甘泉地区长8 段储层特征及油气富集规律

朱必清，陈世加，雷俊杰，白艳军，尹相东

（1.西南石油大学地球科学与技术学院，四川 成都 610500；2.延长油田股份有限公司，陕西 西安 710000）

鄂尔多斯盆地是我国重要的油气生产基地，天然气主要分布于奥陶系和二叠系，石油主要分布于三叠系延长组和侏罗系延安组，储层具有“低渗透、低压力、低丰度”的特征[1]。其中，三叠系延长组具有丰富的致密油资源[2]，其油藏特征表现为：无明显油水界面，含油饱和度较低，油水同层、差油层、油层和干层交替分布，局部地区出现油水倒置[3]。甘泉地区长8 段已发现工业油气流，但油藏油水界面难以识别，储层非均质性强，无明显圈闭界限，优质有效储层是油气聚集的关键[4]。因此，储层特征研究有助于揭示油气差异富集规律[5-7]。甘泉地区位于鄂尔多斯盆地东南部，在区域上分别与安塞县、志丹县和富县接壤，构造上位于伊陕斜坡南部（图1）。根据沉积旋回特征，甘泉地区长8 段内部以一套分布连续的薄层泥岩为界，可分为长81和长82亚段，岩性以细粒长石砂岩为主（图2），长82亚段是主要的产油层[8-9]。然而，目前缺乏对甘泉地区长8 段内部储层特征的研究，长81和长82储层特征差异不明，未能从储层微观特征角度去解释油气差异富集的原因。为此，通过分析长8 段内部储层特征，明确储层主控因素，并阐明长81和长82储层特征差异及其与油气富集的关系，为下一步勘探提供建议。

图1 甘泉地区地理位置

1 地质背景

甘泉地区构造相对简单，整体为一个西倾的单斜，局部发育小型鼻状隆起[4，8]。延长组沉积时期位于湖盆沉积中心地带，发育多套烃源岩，砂体粒度较细。长9 沉积期为湖盆初次扩张期，沉积一套区域性的李家畔页岩。长8 沉积期湖盆东北缘形成具有建设性的三角洲沉积体，辫状河三角洲砂体向前推进，区内发育多条分流河道，多期河道砂体叠置，是油气聚集的有利场所。长7 沉积期湖泊再次扩张，水深加大，发育一套连续的张家滩页岩[10]。自长9 至长7 沉积期，区内发育良好的生储盖组合，长8 沉积期形成的河道砂体是区内油藏的主要储集体（图2），但河道摆动幅度大，存在多期叠置，储层非均质性较强，油气多为非连续性聚集。

图2 甘泉地区X113 井地层柱状图

2 储层特征

2.1 储层岩石学特征

2.1.1 岩石类型

长81亚段砂岩储层类型主要为岩屑长石砂岩，长石砂岩次之。长石平均含量为46%，石英平均含量为35%，岩屑平均含量为19%。长石以钾长石为主，斜长石次之。岩屑主要为变质岩岩屑，沉积岩岩屑次之，岩浆岩岩屑最少。云母含量为0.5%～6.0%，钙质碎屑为0.5%～5.0%。粒度分选为中-好，磨圆度为次棱状-次圆状，支撑类型以颗粒支撑为主。颗粒之间为点线式接触，常见石英次生加大边。胶结类型主要是孔隙式胶结，胶结物成分按照含量依次为铁方解石、绿泥石、伊利石以及伊蒙混层。

长82亚段储层岩石类型主要为长石砂岩，岩屑长石砂岩次之。长石平均含量为51%，石英平均含量为39%，岩屑平均含量为10%。长石以钾长石为主，斜长石次之。岩屑主要类型为沉积岩和变质岩岩屑，岩浆岩岩屑最少。云母含量为2%～15%，钙质碎屑为2%～10%。粒度分选好，磨圆度以次棱状为主，支撑类型主要为颗粒支撑。胶结类型包括压嵌式、薄膜式和孔隙式胶结，碳酸盐胶结物为主要填隙物成分。碎屑颗粒之间为点线式接触，部分可见凹凸式接触。同样，填隙物成分主要为胶结物，胶结物以铁方解石为主，其次为绿泥石和伊利石（图3）。

总体而言，长81和长82砂岩储层长石和岩屑含量高，稳定组分的相对含量一般，成分成熟度中等；颗粒分选中等-好，磨圆为次棱角-次圆状，碎屑成分为颗粒支撑，结构成熟度相对较高[11]。

2.1.2 矿物组分

长81和长82储层矿物成分较为接近，均以石英、长石为主，含少量白云石、方解石等（图3a）。脆性矿物主要包括石英、长石和黄铁矿等，碳酸盐矿物主要包括方解石、白云石和菱铁矿等，黏土矿物含绿泥石、高岭石、伊利石和伊/蒙混层。长81储层脆性矿物含量为64.47%～83.60%，平均为74.15%，黏土矿物含量为7.85%～16.00%，平均为13.98%，碳酸盐矿物含量为3.67%～27.68%，平均为11.87%。长82储层脆性矿物含量为 65.54%～88.66%，平均为75.69%；黏土矿物含量为7.98%～23.82%，平均为14.81%，碳酸盐矿物含量为2.49%～16.22%，平均为9.50%（图3b）。脆性矿物含量越高，储层改造越容易，进而提升致密油采出率，可见长82储层是有利的改造层。长81和长82储层的黏土矿物均以伊利石为主，绿泥石次之，高岭石和伊蒙混层较少，伊利石充填碎屑孔隙较为常见。但碳酸盐矿物在不同深度段的含量差异较大，表明储层胶结程度变化较大，纵向上长81亚段胶结程度略强于长82亚段。

图3 甘泉地区长8 砂岩成分三角图（a）和储层矿物组分三角图（b）

2.2 储层孔隙结构特征

2.2.1 孔隙类型

根据铸体薄片、扫描电镜资料的分析，溶蚀孔为主要的储集空间，主要类型有溶蚀粒间孔、长石溶孔、岩屑溶孔，同时发育绿泥石晶间孔（图4）。此外，微裂缝少量分布于长8 段储层，具有储集能力[9]。长82储层长石含量高，长石溶孔占比相对较高，约为37%，溶蚀粒间孔占比约为34%，孔隙组合以长石溶孔-溶蚀粒间孔为主。长81储层主要发育溶蚀粒间孔和长石溶孔，分别占比为38%和 27%，孔隙组合同样以长石溶孔-溶蚀粒间孔为主。

图4 甘泉地区长8 段内部储集空间微观特征

原生孔隙的发育程度在长81亚段和长82亚段具有较大差异。原生粒间孔在长82亚段保存较好，占比约为13%，但是在长81亚段的占比仅为5%。此外，不同井区的原生粒间孔含量差异较大，在一定程度上受沉积微相的控制。纵向上，长82亚段产油量更高，平面上长82油藏为非连续性聚集，不同井区之间产油量不同。据此推测，原生粒间孔的发育程度和沉积微相展布特征对油藏的分布具有一定的控制作用。

2.2.2 孔喉结构

压汞曲线形态受孔隙歪度和分选性等因素控制，因此可根据压汞曲线的形态反映孔隙结构特征，如孔喉的分选性、歪度、中值半径和排驱压力等[12]。由图5 可以看出，长81储层孔隙分选较差，略细歪度。经过大量统计，长81储层排驱压力为2.19～14.63 MPa，平均为7.62 MPa；中值压力为6.96～47.21 MPa，平均为27.32 MPa；中值喉道半径平均为0.05 μm，平均孔隙直径为17.8 μm，属于小孔微喉型；最大进汞饱和度为12.98%～91.26%，平均为45.48%，可见储层非均质性较强；退汞效率为20.60%～68.71%，平均为30.61%，孔隙连通性较好（表1）。

图5 甘泉地区长8 段储层毛管压力曲线

长82储层为略细歪度，分选较好。排驱压力为0.22～7.96 MPa，平均为 3.67 MPa；中值压力为4.56～37.39 MPa，平均值为15.20 MPa。中值喉道半径为0.02～0.13 μm,平均为0.07 μm，平均孔隙直径为34.7 μm，属于小孔微喉型；最大进汞饱和度为24.46%～88.78%，平均为71.23%，可见储层非均质性相对较弱；退汞效率为17.14%～38.46%，平均为23.25%，孔隙连通性较差（表1）。

表1 甘泉地区长8 段储层毛管压力曲线参数对比

2.3 储层物性

通过对107 块岩心样品的统计，长81储层孔隙度为1.5%～14.5%，平均值为6.5%；渗透率为0.063 8×10-3～4.970 0×10-3μm2，平均值为0.300×10-3μm2。通过对84 块岩心样品数据的统计，长82储层渗透率为0.022×10-3～20.460×10-3μm2，平均值为0.46×10-3μm2；孔隙度为3.0%～18.5%，平均为9.4%（图6a、b），可见长81和长82均属于致密储层。从孔渗相关性来看（图6c），长82储层孔隙度和渗透率相关性好，长81储层相关性较差，表明长81储层原生孔隙未能得到有效保存，次生孔隙和微裂缝较为发育[13,14]。

图6 甘泉地区长8 段储层孔隙度-渗透率关系

就频率分布区间来看，长81储层渗透率主要分布为0～0.1×10-3μm2和0.1×10-3～0.3×10-3μm2这两个区间，频率分别为33%和51%；长82储层渗透率主要分布于0～0.1×10-3μm2和0.1×10-3～0.3×10-3μm2两个区间，频率分别为54%和37%，这表明长81和长82储层较为致密，渗透率普遍较低，无法支持后期原油的长距离运移。然而，与长81储层相比，长82储层渗透率值范围更大，储层连通性相对较差。长81储层孔隙度主要分布于三个区间，分布频率较为接近。长82储层孔隙度主要分布于5%～8%和10～15%两个区间，频率分别为41%和31%，且平均孔隙度较高，表明长82储层储集空间发育，优于长81储层。

3 储层主控因素

3.1 沉积微相条件

沉积微相对储层的形成具有显著的控制作用，优质储层的发育以沉积微相的分布为基础，三角洲分流河道微相的砂体物性最好[15-16]。长8 沉积期研究区处于辫状河三角洲前缘，物源来自北东方向，多条水下分流河道呈朵叶状分布（图7）。水下分流河道砂体砂质较纯，以细砂岩为主，主要碎屑成分为石英、长石和岩屑，垂向上表现为正韵律。而水下分流间湾微相中粉砂岩和泥岩呈互层出现，黏土矿物含量较高，河口坝砂体为逆韵律。

石英、长石和岩屑是优质储层的主要碎屑成分，并且砂岩粒级与储层的抗压实能力呈正相关[16]。分流河道砂体的粒级相对优于分流间湾，且杂基含量少，呈颗粒支撑结构。此外，河道砂体为“顶平底凸”的透镜状，砂岩为正韵律分布，有利于原生孔隙保存[17]，是优质储层发育的最佳场所。钻井资料显示，优质储层主要分布于水下分流河道微相中，多数产油井均沿河道分布，主要产层段均位于于河道砂体内部（图7）。早期形成的高孔高渗储层，有利于油气大量聚集，而后期储层因次生改造，物性变差，油气滞留于孔隙发育地区，即水下分流河道微相中。

图7 甘泉地区长82亚段（a）和长81亚段（b）优质储层与油水分布叠合

3.2 成岩作用

白垩纪时期，鄂尔多斯盆地达到最大沉降深度，后期又经历构造抬升[18]，因此研究区内经历的成岩作用较为复杂，包括胶结交代作用、溶蚀作用和压实作用等。压实作用和胶结作用为破坏性成岩作用，其中压实作用往往是造成孔隙度损失的主要原因，而晚期碳酸盐胶结是造成储层致密的关键因素[19,20]。溶蚀作用为建设性成岩作用，有利于增加孔隙度。但各种作用相互交叉，多期重叠。压实改造作用在长82段储层较为常见，具体表现为，镜下可见碎屑颗粒定向分布，云母泥化现象明显，顺层分布，而云母含量极高会导致储层物性更差（图4d）。胶结作用较为普遍，多见钙质和泥质胶结，晚期铁方解石胶结物充填粒间孔（图4e），并且水云母作为造成储层致密的重要胶结物[17]，含量较高，是导致储层致密的又一因素。

溶蚀作用通常是形成优质储层的关键，其形成的溶蚀孔是研究区内重要的油气储集空间。此外，绿泥石在研究区内大量发育（图4 b、c），对孔隙起到一定的保护作用。可见，在压实作用较为强烈的条件下，优质储层的发育离不开溶蚀作用的改造以及绿泥石对孔隙的保护作用。但有研究表明部分地区的溶蚀作用对储层物性的改善极为有限[21,22]。虽然甘泉地区普遍发育长石溶孔、岩屑溶孔和溶蚀粒间孔，但粒间溶蚀孔和长石溶孔通常可见黏土矿物伊利石和云母的充填（图4b、e），并且强烈的压实作用可直接抑制溶蚀作用的发生。晚期的胶结作用，包括泥质胶结、钙质胶结和碳酸盐胶结等，再次占据孔隙空间，充填溶蚀孔隙，进一步降低储层孔隙度。因此，压实和胶结作用是导致储层致密的主要因素。

4 储层特征与油气富集

长81和长82储层分别与生烃潜力很好的长7 和长9 烃源岩相邻[23]，具有良好的烃源基础。此外，研究区内储层非均质性强，岩性变化快，局部发育低幅度构造，可形成有效的岩性、物性和构造圈闭。但是勘探情况表明，长8 段内部油气分布不均，为非连续性聚集，油气在纵向和平面上差异富集。简而言之，在烃源条件良好的条件下，长8 段内部储层特征的差异将会对油气的富集起到重要影响。通过对长8 段内部储层特征对比分析发现，油气的纵向富集受控于长81和长82储层特征的差异，而平面富集主要受储层平面展布特征的控制。

4.1 油气纵向富集规律

长81和长82储层优质储层均分布于水下分流河道砂体中，两者之间的差异主要表现为孔喉微观特征的差异。与长81储层相比，长82储层最大进汞饱和度较高，退汞效率偏低，所以在压力充足的条件下更有利于油气的充注和聚集，且不易再次排出。在成岩作用方面，长82储层经历了强烈的压实作用，溶蚀和胶结交代作用较弱，后期溶蚀孔隙较少。因此，长82储层孔隙度较高、原生孔隙发育、储层排驱压力低，油气在生烃增压作用下，更容易大规模运移至长82储层并聚集，所以已发现油藏会主要聚集于长82储层。

长81储层原生孔隙保存较差，孔隙结构不利于油气充注，早期运移至长81储层的油气很有可能顺渗透率较好的砂体沿单斜运移，远源成藏。后期溶蚀和胶结作用较为强烈，严重破坏早期的油气聚集，并且晚期储层致密化之后仅有少量的溶蚀孔隙作为储集空间，从而导致长81油藏规模较小（图7）。

4.2 油气平面富集规律

显然，长82和长81油藏的分布与优质储层分布范围叠合良好（图7）。长82油藏在研究区内均有分布，长81油藏主要分布于研究区西部，但长81油藏在研究区中部含油性较差（图7b）。结合前述分析可知，早期充注长81储层的石油可能经高孔高渗砂体运移至湖盆边部，现今发现的油藏应主要为储层致密化之后的油气聚集而成。由于研究区西部烃源岩发育较好，生成的油气可直接在优质储层的溶蚀孔隙中聚集，所以长81储层在甘泉地区西部油气产量较高。而中部区域在早期是油气运移通道，后期因缺乏良好的源储配置，并无大量油气聚集。但总体而言，高产井在优质储层中零星分布，而优质储层未分布区域多为水井，说明优质储层的展布特征对油气的平面富集有重要的控制作用。

由图7a 可以看出，X113 井与Q2 井均分布有优质储层，可试油结果显示X113 井为出油井，Q2 井为水井。为此进行荧光观察，发现储层多见沥青充填（图8），多发程度不等的黄色荧光，缺乏流动空间。铸体薄片观察表明，X113 井原生孔隙发育较好，而Q2 井主要发育溶蚀孔。据此认为，油气早期充注孔隙较为发育的井区（X113 井），偏酸性的流体对储层进行溶蚀改造，但后期因为沥青封堵、压实作用以及地层水中方解石沉淀[24]，油气无法排出，滞留原地。与之相反，Q2 井长82储层原生孔隙度较低，无法接受油气的大量充注，所以即使后期溶蚀作用较强，也无油气聚集。

图8 甘泉地区长8 段储层沥青

综上所述，长82储层孔隙结构较好，储集空间发育，溶蚀改造作用较弱，原生孔隙保存较好，利于油气的充注和保存。此外，晚期沥青析出并封堵孔隙，剩余油气多滞留于原地，高孔隙度地区是油气富集的天然“甜点段”[25]。

5 结论

（1）甘泉地区长81和长82储层为致密储层，岩性分别以岩屑长石砂岩和长石砂岩为主，成分成熟度中等，结构成熟度较高，主要储集空间类型分别为溶蚀粒间孔和长石溶孔。在孔隙结构特征上具有较大差异：与长81储层相比，长82储层原生孔隙保存较好，具有高孔隙度、低排驱压力、高进汞饱和度、低退汞效率和孔隙连通性差的特征。

（2）纵向上，长82储层孔隙结构有利于油气的充注和保存；平面上，长81和长82油藏分布与优质储层的分布叠合良好，油气的纵向和平面富集分别受长8 段储层的垂向差异和优质储层平面展布特征的控制。

（3）优质储层主要受沉积相和成岩作用的控制，在优质储层发育的地区，原生孔隙保存情况是决定油气产量高低的主要因素。长82储层原生孔隙保存较好，易于在早期接受油气的大量充注，而晚期孔隙连通性因次生改造作用变差，加上沥青封堵，油气基本在原地聚集。