鄂尔多斯盆地姬塬地区延长组长8油层组储层特征及主控因素

李兆雨　李文厚　吴越　刘溪　张倩　白金莉　杨博

摘要：通过研究区内大量岩心铸体薄片及物性资料分析，对姬塬地区长8段的沉积特征、岩石学特征、孔隙类型、微观孔隙结构特征及成岩作用进行研究，并分析影响储层物性的主要因素。研究后可知，研究区长8储层发育湖泊、三角洲沉积，三角洲前缘水下分流河道砂体是主要的储集体;岩石类型主要为细、中粒岩屑长石砂岩及长石岩屑砂岩，具有成分成熟度较低、结构成熟度一般的特点;粒间孔及长石溶孔是主要的储集空间，孔喉分布为偏小孔细喉型，且分选性差，非均质性强。砂岩孔隙度平均为9.448％，渗透率平均为0.685×10-3μm 为特低渗储层。研究后认为，研究区储层特征主要受到沉积作用和成岩作用的影响，其中沉积相带在宏观上控制了储层的发育条件及分布;压实作用、胶结作用是造成孔隙度下降的重要原因，而溶蚀作用则改善了储层的物性。

关键词：储层特征;主控因素;延长组;姬塬地区;鄂尔多斯盆地

中图分类号：TE122.2+3

DOI：10.16152/j.cnki.xdxbzr.2020－02－004

Characteristics and controlling factors of Chang 8 Reserviorof the Jiyuan Area in the Ordos Basin

LI ZhaoyuLI WenhouWU Yue LIU XiZHANG QianBAI JinliYANG Bo1

Abstract： By analyzing the thin sections and physical property，the petrology feature and pore characteristics of the Chang 8 Formation in the Jiyuan Area， the microscopic reservoir pore structure characteristics， characteristics of porosity and permeability are studied and the reservoir performance′s main influencing factors were analyzed.The results suggest that delta sediments are the main deposits in the Chang 7 Formation， and delta front underwater distributary channel sand is the main reservoir. The lithological characteristics mainly include fine－grained lithic feldspathic sandstone and feldspathic detritus sandstone， with low compositional maturity and middle textural maturity. Granular pore and secondary feldspar－dissolution pore are the main pore types. Pore throat presents fine pore fine throat with poor sorting and high micro－heterogeneity. The Chang 7 reservior has low permeability of which the porosity is below 9.448％and the permeability is less than 0.685×10-3μm2. The reservoir characteristics are influenced by deposition and diagenesis primarily. Sedimentary facies zone controlled development and distribution of reservoir. Besides， compaction and cementation lead to porosity decreased， but the dissolution improves the reservoir propert.

Key words： reservoir characteristics; controlling factors; Yanchang Formation; Jiyuan Area; Ordos Basin

受印支運动的影响， 晚三叠世鄂尔多斯盆地为一大型内陆不对称拗陷盆地， 并实现了由海相、 海陆过渡相到陆相的演化， 广泛发育河流相、 三角洲相及湖泊相碎屑岩沉积。 研究普遍认为，延长组长8油层组发育良好储层，与上覆长7油层组构成典型的上生下储式油藏。近年来，随着勘探程度不断深入，姬塬地区及周边区域显示出较好的勘探开发前景。前人对延长组长8油层组姬塬地区及其周边的储层特征、成岩作用及成岩相等方面进行了深入研究［1］。本研究在前人研究的基础上，从沉积相及其控制下的砂体展布特征入手，深入分析储层的岩石学特征、孔隙类型、微观结构特征、主要成岩作用，并通过定量化指标分析成岩作用对孔隙演化的影响，判断成岩阶段，恢复孔隙演化史，深化对姬塬地区延长组长8储层的认识，以期推动油田勘探开发的进程。

1 地质概况

晚三叠世延长期，鄂尔多斯盆地主要发育一套完整的河流—湖泊陆源碎屑岩沉积，自下而上可划分为10个油层组。长10—长7期为湖进期，湖岸线迅速向外推移，长7期湖盆发育至鼎盛阶段，深水沉积广泛分布于黄陵、富县、吴起、定边、环县、长武、旬邑等地区，广泛发育的深湖相泥岩构成了盆地中生界的主力生油岩;长6—长4+5期，湖盆经历短暂的湖泛后随即进入衰退萎缩阶段，直至逐渐消亡。研究区在长8期处于湖盆扩张期，盆地基底继续沉降，向南东敞开，为典型的浅水三角洲［2-5］（见图1）。姬塬地区位于鄂尔多斯盆地中西部，横跨伊陕斜坡和天环拗陷两个构造单元，受东北、西北及西南3个方向的物源影响［2-3］。长82期，尽管南部秦岭造山带开始隆升，但西南缘构造带尚未进入活动期，姬塬地区的构造环境较为稳定。长81期，由于秦岭隆升造成基底抬升，湖岸线向半深湖推进，水体逐渐变浅［6］。长8油层组是研究区预测储量的主力油层，勘探潜力较大。储集条件不同，油田开发方案和开发效果存在明显差异［4］，因而对储层开展深入研究，有利于科学地指导勘探开发实践。

2 沉积特征及砂体展布

受河湖共同影响，研究区长8油层组为曲流河三角洲前缘亚相和湖泊相，主要发育水下分流河道、分流间湾等沉积微相。三角洲前缘水下分流河道为褐色油斑细砂岩、浅灰色细砂岩，发育平行层理、板状及槽状交错层理，该微相发育的砂体是研究区的主要储集体。分流间湾为灰色泥质粉砂岩、深灰色及黑色碳质泥岩，多以夹层或薄层透镜状产出，岩心中可见水平层理及透镜状层理，发育大量植物茎干化石。从岩性柱状图上可以看出，自然电位曲线为多个钟形曲线的叠合，自然伽马曲线呈齿状，二者均呈现较高的峰值，反映了水下分流河道砂体和分流间湾粉砂质、泥质在垂向上相互叠置（见图2）。研究区长8油层组分流河道宽为4～23 km，砂体厚度4～20 m，砂地比为6.7％～89％，平均36.8％。总体来看，砂体发育主要受河道制约，呈北西—南东及北东—南西向展布，主河道部位砂体较厚，向两侧变薄。河道砂体在向前推进的过程中频繁分流交汇，两支次级砂体在研究区中部的王盘山—小涧子一带汇集。三角洲前缘砂体上覆长7生油岩，不仅可以为砂体提供油源，还可作为良好的盖层（见图3）。

3 储层岩石学特征

3.1 成分特征

根据岩心观察及薄片鉴定，姬塬地区长8段储层岩性为细—中粒、中粒岩屑长石砂岩及长石岩屑砂岩（见图4）。其成分特征为：长石质量分数为18.76％～66.29％，平均37.14％，主要为正长石、斜长石及微斜长石;石英质量分数为20.25％～55.06％，平均35.08％;岩屑含量变化较大，质量分数为10.47％～69.02％，平均27.7％，以低—中级变质岩岩屑（千枚岩、板岩、片岩）为主，其次为火成岩岩屑（花岗岩、隐晶岩），沉积岩岩屑含量较少。

研究区长8段砂岩填隙物的质量分数平均为13.56％，胶结物含量远高于杂基，主要包括铁方解石（5.23％）、绿泥石膜（2.61％）、水云母（2.85％）、高岭石（0.095％）及硅质（1.49％）等。铁方解石最高，占填隙物质量分数的38.6％;杂基主要为暗黑色的泥铁质。大量的填隙物极大地影响了储层的物性。

3.2 结构特征

根据薄片粒度统计可知，研究区长8油层组两个亚段砂岩分选磨圆中等，主要为次棱角状、次棱角—次圆状。支撑类型为颗粒支撑，颗粒之间为点—线接触，胶结类型为孔隙-薄膜式、孔隙式、加大-孔隙式。

综上所述，研究区储集层的砂岩骨架碎屑组分为中长石、石英近等，岩屑含量较高，成分成熟度低、结构成熟度一般，这说明研究区长8层的沉积物没有经过长距离的搬运及流水的改造，具有近物源沉积的特点。

4 储层孔隙类型和微观结构特征

4.1 孔隙类型

通过铸体薄片及扫描电镜分析，研究区长8油层组的孔隙类型主要有原生粒间孔、长石溶孔（见表1，图5A、B）、岩屑溶孔及少量自生矿物晶间孔，也见少量储层微裂缝及填隙物微孔隙。研究区目的层的砂岩面孔率为0.3％～6.58％，平均为2.08％，平均孔径为32.41 μm。以上孔隙以不同的方式组合叠加，形成多种孔隙组合类型，其中以长石溶孔-粒间孔型为主，成为姬塬地区长8油层组的主要储集空间。

4.2 孔隙结构特征

根据主要毛管压力曲线参数分析可知，长8储集层的排驱压力为0.074～11.78 MPa，平均1.532 MPa;中值压力为1.95～31.21 MPa，平均10.058 MPa。所对应的最大孔喉半径为0.804～1.496 μm，平均为1.084 μm;中值半径为0.024～0.384 μm，平均为0.148 μm。最大进汞饱和度为43.88％～98.8％，平均为74.42％;退出效率为16.67％～44.25％，平均为30.97％。由此可以看出，研究区长8储集层的排驱压力较大，喉道半径小，退汞效率低;喉道类型主要为弯片型、缩颈型，孔隙缩小型喉道基本不发育孔，孔喉分布偏向小孔细喉型，孔喉结构差。

此外，整体来看，其压汞曲线的平台较短，且逐渐向右上方倾斜，体现了孔喉分选较差、非均质性强的孔隙结构特征（见图6）。因此，研究区长8储层孔隙结构多为中门槛压力-细喉道型，孔喉连通性较差。

4.3 物性特征

通过对研究区的岩心物性资料分析统计得出，姬塬地区长8油层组的孔隙度为5.6％～16.3％，平均为9.448％，渗透率为（0.15～2.632）×10-3μm 平均为0.685×10-3μm 整体表现为中低孔、 低渗的特征。 此外， 长8油层组各亚段在纵向上的物性特征也表现出一定差异。 长82段，孔隙度频率分布直方图呈双峰分散型，在10％～12％及12％～14％处出现两个峰值，占样品总数的51％;该亚段的渗透率频率集中在（0.1～0.5）×10-3m2及（1～3）×10-3μm2两个区间内，整体表现为中孔-低渗的特征。长81段，孔隙度主要分布在6％～10％，占样品总数的68％，其渗透率频率直方图呈单峰型，渗透率处于（0.1～0.3）×10-3μm2的样品频率最高，达到48.8％，呈现出低孔-特低渗的特点。长82段的孔隙度及渗透率均高于长81段，表明前者的物性相对较好。研究区长8储层以粒间孔、溶孔为主，二者之间有一定的连通性，孔隙度和渗透率之间有较好的正相关性（见图7）。

5 储层主控因素

低渗储层的岩性控制物性，物性控制含油性，而岩石的物性是多种因素共同作用的结果，如物源、沉积环境、成岩作用、构造运动及生烃作用等。沉积作用决定了砂岩碎屑矿物的成分及结构，成岩作用使得碎屑矿物成分和孔隙结构发生重大变化［7-8］，二者是影响储层储集性能最重要的因素。

5.1 沉积环境是控制储层发育的地质基础

沉积相带控制了储层的发育条件及优质储层的分布范围，不同沉积微相的砂体具有不同的物性特征和分布规律［9-10］。研究区长8段主要为三角洲—湖泊沉积环境，结合沉积微相展布与物性资料分析可知，其水下分流河道微相砂体的孔隙度平均为12.37％，渗透率为0.79×10-3μm2;河口坝、水下天然堤微相砂体的物性变差;而分流间湾孔渗值很低，平均孔隙度仅为5.44％，渗透率平均为0.21×10-3μm2（见图8）。不同沉积微相控制下的储层物性存在如此大的差异，其原因主要是，水下分流河道由于处于高能环境，水动力强，颗粒的分选磨圆较好，粒度粗，杂基较少，有效孔隙度高。此外，有利的岩石结构特征有利于成岩作用后期酸性流体进入而产生次生孔隙，可以有效改善孔喉的连通性。而远砂坝、水下天然堤、分流间湾等，由于其水动力强度弱，粒度变细，分选变差，杂基增多，使物性变差，在强烈的压实作用下，杂基挤入孔隙，使储层孔渗值减小。在同一沉積微相的不同部位， 砂体的孔渗条件也不同。水下分流河道中央的砂体厚度大，粒度较粗，分选较好，杂基含量低，孔喉连通性好；河道侧翼的砂体厚度小，粒度细，分选差，孔喉小，连通性差。因此，主河道砂体的物性远远好于水下分流河道两侧砂体的物性（见表2）。

5.2 成岩作用类型及特征

成岩作用控制着储层的孔隙演化及垂向分带性，决定着储集性能的好坏，是储层形成和发育的必经阶段［11-12］。姬塬地区长8砂岩在埋藏成岩过程中，主要经历了压实作用、胶结作用、溶蚀作用，这些成岩作用在很大程度上改变了长8储集层的孔隙结构和物性。

5.2.1 压实作用 压实作用包括早期机械压实和晚期化学压实阶段，结果是孔隙水排除，颗粒紧密排列，导致原生孔隙大量丧失，是一种破坏性成岩作用［13］。姬塬地区长8油层组主要为长石岩屑砂岩及岩屑长石砂岩，早期经历了较为强烈的机械压实，铸体薄片镜下可见颗粒多呈半定向—定向排列，骨架颗粒线状接触明显。部分碎屑颗粒可见凹凸状接触，石英次生加大发育，镜下可见Ⅱ级加大边，表明储层经历一定压溶作用。岩屑、云母等软组分发生塑性弯曲变形（见图5C），有的被挤入孔隙发生假杂基化，使原生孔隙大量丧失。部分石英及长石颗粒表面出现微裂缝，表明长8段储层部分已演化至中成岩B期。

5.2.2 胶结作用

1）碳酸盐胶结作用。研究区长8砂岩中碳酸盐胶结发育较为普遍，质量分数为1.12％～17.03％，平均为5.34％，主要是方解石、铁方解石。根据其结构演化特征，碳酸盐胶结物可以划分出3期：早期以泥晶方解石为主，但该期胶结物在研究区并不十分发育;中期为细—粉晶含铁方解石，呈嵌晶式充填于粒间孔中，或充填于长石、岩屑的次生溶蚀孔隙，也见以交代长石的形式存在（见图5D）;晚期铁方解石晶体发育粗大，铁白云石含量较低，可能是通过交代铁方解石的方式产出，充填于原有粒间孔及粒内溶蚀孔内［14］。碳酸盐胶结物沉淀后，堵塞孔喉，使储层变得致密，虽在一定程度上抵消了强烈的压实作用，但由于后期溶蚀作用非常微弱，碳酸盐类溶孔在研究区几乎不发育，因而对储层物性的破坏作用极大，对改善储集性能的作用微乎其微。从碳酸盐含量与孔隙度、渗透率的相关关系图可以看出，碳酸盐含量越高，孔渗值越低，物性越差（见图9）。

2）黏土矿物胶结作用。通过X衍射分析可知，本区的黏土矿物主要包括绿泥石、伊利石，另有少量的高岭石、伊／蒙混层（见表3）。①绿泥石。在研究区储层中发育的绿泥石多以孔隙衬边的形式产出，围绕颗粒表面形成一层黏土膜（见图5E），一般形成于早成岩A期;另外，也可见少量线球状、针状绿泥石充填于孔隙中（见图5F），是较晚期成岩阶段的产物。一般认为，绿泥石薄膜对储层的发育和保存有一定意义：一方面可以抵消部分埋藏过程中不断增加的上覆压力，阻止石英和长石的次生加大及碳酸盐胶结物的沉淀［15-16］，增强砂岩的抗压实能力，有效保存粒间孔;另一方面，其可以为酸性流体提供通道和空间，有利于成岩后期的长石、碳酸盐矿物的溶蚀，促进了次生溶蚀孔隙的形成。但是，后期发育的绿泥石充填孔隙、占据喉道，对储层的孔隙结构及物性产生破坏。②伊利石为较晚成岩阶段的产物，含量仅次于绿泥石，在电镜下呈卷片状、丝发状充填于粒间孔隙（见图5G），或者以颗粒包膜衬边的形式存在。随着埋藏深度的增加，伊／蒙混层中的蒙脱石逐渐向伊利石转化，伊利石含量出现增加的趋势。③高岭石。研究区的高岭石含量较低，多为长石溶蚀后的产物，扫描电镜下为典型的书页状集合体，以孔隙充填方式产出（见图5H）。高岭石的发育意味着溶蚀作用的发生，长8储层中发育一定量的高岭石晶间孔隙，一定程度上起到了改善储层物性的作用。

3）硅质胶结作用。研究区长8储层中硅质胶结普遍发育，平均质量分数为1.49％，常以石英次生加大边的形式出现，加大边与原生石英颗粒之间常以黏土薄膜分开。此外，通过扫描电镜观察，部分粒间孔中也发育自生自形石英雏晶（见图5F）。无论是石英次生加大还是自生石英充填孔隙，都会切割原有的孔喉结构系统，使喉道变得弯曲、迂回，导致储集性能明显下降。

5.2.3 溶蚀作用 烃源岩中的有机质在成岩演化的成熟期释放大量CO2，使孔隙流体的pH值降低，整个成岩环境转变为弱酸性—酸性。酸性流体进入砂岩后对部分胶结物进行溶蚀，产生次生孔隙，从而改善储层的孔渗条件。据统计，溶蚀作用可提供3％～5％的面孔率［17-19］，是一种建设性的成岩作用，溶蚀作用较强的层段更容易形成有利的储集层［20-21］。

研究区长8储层中，溶蚀作用主要有长石颗粒溶蚀和岩屑溶蚀，碳酸盐类溶蚀几乎不发育。镜下可见长石颗粒的边界被溶蚀成港湾状，有的沿长石双晶方向进行溶蚀，形成蜂窝状、条带状粒内溶孔、网状溶蚀孔，其中，具有定向性的条带状粒内溶孔最常见（见图5I）。长石溶孔可以改善粒间孔之间的连通性，进而提高砂岩的储集性能。长石溶蚀普遍发育的地区，容易成为低渗、特低渗背景下优质的储集空间，对储集层的形成具有建设性意义。

5.2.4 成岩阶段划分

成岩阶段是成岩演化过程的时间性。 本研究根据应凤祥等修订的中国石油天然气行业碎屑岩成岩阶段划分标准（SY／T5477－2003），并结合研究区自生矿物分布及演化、黏土矿物特征、溶解作用、颗粒接触关系、孔隙结构、古地温、镜质体反射率（Ro，％）等指标进行研究区成岩阶段的判断（见图10）。通过铸体薄片、扫描电镜、X衍射等分析可知，研究区长8砂岩伊／蒙混层中蒙皂石质量分数多为15％～50％，少量<15％;高岭石、伊利石、绿泥石等黏土矿物发育;见石英Ⅱ级加大边;方解石以亮晶方解石为主，也见含铁方解石、铁白云石;长石及岩屑溶解作用发育，碳酸盐类几乎不发生溶解;颗粒之间呈点—线状及缝合线状接触。根据前人研究成果可知，长8油层组Ro值多小于1.2％。综合以上主要指标，可判断姬塬地区长8砂岩普遍达到中成岩A期，局部已进入中成岩B期。

5.3 成岩作用对孔隙演化的影响

储层砂岩在埋藏过程中经历了复杂的成岩演化过程，除沉积作用及沉积物内在特征外，储层孔隙演化受到成岩作用的明显制约［21］。通过对表征储层成岩相各主要参数的计算，可以对不同成岩作用背景下，儲层物性的演化进行定量化分析，恢复孔隙演化史［22-24］。本研究主要分析了对储层物性影响最大的3种成岩作用（压实、胶结、溶蚀作用）对储层孔隙演化的贡献率，涉及的参数主要包括压实损失孔隙度、胶结损失孔隙度、溶蚀增加孔隙度等。

原始孔隙度（φ原）可以通过经验函数公式计算，即原始孔隙度（φ原）=20.91+22.9／So。其中，So为Trask分选系数，通过粒度累计曲线25％和75％处颗粒直径之比的平方根计算得到。

压实后剩余孔隙度（φ压）=（粒间孔面孔率+胶结物溶孔面孔率）×物性分析孔隙度+胶结物含量；

压实、胶结、交代后的剩余粒间孔隙度（φ胶）=粒间面孔率／总面孔率×物性分析孔隙度；

溶蚀作用增加孔隙度（φ溶）=溶孔面孔率／总面孔率×物性分析孔隙度；

破裂作用增加孔隙度（φ裂）=裂缝面孔率／总面孔率×物性分析孔隙度。

研究区不同成岩作用对孔隙演化的影响程度有明显差异（見表4）。从表4中可以看出，姬塬地区长8段砂岩原始孔隙度为31.69％，长82段压实后剩余孔隙度为12.03％，压实、胶结、交代后的剩余粒间孔隙度为8.22％，溶蚀作用产生的孔隙度为2.28％;长81段压实后剩余孔隙度为15.29％，压实、胶结、交代后的剩余粒间孔隙度为3.88％，溶蚀作用产生的孔隙度为5.20％，破裂作用产生的孔隙度为0.08％。 由此可知， 压实、 胶结作用是导致研究区长8储层孔隙度降低、 物性变差的主要因素， 压实作用占主导; 溶蚀作用产生的次生溶蚀孔隙在很大程度上改善了储层孔渗能力， 是极为重要的建设性成岩作用， 特别是在长81储层中，很大一部分孔隙是由溶蚀作用贡献的。

6 结 论

1）姬塬地区延长组长8油层组主要发育三角洲前缘及浅湖沉积，主要发育水下分流河道、分流间湾等微相类型。其中，水下分流河道砂体构成其主要的储集层。长8储层的岩石类型为长石岩屑砂岩、岩屑长石砂岩，粒度中—细，分选磨圆好—中等，多为次棱角状，具有成分成熟度低、结构成熟度一般的特点。

2）研究区长8储层的孔隙类型主要为粒间孔和次生溶蚀孔隙，以小孔为主，孔隙度平均为9.448％，渗透率平均为0.685×10-3μm 整体表现为小孔-低渗的特点。喉道类型多为弯片型、缩颈型，孔喉组合主要为偏小孔-细喉、微细喉型，孔喉分选较差，储层非均质性强。

3）影响研究区长8储层物性的因素有沉积环境和成岩作用。沉积环境决定了砂岩碎屑矿物成分及结构特征，控制着孔隙发育的平面展布及优质储层的分布；成岩作用影响着孔隙结构的演化过程。研究区长8油层组经历的成岩作用主要有压实作用、胶结作用及溶蚀作用，压实、胶结作用使储层原始孔隙大量丧失;长石及岩屑溶蚀产生的次生溶蚀孔隙有效改善了储层物性，特别是长81储层，溶蚀作用贡献了约5.2％的孔隙度。综合成岩阶段划分指标，判断研究区长8砂岩普遍达到中成岩A期，部分达到中成岩B期。

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（编 辑 雷雁林）

收稿日期：2019－11－25

基金项目：国家自然科学重点基金资助项目（41330315）;陕西省自然科学基础研究计划资助项目（2013JQ5009）

作者简介：李兆雨，女，山东临沂人，博士生，从事古生物与地层学研究。