生加大和自形石英晶体充填孔隙，堵塞了孔隙和喉道而导致砂岩储层物性变差。但因其含量低，硅质胶结作用也并非为造成砂岩储层物性变差和致密化的主要因素。

3.2.3 溶蚀作用

溶蚀作用对产生次生溶孔和改善储层孔隙结构具有重要意义。研究表明，研究区长8油层组基本上以长石或不稳定岩屑等碎屑颗粒溶蚀为主。酸性流体通过砂岩孔隙进入砂岩中并促使其中的不稳定碎屑颗粒发生溶蚀，从而形成粒间、粒内溶孔和铸模孔，有效地改善了致密储层的孔、渗性，成为致密储层中的“甜心”。

3.2.4 构造破裂作用

虽然构造破裂作用强度不大，且局部发育，但由其形成的裂缝对沟通致密储层中有限的孔隙和提高储层渗透性，以及对后期油气运移与聚集所起的疏导作用，为形成长8油藏的重要因素之一。

4 结论

（1）镇原地区长8油层组砂岩储层以岩屑长石砂岩为主，富长石与岩屑和贫石英为储层砂岩骨架颗粒组分的主要特征。

（2）长8油层组砂岩储层属特低—低孔、特低渗致密型，储集空间为剩余原生粒间孔与各类溶孔的复杂组合。储层物性主要依赖于砂岩的基质孔隙，受沉积相、物质组分和成岩作用复合控制，以辫状河三角洲分流河道和水下分流河道砂体为最有利储层发育的微相。

（3）较强的压实-压溶作用与碳酸盐胶结作用缩减了砂岩储层中极大部分原生孔隙，为造成砂岩储层致密化的主要原因。早期绿泥石环边胶结作用为致密砂岩储层中部分剩余原生孔隙得以保存的基本条件，溶蚀作用为使致密砂岩储层的孔、渗性能得到改善和形成“甜心”的主要方式，而局部构造破裂作用有效地提高了“甜心”位置的勘探开发商业价值。

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图版Ⅰ

（本文编辑：李在光）

Low permeability reservoir characteristicsof Chang 8 oil reservoir set in Zhenyuan area,OrdosBasin

TIAN Tian1，WANGHaihong2，ZHENGRongcai1，HOU Changbing2，WANGChangyong1
（1.Institute ofSedimentary Geology，Chengdu Universityof Technology，Chengdu 610059，China；2.The Fourth Section ofUltra-low Permeability Reservoirs，PetroChinaChangqingOilfield Company，Qingyang745100,Gansu，China）

Based on core observation,cast thin sections,scanning electron microscopy and physical properties, combinedwith well logging interpretation,thispaper studied the reservoir characteristicsofChang 8 oil reservoir set in Zhenyuan area,Ordos Basin.The result shows that the reservoir suffered acidic alteration with secondary pores developed.The reservoir space isdominated by remaining primary intergranular pores,intergranular dissolved pores and microcracks.Intercrystalline pores between clay minerals have also a little contribution.The reservoirs are controlled by sedimentary facies,detrital composition,diagenesisand tectonism.The favorablemicrofacies controlled the spatial distribution of the reservoirs.The clastic composition and grain size are directly related to physical properties.The diagenesis has both good and bad effects.The compaction and cementation made the majority of primary pores lost.The dissolution formed secondary poreswhich greatly improved the porosity and permeability,and theyare crucial to thehigh quality reservoirs.

low permeability；sandstonereservoirs；sedimentary facies；diagenesis；Chang8oilreservoirset；OrdosBasin

TE122.2+3 < class="emphasis_bold">文献标志码：A

A

1673-8926（2014）01-0029-07

2013-09-15；

2013-10-28

国家“十二五”重大科技专项“鄂尔多斯盆地重点探区碎屑岩沉积体系、储层特征与主控因素”（编号：2011ZX05002-001-001）资助

田甜（1985-），女，成都理工大学在读硕士研究生，研究方向为沉积学。地址：（610059）四川省成都市二仙桥东三路1号成都理工大学沉积地质研究院。E-mail：tian_tian2003@126.com。