鄂尔多斯盆地陇东地区致密油储层特征研究——以鄂尔多斯盆地长7段为例

王汇智，赵卫卫，何浩男，冯 静

(1.西安石油大学地球科学与工程学院，陕西西安 710065；2.陕西师范大学食品工程与营养科学学院，陕西西安 710119)

我们一般将以致密砂岩、灰岩和碳酸盐岩等为储层且覆压基质渗透率小于0.2 mD的油气资源称为致密油。致密油分布面积大，紧临优质生油层，有储层低孔低渗的特点，单井基本无自然工业产能，但在一定的经济和技术条件下预期能够实现商业开发，是一种非常规石油资源[1-2]。

随着我国对油气资源需求量的不断增长及石油工业的发展，油气勘探开发领域已经开始从常规油气资源延伸到非常规油气资源。致密油作为非常规油气中重要的一类，具有储层物性差，源储共生，油气以短距离运移为主，发育于大面积分布的致密储层、圈闭界限不明显等地质特征[1-9]。鄂尔多斯盆地长7段发育的致密油主要分布在长71和长72亚段，渗透率一般小于0.3 mD[1,3]。目前中国的致密油研究进展仍处于准备阶段，不论是勘探开发还是地质认识上都不成熟，通过深入分析研究区致密油储层岩石学特征、孔喉特征及物性特征，并综合分析影响长7储层物性的因素，能够为研究区进一步油气勘探和开发提供一定的理论依据。

鄂尔多斯盆地延长组是一套内陆坳陷湖盆碎屑岩沉积，具有良好的生储油条件[10-11]，油气资源潜力巨大，蕴藏着丰富的石油资源，研究预测和勘探实践均证明了陇东地区是鄂尔多斯盆地的主要油气富集区之一。研究区位于鄂尔多斯盆地西南部，总面积约2104km2，区域构造横跨天环坳陷和伊陕斜坡，东接马家砭，西邻殷家桥，南连宁县，北靠乔川，占盆地本部面积近20%，主要包括甘肃省的西峰、环县、庆阳、合水、宁县、镇原及华池等7个区县(图1)。由于研究区基本横跨伊陕斜坡，大部分区域受到伊陕斜坡构造的控制，南部的渭北隆起与西部的天环坳陷在构造上对研究区的影响较小，整体构造相对简单[12-13]。陇东地区长7储层总体为低孔—特低孔、特低渗—超低渗储层，由于储层物性会受沉积环境和成岩作用的影响，沉积作用控制储层的砂体分布，成岩作用会改造储层物性，因此明确各小层物性在垂向及纵向上的变化特征及其影响因素对研究区油气的高效勘探具有重要意义。

图1 鄂尔多斯盆地区域概况及研究区位置Fig.1 Regional structure and location of research area in Ordos basin

图2 长7砂岩岩石类型三端元图Fig.2 Three terminal graph of rock type of Chang-7 sandstoneⅠ.石英砂岩；Ⅱ.长石石英砂岩；Ⅲ.岩屑石英砂岩；Ⅳ.长石砂岩；Ⅴ.岩屑长石砂岩；Ⅵ.长石岩屑砂岩；Ⅶ.岩屑砂岩。

1 储层岩石学特征

岩石学特征是影响储层物性的重要因素之一，岩石的类型、结构、碎屑组分及填隙物的特征以及碎屑的粒度、磨圆度等都影响储层的孔隙结构，从而决定储层在物性分布上的差异[14]。通过对陇东地区长7段562块样品的观察，可以看出砂岩类型主要以岩屑长石砂岩和长石岩屑砂岩为主，其次为长石砂岩，岩屑砂岩很少，无石英类砂岩(图2)。从表1中数据可以看出长石、石英、岩屑的比例近似为1∶2∶1，岩屑主要为白云岩、石英岩、中基性喷发岩岩屑等，可观察到丰富的云母碎片；砂岩粒度大部分极细到细，也存在中细粒和不等粒砂岩，分选主要为中等，磨圆度大多为次棱角状，接触方式主要是凹凸—线接触和点—线接触，胶结类型以孔隙式为主，加大—孔隙次之；研究区砂岩填隙物以自生黏土矿物和碳酸盐胶结物为主，硅质胶结物含量较低。表2可以反映出研究区长7的黏土矿物主要以水云母为主，含量高为9.53%，绿泥石和高岭石含量都小于1%；碳酸盐胶结物以铁白云石和铁方解石为主，方解石含量小于1%。

表1 研究区砂岩碎屑成分及填隙物含量统计Table 1 Statistical of detritus composition and interstitial content of sandstone in the study area

表2 研究区长7砂岩填隙物组分含量统计Table 2 Statistical of Chang-7 sandstone interstitial components content in the study area

2 储层物性特征

图3 长7储层孔隙度与渗透率关系Fig.3 Relationship between porosity and permeability of Chang-7 reservoir

孔隙度和渗透率两个参数是判断储层性能好坏的重要标准。研究区长7储层孔隙度的分布范围是0.23%～17.93%，平均孔隙度为8.28%；渗透率的分布范围是0.001～1.470 mD，平均渗透率是0.15 mD。图3中可以看出孔隙度与渗透率值具有较好的线性关系，这说明本区储层特征主要为孔隙性储层。长7各小层储层物性的分布特征不同，孔隙度和渗透率的分布范围存在部分差异。但总体上看，长71与长72储层物性基本相似(表3)。

表3 研究区长7储层的孔隙度与渗透率Table 3 Porosity and permeability of Chang-7 reservoir in the study area

长72储层孔隙度的分布范围是0.24%～13.00%，平均孔隙度为8.29%；渗透率的分布范围为0.005～1.380 mD，平均渗透率是0.14 mD(表3)，长72储集砂体依据储层分类标准主要应该为低孔—特低孔、特低渗—超低渗储层。长72砂体渗透率展布形态与孔隙度相似，孔隙度主要分布在6%～8%以及8%～10%区间，渗透率在区间0.05～0.10 mD、0.1～0.3 mD均有分布。长72储层随着砂体的大面积分布，物性分布范围也明显变大，相对优质段(渗透率>0.3 mD)的分布面积增大，主要分布在研究区中部庆城—玄马一带，西部太白梁—铜川一带，南部宁县—城关一带(图4)。

图4 研究区长72孔隙度及渗透率的平面分布Fig. 4 Chang-72 porosity and permeability plane distribution in the study area

长71储层孔隙度的分布范围为2.7%～13.5%，平均孔隙度是8.14%；渗透率的分布范围是0.003～1.470 mD，平均渗透率为0.134 mD(表3)，说明长71储集砂体主要为低孔—特低孔、特低渗—超低渗储层。长71砂体孔隙度的平面展布由砂体控制，主要分布在6%～8%以及8%～10%区间，孔隙度大于10%的区域在研究区局部发育(图5)。长71砂体的渗透率在区间0.05～0.10 mD、0.1～0.3 mD均有展布，长71较长72物性向东分布逐步变好，渗透率>0.1 mD的分布面积向东明显增大，主要分布在研究区中部庆城—玄马一带，北部华池—白马一带，南部宁县—城关一带(图5)。

长71物性发育特征与长72相似，南部区域物性随着砂体的发育而有所变好；砂体物性随着南部及北东部砂体的发育变好，随后随着西南部砂体的萎缩及北部砂体的退缩而物性变差。长73至长72至长71砂体逐渐发育，从而相对优质段面积逐渐增大，物性也相应变好。

3 储层孔隙类型与结构特征

3.1 孔隙类型

通过铸体薄片的镜下鉴定，可以观察到砂岩的主要可见孔隙为粒间孔、粒间溶孔(碳酸盐、沸石、杂基溶孔)、粒内溶孔(长石溶孔、岩屑溶孔)和其他孔(晶间孔、铸模孔、微裂缝等)组成[15-17]。通过对研究区各类孔隙的研究统计，粒间孔的分布频率仅53.8%，平均约为0.92%；粒内溶孔的分布频率近70%，平均为1.25%(表4)。浊沸石、碳酸盐及杂基等粒间溶孔极少。粒间孔孔径较大，直径一般为10～50m，连通性好，在各个目的层段均发育粒间孔，但分布很不均一，具有强烈的非均质性。研究区的粒间孔主要发育有两种类型：一种为残余粒间孔，它是原生孔隙在成岩演化中被压实或充填形成的孔隙；另一种为溶蚀扩大粒间孔，是颗粒边缘或颗粒之间胶结物溶蚀再生的孔隙。

图5 研究区长71孔隙度及渗透率的平面分布Fig. 5 Chang-71 porosity and permeability plane distribution in the study area

表4 研究区长7砂岩孔隙类型特征Table 4 Pore type characteristic of Chang-7 sandstone in the study area

长73孔隙类型主要为长石溶孔(0.31%)和粒间孔(0.47%)(表5)，发育少量的岩屑溶孔(0.06%)和其他孔隙。长72孔隙类型主要为长石溶孔和粒间孔(0.62%和0.40%)，平均面孔率是1.9%(表5)，发育少量的岩屑溶孔(0.07%)和其他孔隙。长71孔隙类型与长72相似，主要为长石溶孔(0.76%)和粒间孔(0.39%)(图6，表5)，粒间孔比长72更发育，发育少量的岩屑溶孔(0.12%)和其他孔隙。

表5 研究区长7砂岩孔隙类型统计Table 5 Statistical table of pore type of Chang-7 sandstone in the study area

3.2 孔隙结构特征

依据我们所掌握的压汞资料和铸体薄片以及扫描电镜图，分析发现研究区发育的喉道类型主要包括孔隙缩颈型喉道、缩小型喉道以及弯片状或片状喉道(图7)。根据李道品等对孔隙的分类方案，研究区长71属于小孔隙(平均孔径为18.89 μm)而长72属于中孔隙(平均孔径为23.22 μm)(表6)。通过比较分析，研究区长7储层平均孔径基本为小孔隙到中孔隙，孔隙度、渗透率和面孔率相对较小，各小层储层物性存在一定的差异。而长73储层面孔率最小、物性最差。根据上述孔喉分类标准，将研究区长7砂岩储层孔隙组合类型划分为小孔微喉型和中孔微喉型。

图6 研究区长71长石溶孔Fig.6 Chang 71 feldspar dissolving hole in the study areaa.正21井，1 555.80 m，长71，长石粒内溶蚀孔隙；b.庄124井，1，722.93 m，长71，长石颗粒溶蚀产生溶孔。

图7 陇东地区延长组长7主要发育喉道类型Fig.7 Main development of laryngeal tract type of Yanchang group of Chang-7 in Longdong areaa.庄79井，1 883.49 m，长71，微喉道;b.宁75井，1 586.46 m，长71，孔喉连通形态。

表6 研究区长7砂岩孔喉平均孔隙半径统计Table 6 The average pore radius statistics of pore throat of Chang-7 sandstone in the study area

影响岩石渗流性质的重要因素是储层微观孔隙结构。通过压汞试验定量表征孔隙结构，反映出孔喉的大小及分选状况、孔喉连通性及控制流体运动特征[18-19]。对压汞资料的观察发现，长72孔喉较小粒度偏细，中值半径大多在0.10 μm以下；排驱压力的范围是2.13～5.27 MPa，平均值为3.67 MPa；孔喉分布一般，变异系数小于0.2，分选系数在1.04左右；孔喉连通性一般。长71孔喉大于长72孔喉，中值半径主要在0.10 μm左右，其中长712、长713粒度较粗，中值半径大于0.10 μm，排驱压力平均值为2.98 MPa，孔喉分布一般，分选系数小于2，变异系数为0.11左右，说明孔喉连通性较好(表7)。

Ⅰ型压汞曲线代表颗粒分选和储层物性好的一类储层，主要出现在长71和长72(图8a，表8)。Ⅱ型压汞曲线整体特征介于Ⅰ型与Ⅲ型之间，该类型曲线在研究区最为常见，其平台阶段较短，门槛压力为2.80～3.91 MPa，中值压力为4.40～36.13 MPa，平均值为13.90 MPa；而最大进汞饱和度为50.5%～85.9%，退汞效率为8.99%～33.9%，平均值为22.38%(图8b，表8)。研究区储层毛管压力曲线根据砂岩毛管压力曲线特征可分为3种类型(表8)。

表7 研究区长7孔喉结构统计Table 7 Pore throat structure statistics of Chang-7 sandstone in the study area

表8 研究区不同孔隙结构的砂岩物性及特征参数统计Table 8 Statistical of sandstone physical properties and characteristic parameters of different pore structures in the study area

图8 研究区长7储层压汞曲线Fig.8 Types mercury intrusion curves of Chang-7 reservoir in the study area

4 成岩作用研究

成岩作用可破坏原生孔隙，改变原生孔隙的分布规律，影响储层的储集能力，促进次生孔隙的形成，从而改善储层物性，形成有利的储集空间。成岩作用可分为建设性成岩作用和破坏性成岩作用，改善储层物性的有溶解作用和破裂作用，所以说储层成岩作用对储层物性的影响意义巨大[20-22]。

4.1 压实压溶作用

研究区机械压实作用在垂向上的差异较为明显，总体上发育程度中等。由图9中可以看出，储层受到高度压实，在岩性偏细以及塑性碎屑含量较高的砂岩中，碎屑呈定向排列。

压溶作用是在压实作用的基础上发生的，它是在接触点的颗粒发生溶解导致岩石总体积减小的过程。压溶作用使得颗粒间的接触关系从点接触向点—线接触甚至线接触演化，这个过程会导致原生孔隙空间的进一步损失进而致使孔隙连通性变差，这也是造成研究区物性较差的另一个重要原因[23]。

图9 陇东地区延长组长7压实压溶现象Fig.9 Compaction and pressure dissolution of Yanchang group Chang 7 in Longdong areaa.城90井，2 007.60 m，长72，细粒岩屑长石砂岩，颗粒定向排列，压实强烈，铸体薄片；b.庄187井，1 562.70 m，长71，长条形碎屑颗粒顺层定向排列，铸体薄片；c.宁19井，1 475.73 m，长712，丝片状黏土充填孔喉；d.宁50井，1 265.16 m，长711，粒间杂基溶蚀蚀变，结构致密残余孔中充填石英；e.宁75井，1 586.46 m，长712，伊利石呈搭桥状充填粒间孔喉；f.宁54井，1 596.25 m，长712，溶孔中充填自生高岭石。

4.2 胶结作用

胶结作用是指矿物质在孔隙中沉淀，形成自生矿物并使沉积物固结为岩石的作用。胶结作用的成岩效应是堵塞孔隙，是使储层孔隙度降低的重要因素[24]。研究区内有多种类型的胶结作用，包括硅质胶结作用、黏土矿物胶结作用和碳酸盐胶结作用。自生黏土矿物在本区各层位广泛发育，本区自生黏土矿物总体上以水云母为主，高岭石和绿泥石含量相对较少(图10a)。研究区碎屑岩中常见碳酸盐胶结作用，主要为粒间交代物、胶结物或次生孔隙内填充物(图10b)。研究区主要的胶结物有明显的多期次形成特征，其类型为铁方解石和铁白云石。研究区的晶体在成分和大小上差异较大，主要受成岩环境参数的影响，如不同成岩阶段流体和岩石相互作用、氧化还原电位以及流体酸碱度等[25]。研究区砂岩中硅质胶结作用存在但含量较少(1%～2%)，主要原因是碎屑岩成分成熟度较低，主要表现为石英晶体在碎屑石英颗粒表面、粒间孔壁、石英次生加大(图10c)和粒内溶孔中充填式胶结(图10d)。

图10 陇东地区延长组长7胶结作用现象Fig.10 Cementation phenomenon of Chang-7 of Yanchang group in Longdong areaa.宁19井，1 502.71 m，长712，铁白云石及菱铁矿共同充填孔喉生长；b.宁20井，1 765.67 m，长712，粒间溶孔中充填自生铁白云石；c.庄30井，1 841.64 m，长712，石英加大；d.宁51井，1 487.20 m，长721，自生石英充填孔隙生长形态。

4.3 溶蚀作用

溶蚀作用是改善储层物性的重要原因之一，其产生的孔隙是粒间孔隙之后另一种主要储集空间类型，因此对砂岩储层有较大改善作用。溶蚀作用也是研究区砂岩中相对发育的一种成岩作用[26]。主要表现在各种易溶的砂岩组分形成的次生孔隙(图11)。

图11 陇东地区延长组长7溶蚀作用现象Fig.11 Dissolution phenomenon of Chang-7 of Yanchang group in Longdong areaa.里96井，2 282.20 m，长72，斜长石粒内溶孔，铸体薄片；b.白144井，2 137.80 m，长71，长石粒内溶孔，铸体薄片；c.正13井，1 505.62 m，长713，长石粒内溶蚀孔隙；d.宁54井，1 596.25 m，长713，部分长石发生溶蚀产生溶孔。

溶蚀作用发生的第一步是充足的有机酸或无机酸，第二步是拥有通道从而供酸性流体运移，第三步是研究区砂岩中必须存在可溶组分。例如研究区含有丰富的长石颗粒及部分碳酸盐岩屑如白云岩等容易发生溶解形成溶蚀孔[27]。溶蚀孔隙在大的区域上决定不了砂岩中的储集结构，只能局部改善储层物性。

5 结论

(1)陇东地区长7储层主要由中细粒岩屑长石砂岩和长石岩屑砂岩组成，含有少量的长石砂岩和岩屑砂岩；孔隙主要是粒间孔隙，也存在岩屑溶蚀孔和长石溶蚀孔；填隙物主要含有铁方解石、伊利石和绿泥石。

(2)陇东地区长7储层的平均渗透率为0.15 mD，平均孔隙度是8.22%，其中长71平均孔隙度为8.54%，平均渗透率为0.160 mD；长72平均孔隙度为8.29%，平均渗透率为0.140 mD；长73平均孔隙度为7.68%，平均渗透率为0.076 mD。长7储层喉道多为微米—纳米级，长71属于小孔微喉型储层，具有相对“高孔低渗”特征；长72属于小孔微细喉储层，具有“低孔高渗”特征。

(3)影响储层物性的因素众多，总的来说，构造改造、沉积以及成岩作用是控制研究区特低渗透油藏低渗的主要因素。另外，胶结作用以及压实压溶作用等成岩作用不利于储层物性发育，而溶蚀作用有利于储层物性发育。