鄂尔多斯盆地板桥–合水地区长8储层特征及主控因素

吴育平，孙 卫，吴均平，雒 斌



鄂尔多斯盆地板桥–合水地区长8储层特征及主控因素

吴育平1，孙 卫1，吴均平2，雒 斌1

（1.西北大学地质学系/大陆动力学国家重点实验室，陕西西安 710069；2.陕西延长石油集团山西销售有限公司）

鄂尔多斯盆地板桥–合水地区长8储层物性差，油水关系复杂，开采难度大；应用常规物性、铸体薄片、扫描电镜和高压压汞等实验手段，结合岩石学、沉积学研究表明：板桥–合水地区长8储层岩性主要为细粒岩屑长石砂岩，残余粒间孔和长石溶孔较为发育，孔隙结构复杂，微观非均质性较强；该区主要发育三角洲前缘亚相，水下分流河道砂体是最有利的储集相带。强烈的压实作用是储层原生孔隙降低的主要因素；胶结作用对储层的物性以破坏性为主，但早期绿泥石薄膜胶结对储层孔隙保存有积极性作用；溶蚀作用所形成的溶蚀孔隙，对储层物性的改善起到了关键作用。

板桥–合水地区；长8储层；孔隙结构；沉积作用；成岩作用

板桥–合水地区位于鄂尔多斯盆地伊陕斜坡西南部（图1），该区地层平缓，略向西倾，局部地区发育低角度的小型鼻状构造[1–3]。前人研究[4–6]表明：晚三叠世该区为鄂尔多斯盆地的沉积中心，而长8油层组属于湖盆相对稳定的沉积，厚60~100 m，主要沉积了三角洲前缘砂体，形成了较为良好的油气储集体。长8储层作为该区主力油层组之一，虽然部分探井有较好的油气显示，但整体未取得较大突破，且该区储层物性差，油水关系分布复杂，开采难度大且采收率不高。

1 储层岩石学特征

按照FOLK的砂岩分类方案[7]将板桥–合水地区长8储层岩性分类，主要为细粒岩屑长石砂岩，含少量长石岩屑砂岩。砂岩的成分成熟度较低，长石31%，石英28.7%，岩屑21.2%。填隙物含量相对较高，平均含量13.6%；其中胶结物含量远高于杂基（图2）。粒度分析结果显示，研究区长8储层主要为中砂–细砂岩，中砂岩占23.02%～34.80%，细砂岩占60.91%～65.49%，其他粒级的颗粒含量一般小于5%。碎屑磨圆度主要为次棱角状，约占95%以上，磨圆程度较差，分选性主要为中等–好。胶结类型多样，以孔隙式胶结和孔隙–薄膜式胶结为主。

图1 板桥–合水地区位置

图2 板桥–合水地区长8储层砂岩分类图

2 储集空间类型

碎屑岩储集空间主要为各种类型的孔隙和少量的裂缝[8]。大量铸体薄片和扫描电镜观察表明，研究区长8储层主要以粒间孔为主，其次发育长石溶孔和少量的岩屑溶孔、晶间孔及微裂缝。

粒间孔：长8储层主要发育残余粒间孔，长81小层粒间孔平均面孔率为2.01%，占总面孔率的66.29%；长82小层粒间孔平均面孔率为2.35%，占总面孔率的76.3%。大量的残余粒间孔是长8储层最为主要的储集空间类型（图3a～b）。

溶蚀孔：长8储层砂岩中含有的大量长石为后期的溶蚀作用提供了良好的物质基础，形成大量的长石溶孔，除此之外，也伴随少量的岩屑溶孔，溶蚀孔的出现大大增加了储层的渗透性。长81、长82长石溶孔面孔率分别为0.8%、0.53%，分别占总面孔率的26.27%、17.13%，岩屑溶蚀孔含量为4.26%~4.37%（图3c～d）。

晶间孔：长8储层的晶间孔仅占总面孔率的1.3%~1.69%，含量很低。且孔径微小、毛管压力大，流体难以发生流动，故基本上对于储层物性的改善意义不大（图3e）。

微裂缝：长8储层的微裂缝基本不发育，仅占总面孔率的1.01%~1.38%。微裂缝的出现对储层的物性，特别是渗透性有很大的提高[9]，但长8储层极少发育微裂缝，因此，对储层的物性改善非常有限（图3f）。

图3 长8储层铸体薄片和扫描电镜下砂岩孔隙类型特征

3 储层孔隙结构和物性特征

3.1 孔隙结构特征

对板桥–合水地区长8储层39块岩心样品进行高压压汞实验，得到不同的毛管压力曲线，根据曲线形态特征，将长8储层孔隙结构大致可分为四种类型，其中，以Ⅱ类和Ⅲ类最为普遍，Ⅰ类、Ⅳ类相对较少（图4，表1）。

Ⅰ类以中小孔微细喉道型为主。毛管压力曲线相对平缓，略偏向于左下方，排驱压力低，一般小于0.3 MPa，在进汞饱和度小于50%时，基本呈现平台式，孔喉歪度平均为1.07，分选系数平均为2.78，最大进汞饱和度平均为81.4%。含有此类型孔隙结构的储层物性最好，但在研究区较为少见，一般位于砂体最厚的主河道中心部位。

Ⅱ类以小孔隙微喉道型为主。毛管压力曲线形态与Ⅰ类相似且整体排驱压力（平均0.46 MPa）高于Ⅰ类，孔喉歪度平均为0.90，分选系数平均为2.47，最大进汞饱和度平均为80.56%。Ⅱ类毛管压力曲线特征表明储层的物性较好，此类型在研究区比较多见，一般位于砂体较厚的水下分支河道或者主河道边部。

Ⅲ类以微孔隙微喉道型为主。毛管压力曲线形态与Ⅱ类相似，但整体位于其上方。排驱压力通常小于1.5 MPa，孔喉歪度平均为1.24，分选系数平均为2.16，最大进汞饱和度平均为84.66%。具有Ⅲ类毛管压力曲线特征的储层物性一般，一般位于砂体较薄的水下分流河道与分流间湾过渡的位置。

Ⅳ类以吸附—微喉道为主。毛管压力曲线在图的最右上方，为一陡斜式的斜坡，几乎不存在平台，排驱压力在4类曲线中最高，一般大于2 MPa；孔喉歪度平均0.19，分选系数平均为1.90，最大进汞饱和度平均为64.78%。具有Ⅳ类毛管曲线特征的储层物性最差，主要发育在分流间湾等泥质含量较高而砂体较薄的地方。

表1 板桥–合水地区长8储层压汞数据统计

图4 长8储层典型井毛细管压力曲线分类

3.2 储层的物性特征

物性分析统计表明，板桥–合水地区长8储层孔隙度平均值为9.23%，孔隙度在6%~11%的砂岩约占65%；平均渗透率0.37×10-3μm2，渗透率在0.08×10-3~0.5×10-3μm2的砂岩约占68%。孔隙度和渗透率呈现明显的正相关特征，即孔隙度越大，储层的渗透率也越高（图5）。

图5 长8储层孔隙度与渗透率关系

4 储层物性主控因素

前人研究认为，影响砂岩储层物性的主要因素有沉积作用、成岩作用等[10–11]。通过对板桥–合水地区长8储层特征进行分析认为储层低孔低渗、微观非均质性强主要与沉积作用和成岩作用等密切相关。

4.1 沉积作用对储层物性的影响

在不同沉积环境中，水动力条件不同，所沉积形成的岩石在岩石类型和结构上也就不同，从而导致储层的物性存在明显差异[12]。板桥–合水地区长81石英含量高于长82，填隙物含量低于长82，物性分析表明：石英含量越高，填隙物含量越低时，储层物性越好（表2）。从储层沉积相角度来看，在晚三叠世长8期，主要发育三角洲前缘亚相，水下分流河道、分流间湾是最常见的两种沉积微相。由于水动力条件较强，水下分流河道沉积所形成的砂岩具有粒度较粗、分选好的特点，故物性较好；水动力条件弱的分流间湾沉积所形成的砂岩粒度极细、分选差，因此物性较差（表3）。

表2 长8储层矿物成分及含量统计

表3 板桥–合水地区长8储层沉积微相物性统计

4.2 成岩作用对储层物性的影响

成岩作用对储层物性的变化有着决定性的作用，影响研究区储层物性的成岩作用主要有压实作用、胶结作用和溶蚀作用等[13]。

4.2.1 压实作用

砂岩等储集体在埋藏初期就受到压实，随着埋深加大，砂岩原生孔隙逐渐减小。根据SCHERER[14]提出的储层原始孔隙度的经验公式，计算出板桥–合水地区长8储层岩石孔隙压实率平均为65.76%，说明长8储层经历过较强的压实作用，造成孔隙度损失25.96%，压实后的孔隙度为13.51%（图6）。

4.2.2 胶结作用

研究区储层具有较强的胶结作用，黏土矿物发育，加上碳酸盐胶结物对孔隙空间的充填，大大减少了孔隙空间，对原生孔隙破坏作用强烈；虽然早期的绿泥石薄膜对孔隙起到了抗压实作用[15]，但总体而言，胶结作用还是以破坏储层物性为主。通过岩石薄片资料计算出了研究区长8储层的胶结率平均为22.13%，造成的孔隙度损失为2.99%，原始孔隙度在胶结后为10.52%（图6）。

4.2.3 溶蚀作用

研究区长8储层溶蚀作用较为发育，形成了大量的次生溶蚀孔隙，尤其以长石溶蚀孔最为显著，溶蚀孔的大量出现，不仅增加了储集空间，而且改善了储层的物性。长8储层溶蚀量平均为0.6%，孔隙度在溶蚀作用后为10.58%（图6）。

图6 板桥–合水地区长8储层孔隙演化

5 结论

（1）板桥–合水地区长8储层岩性成分较为稳定，以岩屑长石砂岩为主。储集空间主要是残余粒间孔和长石溶孔，孔隙结构复杂，微观非均质性较强，造成储层物性较差。

（2）板桥–合水地区长8储层物性的主要影响因素是沉积作用和成岩作用。沉积环境影响着岩石的碎屑组分及含量，水下分流河道微相控制着研究区有利砂体的展布；成岩过程中的压实作用和胶结作用严重破坏了储层的物性；而早期绿泥石胶结和溶蚀作用则有效保护和改善了储层的孔渗条件。

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编辑：蒲洪果

1673–8217（2017）05–0014–05

TE112.23

A

2017–03–31

吴育平，1993年生，在读硕士研究生，2016年毕业于西安石油大学资源勘查工程专业，现主要从事油气田开发地质和储层地质学方面研究。

国家科技重大专项“大型油气田及煤层气开发”（2011ZX05044）。