鄂尔多斯盆地东部梅塔区长2油层储层特征研究

鲍 鹏.

(延长油田股份有限公司杏子川采油厂，陕西延安 717400)

鄂尔多斯盆地东部梅塔区长2油层储层特征研究

鲍 鹏.

(延长油田股份有限公司杏子川采油厂，陕西延安 717400)

梅塔区长2油层砂体横向变化快、连通性差，造成储层空间展布复杂且非均质性强，储层的储集性能受多种因素影响，开发难度较大。针对这一现状，通过露头、岩心、测井及多种分析测试资料，对该区长2油层组沉积相、储层砂岩的物质成分、物性特征及成岩作用进行研究，详细探讨了影响储层物性的主要因素。研究表明：研究区长2砂岩储层孔隙类型以粒间孔为主，占总孔隙的73.6%；储层孔隙度一般多在10.0%～18.0%，平均孔隙度为13.7%；平均渗透率为2.9 mD。成岩作用对砂岩储层物性的影响既有建设性也有破坏性。压实作用，碳酸盐、黏土矿物的胶结作用是破坏储层孔隙度、降低渗透率的主要因素；溶蚀作用易产生溶蚀孔隙，改善储层的物性。研究成果为该区长2油层的开发提供了充足的理论依据。

梅塔区；长2油层；储层特征；影响因素

研究区位于延安市安塞县坪桥镇境内，处于鄂尔多斯盆地伊陕斜坡一级构造带上。伊陕斜坡主要形成于早白垩世，呈向西倾斜的平缓单斜，倾角仅为1°～0.5°。主力油层为延长组长2油层，油层埋深小于900 m，物性差，平均渗透率低于10mD，属于典型的低渗透岩性—构造油藏。现有的勘探开发资料表明，梅塔区块长2油层砂体横向变化快、连通性差，造成储层空间展布复杂且非均质性强，储层的储集性能主要受沉积相、成岩作用、砂岩物质成分的影响，储层的开发难度较大。本文通过野外露头、岩心、测井及多种分析测试资料，对该区长2油层组沉积相、储层砂岩的物质成分、物性特征及成岩作用进行研究，详细探讨影响储层物性的主要因素，为该区长2油层的开发提供充足的理论依据。

1 地质概况

梅塔区主要开发层位为长2油层，在盆地东部和南部偏北的广大地区发育了以巨厚块状细—中粒长石砂岩为主的河流沉积，具有典型的远源砂质辫状河的沉积特征。根据沉积旋回及标志层，长2油层划分长21、长22、长23三个亚层组，长21可进一步划分为长21-2、长21-1、长21-3三个小层(表1)；下部的长21-3砂岩发育，砂体分布稳定，其上长21-1、长21-2分别为一套较细的泥质岩，由此构成一个完整的下粗上细的正旋回沉积。

长21-3为该区的主力产层，一般厚度为26～30 m，岩性主要为灰白色砂岩夹薄层泥岩，顶部可见灰色泥岩、粉砂质泥岩，测井曲线以钟形和箱形为主。

表1 梅塔区长2油层组小层划分表Table 1 Small layer partition table of Chang-2 reservoir in Meita exploration block

表2 梅塔区块长2辫状河识别特征Table 2 Recognitional features of braided river in Chang-2 member of Yanchang formation, Meita exploration block

2 沉积相及砂体展布

2.1 沉积微相类型及特征

综合以上沉积标志特征，可判断出研究区长21和长22油层组沉积相为砂质辫状河。进一步划为泛滥平原和河道砂坝2类沉积微相(表2)。

研究区长2油层组主要为辫状河沉积体系，具有多河道、低弯度、河床坡降大、宽而浅，侧向迁移迅速、流量变化大，垂向加积快等特点，在河道中常常形成一系列河道砂坝。从垂向上看，砂体由多个旋回反复叠置而成，每个旋回都具有下粗上细的趋势，依次发育粒序层、槽状或板状交错层理、平行层理，以及一些砂纹交错层理。泛滥平原在研究区不发育，仅仅在河道间沉积薄层的深灰色泥岩、粉砂质泥岩，因此砂泥比大。在测井曲线上自然电位曲线呈顶底突变的箱状负异常，在对比剖面上，顺着河道方向、垂直于河道方向砂体连通性均较好，反映了辫状河泛连通的典型特征。

2.2 长21-3沉积微相及砂体展布

研究区主要发育河道砂坝和泛滥平原微相，河道主要分布在坪171—坪14—坪15—坪36—坪100—坪115—坪133一线，河道宽度大，砂地比值高，河道弯曲度不大。该区主力油层沉积相及微相平面展布情况如图1a所示，小层砂体厚度平面展布情况如图1b所示。

该期砂地比值为30%～80%，以30%～60%为主；研究区东北部和西南部砂地比和砂厚值较大，中部的坪8—坪38区值较小。河道砂坝区砂岩厚度为10～22 m，以10～14 m的砂体连通性最好；东北部砂厚由河道边部的10 m向河道中部增大为20 m，局部可达22 m以上。

a.长21-3小层沉积相及微相平面展布 b.长21-3小层砂体厚度平面展布图1 梅塔区块长2沉积微相及砂体厚度Fig.1 Sedimentary microfacies and sand body thickness map in Chang-21-3 member of Yanchang formation, Meita exploration block

3 储层特征分析

3.1 储层岩石学特征

图2 长2砂岩组分三角图Fig.2 Triangular chart of sand component of Chang-2 member of Yanchang formation

究区长21储层以中砂岩为主，其次为细砂岩类。利用岩石薄片资料中碎屑岩骨架组分绘制长21成分三角图(图2)，其中石英包括石英、燧石和硅质岩颗粒，长石包括钾长石和斜长石，岩屑包括喷出岩、隐晶岩、片岩、千枚岩、石英岩和少量的沉积岩。从图中可看出，本区长2段碎屑岩岩石成分比较稳定，石英含量集中在30%～40%、长石含量在40%～60%、岩屑含量在10%左右。以长石砂岩为主，少数岩屑长石砂岩。碎屑颗粒成分成熟度Q/(F+R)为0.38～0.51，为中等成熟度。

该区X-衍射及扫描电镜分析显示，黏土矿物以绿泥石为主，相对含量为61%～78%，其次为伊利石、伊蒙混层及高岭石，从黏土矿物组成来看，储层注水过程中发生酸敏可能性较大(图3)。

3.2 孔隙结构与类型

对研究区储层铸体薄片观察与鉴定、图像分析等的分析研究，本区长2砂岩储层孔隙类型主要有粒间孔、粒内孔、铸模孔、长石溶孔和裂隙孔(图4)。以粒间孔为主，占总孔隙的73.6%；其次为长石溶孔，占总孔隙的9.4%；还有铸模孔和粒内孔，分别占总孔隙类型的8.7%、8.7%。

图3 长2填隙物特征Fig.3 Characteristics of interstitial matter of Chang-2 member of Yanchang formationa.坪141，888.78 m，绿泥石;b.化151，955.29 m，针状绿泥石; c.坪141，888.78 m，蚀变伊利石;d.化151，950.62 m，伊利石的绿泥石化见伊/蒙泥层

a.化151，955.28 m，粒间孔 b.化151，950.62 m，粒间孔、溶孔图4 孔隙类型及所占比例Fig.4 Pore types and its proportion

3.3 储层物性特征

根据梅塔区块物性分析资料统计，作出长2储层物性频率图(图5)、长21-3孔隙度及渗透率等值线图(图6)。结果表明：本区长2储层孔隙度一般多在10.0%～18.0%，平均孔隙度为13.7%、平均渗透率2.9 mD，总体表现为中等孔隙度，低渗透率。

4 储层影响因素分析

4.1 沉积作用对储层物性的影响

沉积环境和水动力条件是影响储层物性的重要因素，它决定了储层的规模、分布、结构及物性构架，还直接影响储层内流体的成分及性质。

坪桥梅塔区长2油层组沉积物是来自鄂尔多斯盆地北东方向的沉积，沉积物碎屑的颗粒较粗，分流河道微相中含砾细砂岩较为发育。碎屑颗粒多以次棱—棱角状为主，少量次圆—次棱状，分选较差，磨圆度中等到差，砂岩具有低成分成熟度和低结构成熟度的特点。

图5 长2储层物性频率图Fig.5 Histograms of sand physical property

分流河道在平面上和垂向上岩性及粒度差别较小，主要为含砾细砂岩、细砂岩和粉细砂岩沉积物。分流河道因盆地应力的作用在平水期受到堵塞，沉积细粒物质，但在下一次洪水期又被冲刷；由于冲刷不彻底，不同程度地残留下细粒物质，使得储层的孔隙度和渗透率变化较大，导致储层在平面上和垂向上的非均质性较强。

4.2 成岩作用对储层物性的影响

碎屑岩储层的成岩演化是一个复杂的物理化学变化过程，尤其是发生在成岩阶段中晚期的化学变化常对储层孔隙结构和矿物组成的变化产生重要影响，这种变化通常是由孔隙流体性质的改变所引起的。来自于烃源岩的富含有机酸的酸性流体可改变储层孔隙中的地球化学环境，造成砂岩溶蚀作用的发生、矿物组成和物性条件的改变。

4.2.1 压实作用的影响

研究区长21-3小层砂岩储层机械压实作用较强，压实作用强度与深度间呈指数关系。

根据扫描电镜观察可见，储层内部压实作用主要的表现形式有颗粒塑性变形根据扫描电镜观察可见，储层内部压实作用主要的表现形式有颗粒塑性变形和脆性变形，早期成岩阶段发生的机械压实作用可导致砂岩颗粒的紧密排列、位移及再分配，云母类及塑性岩屑发生膨胀及塑性变形，导致粒间孔隙大量丧失。部分石英碎屑的压溶作用表现为石英边缘呈现港湾状溶蚀边，由此产生的石英次生加大也导致了一部分孔隙的丧失及渗透率的降低；压实作用在富含云母和伊利石的砂岩中较发育，并使储层物性进一步变差。

图6 长2孔隙度及渗透率等值线图Fig.6 Contour maps of porosity and permeability of Chang-2 member of Yanchang formation

4.2.2 胶结作用的影响

储层内胶结物含量的增加，会导致岩石孔隙度降低。研究区长21-3小层砂岩储层的胶结作用是最主要的成岩作用之一，胶结作用和压实作用是导致储层物性变差的最主要原因。

储层胶结作用非常显著，主要是碳酸盐胶结物充填部分或大部分孔隙空间，使孔隙度进一步降低，也导致渗透率大大降低。研究区长21-3小层砂岩储层的碳酸盐胶结物主要是方解石，为连晶式胶结，大量的碳酸盐胶结物使储层层内非均质性大大增强。绿泥石、硅质及长石质胶结充填粒间孔，其对储层的影响与3种胶结物的发育情况有关。选择邻区长2油层组18个样品的胶结物(碳酸盐矿物、绿泥石膜、硅质及长石质)、粒间孔及面孔率数值，作散点图进行对比(图8)。结果显示：13～18号样品胶结程度弱，粒间孔发育，面孔率大；11号样品碳酸盐矿物胶结极发育，岩石致密，粒间孔含量低，面孔率低；1号样品和5号样品碳酸盐、硅质及长石质胶结含量很低，而孔隙衬里绿泥石膜较发育，粒间孔保存较好，面孔率较高。

图8 梅塔邻区长2油层组砂岩胶结物、粒间孔及面孔率散点图Fig.8 Sandstone cement, intergranular pore and face rate of Chang-2 member in Meita neighborhood

图9 砂岩储层溶蚀作用扫描电镜Fig.9 Scanning electron microscope images of dissolution of sandstone reservoir

4.2.3 溶蚀作用对储层物性的影响

砂岩储层的溶蚀作用可形成各种类型的溶蚀孔隙，作为研究长21-3小层砂岩储层主要的孔隙类型之一，溶蚀作用产生的各种孔隙对改善砂岩储层的储集性能起到了建设性的作用。砂岩储层溶蚀作用如图9所示。

根据扫描电镜图片分析，砂岩储层溶蚀作用主要发生在长石颗粒表面及内部。颗粒的溶蚀有两种情况：一种是长石、岩屑等不稳定颗粒直接溶蚀形成溶蚀粒内孔隙；另一种是长石及岩屑等颗粒先为碳酸盐矿物交代，再发生溶蚀而使颗粒间接被溶蚀，常形成溶蚀粒间孔隙及溶蚀粒内孔隙。

5 结论

(1)研究区长2油层组主要为辫状河沉积体系，沉积微相类型为河道砂坝和泛滥平原，河道砂坝是主要的储集砂体，砂体厚度大，横向上叠置连片，具有多河道、低弯度、河床坡降大、宽而浅，侧向迁移迅速、流量变化大，垂向加积快等特点，在河道中常常形成一系列河道砂坝。

(2)研究表明：梅塔区长21储层以中砂岩为主，其次为细砂岩类。黏土矿物以绿泥石为主，相对含量为61%～78%，其次为伊利石、伊蒙混层及高岭石。长2砂岩储层孔隙类型主要有粒间孔、粒内孔、铸模孔、长石溶孔和裂隙孔，以粒间孔为主，占总孔隙的73.6%；其次为长石溶孔，占总孔隙的9.4%；还有铸模孔和粒内孔，分别占总孔隙类型的8.7%、8.7%。本区长2储层孔隙度一般多在10.0%～18.0%，平均孔隙度为13.7%，平均渗透率为2.9 mD。

(3)通过对影响长21-3小层砂岩储层物性的主要影响因素分析，认为成岩作用对砂岩储层物性的影响既有建设性也有破坏性。压实作用，碳酸盐、黏土矿物的胶结作用是破坏储层孔隙度、降低渗透率的主要因素；溶蚀作用易产生溶蚀孔隙，改善储层的物性。

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StudyontheReservoirCharacteristicsofChang-2ReservoirinMeitaExplorationBlock,EasternOrdosBasin

Bao Peng

(XingzichuanOilProductionPlantofYanchangOilfieldCo.,Ltd.,Yan＇an,Shaanxi717400,China)

Sand body of Chang-2 reservoir in Meita exploration block varies fast horizontally and connected poor, leading to the complex spatial distribution of reservoirs and strong heterogeneity. Reservoir performance is affected by many factors, and the development is difficulty. In view of this situation, through outcrops, cores, well logging and analysis test data, of Chang-2 deposition phase, storage layer of sandstone material composition, physical characteristics and diagenesis are studied, a detailed discussion of the main factors affect the properties of the reservoir. Research showed that: Chang-2 sandstones reservoir pore types in intergranular pore, accounted for 73.6% of total porosity, reservoir porosity is general in 10.0% to 18.0%, average porosity is 13.7%, and the average permeability is 2.9mD. The effect of diagenesis on the physical properties of sandstone reservoir is not only constructive and destructive. The cementation of carbonate and clay minerals is the main factor to destroy the reservoir porosity and decrease the permeability. The research results provide sufficient theoretical basis for development of Chang-2 reservoir.

Meita exploration block; Chang-2 reservoir; reservoir characteristics; influence factors

TE122

A

鲍鹏(1983—)，男，汉族，陕西安塞人，工程师，主要从事油田开发方面的研究。邮箱：14063389@qq.com.