鄂尔多斯盆地陇东地区西233区长7致密油藏储层特征

曾 明，王绍平，朱 敏，李 翔

(1.中国石油长庆油田分公司第二采油厂 甘肃庆阳 745000；2.中国石油华北油田分公司地球物理勘探研究院)



鄂尔多斯盆地陇东地区西233区长7致密油藏储层特征

曾 明1，王绍平1，朱 敏2，李 翔2

(1.中国石油长庆油田分公司第二采油厂 甘肃庆阳 745000；2.中国石油华北油田分公司地球物理勘探研究院)

随着鄂尔多斯盆地延长组油藏开发的不断深入，前期因储层致密，物性较差，未能投入开发的长7致密油藏已成为勘探开发新的突破点，因此，弄清研究区的储层特征及其控制因素具有重大意义。分析表明，西233井区长7为半深湖-深湖沉积环境，主要发育三角洲前缘滑塌所形成的浊积岩储集体。储层岩性主要为细粒岩屑长石砂岩和长石岩屑砂岩，储层孔隙类型以长石溶孔为主，残余粒间孔次之，储层平均孔隙度10.5%，平均渗透率0.24×10-3μm2，为典型低孔、低渗-特低渗储层。依据储层分类标准，研究区长7储层主要为Ⅲ类储层。

鄂尔多斯盆地；沉积相；孔隙类型；孔喉结构；成岩作用；长7油层组

1 研究区概况

截至2014年底，鄂尔多斯盆地中生界石油资源量已达85.88×108t，其中探明储量24.04×108t，剩余未探明资源量为61.85×108t。剩余资源量中以三叠系长6和长8为代表的超低渗透致密油层占41.2%，主要分布于姬塬、陇东及陕北等勘探开发的主力区带，资源动用难度较大[1]。

随着勘探开发的不断深入，超低渗致密储层在勘探、评价及开发中所占的比例将不断增大，成为增储上产的主力层系。盆地内主要含油层系长8、长6、长4+5、长3、长2及侏罗系油藏都已不同程度动用，而长7油藏由于储层致密，物性较差，基本未能投入开发，长7致密油藏储层的研究对于油田的开发方向具有重要意义[2-4]。

鄂尔多斯盆地是一个整体沉降、坳陷迁移的大型多旋回克拉通盆地。盆地晚三叠世沉积发育史的研究表明，湖盆从形成、发展、全盛到萎缩，构建了多套生、储、盖组合，形成了油气成藏的基本地质条件[5]。在沉积演化的过程中，长7期是湖盆最大的扩张期，湖水深、水域广，沉积了一套以油页岩为特征的厚度近100 m的生油岩系，奠定了中生代陆相生油的基础[6]。

陇东地区处于伊陕斜坡西南部，西部为天环坳陷[7]。整体表现为东高西低的面貌，但西部边缘处于天环坳陷的西翼，为东倾单斜。西233区构造比较简单，整体呈向西倾斜的平缓单斜构造，坡度较缓，地层倾角为0.5°，局部发育微弱鼻状构造，鼻轴长50～60 km，宽5～6 km。

鄂尔多斯盆地中生界上三叠统延长组是一套以大型内陆盆地为背景、以河流和湖泊相为主的陆源碎屑沉积，底部与中三叠统纸坊组呈假整合接触，顶部受到不同程度的剥蚀，与侏罗系延安组或富县组呈假整合接触[8]。厚度一般为400～1 400 m，总体上呈现南厚北薄的特点。

纵向上长7被划分为3个油层组，分别为长71、长72、长73，其中长72为该区主力含油层系，也是长7水平井体积压裂试验的目的层位。

2 储层特征

2.1 储层砂体沉积特征

2.1.1 沉积相标志

沉积构造直接反映沉积时的水动力条件，是沉积环境的重要标志之一[9]。

岩石相标志：西233区岩心观察显示，长7泥岩颜色主要为黑色，泥质很纯；砂岩颜色也以灰色色调为主；普遍含有鱼化石，生物活动遗迹发育，反映了长7深湖相的特征。岩心见到多种沉积构造，以块状为主，多见变形层理，平行层理、水平层理和沙纹层理，同时发育丰富的槽模、沟模、印模等底层面构造和重荷模及伴生的泥岩火焰构造、砂枕构造、包卷层理、滑塌变形等同生变形构造。

粒度特征分析：对研究区80余件岩石薄片砂岩粒度分析结果表明，研究区砂岩碎屑颗粒粒度以细粒为主，为0.05～0.3 mm。砂岩分选中等-较好。粒度概率曲线表现为两段式或三段式，主要由跳跃总体组成，占60%～85%,斜率为40°～70°，悬浮总体占15%～40%，斜率0°～5°，总体不发育。C-M在图上表现为平行于C=M基线的直线段(图1)，为浊流沉积特征[10]。

测井相分析：测井响应曲线特征包括曲线的异常幅度、光滑程度、齿中线的收敛情况、曲线形态和顶底接触关系等，它们分别从不同方面反映地层的岩性、粒度、泥质含量和垂向变化等特征(图2)[11]。

图1 陇东地区延长组长7浊积岩C-M图

图2 长7各种沉积相的测井响应及自然电位、伽马曲线形态组合特征

2.1.2 沉积相划分

陇东地区长7以三角洲和湖相沉积为主，在深湖地带常有浊流沉积[12]。根据岩石类型、沉积结构、构造、古生物、沉积旋回、岩电组合、野外露头、测井资料及地震分析等多种手段，识别出陇东地区延长组长7主要由湖泊沉积体系和三角洲沉积体系组成，并进一步分为4种亚相，9种微相。西233井区长7为半深湖-深湖沉积环境，主要发育三角洲前缘滑塌所形成的浊积岩储集体(表1)。

表1 陇东地区长7油层组沉积相分类

2.1.3 沉积相演化及平面展布

在相标志与相分析基础上，进行单井沉积相剖面解释，建立区域典型沉积相剖面；研究区长7期为半深湖-深湖沉积，储层砂体主要为水下浊积砂体。长71沉积规模最大、砂体较厚，纵向上砂体互相叠置，形成一定规模、砂体连片性好；长72期砂体较发育，沉积规模相对较小；长73期砂体不发育。

长7期伴随着盆地基底的强烈下陷，水体急剧加深，湖盆发育达到鼎盛期。长73沉积时期，湖盆面积最大，半深湖-深湖中心位于马家滩、姬塬、乔川、华池、塔儿湾、黄陵一带，呈北西-南东向不对称展布，三角洲平原和三角洲前缘砂体发育，而半深湖-深湖相浊积砂体不发育，在平面上零星分布。

长72沉积时期，西南部及西北部沉积作用逐渐增强，半深湖-深湖沉积面积较长73明显减少，半深湖-深湖中心位于姬塬、乔川、华池、塔儿湾、黄陵一带，三角洲分流河道砂体发育较长73发育，半深湖-深湖沉积浊积砂体发育，主要分布在贺旗、庆成、合水、正宁一带。

长71沉积时期，湖盆面积继续缩小，半深湖-深湖中心位置缩小至乔川、华池、塔儿湾、宜君一带，呈北西-南东向的狭窄区域。长71期三角洲砂体发育，半深湖-深湖浊积砂体最为发育，分布面积大，平行于湖岸线展布，长71浊积砂体也是长7油藏的主力储层，目前已发现的长7油藏主要分布在长71浊积砂体储层中。

2.1.4 砂体展布

陇东地区长71西部主要发育5条主砂带，宽5～10 km，主要呈南西-北东向条带状展布；研究区南部主要发育5条主砂带，主要呈南北向条带状展布，宽6～10 km；研究区中部河道交汇处，砂带宽窄不一，最宽处可达15 km。河道砂体厚度主要为6～16 m，砂体高值带总体厚度在15 m以上。西233井区长7浊积水道砂为该区骨架砂体，呈朵状、团块状分布，厚度较大。长72砂层主要分布在旋回中上部，砂体平均厚度为16.7 m，其中的西233井长72砂体厚度达25.7 m，为长7多旋回叠加发育区。

2.2 岩石学特征

陇东地区长7储层以细粒岩屑长石砂岩和长石岩屑砂岩为主，石英平均含量为41.4%，长石为19.0%，岩屑为18.6%，总体上具有高石英、低长石的特点。西233井区长7石英含量相对陇东平均含量较高，岩屑含量相对较低，反映为研究区西南物源沉积特征。与西峰长8相比，陇东长7石英含量高、沉积岩屑高，但岩屑含量低，反映盆地西南地区长8、长7期虽物源方向大致相同，但剥蚀层系、具体方向有所不同(表2)。

长71填隙物含量见表3。总之长7储层颗粒分选中等，磨圆度为次棱角状，支撑类型为颗粒支撑，接触方式主表要为线状接触。胶结类型以孔隙式胶结为主，加大-孔隙式次之，局部发育薄膜-孔隙式胶结，常见长石、石英次生加大。西233井区长7主要填隙物类型与陇东地区一致，但填隙物总量低，几乎为陇东平均含量一半，表明西233地区水动力较强，细粒沉积物难以沉积，胶结作用不充分。西峰长8与陇东长7相比，长8储层高岭石、绿泥石含量明显高于长7，但水云母含量明显低于长7，且没有铁白云石沉淀。这是由于不同物源的沉积物，其岩矿成分存在较大差异。西峰长8长石含量高，长石溶蚀后产生的高岭石含量也较高，同时产生的硅质沉淀物也较高。长8火成岩屑含量明显高于长7，为绿泥石形成提供了充足的铁质组分，所以长8绿泥石含量较高。长8沉积岩岩屑尤其是白云石含量很低，故西峰长8铁白云石难以形成。

表2 陇东地区长7储层岩石矿物含量

3 储层孔隙类型与孔隙结构

3.1 孔隙类型

通过薄片资料分析，陇东地区长7储层以长石溶孔为主，残余粒间孔次之，长石溶孔平均1.3%，占总孔隙的59.1%，残余粒间孔平均为0.6%，占总孔隙的27.3%，总孔率较低，平均为2.2%(表4)。西233井区长7溶孔更为发育，达到了2.5%，说明该区溶蚀作用更为强烈。在粒间孔基本相同的情况下，只有发育微裂缝等其它流体流动通道的情况下，才能使干酪根演化形成的羧酸大量到达该区，发生强烈的溶蚀作用，同时带走较多的溶蚀作用产生的硅质等残余物，形成大量溶蚀孔隙。

3.2 孔喉结构

显微镜观察砂岩喉道多为片状、弯片状与缩颈喉道及少量的管束状喉道。压汞资料分析，陇东地区长7储层具有排驱压力高，喉道中值半径小，孔喉分选较好的特点(表5)。储层排驱压力平均2.28 MPa，中值压力平均7.72MPa，喉道分选系数平均1.37，变异系数平均0.11，最大进汞饱和度平均74.18%，退汞效率27.00%。西233井区长7排驱压力、中值压力低于陇东平均值，孔喉半径比长7平均值大，但陇东长7孔隙结构整体较西峰长8差。

表3 陇东地区长7储层填隙物含量 %

区块层位高岭石水云母绿泥石方解石铁方解石硅质铁白云石其他合计样品数陇东长70．19．50．30．21．01．32．10．615．2662西233区长706．5000．31．51．308．33西峰长810．91．43．60．90．81．900．49．9147

表4 陇东地区长7孔隙类型统计 %

区块层位粒间孔长石溶孔岩屑溶孔晶间孔面孔率样品数陇东长70．61．30．202．2662西233区长70．62．50．303．43西峰长812．81．10．20．34．4147

表5 陇东地区长7储层孔隙结构参数

3.3 储层物性特征

陇东地区长7物性较差，平均孔隙度10.1%，平均渗透率0.18×10-3μm2。渗透率大于0.3×10-3μm2占总样品数的15.5%，孔渗条件差于长6、长8储层。西233井区长72平均孔隙度10.5%，平均渗透率0.24×10-3μm2，为低渗-特低渗储层。

4 储层成岩作用

据大量的岩石薄片镜下观测、电镜扫描分析、X衍射测试及阴极发光样品研究，认为研究区长7砂岩储层成岩作用复杂，成岩现象丰富，常见的成岩作用有：压实、水云母胶结、碳酸盐胶结、硅质胶结和长石溶蚀作用。

延长组储集砂岩孔隙减少、渗透率降低的主要成岩作用有压实作用、水云母胶结作用、碳酸盐胶结作用、硅质胶结作用。

4.1 压实作用

陇东地区长7岩性总体偏细、且塑性岩屑含量偏高，在成岩过程中，碎屑的定向排列，岩屑的压实变形现象非常普遍，并有压溶现象，压实作用减少孔隙度达18.1%。

4.2 胶结作用

胶结作用是除压实作用外影响储集层性能的另一重要因素。通过大量岩石薄片观察表明，研究区储集层中自生绿泥石常沿颗粒表面垂直生长形成颗粒包壳；含铁方解石常呈连晶状充填孔隙并交代碎屑；铁白云石则常沿白云岩屑边缘生长或充填孔隙、交代碎屑；硅质以长石、石英加大边为主，部分沿孔隙壁呈自形石英、长石微晶状生长；高岭石以集合体状充填孔隙、交代长石，常具晶间孔；水云母则常呈“网状”充填孔隙[13]。

4.3 溶蚀作用

研究区对砂岩储集性能有利的成岩作用主要为长石溶蚀作用。溶蚀作用在储集砂岩成岩过程中比较普遍。由于储集砂岩中长石的溶蚀，不仅使储集砂岩增加了孔隙，而且有效改善了孔隙的连通性，使砂岩的储集、渗流性能得到了较好的改善，在区域低渗透背景下形成了局部的相对高渗透性砂体，成为好的储集层[14]。

4.4 构造破碎作用

长7储层物性较差，但构造作用导致的裂缝发育。裂缝的存在可以提高储层的渗透率和孔隙度，也可以增强储层渗透率的非均质性，尤其对超低渗储层内的流体流动影响更大。裂缝本身虽然不一定含大量油气，但裂缝的存在可以提高基质的渗透率，有利于提高油气产量。裂缝按照其成因可以分为构造裂缝和非构造裂缝。构造裂缝是在构造应力作用下产生的破裂，是地应力状态达到破裂条件时形成的永久变形，一般为构造活动期的产物，是储层裂缝中最重要的类型。非构造裂缝是沉积物在成岩过程中，或在成岩后受风化作用形成的裂缝，在岩心观察中，常见到泥岩段发育一些水平顺层裂缝，铸体薄片镜下观察发现长石和石英等刚性颗粒发生破裂所形成的微裂缝[15]。

5 结论

(1)依据长庆油田勘探开发研究院储层延长组储层分类标准，陇东长7储层主要为Ⅲ类、Ⅳ类储层，局部发育Ⅱ类储层，西233井区长7储层为Ⅲ类储层。

(2)西233井区长7主要为湖泊沉积体系，半深湖-深湖亚相沉积背景下的砂质碎屑流、浊积砂岩为主要储集砂体。长73沉积期鄂尔多斯盆地湖盆处于最大扩张期，半深湖-深湖相沉积面积最大。长72期盆地湖水面积减少，湖侵作用逐渐减弱。长71期盆地内湖水面积明显减少，湖盆进一步收缩。长71浊积砂体和前缘相砂体较长72、长73发育。

(3)西233长7砂体平面分布规律受控于沉积相带的横向展布，主要发育透镜体，在平面上形成一定规模的储集体，且储层非均质性强。该区砂体主体带孔隙度主要为8%～10%，渗透率主要为(0.1～0.2)×10-3μm2，局部区域发育高孔、高渗带。纵向上粒度韵律受沉积环境和沉积作用的控制。

(4)西233长7砂岩孔喉结构为中孔-微细喉，主要储集空间为原生粒间孔，微细喉道造成储层致密，渗透性差。该区以粒间溶孔为主(51.61%)，依含量高低依次为粒内溶孔、微溶孔、残余粒间孔及微裂缝。面孔率平均0.66%。

(5)强烈的压实和压溶作用、胶结作用导致研究区储层物性变差，长石的溶蚀产生的粒间溶孔改善了储层的储集性能。构造缝与成岩缝的发育，一定程度上提高了储层的渗透率和孔隙度，也可以增强储层渗透率的非均质性。依据储层分类标准，西233井区长7储层为Ⅲ类储层。

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编辑：赵川喜

1673-8217(2016)06-0021-05

2016-07-12

曾明，工程师，1981年生，2004年毕业于西南石油学院石油工程专业，现从事油田开发研究工作。

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