鄂尔多斯盆地姬塬西北部长91储层特征及主控因素研究

熊 斌 ，陈洪德，2，赵俊兴，2 ，李凤杰，向 芳，陈安清

(1.成都理工大学沉积地质研究院,四川 成都 610059；2.“油气藏地质及开发工程”国家重点实验室,四川 成都 610059)

研究区位于鄂尔多斯盆地中部偏西北，区域构造地跨西缘逆冲带，天环坳陷两个构造单元(图1)。鄂尔多斯盆地在印支运动后进入湖盆发展的鼎盛时期[1]，中晚三叠世主要发育一套湖泊-三角洲沉积体系。研究区为湖岸线以上的沉积环境，沉积类型主要以发育三角洲平原亚相的辫状河道沉积，分流间湾及天然堤沉积微相为主[2]。三叠系延长组是鄂尔多斯盆地内陆湖盆形成后接受的第一套生储油岩系，是盆内油气资源最为丰富的层系，同时由于地壳频繁振荡运动，形成沉积上多旋回，多韵律，形成多套含油气地层组合，使得它成为盆地最主要的勘探层系[1]。岩性主要为灰绿色、灰色中厚层-块状细砂岩、粉砂岩和深灰色、灰黑色泥岩等(表1)。长9油层组作为继长8，长6，长4+5之后新发现的重要产油层组[3]，前人对长9的研究主要集中在储集沉积环境，油气成藏，烃源岩评价等方面[4-13]，但在储层方面的研究相对欠缺。

图1 姬垣西北部位置

表1 姬塬西北部地层划分(据长庆油田公司资料及参考文献[14]修改)

随着勘探评价程度不断深入，对储层的综合性研究的认识显得尤为重要。研究影响储层发育的主要控制因素，对于进一步认识该区的成藏规律，确定有利勘探评价目标具有重要的借鉴意义。鉴于此，本文立足于前人研究认识，结合研究区基础资料，运用铸体薄片(36件)和扫描电镜(4张)等镜下观察、建立岩电转换模型、依据储层测井特征进行物性分析(115口井)等手段研究姬塬地区西北部长91储集层储集特征，从成岩作用及沉积环境两个方面研究对储层发育的控制机理，并结合沉积特征，物性特征，储集空间等要素对长91储层做出评价。

1 储层特征

1.1 储层岩石学特征

通过对研究区取心井段镜下薄片鉴定资料统计，研究区长91储集层砂岩石英含量在19.4%～78.7%之间，平均为32.7%；长石含量在2.7%～61%，平均值在41.6%。岩屑的总含量在6%～45.8%之间，平均值在13.7%。长91油层段的杂基含量整体较低，在0～6.5%之间，平均为4.35%，物质组分主要以绿泥石为主，次为伊利石黏土矿物；胶结物成分以绿泥石填隙物为主，含量在0～13.4%，平均含量为3.90%，次为浊沸石和硅质胶结物。按照曾允孚砂岩分类标准[15]，长91储层砂岩以长石砂岩，岩屑长石砂岩为主。碎屑颗粒大小以细，中粒为主，偶见粗粒和不等粒，颗粒大多呈次棱角状，圆状、棱角状较少，分选程度中等，颗粒支撑类型主要为颗粒支撑，次为杂基支撑；胶结类型以孔隙-薄膜式胶结为主，薄膜胶结和次生加大-薄膜胶结次之(图3)。

1.2 储层测井特征

以伽玛曲线反映泥质含量和碎屑粒度变化的沉积序列和演化特征，结合视电阻率、自然电位和密度综合分析，通过建立测井相岩-电转换模型对非取心井段测井曲线的岩性和沉积相解释(图2)。研究区长91的储集岩类型以中-细砂岩为主，在测井曲线上表现为较低自然伽马值，电阻率曲线低值。在测井相上表现为底部呈突变和顶部呈渐变关系的钟形曲线以及略显正韵律变化过渡到箱型的齿化箱型曲线等。如黄3井，黄18井，在平面上主要分布于分流河道的位置。而粒度较细的泥岩及泥质粉砂岩对应较高的伽马值及电阻率值，主要分布于天然堤及分流间湾等微相部位，如池44井、摆51井等。

图2 姬塬西北部长91油层组岩-电转换模型，黄3井,2655-2664m取心井段

1.3 孔隙类型

碎屑岩储层孔隙是碎屑岩沉积、成岩过程的产物，储层中的孔隙类型的组合及匹配关系取决于碎屑岩骨架组分类型及碎屑岩成岩演化历史，而这又与物源区母岩性质、碎屑物的沉积、成岩环境关系密切[1]。经历了复杂成岩作用改造的储集岩，研究和识别各种孔隙类型对储集空间的贡献值，是储层研究工作的一项重要内容。

根据研究区内36口井铸体薄片及部分扫描电镜分析统计，研究区长91储层砂岩普遍发育剩余原生粒间孔(图3中a～e图)，是主要的孔隙类型(表2)，另外可见次生的粒间及粒内溶孔(图3中e图)，此外还有黏土矿物内微孔(图3中h图)，但对储集空间贡献有限，不能实质性改善储层物性。裂缝则普遍不发育。

表2 长91油层组储层孔隙类型含量

1.3.1 原生粒间孔

研究区内长91储集岩剩余原生孔径大小一般介于20～200μm，分布较均匀，孔隙形态边界清晰，主要为三角形、四边形或不规则形，多呈未充填状态(图3中a～d)。这类剩余原生粒间孔在黄171井、黄176井、黄153井中较为常见(图3中a～d)。从观察的薄片上来看，原生粒间孔面孔率约5.25%，绿泥石或伊利石薄膜的保存十分完好，能清楚的看见颗粒间呈点-线接触关系，表面没有受到较强的挤压作用(图3中a～c)。

1.3.2 粒间及粒内溶孔

长91储集层砂岩中所见的粒间溶孔主要是在环边绿泥石溶解的基础上进一步溶蚀扩大而成(图3中e图)，但粒间溶孔不是十分发育，而粒内溶孔却发育较好，包括碎屑粒内溶孔和晶体内溶孔，通过镜下薄片观察发现，粒内溶孔主要为长石粒内溶孔，次为浊沸石粒内溶孔，面孔率上分别占1.50%和0.35%，它们对于储集层物性有明显的改善作用。

1.3.3 黏土矿物内微孔

指由假杂基、长石、火山岩屑内或边缘弱溶蚀形成的小于10μm的孔隙，以及由泥质和蚀变的自生伊利石、高岭石晶间微孔隙。研究区内常见晶间微孔(图3中h图)，主要是绿泥石薄膜晶间微孔。虽然它们分布非常广泛，但对储集空间贡献相对前面两种孔隙类型显得很小。只是对提升储集层的渗透性有一定意义。

a.剩余原生粒间孔，绿泥石薄膜，黄176井，长91，2829.41m;b.绿泥石薄膜状充填孔隙，粒间孔发育，粒内溶孔，黄171井,长91,2691.85m;c.长石岩屑砂岩，原生粒间孔，黄153井，长91,2708.93m，棱角状，点接触为主;d.剩余原生粒间孔，粒间溶孔，绿泥石薄膜，黄176井 长91，2829.41m;e.粒间溶孔，黄8井，×10(-)，长91，2593.6m;f.浊沸石强烈溶蚀，黄48井，长91，2737.3m;g.石英次生加大边，黄217井，长91，3027.8m;h.粒间分布叶片状绿泥石及丝缕状伊利石，黄113井，长91，2820.7m;i.碳酸盐类胶结黄217井，长91，3027.8m。

2 储层物性特征

依据研究区115口井测井资料的物性解释数据，对延长组长91油层组的孔隙度、渗透率值及含油饱和度进行了统计，可以看出长91油层段物性较为均一。其孔隙度绝大多数分布在6%～14%之间，占总岩样的84%；孔隙度值小于6%及大于14%的岩样只占总岩样的8%(图4)，这反映了长91油层段砂岩孔隙空间大小较为均一的特点。本段地层的最大孔隙度值为19.88%，孔隙度最小值为3.88%，平均为9.95%。长91油层段砂岩渗透率分布在0.5×10-3mD以下的占45%、高于2mD占12%，合计占统计井的57.0%。其渗透率最大值为8.91mD，渗透率最小值为0.04mD(图4)。考虑到渗透率0.07mD以下的储层难以开采，作为无效储层，不参与统计，而个别井的渗透率在100mD以上可能是由于裂缝等因素的影响，因而影响数理统计平均值，所以在统计中也予以剔除，最终计算出有效储层平均渗透率约为1.0mD。按照石油与天然气行业标准SY/T 6285-1997，研究区长91油层组砂岩属于低孔、低-特低渗储层。

通过孔渗相关性分析，长91储层砂岩孔渗相关性较好，其相关系数为0.74，孔渗正相关关系明显(图5)。孔渗相关性主要受储集岩孔隙结构(几何形状、大小分布，相互之间的连通性等)的影响，从孔渗交会图可以看出，在孔隙度低于10%的区间渗透率随孔隙度增加而上升的趋势很不明显，表明在有效孔隙很低的情况下，孔隙之间细微喉道连通性很差。而在孔隙度达10%以上之后，渗透率可随孔隙度增加而显著上升，表明此时细微喉道对渗滤通道的控制作用减弱，孔隙之间整体连通性变好。姬塬地区西北部长91储层砂岩主要为孔隙型储层，孔隙的发育和连通很大程度上影响储层的渗透能力。

图4 孔隙度及渗透率频率分布

图5 孔渗交会

2 储层控制因素

2.1 沉积环境对储层的影响

沉积环境决定着沉积地层的岩石类型、岩石组构及其空间组合的基本特征，同时也决定了储层的发育和分布规律。鄂尔多斯盆地姬塬西北部从北部到南部的古地势变化具有坡度较小和坡降平缓的特征，发育河控三角洲和湖泊沉积体系。区域上的沉积体系分布长期以来受到这种因继承性升降运动影响而形成的广阔斜坡构造背景控制，发育了大面积的储集砂体[16]。

2.1.1 沉积环境对砂体展布的控制

沉积环境对储层的影响，在空间上主要表现为沉积相对砂体展布上的控制作用。长9时期为三角洲平原亚相沉积，这一时期姬塬西北部河道发育，砂体分布范围广，厚度较大。分流河道是三角洲平原的骨架砂体，由于在横向和垂向剖面上，常与泛滥平原、分流间洼地等微相的泥、粉砂岩和粉砂质泥岩呈岩性、岩相突变关系，使得储层在侧向和垂向上具有一定的封隔性，同时又限制了形成的储层的规模。从储层在研究区平面上的分布上看，长9期姬塬西北部主要为三角洲平原亚相的分流河道沉积，受物源影响，姬塬西北部西部、北部、中南部的砂体厚度最大，最大达到20m以上，且砂体宽度也普遍较大，普遍在6～10km左右，中部河道汇聚处砂体最宽的地方达到30km左右。而在姬塬西北部的东部和中北部砂体厚度相对较薄，砂体宽度也相对较小，在2～4km左右。

2.1.2 沉积环境对储层物性的影响

由于陆源碎屑在经历风化剥蚀，搬运沉积过程中，不同的沉积环境对应沉积介质的水动力差异，在水动力强的区域形成的沉积物在进入埋藏成岩环境前具备较高的结构成熟度和成分成熟度，具备很高的初始孔隙度，为形成优质储层打下良好的基础。通过对不同微相相区钻井资料的孔渗性统计(图6)，可以发现分流河道微相的砂体物性最好，平均孔隙度达10.17%，渗透率达1.18mD，而水动力条件较差的分流间湾及天然堤的区域物性条件相对较差。

图6 不同微相孔隙度和渗透率

2.2 成岩作用的影响

普遍研究认为，成岩作用对碎屑岩储层物性有非常重要的影响[16-20]，沉积环境为砂岩储层发育提供了物质基础，对砂岩原始孔隙的形成具有控制作用，但砂体能否最终成为有效储集体，其经历的成岩作用则是关键，它能对原始孔隙的改造并最终决定现今储层的好坏和储层的分布状况。成岩作用对砂岩储层的影响具有双重性：一方面，可破坏早期的沉积或成岩组构，使早期形成的孔隙遭到破坏或阻止新孔隙的产生；另一方面，形成新的成岩组构和产生新的孔隙。

在铸体薄片、扫描电镜、黏土分析、物性分析等化验分析资料的基础上，研究区长91主要的成岩作用包括：压实-压溶作用、胶结和自生矿物的形成作用、溶蚀作用、交代和重结晶作用。对比结合前人研究，其成岩阶段可划分为早期和晚期两个阶段，成岩演化序列综合表现为：早期压实作用→石英的弱次生加大→绿泥石环边(伊利石环边)形成→石英的强次生加大→浊沸石和方解石胶结物的形成→长石和部分浊沸石的溶蚀→晚期方解石的充填和交代→晚期自生石英的形成[17]。孔隙演化表现为早成岩作用阶段受机械压实及胶结作用影响迅速减少及晚成岩阶段的溶蚀作用使次生孔隙出现，进一步改善了砂岩储集性能。依据研究区长9储层砂岩发育的主要孔隙类型，综合分析比较，影响研究区长9油层组储集性能的成岩作用因素主要为早成岩阶段的机械压实及晚成岩阶段胶结物的形成和溶蚀。

2.2.1 压实作用是导致孔隙度减少的主要因素

沉积物在埋藏过程中，由于上覆沉积物不断堆积，地层静负荷压力增大，沉积物颗粒发生重新排列，排除粒间水，致使密度增加，孔隙度减少的成岩作用，即为(机械)压实作用。其结果是直接导致原始孔隙度的减少，受沉积环境水动力条件的影响，研究区长9储集层砂岩原始孔隙度达30.7%以上。从镜下薄片可以看出，剩余粒间孔边界清晰，普遍呈三角形，四边形或多边形形态，颗粒间多呈点-线接触，少见缝合线接触(图3中a～c图)，可以判断颗粒之间没有受到强烈的压实。剩余粒间孔的面孔率占据整个面孔率的95%以上，可以计算得出剩余粒间孔隙度约为12.45%，因压实作用导致的孔隙率损失达18.25%。

2.2.2 胶结作用降低储层孔渗性，绿泥石环边保存了原生粒间孔

胶结物的发育对储层的影响是多方面的，首先，胶结物的形成会占据储集层砂岩储集空间，破坏储集层孔渗性。而不同类型期次的胶结物之间的先后关系也会对储集层孔隙结构产生影响。通过镜下薄片，扫描电镜观察，研究区可见的胶结物类型有，硅质胶结(图3中g图)，浊沸石胶结(图3中f图)，黏土矿物胶结及碳酸盐胶结(图3中h,i图)。其中硅质胶结主要是早期石英次生加大，镜下可观察到石英次生加大使得石英颗粒之间呈缝合线接触(图3中a,d图)，降低了储层孔渗性。通过扫描电镜观察，研究区可以见浊沸石胶结的发育(图3中f图)，这类胶结由于受到强烈的溶蚀，对于改善储集层孔渗性有一定的积极作用。碳酸盐胶结物在研究区长9砂岩也普遍存在，早期的碳酸盐胶结虽然在一定程度上抑制了压实作用，但后期这类胶结直接在孔隙形成致密层并堵塞孔隙通道，是储层孔渗性衰减的重要因素[16,18]。研究区可见的主要黏土矿物胶结类型为绿泥石环边胶结，其表现形态多以孔隙衬垫式包裹在颗粒外部(图3中a～d图)。由于这类胶结一方面对保护剩余原生孔隙有一定积极作用，另外也阻隔了颗粒和孔隙流体的接触，从而对后期如石英次生加大及其它一些类型的胶结物形成具一定的抑制作用[21-22]，因而对储层储集性能的影响表现为建设性的作用。

按照王霞等提出的孔隙演化半定量计算方法[23]，通过镜下薄片的统计，计算得出经胶结作用后砂岩的剩余孔隙度为8.29%，由胶结作用造成的孔隙度损失为2.41%。

2.2.3 长石和浊沸石溶蚀改善了储集层储集性能

对于储层来说，孔隙流体与岩石颗粒及胶结物之间的溶蚀作用是次生孔隙发育的关键因素，被溶蚀的主要是长石、岩屑及胶结物等不稳定成分。研究区长91砂岩可见粒间及粒内溶孔，其中粒内溶孔比较发育(图3中b,e图)，长石岩屑的溶蚀及浊沸石胶结物的溶蚀作用的贡献最大。长石颗粒及浊沸石胶结的解理面溶蚀形成粒内溶孔，增加储集空间，碳酸盐胶结物等的溶蚀则可以扩大颗粒之间孔喉半径，改善储层渗滤性。从面孔率上看，长石溶孔和浊沸石溶孔的面孔率分别占据1.5%和0.35%，计算得出溶蚀作用产生的次生孔隙度为1.66%，可明显改善储层砂岩孔渗性。

3 储层评价

按照沉积特征，填隙物含量，物性特征及孔隙类型的不同，将研究区长91储集层按照以下分类标准划分为5个类别的储层。

Ⅰ类储层：此类储层孔隙度、渗透率高，孔隙度一般在12%以上，渗透率大于1mD原生粒间孔发育，主要的沉积微相为分流河道，砂体厚度一般大于12m。此类储层是姬塬西北部内优质储层，是主要评价目标，在长9油层组中分布较多。

Ⅱ类储层：孔隙度一般在10%～12%，渗透率在1.0～0.5mD，以原生粒间孔、次生溶孔为主，主要的沉积微相为分流河道，砂体厚度一般5～12m。Ⅱ类储层是姬塬西北部内相对优质储层。

Ⅲ类储层：此类储层为中等储层，孔隙度一般介于8%～10%，渗透率介于0.3～0.5mD的沉积微相为分流河道边部、天然堤，砂体厚度一般5～10m，此类储层为较好储层。

Ⅳ类储层：此类储层为一般储层，孔隙度一般6%～8%，渗透率介于0.3～0.1mD的沉积微相为分流河道边部、天然提，砂体厚度累积一般小于5m，此类储层是一般储层。

Ⅴ类储层：此类储层为差储层，孔隙度一般小于6%，渗透率介于小于0.1mD的沉积微相为分流间湾，此类储层是差储层。

在储层分类的基础上，研究各类储层的分布位置和范围，是研究油层发育情况、评价目标优选和钻井部署的基础。各类储层的分布主要受沉积微相的控制。

表3 姬塬西北部长91油层组储层分类评价标准

按照研究区长91油层组储层物性分布(图7)，储层发育的最有利区域主要是I、Ⅱ类储层，基本上沿分流河道的中心位置分布，一般位于主河道活动区，单个砂体厚度大、物性好，孔隙度大于10%、渗透率大于0.5mD。在研究区内主要分布于摆宴井附近的盐11井一带、西北部的冯记沟-古峰庄一带及红井子一带。较有利评价区主要是Ⅲ，Ⅳ类储层，分布于大水坑附近盐64井，盐41井一带，其次在红柳沟，冯池坑等区域也有分布。

图7 沉积微相分布与有利评价区

4 结论

1) 姬塬西北部地区长91油层组储集层砂岩以中-细粒岩屑长石砂岩为主，颗粒较粗，分选为好-中等，具矿物成熟度低、结构成熟度中等-高。主要孔隙类型为剩余原生粒间孔，粒间及粒内溶孔以及黏土矿物微孔。物性特征表现为低孔、低-特低渗储层。

2) 储层发育主要受沉积环境和成岩作用影响，分流河道是储层发育的有利区域，物性最好。压实作用、胶结作用和溶蚀作用是影响储层的主要成岩作用。压实作用是导致孔隙度减小的主要因素，绿泥石环边胶结对剩余粒间孔的保护有一定积极作用，石英次生加大及碳酸盐胶结物降低了储层的孔渗性。由长石及浊沸石溶蚀产生的粒间及粒内溶孔改善了储层的储集性能。

3) 按照沉积特征，填隙物含量，物性特征及孔隙类型等要素将储层划分为五类，主要有利评价区为Ⅰ类和Ⅱ类储层，分布于分流河道中心位置一带，较有利评价区为Ⅲ，Ⅳ类储层，主要分布于分流河道边部位置，其次为Ⅴ类储层，主要分布于分流间湾的沉积环境。

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