鄂尔多斯盆地延长组长9小层致密砂岩含油性控制因素

汶锋刚,朱玉双,任战利 ,高鹏鹏 ,倪 军 ,王仙仙, 许维武 ,马 彬 ,高明星, 洪千里

(1.西北大学 地质学系，陕西 西安 710069；2.陕西延长石油(集团) 有限责任公司 研究院，陕西 西安 710075；3.西安石油大学 外国语学院，陕西 西安 710065)

0 引 言

鄂尔多斯盆地延长组长9小层下段主要为一套层状中-细粒长砂岩夹灰色-深灰色泥岩；上段为深灰色泥岩、炭质泥岩夹油页岩夹薄层粉细砂岩，或者二者呈不等厚互层。长9油层上下都存在良好烃源岩，属于典型的“泥包砂”[1]，其岩性均以长石砂岩为主，孔隙度为0.7%～10%，渗透率为0.1×10-3～5×10-3μm2。长9油层组发育有碳酸盐致密胶结的致密层和高塑性岩屑含量的致密层，这两种致密层孔隙不发育，含油性差，同时发育细粒沉积隔夹层，其岩性包括泥页岩、粉砂岩、泥质砂岩和泥质粉砂岩[2]。这些致密层影响长9油层的含油性，因此研究研究长9致密层含油性因素意义重大。

1 研究区概况

鄂尔多斯盆地是我国华北地台西部一个古生代稳定沉降、中生代坳陷迁移、新生代周边扭动、断陷的多旋回叠合的陆相大型含油气盆地，以矩形呈南北向延伸。其北起阴山，南到秦岭，东起吕梁山，西到腾格里沙漠，行政区属山西、陕西、甘肃、宁夏、内蒙古5省区。鄂尔多斯盆地属华北地台的次一级构造单元，受北边阴山-天山构造体系、南边秦岭-昆仑构造体系、东边山西构造体系、西边贺兰山构造体系构造应力场的影响，形成了边缘部分断裂-褶皱体系发育而内部构造相对简单的构造格局，面积约37×104km2。

研究区地理位置位于陕西省中北部，北起安塞和志丹县、南至黄陵县、东达延安市和洛川县、西邻甘肃省庆阳市，行政区包括陕西省甘泉县、富县大部和志丹县、安塞县、延安市、洛川县等局部地区。构造位置位于鄂尔多斯盆地陕北斜坡中南部，总面积约为6 000 km2(图1)。

2 致密砂岩含油性控制因素

前人研究认为鄂尔多斯盆地延长组长9油层组典型的致密砂岩储集层，其油层多为近源或者源内大面积分布，不受构造和圈闭控制[1]。对于其含油性的研究，需要结合岩性、物性、非均质性以及裂缝的发育程度来综合评价长9小层的储集层的含油性。

2.1 岩性与含油性

对研究区下组合岩心的含油性的观察结果表明，长9小层含油段具有明显的非均一性，含油段被众多不含油致密层分隔。利用普通、铸体薄片观察，结合含油气显示、物性测试、试油等资料，分析了岩石成分对砂岩含油性的影响[3]。

2.1.1 岩屑与含油性的关系

对观察的岩心中暗色纹层发育砂岩的含油性进行了统计，结果表明，暗色物质发育的砂岩中，具油气显示的样品仅占16%，且显示级别一般为荧光，极少数为油迹，无任何油气显示的样品所占比例高达84%。该类暗色物质发育的砂岩常作为隔夹层分隔油层(图2)。

图1 研究区位置及区域构造图Fig.1 Position and regional structure map of the study area

图2 X井长9含油段岩心含油性及暗色纹层隔夹层特征Fig.2 Interlayer characteristics of dark laminae and core oiliness of the Chang 9 oil-bearing strata in the X well

对暗色物质发育的砂岩磨制薄片后进行镜下观察，发现该类岩石中暗色物质主要为黑云母。黑云母、千枚岩、板岩等高塑性岩屑在受力作用下易发生塑性变形从而挤占孔隙空间，使碎屑颗粒间多呈线-凹凸状接触，进而使得储层物性变差(图2)。变质石英岩屑、燧石质岩屑等刚性岩屑(图2)发育的砂岩中[4-5]，由于这类岩屑在受力用下通常表现为脆性变形，岩屑与颗粒相互接触支撑，使较多孔隙在压实作用下得以保存，此外，此类刚性岩屑还常被溶蚀形成较多溶蚀孔，利于油气充注(图2)。对镜下观察结果进行统计，结果表明，暗色纹层发育的干层(高塑性岩屑砂岩)，其高塑性岩屑含量较高，一般变化在17%～33%之间，平均23%；钙质胶结致密干层，其高塑性岩屑含量一般变化在7%～19%之间，平均13.3%；水层的高塑性岩屑含量一般变化在6%～18%之间，平均11.9%；油层高塑性岩屑含量一般变化在4%～19%之间，平均11.4%。此外，高塑性岩屑含量与砂岩实测面孔率、含油饱和度也总体呈负相关关系，高塑性岩屑含量是影响砂岩含油性的重要因素之一，高塑性岩屑含量越高，砂岩物性越差，其含油性也越差，但高塑性岩屑含量较低的砂岩中，储层是水层、油水层还是纯油层和高塑性岩屑含量的高低并无直接关系。

2.1.2 胶结物与含油性

对岩心含油性进行观察发现，除暗色纹层发育的砂岩可作为不含油夹层外，碳酸盐胶结物发育的砂岩也是不含油的砂岩类型之一[6]。这类砂岩滴酸时剧烈冒泡，常呈夹层或隔层状分布于含油段砂岩。在观察的碳酸盐胶结的岩心样品中，无任何油气显示的岩心占统计总数的86%，具油气显示的样品占近14%(图3)，一般随着冒泡剧烈程度变弱，含油性逐渐变好[7]。

图3 不同碳酸岩盐胶结物与面孔率关系Fig.3 The relation between different rock salt carbonate cement and areal porosity

对碳酸盐发育的不含油砂岩的镜下观察表明，该类砂岩中方解石、铁方解石等碳酸盐胶结物发育[8]，含量变化在20%～40%之间，平均29.6%；暗色纹层发育砂岩(高塑性岩屑砂岩)的碳酸盐胶结物含量主要变化在0～11%之间，平均6%；水层碳酸盐胶结物0～16%，平均5.3%，油层碳酸盐含量变化在0～10%，平均3.4%。油层碳酸盐含量最低，其次为水层和暗色纹层发育砂岩，钙质致密胶结砂岩的碳酸盐胶结物含量明显高于水层、油层和高塑性岩屑砂岩的碳酸盐胶结物含量[9](图3)。

砂岩的面孔率总体与碳酸盐含量呈一定负相关关系(图3)，在碳酸盐胶结物含量与孔隙度、渗透率相关关系图上，孔隙度、渗透率总体随碳酸盐含量升高而降低。因钙质胶结致密的干层的孔隙度一般小于6%，平均4.1%，渗透率一般小于0.2×10-3μm2，平均0.12×10-3μm2；高塑性岩屑含量高的干层的平均孔隙度为3.7%，平均渗透率0.18×10-3μm2，干层的物性很差。油水层、油层、水层和油水层的物性差别不大，但明显好于干层的物性(平均孔隙度8%，平均渗透率0.5×10-3μm2)，这是因为大量方解石、铁方解石的胶结将使得储层孔隙半径变小，孔隙数量减少，进而导致砂岩的物性变差。碳酸盐胶结物含量其含量越高，砂岩物性越差，其含油性也越差。

2.1.3 杂基与含油性

从油层、水层和干层的杂基含量统计结果来看，各层的杂基含量相差不大，且含量较低，一般低于6%。砂岩中杂基含量与面孔率无明显的相关关系，杂基含量与孔隙度相关性较差，这表明，砂岩中杂基含量对砂岩储层物性有一定的影响，即也可能导致储层物性变差，但其不是主要的影响因素。

图4 研究区储层不同含油性储层砂岩孔隙度-渗透率交会图Fig.4 The crossplot of porosity and permeability within different oil-bearing reservoirs the study area

2.2 物性与含油性

分别对无油气显示砂岩进行镜下薄片观察，结合岩心观察和测井解释结果，发现物性较好的无油气显示砂岩主要为水层，物性较差的砂岩主要为钙质胶结致密的砂岩和高塑性岩屑含量砂岩，这两种砂岩面孔率低，基本不含油。为分析研究区下组合纯油层、油水层、水层和干层之间物性特征差异，分别对各含油区块内下组合试油段的物性数据进行了统计，并制作了孔隙度-渗透率交汇图。通过研究表明，各区块下组合油层、油水层、含油水层和水层之间物性特征基本类似，孔渗性较好，而干层物性明显较差(图4)。

2.3 非均质性与含油性

由于储层在形成过程中受到沉积环境、构造活动和成岩作用不同程度的影响，其储集性能表现出强烈的各向异性特征，储层非均质性使得油、气和水的分布也更加复杂化。储层非均质性对油气分布的影响主要表现在微观、层内和层间非均质性这三个方面。

2.3.1 微观非均质性对含油性影响

碳酸盐胶结物含量高时会阻塞部分喉道[10]，镜下照片显示方解石胶结物非常发育，基本不发育孔隙，无油气显示。堵塞孔隙，使砂岩致密化，孔隙不发育，不含油。

2.3.2 层间非均质性对含油性影响

在M井2 702～2 705 m井段砂岩内研究发现，高渗段含油气性优于相对低渗段。进一步对单井不同含油砂体及邻井同一油层组中的原油物性的差异进行分析，结果表明，同一层位不同含油砂体间原油和地层水物性在纵向上和横向上也可能存在差异，具明显的非均一性，这种差异是因为隔层把油藏部分油藏隔开[11-12]，部分可能不完全分隔，隔夹层使油藏复杂化[13]。这些油藏可能不连通或不完全连通，水-岩、油-岩相互作用存在差异，进而导致原油物性和地层水物性存在差别。此外，隔夹层把油藏复杂化后，还导致油藏的油水关系复杂，无统一油水界面[14]。

2.4 沉积相与含油性

通过对研究区野外露头、钻井岩心的岩石学、沉积构造、古生物、测井及分析化验等资料的综合分析，结合前人的研究成果，认为长9油层组主要发育曲流河三角洲-湖泊沉积体系[15]。

对于三角洲沉积相来说，有利的沉积相带主要是水下分流河道和河口坝，其沉积环境水动力条件相对较强，形成的沉积物通常磨圆度高、分选好，具有相对较高的结构成熟度，且黏土杂基含量低、塑性碎屑如云母类、基性火山岩岩屑等不稳定颗粒容易分解，形成较高的成分成熟度，在进入埋藏成岩阶段之前，该类沉积相所形成的储层便具有相对较高的初始孔隙度和渗透率。通过大量试油数据及岩心观察，油气显示较好的位置多为砂体厚度较大的三角洲前缘水下分流河道微相，其平均孔隙度约为11.21%，平均渗透率2.21×10-3μm2，明显优于其他沉积相砂体(表1)。在Y井长9段上部取心井段的岩心观察发现，水下分流河道砂体岩性以灰白色含泥砾中砂岩或中-细砂岩为主，而水下分流河道间以深灰色泥岩、粉砂质泥岩或泥质粉砂岩为主，水下分流河道砂在该层段普遍具有含油显示，而水下分流河道间粉砂岩油气显示较差(图5)。从油气分布的情况来看，水下分流河道砂体是最优质的储集相，绝大部分的油气均分布在该类沉积相带内。

表1研究区不同沉积相孔渗性能对比

Table1Comparisonofporosityandpermeabilityindifferentsedimentaryfacies

沉积相孔隙度/%渗透/103μm2三角洲前缘水下分流河道 1121221河口坝 83103席状砂 877025水下天然堤 58010水下分流河道间49004前三角洲51006

图5 Y井长9小段岩心照片Fig.5 Core photos of the Chang 9 in the well Y

2.5 源储间疏导体系

通过野外露头观察、钻井岩心描述及镜下薄片观察的综合分析，研究了裂隙对油气运聚及输导层输导性能的影响。研究表明，研究区裂缝非常发育，裂隙在油气的运移过程中具有双重性，既可能改善输导层的输导性能，起到通道作用，还可能起封堵作用[16]。因此，我们需要根据裂缝的形成、活动期次以及发育特征，分析裂隙对输导层乃至油气运移的影响。

在裂隙/断层发育地区，油气藏的形成、破坏和再形成与裂隙/断层活动紧密相连。当裂隙/断层活动期与油气成藏期配置关系较好时，油气沿裂隙/断层运移、再分配，与此同时，裂缝还改善输导层的输导性能。而当成藏期裂隙不活动时，多数裂隙/断层逐渐将失去通道性，成为油气运移的遮挡面，使油气在其附近聚集。因此，裂隙/断层活动期与油气成藏期的配置关系，是决定裂隙在油气运聚过程中是否起重要作用的关键因素之一[17-18]，有必要对此开展工作。

三叠系、侏罗系、白垩系等地层中的节理观察和统计结果表明，三叠系地层中最发育的节理走向为近东西向的垂向节理，在侏罗系的地层中也比较发育，但在白垩系地层中并不发育，这表明三叠系中这组节理主要形成于侏罗系沉积末期-早白垩世沉积早期。白垩系中北东-南西向的节理在侏罗系、三叠系地层中也发育，表明白垩系中节理形成时的构造活动在使三叠系地层中早期裂隙重新活动的同时，还形成了新的裂隙。这些裂隙的形成或重新活动时间与研究区烃源岩生排烃时间基本一致，有利于油气运移。

白垩纪末期，早期裂缝再次活动，新裂缝形成。早期形成的高角度垂向缝、斜交缝和水平缝等各类裂缝与晚期形成的裂缝相互切割形成网状缝，有利于油气的运移。裂缝中有大量油气运移的痕迹，表明其确实是油气运移的有利通道。

此外，裂缝活动时，流体沿着裂缝流动，会与岩石发生流体岩石相互作用，使方解石、长石等易溶物质发生溶蚀，大大改善储层的储集性能，可为油气提供储集空间(图6)。在下组合储层孔渗关系图(图7)上，可见部分样品明显偏离趋势线，一些孔隙度小于6%的样品的渗透率达10×10-3μm2以上，部分孔隙度小于4%的样品的渗透率在2×10-3μm2以上，这均是由于裂缝改善储层/输导层的渗透性能所致。

3 有利区预测

通过对安定组沉积末期长9小层输导层顶面石油优势运移路径进行模拟，结果显示:与长8小层相比，研究区西部长9小层顶面优势运移路径减少，主要发育两条，一条为黄湾-探1820井区往西经定边西往西北部运移的优势路径，另一条为新安边-铁边城-洼12井区-姬源地区的优势运移路径，该路径的相对运移通量较少。研究区主要有洼陷-脚108井区-白豹-坪庄、纸坊-王335井区-旦八镇-永833井区两条优势运移路径。研究区北部安边东-探220井区西的运移路径运移通量相对较小，周长65井区-探626井区-靖边的运移路径运移的相对运移通量较大，红柳沟-大路沟的运移路径在探626井区与周长65井区-探626井区的运移路径合并后向靖边一带运移。研究区东部主要有三条优势运移路径，一条为洼陷经杏河地区向镰刀湾东方向运移的优势路径，另两条为西河口-安塞-下坪、沿河口-冯庄北优势运移路径。此外，在吴堡-永金624井区还有一油气汇聚区。

4 结 论

(1)鄂尔多斯盆地延长组长9油层组含油性受以下因素控制:①高塑性岩屑含量，高塑性岩屑含量越高，砂岩物性越差，其含油性也越差；②碳酸盐胶结物其含量越高，砂岩物性越差，其含油性也越差；③物性、物性越好，其含油性越好；④非均质性，其对含油性的影响巨大，容易造成纵横线油气运移的“隔断”，油气难以进入储集层成藏。⑤岩性，水下分流河道砂体岩性以灰白色含泥砾中砂岩或中-细砂岩为主，而水下分流河道间以深灰色泥岩、粉砂质泥岩或泥质粉砂岩为主，水下分流河道砂在该层段含油性好；⑥裂隙，其对储层的运聚集具有极大的改善作用。如果裂缝发育，储集层物性较差时，裂缝可以改善孔渗条件，油气可以聚集成藏。

(2)安定组沉积末期长9输导层顶面石油优势运移路径的模拟结果显示，杏河地区向镰刀湾东方向、西河口-安塞-下坪、沿河口-冯庄北为油气有利勘探区带。

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