① 镇泾地区红河101井区长8段储层特征研究

王林琪

(成都理工大学1.能源学院，2.“油气藏地质及开发工程”国家重点实验室，四川成都610059)



①镇泾地区红河101井区长8段储层特征研究

王林琪1，2

(成都理工大学1.能源学院，2.“油气藏地质及开发工程”国家重点实验室，四川成都610059)

摘要：鄂尔多斯盆地镇泾地区红101井区的延长组长8油层组是该区域的主力油层之一，其主要岩性为灰色岩屑长石砂岩，还有浅灰色色长石岩屑砂岩.通过一系列实验数据分析，喉道类型以弯片状、片状以及缩颈型为主，整体储集体的空间类型主要是次生溶蚀粒间孔，孔喉结构共发育以中排驱压力-较细喉道型为主，从理论上可定义为具有代表性的特低孔特低渗储层.该地区长8油层组砂岩储层特征先期受到沉积作用影响，之后是受到成岩作用的主要影响.

关键词：沉积相；控制因素；储层特征；长8油层组；镇泾油田

0前言

鄂尔多斯盆地镇泾地区位于甘肃省镇原-泾川县境内，该区域面积约2515.6km2，此构造从宏观看处于鄂尔多斯盆地天环坳陷南部(图1)，区内属黄土源复杂地形区，海拔1100-1480m.该区延长组整体呈东南高、西北低的单斜构造形态，构造整体变化程度不大，单斜东南部发育鼻状构造地层.在这种极为平缓的构造背景上分布着两个不同方向的小幅度褶皱，主要的褶皱为北东向，而北西向的褶皱为后期叠加所形成的，因此其具较好的勘探潜力.

图1　镇泾地区位置图

随着镇泾油田勘探开发工作的全面铺开，镇泾油田红河101井区也出现大量问题亟待解决，为了更加深入的明确有利储层的控制因素，本人收集了镇泾地区红河101井区以及周边相关各井区的各项资料，通过对测井资料分析、铸体薄片资料以及根据砂地比的差异，进一步结合地震属性，着重从沉积微相类型以及成岩作用的角度对该区长8储层进行研究，对镇泾地区红河101井区长8油层组的储层特征及其控制因素进行研究，也为该区延长组特低孔渗储层的油气勘探提供更好的依据.

1储层岩石学特征

鄂尔多斯盆地镇泾地区红河101井区延长组中的长8油层组砂岩主要为灰色、灰绿色岩屑长石砂岩和长石岩屑砂岩，以及局部发育有少量的长石砂岩和岩屑砂岩(图2)，粒度总体偏粗,其次为细砂岩.[1]该油层组碎屑组分主要为岩屑、长石和石英，还见有为数不多的云母，而石英主要为单晶石英，含量在9%～68%之间；长石含量为8%～74%，其中以斜长石为主；岩屑组分较为复杂，含量在7%～51%之间，其中所占比例最高的火成岩，含量第二高的为变质岩，沉积岩是这第三种岩石中含量最少.

图2　镇泾地区长8储层岩石成分三角图

2储集空间及孔喉特征

2.1主要储集空间类型及特征

镇泾地区红河101井区长8油层组砂岩的孔隙类型可按成因分为原生和次生2种，而次生孔隙为该油层组主要储集空间，在次生孔隙中溶蚀粒间孔为绝大多数，自生矿物晶间孔、溶蚀粒内孔(图3)以及微裂缝零星分布其中，原生孔隙发育最为丰富的是残余的原生粒间孔，含量稍微较低的为发育于填隙物内部的微孔 (表2-1).

图3　长石粒内溶孔

从垂直方向上来看，镇泾地区其他区域的长8油层组所处地层的埋深基本都小于1600m，因此这些层段的孔隙类型通常属于残余原生粒间孔.而本次研究的红河101井区长8油层组，该层段的埋深基本都超过了1600m，所以孔隙类型主要就为次生溶蚀粒间孔和粒内孔，与此同时残余原生粒间孔也少量产生.之后又因为一些外力作用，致使少量的微裂缝发育于其间.在水下分流河道砂体中，溶蚀粒间孔和残余原生粒间孔会经常被发现于孔隙衬里的绿泥石胶结物中，这与砂岩岩性关系不明显.[5]溶蚀粒间孔形态多数不完整，在受到侵蚀后边缘被溶蚀形成了港湾状，孔隙半径一般在0.07～2.08mm之间.该类孔隙可被定义为特大溶蚀粒间孔，其具有很好的连通性，且通常被微裂缝连通，所以被认为是该区油气富集的主要孔隙类型(图4、图5).[2]

长8段 2141.82m

溶蚀粒内孔主要沿着矿物岩屑斑晶、解理缝、双晶和与基质的接触面发育，同时伴随着溶解作用不断的增强，粒内溶孔的直径也会逐渐扩大.当整个岩石颗粒全部被溶解后，基于各种条件致使原晶形状是，则会发育成铸膜孔(图6).

图6　铸模孔

红河101井区长8油层组溶蚀粒内孔多发育于长石岩屑颗粒中，通常情况下溶蚀粒间孔还会出现在颗粒的边缘，可是分布很不均匀，这些孔隙半径一般为0.03～0.15mm.在自生矿物中通常发育晶间孔，较为普遍的是自生高岭石晶间孔(图7)以及自生绿泥石晶间孔，直径一般为1.3～4.8μm，并具有一定的连通性.

图7　颗粒蚀变形成高岭石晶间孔

微裂缝按照成因可分为构造微裂缝、粒内微裂缝、粒缘微裂缝及岩石组分收缩缝4种类型.[3]构造微裂缝几乎是唯一发育的微裂缝，其已经占到了总数的98%，且缝内没有其他的杂质充填，有少数缝隙内充填有沥青质和自生高岭石.这些微裂缝常切穿碎屑颗粒和填隙物，将其他不同类型的孔隙都联通起来.[3]这样形成了网状互通的渗流通道，致使该区长8油层组砂岩储层的渗透率也大幅增加了.

表2-1　镇泾油田红河101井区长8储层孔隙类型

2.2主要储集空间结构及孔喉特征

镇泾地区红河101井区长8油层组砂岩面孔率平均为8.43%，孔隙半径平均为33.47μm.从岩石铸模薄片上可观察到，该套地层中喉道类型主要为片状、缩颈型和弯片状，整体喉道半径平均为0.25μm.在经过统计计算以后发现，孔喉配位数总体都偏低，主要为2～3，孔喉比平均为2.97.根据孔喉分类标准来判断，该井区长8油层组沉积体为中孔微细喉型，整体均质系数较小,喉道相当分散,微观非均质性强,经分析红河101井区以中排驱压力-较细喉道型为主(图8).[4]

图8　镇泾地区红河101井区长8油层组砂岩毛管压力曲线特征和孔

3储层物性特征

根据对该井区已知的岩心及物性资料进行统计，得出长8储层孔隙度平均为6.51%；渗透率平均为0.12mD.从物性统计结果(表3-1)可以看出，孔隙度处于4%～8%的区域占51.3%，渗透率小于0.1mD的区域占52.2%.按照碎屑岩储层物性划分标准，研究区长8储层为特别经典的特低孔隙度、低渗透率型致密储层.[5]

表3-1　镇泾地区红河101井区长8储层物性统计表

通过孔-渗关系交会图分析(图9)，红河101井区长8储层的孔隙度和渗透率呈明显的线性关系，相关系数为0.8281.而通过其他相关资料分析发现，该区域中微裂缝并不发育，为典型的基质型储层.当其孔隙度大于8%时，渗透率会随孔隙度的增大而迅速提高.说明此套储层具有较好的渗流能力，应为研究区的优质储层.[6]

图9镇泾地区红河101井区长8储层孔隙度一渗透率交会图

4储层物性影响因素分析

4.1沉积微相对物性的影响

研究区位于鄂尔多斯盆地天环坳陷的南部，在晚三叠世由于受印支运动的影响，在华北地台上形成的大型淡水湖盆中堆积的陆源碎屑岩系.从沉积特征上分析，其记录了这个大型淡水湖盆由诞生、发育到衰亡的过程.湖盆发育到延长组第三段初期即长7期达到鼎盛，湖侵范围可到达盆地北部横山～乌审旗一线，之后，随着河流的不断注入充填，湖盆走向萎缩，形成了一套厚层河流-湖泊沉积体系，因此有较大水域面积出现.当时盆地的沉降与沉积中心偏南部及西南部，沉积总体显示为SW厚NE薄的态势.[7-8]

沉积微相可以算是沉积体系中最为基本的构成元素,从大家对其的认识来说，主要反映出在类似的沉积环境中而形成的沉积单元.不同的层位的沉积特征可以通过不同的地球物理数据中反映出来.因为处于不同沉积环境、水动力条件和岩石颗粒大小条件下的地球物理数据有各自独特的表现形式：

4.1.1水下分流河道

从结构上分析可发现，水下分流河道的砂体底部与下伏的粒度较细的沉积物通常以突变接触的方式更替，而粒度逐渐变小的正韵律沉积序列发育于顶部，其上覆沉积微相的主要为水下天然堤.鄂尔多斯盆地镇泾地区的水下分流河道微相中通常发育平行层理(图10)、板状交错层理(图11)、槽状交错层理、变形层理等滞留沉积，同时伴有滑塌构造及生物遗迹构造等，测井数据垂向系列向上变细在曲线反映出典型的钟形，GR测井曲线低幅，其值一般小于75API.

图10 细砂岩中的平行层理深度：2134.6-2134.7m

图11 细砂岩中发育交错层理深度：2142.6-2142.7m

4.1.2河口坝

在红河101井区及周边可见构造有沙纹交错层理(图12)及少量滑塌变形层理，其中多数有黑色炭质纹层表现，因为随着三角洲进积作用的加强，沉积速率增大和堆积坡度猛增，导致滑塌作用更加显著.后期发育的水下分流河道常因为截切超覆于之前形成的河口砂坝之上.红河101井区长8段砂岩储层中，河口坝几乎没有良好发育成形.测井相特征在GR曲线、电阻率曲线和SP曲线上表现的很明显,呈中高幅的漏斗状.[9-12]

图12　沙纹层理粉砂岩

4.1.3水下天然堤

洪水期水位急剧上升，洪水从水下分流河道的决口处溢出，使得泥砂在河道两侧堆积形成水下天然堤.岩性主要为粉砂质泥岩、细粒粉砂岩和暗色泥岩，大多夹有灰色泥质条带,底部与水下分流河道砂体以渐变的形式接触，大致具有逐渐向上变细的正粒序， 这些现象都表明其沉积时水动力能量相对较弱.厚度较薄，一般为0.2～2m.在红河101井区剖面结构上,水下天然堤大多位于水下分流河道的顶部,同时还与分流河道相伴生，但因为基准面的下降,水下天然堤遭到侵蚀的可能性增大，所以很难发现水下天然堤的存在.通常情况下，水下天然堤发育于水下分流河道上部，GR值的幅度偏高，介于80～95 API，其形态主要表现为微齿，少数呈圆滑的曲线.

4.1.4水下决口扇

在红河101井区垂向剖面上,岩相主要为具有变形层理的粉-细砂岩相，水下决口扇常发育在水下分流间湾沉积的泥岩间，水下决口扇与水下分流间湾微相通常为相辅相成的两个主体，且其底部与分流间湾也存在突变的接触关系.而发育沙纹层理的粉砂岩相也占相当大的比例，但其粒度较水下天然堤更粗.[13-15]根据自然伽玛测井曲线表现出的形态可看出，水下决口扇有很高GR背景，且呈现出低幅指形-低幅漏斗形，也有明显的齿化现象，所以GR值变化幅度较大,总体值介于70～100 API.

4.1.5分流间湾

因为分流间湾的可容空间较大，而水动力较弱，所以分流间湾是主要在垂向上进行加积的水平层理(图13)，另外包络线也几乎是平直的.通过对红河101井区测井曲线的观察可得出，自然电位曲线的幅度相对较低且平直,但其中也夹杂微幅值负异常.除此之外，视电阻率曲线也表现出低阻，GR值较大,基本都超过90 API，最大可达120 API.

图13　灰黑色泥岩中发育水平层理

通过上述对鄂尔多斯盆地整套长8段砂岩储层辫状河三角洲沉积特征以及层序演化的分析可发现，在长8段油层组沉积时，整个湖盆从剧烈迅速下降的沉积阶段向微弱迟缓下沉的沉积阶段进行过度.辫状河三角洲前缘沉积微相的分布明显受控于湖盆层序的演化.因为河道经过多次迁移，使得水下分流河道在横向上产生了多期次的叠加，而同样让沉积微相纵向上有相当明显的组合特征.红河101井区主要表现为水下分流河道、分支间湾以及少量心滩沉积(图14).[16]

图14　镇泾地区红河101井区长8沉积相剖面图

4.2成岩作用对物性的影响

研究表明，镇泾地区红河101井区延长组长8储层主要经历了压实-压溶、胶结、溶蚀和交代等作用的改造.按其对储集物性的改善和破坏作用，可将其划分为建设性和破坏性成岩作用两种.其中，建设性成岩作用总体上可分为溶解作用和孔隙衬里绿泥石胶结作用两种，这两者均很发育的长8层段也是油气储集相对有利的地带.而破坏性成岩作用可以归纳为交代作用、孔隙充填自生黏土矿物的析出、晚期亮晶方解石胶结物的沉淀、硅质胶结和机械压实等.[17]

4.2.1压实-压溶作用

红河101井区长8储层所受的压实作用强烈，层内颗粒紧密堆积，呈定向排列；大部分原生粒间孔消失，仅可见零星原生残余粒问孔；长石、石英等非塑形颗粒均会因为受压过猛而发生压裂；黑云母、千枚岩岩屑等塑性颗粒则会发生弯曲、形变；少量泥质塑性颗粒遭受压实，造成假杂基充填粒间孔隙；在压力较高一些层段内可以形成没有空隙、没有明显胶结物的压实致密层.[18]

当颗粒排列已经趋于紧密．就很难再发生机械压实作用，沉积物的进一步压实则要靠压溶作用.该区压溶作用主要表现为：碎屑颗粒主要是呈线接触，而且多数伴有缝合接触或凹凸接触，少量的石英颗粒边缘会发生类似像港湾状的溶蚀，以上情况说明颗粒砂岩骨架颗粒结构已处于相当稳定程度，不易被进一步压实(图15).

图15　强压实、线接触

因为砂岩大多还在压溶阶段之前，所以也没有出现缝合线接触，也不是有凹凸接触.因此，从压实作用的方面来考虑，该区长8储层砂岩的成岩阶段基本不可能会超过晚成岩早期.

4.2.2胶结作用

胶结作用也是造成镇泾地区红河101井区长8储层致密的主要因素之一，该区胶结作用十分发育且类型多样，有以方解石胶结为主的碳酸盐胶结，石英次生加大为主的硅质胶结以及各类黏土矿物的胶结.按照普遍的情况来说，胶结作用应该对储层起到的是消极的作用，再加上自生矿物的大量充填会导致粒间孔隙体积更严重的减少.

4.2.2.1碳酸盐胶结作用

镇泾地区红河101井区长8砂岩中碳酸盐胶结物主要是以方解石和铁方解石的形式存在，在经历多期次的胶结作用影响后，胶结物聚集为大面积胶结状充填于碎屑颗粒间，降低了储层渗透率和孔隙度.通过分析得出，该区域的方解石普遍都含有铁质成分,而且在平面上有着极其广泛的分布，从钻井剖面中经常发现到有方解石胶结产生的钙质高密度层和含有较高钙质的砂岩.

4.2.2.2硅质胶结作用

硅质胶结物在镇泾地区红河101井区长8砂岩中以石英颗粒次生加大边的形式产出，且多为弱加大，加大边厚0.02～0.06 mm，少数达到0.1～0.2 mm(图16).另外在孔隙周边的晶壁或类似长石等颗粒溶孔的中心有少量硅质物质会生长出自形石英，多数表现为孔隙充填状.因为自生石英胶结物将孔隙中的空间填充，导致了沉积砂体的孔隙度的下降十分显著.[19]

图16　石英次生加大后胶结

4.2.2.3主要黏土矿物的胶结作用

高岭石是红河101井区长8砂岩中主要的黏土矿物，其次为绿泥石.还有少量伊利石、伊利石/蒙脱石混层.高岭石胶结物在长8砂岩中非常普遍.在全岩中的平均含量为5.6%.由于长8油层砂岩的颗粒中含有较多的长石成分，因此可以判断出其成分成熟度较低，也使得在酸性环境下溶蚀作用的发生更加频繁，最终结果是生成自生高岭石矿物.

4.2.3溶蚀作用

作为该层段主要的建设性成岩作用，溶蚀作用形成的次生孔隙很大程度的改善了红河101井区长8致密砂岩的储集物性，分布较多的次生孔隙有长石铸模孔和长石粒内溶孔.溶蚀作用对储集砂岩的改造作用主要体现在长石、岩屑等骨架颗粒遭受不同程度的溶蚀，但这部分孔隙多被后来的方解石、白云石所充填(图17).

图17　方解石充填早期形成的粒内孔

4.2.4交代作用

该井区可观察到的交代作用主要为长石、石英和岩屑等碎屑颗粒在弱酸的环境中被碳酸盐矿物沿着矿物颗粒的周围的缝隙以及解理缝交代，同时也有黏土矿物交代长石等现象.在周边井区长8砂岩中可观察到碳酸盐矿物的完全交代现象，例如整颗长石颗粒被方解石彻底交代.[20]经统计分析，在交代作用发育的层段内储集物性较差，平均孔隙度为5.7%.

5结论

5.1鄂尔多斯盆地镇泾地区红河101井区长8油层组砂岩岩石类型主要为岩屑长石细砂岩和长石岩屑细砂岩，填隙物由杂基和胶结物组成，前者主要为泥质，后者主要为钙质和泥质，岩石具有成分成熟度低、结构成熟度较好的特点.该区长8油层组砂岩基本属特低孔特低渗储层，储集空间以溶蚀粒间孔和残余原生粒问孔为主，喉道类型主要为片状、缩颈型和弯片状，属中孔微细喉型，孔喉结构分别为低排驱压力-细喉道型、中排驱压力-较细喉道型、高排驱压力-微细喉道型，其中以中排驱压力-较细喉道型为主.

5.2镇泾地区长8油层组主要为一套辫状河三角洲前缘亚相沉积，其沉积微相可分为水下分流河道、水下天然堤、水下分支间湾、河口坝、水下决口扇5种微相.长8段沉积时整个镇泾地区发育在盆地西南方向的辨状河三角洲前缘上,储集砂体相对较发育,厚度大,是较为优质的储集相带,其中长81-2沉积时的水下分流河道砂在整个工区中的分布面积最广泛，砂体的厚度也相当可观，砂体厚度普遍大于10m，其分布于工区北东方向.红河101井区长8段主要为水下分流河道、水下分支间湾及河口坝，这3种微相.

5.3镇泾地区红河101井区长8油层组主要的成岩作用有压实-压溶作用、胶结作用、溶蚀作用和交代作用，以上的这些因素同样对该区储层物性起十分重要控制作用.强烈的压实作用和碳酸盐胶结作用是致使该区储层变得如此致密的主要原因，而次生孔隙于成岩作用后期所发生溶蚀作用下，其改善了之前致密储层的物性，提高了储集空间容积，是该区重要的建设性成岩作用.[21]

参考文献：

[1]卢德根，刘林玉，刘秀婵，等.鄂尔多斯盆地镇泾区块长81亚段成岩相研究[J].岩性油气藏，2010(1)：82-86.

[2]陈小梅.鄂尔多斯盆地镇泾地区延长组长6、长8油层组储层特征研究[J].石油地质与工程，2007(6)：29-32.

[3]万旸璐，段福海，杨哲.鄂尔多斯盆地镇泾地区长6、长8储层物性对比研究[J].石油地质与工程,2012(2):14-15.

[4]张霞，林春明，陈召佑，等.鄂尔多斯盆地镇泾区块延长组长8油层组砂岩储层特征[J].高校地质学报，2012(2)：328-340.

[5]丁晓琪，张哨楠，谢世文，等.镇泾地区长8段致密低渗透油藏主控因素分析[J].西南石油大学学报:自然科学版，2011(1)：25-30.

[6]杨波，韩鑫，秦亚敏.镇北油田长8沉积微相研究[J].辽宁化工，2013(1)：96-98.

[7]金龙，丁晓琪.鄂尔多斯盆地镇泾油田长8段沉积相研究[J].新疆地质，2009(2)：160-163.

[8]杨友运，张蓬勃，张忠义.鄂尔多斯盆地西峰油田长8油组辫状河三角洲沉积特征与层序演化[J].地质科技情报，2005(1)：45-48.

[9]李功强，赵永刚，陈利雯.镇泾油田长81段储层测井相研究[J].石油地质与工程，2011(5)：41-45.

[10]刘岩.鄂尔多斯盆地南部镇泾油田长8段储层特征研究[D].成都：成都理工大学，2008:42-46.

[11]易超.鄂尔多斯盆地南部镇泾油田长8.1层储层特征研究[D].成都：成都理工大学，2011:23-33.

[12]熊迪，丁晓琪，朱志良，等.镇泾地区长8致密砂岩储层成岩作用研究[J].岩性油气藏，2013(5)：31-36.

[13]于波,崔智林,刘学刚，等.西峰油田长8储层砂岩成岩作用及对孔隙影响[J].吉林大学学报:地球科学版,2008(3)：405-410.

[14]张霞，林春明，陈召佑，等.鄂尔多斯盆地镇泾区块延长组长81储层成岩作用特征及其对储集物性的影响[J].地质科学，2011(2)：530-548.

[15]曲春霞，杨秋莲，刘登辉，等.长庆油田延长组特低渗透储层物性影响因素分析[J].岩性油气藏，2008(2)：43-47.

[16]杨艺，周文，雷涛，等.鄂尔多斯盆地镇泾长8段裂缝特征与分布[J].大庆石油地质与开发,2012(2):43-47.

[17]李南星，刘林玉，郑锐，等.鄂尔多斯盆地镇泾地区超低渗透储层评价[J].岩性油气藏，2011(2)：41-45.

[18]董万平.镇泾油田长8油层组储层特征研究及产能影响因素探讨[D].西安：西北大学，2010:63-67.

[19]冉令波.鄂尔多斯盆地镇泾油田红河105井区长81储层地质建模研究[D].成都：成都理工大学，2011:43-45.

[20]冉令波，丁晓琪，张熙.鄂尔多斯盆地镇泾油田长81小层沉积相类型及沉积演化研究[J].石油天然气学报:江汉石油学院学报,2010(6):341-345.

[21]李功强，赵永刚，温伟.鄂尔多斯盆地镇泾油田长8段储层的判别标准[J].石油地质与工程，2010(5)：16-19.

[责任编辑范藻]

Reservoir Characteristics of Chang-8 Member in Red River 101 Well Area in Zhenjing Oilfield,Ordos Basin

WANG Linqi1,2

(1.Energy Resources College of Chengdu University of Technology,Chengdu Sichuan 610059;2.State Key Laboratory of Oil and Gas Reservoir Geology and Exploitation in Chengdu University of Technology,Chengdu Sichuan 610059,China)

Abstract:The Chang 8 sandstones in Red River 101 well area in Zhenjing area of Ordos Basin,occurring as one of the major reservoirs，mainly consist of gray feldspathic litharenite and lithicarkose.They belong to extra -low porosity and permeability reservoirs,with dissolved intergranular pores as the chief accumulation space，and the reduced-neck,lamellar and curved lamellar pore throat as the main throat type.Based on the pattern of capillary pressure curve,porosity,permeability,displacement pressure and pore throat radius,the Chang 8 sandstones can be classified as different types,in which the medium displacement pressure-smaller throat type are the main reservoirs.There are two main factors affecting the reservoir characteristics of Chang 8 sandstones: sedimentary processes,diagenesis.

Key words:sedimentary facies; controlling factors; reservoir characteristics; Chang 8 sandstones; Zhenjing oilfield

收稿日期：①2015-11-17

作者简介：王林琪(1992—)，男，四川三台人.硕士研究生，主要从事非常规油气地质研究.

中图分类号：TE14

文献标志码：A

文章编号：1674-5248(2016)02-0020-08