朱鵬輝

(西安石油大學地球科學與工程學院，陜西西安 710065)

隴東地區(qū)長8油層組儲層特征及成巖作用研究

朱鵬輝

(西安石油大學地球科學與工程學院，陜西西安 710065)

隴東地區(qū)長8油層組作為鄂爾多斯盆地延長組的主要產(chǎn)層之一，為典型致密砂巖儲層，通過巖心觀察、常規(guī)物性、高壓壓汞、鑄體薄片等資料對研究區(qū)儲層特征及成巖作用進行了研究。研究發(fā)現(xiàn)：隴東地區(qū)巖石類型主要為中-細粒砂巖；物性較差，大小受孔隙發(fā)育程度影響，為典型的孔隙型儲層；在儲層形成過程中，沉積和成巖作用導致了低滲-特低滲儲層的形成，沉積作用控制了儲層砂體的分布及發(fā)育程度，成巖作用則改變了儲層的物性。研究區(qū)有利儲層的尋找應著眼于受沉積作用控制的辮狀河三角洲前緣砂體中的水下分流河道。

隴東地區(qū)；長8油層組；儲層特征；成巖作用；致密砂巖

鄂爾多斯盆地主要含油層系為上三疊統(tǒng)延長組，具有多旋回、多層系、多套生儲蓋組合、多種能源共生等特點[1]，油氣資源總量巨大，但勘探開發(fā)卻以低孔、低滲、低壓、低產(chǎn)為主要特征。如何分析致密砂巖儲層的形成。進而指出優(yōu)質儲層的分布范圍，則顯得至關重要。

隴東地區(qū)位于盆地西南部，延長組長8油層組作為該區(qū)低滲透致密砂巖儲層研究的重中之重，自從20世紀70年代，已開始了對該區(qū)的研究，至如今已陸續(xù)發(fā)現(xiàn)了華池、南梁、西峰、華慶等油田[2-3]，與此同時也取得了一些認識上的突破。本文在收集眾多資料的基礎上，通過多種技術手段對研究區(qū)儲層特征及成巖作用進行了研究，討論了長8油層組儲集性能變化的主要影響因素，對該區(qū)低滲-特低滲儲層的形成原因有了進一步的了解，為后續(xù)新區(qū)的勘探開發(fā)提供認識依據(jù)。

1 地質簡況

隴東地區(qū)位于鄂爾多斯盆地西南部，地理位置覆蓋平?jīng)?、慶陽兩市七縣區(qū)，構造上屬于伊陜斜坡西南部、天環(huán)坳陷和西緣沖斷帶南部，渭北隆起北部，區(qū)域面積約5.0×104km2。

延長組構造頂面平緩，地層傾角一般小于1°，呈現(xiàn)為西傾的單斜構造。三疊系延長組長8油層組作為研究區(qū)兩個主要的產(chǎn)層之一，具有豐富的油氣資源。三疊紀末期，由于印支運動的影響，盆地開始發(fā)育，并且形成了以河流-湖泊-三角洲為主的陸源碎屑沉積，最終在三疊系延長組形成了主要的生油巖和儲集層[4]。根據(jù)該區(qū)的巖性、電性等參數(shù)特征，從下至上依次劃分了五個小段，十個油層組(長10-長1)。湖盆的發(fā)育經(jīng)歷了由初期到鼎盛再到晚期的沉積過程，相應的沉積物粒度由粗到細再到粗，從正旋回到反旋回，構成一個沉積大旋回。長8油層組儲層致密程度較高，根據(jù)滲透性和孔隙度特征，把其劃分為超低滲透儲層[5]。

2 儲層巖石學特征

通過野外露頭、完鉆探井等資料統(tǒng)計：隴東地區(qū)長8砂巖儲集層中石英平均含量37.65%，長石平均含量40.21%，巖屑平均含量22.14%，成分成熟度為0.6，巖屑類型豐富，但以巖漿巖、變質巖巖屑居多，沉積巖巖屑相對較少。巖屑含量在縱向上和平面上分布各不相同：縱向上來看，長8儲集層巖屑主要以泥巖、板巖、千枚巖、云母為主，該類巖屑抗壓性較差，易遭受壓實作用而變形(云母易蝕變)，由此形成的假雜基進入儲層巖石的粒間孔隙中，堵塞孔隙；平面上來看，與儲層物性關系密切的塑性巖屑分布范圍大致相同，無明顯變化。

按碎屑組分分類(三組分分類體系)，隴東地區(qū)延長組長8儲層巖石類型以巖屑質長石砂巖和長石質巖屑砂巖為主，其次為長石砂巖和巖屑砂巖(圖1)。按碎屑巖粒度級別來劃分，長8儲集層主要為中-細粒砂巖、細砂巖，粒度區(qū)間為0.15～0.36 mm。砂巖分選為中等、中-差，磨圓度以次棱角狀為主。

圖1 隴東地區(qū)長8儲層砂巖成分-成因分類三角圖

3 儲層物性特征

通過對區(qū)內長8油層組砂巖樣品物性數(shù)據(jù)統(tǒng)計發(fā)現(xiàn)，砂巖孔隙度0.6%～16.8%，均值6.51%，有75.9%的樣品分布在5%～12%；滲透率范圍為(0.003～4.54)×10-3μm2，均值0.81×10-3μm2，有62.4%的樣品分布在(0.1～1.0)×10-3μm2，因此長8儲層屬于低孔低滲-特低孔特低滲致密儲層。

從平面分布特征來看，西南、東北兩個方向物性較好，也就是水下分流河道發(fā)育的范圍；東南方向物性較差，河道相應不發(fā)育，這主要是儲層巖石學特征差異造成的。利用統(tǒng)計數(shù)據(jù)進行線性回歸分析發(fā)現(xiàn)(圖2)：所選樣品中孔隙度和滲透率呈明顯的正相關性，即隨著孔隙度的增加，滲透率增加明顯，表明滲透率的變化主要受孔隙發(fā)育程度的影響，為典型的孔隙型儲層[6]。

圖2 隴東地區(qū)長8儲層孔隙度與滲透率關系

4 孔隙特征

對研究區(qū)的薄片進行分析鑒定發(fā)現(xiàn)：長8油層組中砂巖孔隙類型主要為原生孔隙、次生孔隙和微裂縫。

原生孔隙作為研究區(qū)長8油層組主要的孔隙類型之一，主要為剩余粒間孔，平均含量為1.69%，占面孔率的50%～60%，孔徑較大，直徑一般為10～50 μm，連通性好，并且顆粒邊緣界限清楚，無明顯的溶蝕和石英次生加大邊，自生膠結物少見[7]。次生孔隙主要為溶蝕孔隙以及膠結作用形成的晶間孔。研究區(qū)中溶蝕孔隙主要為粒間溶孔，這類孔隙邊緣界限較模糊，多成不規(guī)則狀，孔喉大，連通性好。研究區(qū)長8儲層中，長石溶孔最多，平均含量為0.7%，占面孔率60%～80%；巖屑溶孔次之，為0.4%，占面孔率30%～40%；而膠結作用形成的晶間孔因孔徑較小(一般為0.3～20 μm)，相比溶蝕孔隙而言(一般為10～50 μm)，對儲層孔隙性能的改善作用不大。微裂縫在研究區(qū)亦有所發(fā)育，常常會連通一些孤立存在的砂體，對儲集層的物性改善也有至關重要的作用。

以壓汞毛管壓力資料為基礎，通過對曲線形態(tài)、排驅壓力、退汞效率等參數(shù)進行分析發(fā)現(xiàn)(圖3)：排驅壓力為0.37～17.03 MPa，平均為3.23 MPa；退汞效率為9.81%～42.75%，平均為27.91；中值半徑范圍0.01～0.61 μm，平均為0.13 μm；最大進汞飽和度17.87%～92.89%，平均為63.18%；分選系數(shù)為0.31～2.29，均值為1.28。

圖3 隴東地區(qū)長8油藏毛管壓力曲線特征

一般而言，排驅壓力越大，最大孔喉半徑就越??；退汞效率越低，小孔喉，微小孔喉所占比例較大，孔喉相對偏細；毛管壓力曲線平直段較短，相應的分選性越差；平直段位置越靠上，說明巖石喉道半徑越小。因此，研究區(qū)孔喉類型復雜，以中小、小型孔喉為主，分選性中等-差，最大進汞飽和度偏高，為低滲-特低滲儲層[8]。

綜上所述，可以將隴東地區(qū)長8砂巖儲層劃分為大中孔粗喉型、中小孔細喉型和小孔微細喉型3種類型(表1)。

表1 隴東地區(qū)長8儲層孔隙類型及特征

5 儲層影響因素

5.1 沉積作用

前人研究成果認為，長8油層組是在長9油層組的基礎之上，由于構造沉降、水體加深導致的湖盆范圍變大，相比較研究區(qū)東部的平緩地層而言，西南部湖岸陡峭，致使研究區(qū)西南部較早處于水下環(huán)境。隴東地區(qū)長8油層組為重要的三角洲建設時期，主要發(fā)育了湖相、扇三角洲相、曲流河三角洲相、辮狀河三角洲等多種沉積類型，各種沉積體系在各自的范圍內均衡發(fā)育[9-11]，砂體厚度為10～30 m，主砂體帶砂地比為0.2～0.5。

平面分布來看(圖4)，研究區(qū)主要發(fā)育了4支有利砂體富集帶，分別為南部的彬縣-長武-寧縣-正寧縣、西南部的崇信-鎮(zhèn)原-西峰、西部的何坪鄉(xiāng)-西川鄉(xiāng)、東北部的薛岔-樓坊坪-白豹，它們都屬于辮狀河三角洲前緣水下分流河道微相，各支砂體之間為水下分流間灣。順著水流的方向，沉積物源不斷的向湖中心推進，又不斷的分叉，呈鳥足狀，由此可知，沉積相控制了儲層砂體的分布范圍及發(fā)育程度?？v向上來看，長8油層組的分界是以長9頂部的李家畔頁巖和長7底部的張家灘頁巖為標志層，長8油層組厚度為80～95 m。另外，根據(jù)長8油層組的巖性、電性、沉積旋回以及鄰區(qū)的地層特征將其劃分為長81和長82砂層組。

總的來說，長8油層組主要發(fā)育辮狀河三角洲前緣沉積，并以細粒-中細粒砂巖為主，相應的填隙物含量較其他層位偏低，這是長8儲集層物性優(yōu)于其他層位的主要原因。在該亞相中，儲集層物性以水下分流河道最好，河口壩、遠砂壩相對較差，這是因為水下分流河道中水動力作用強，顆粒分選好，粒度中等，巖屑及相應填隙物較少，顆粒孔隙未被完全充填，相應的原生孔隙較發(fā)育[12]。

5.2 成巖作用

隴東地區(qū)長8油層組在沉積埋藏過程中經(jīng)歷的成巖作用主要為壓實、膠結、溶蝕和交代作用，并且各種成巖作用對儲層物性的改造各不相同[13]。

圖4 隴東地區(qū)長8儲層沉積相平面展布(據(jù)文獻[11]修改)

5.2.1 壓實作用

研究區(qū)長8油層組砂巖中類似于長石和巖屑類的塑性成分含量較多，并且碎屑顆粒粒度較細，巖石的抗壓實能力偏弱。在埋藏較深的地方，機械壓實作用較強，尤其是顆粒接觸點晶格發(fā)生溶解變形，進而呈現(xiàn)出緊密的定向排列，接觸關系多為點-線接觸、線接觸，顯示出成巖作用較強的特征。

5.2.2 膠結作用

研究區(qū)長8儲集層膠結礦物有綠泥石、伊利石、高嶺石等。各種膠結物的形成一般發(fā)生在成巖作用的不同階段，它們會充填在顆粒的孔隙或喉道位置，從而不同程度地降低原生或次生孔隙，最終影響儲集層的儲集物性。但膠結物的存在在某種程度上也會顯示出建設性成巖作用的一面，如自生綠泥石不僅可以增強砂巖的抗機械壓實能力，也可防止石英的次生加大或者顆粒本身的再生長，從而保護深埋藏條件下的原生孔隙。

5.2.3 溶蝕作用

溶蝕作用作為次生孔隙形成的主要原因，在砂巖儲層中非常普遍，其過程貫穿整個成巖作用階段。在早成巖作用階段，石英、長石的碎屑成分會發(fā)生邊緣部分的微弱溶解，隨著埋深的進一步加大，成巖作用繼續(xù)進行，溫度、壓力持續(xù)升高，一方面，壓力增大會使原生孔隙減少，同時也會使之前形成的黏土類、碳酸鹽巖類、硅質類膠結物充填到巖石孔隙中；另一方面，溫度升高會使一些填隙物或者石英加大邊被溶解，形成一些殘余粒間孔隙。至成巖作用階段晚期，有機質演化成熟并釋放出一些熱液成分(CO2)，加上一些下滲的大氣水，水質便現(xiàn)出較強的酸性，酸性流體的溶蝕作用則會進一步擴大，增加巖石孔隙體積。由此可見，早期溶蝕作用產(chǎn)生的次生孔隙不易保存，對儲集層儲集性能起關鍵性改善作用的仍為晚期成巖溶蝕作用[14]。

5.2.4 交代作用

研究區(qū)長8砂巖的交代作用主要表現(xiàn)為方解石沿碎屑顆粒的邊緣、解理縫對石英、長石及云母等碎屑的交代，表現(xiàn)為方解石邊緣的不規(guī)則狀；另外也有黏土礦物對長石以及其它碎屑的交代作用，表現(xiàn)為鉀長石的高嶺石化、黑云母綠泥石化等。由于交代作用主要為成巖作用過程中原有礦物的溶解消失和新礦物的生成，并且一般在固體狀態(tài)下進行，體積和質量保持恒定，所以它對該區(qū)孔隙度和滲透率影響不大。

總體而言，各種成巖作用中，壓實作用和膠結作用對孔隙影響最大，其次是溶蝕作用，交代作用最小。除成巖作用外，儲層中出現(xiàn)層間微裂縫、粒間微裂隙，對研究區(qū)特低滲儲層物性改善作用突出[14]。

6 結論

(1)隴東地區(qū)長8油層組巖石類型為中-細粒、細粒砂巖，成分和結構成熟度均較低；平面分布來看，西南、東北方向物性優(yōu)于其他方向，滲透率與孔隙度相關性良好，為典型的孔隙型低滲-特低滲儲層。

(2)綜合孔喉特征以及其它物性參數(shù)，可將研究區(qū)長8儲集層劃分為三類，分別為大中孔粗喉型Ⅰ類儲層、中小孔細喉型Ⅱ類儲層、小孔微細喉型Ⅲ類儲層。

(3)隴東地區(qū)儲層特征變化主要受沉積和成巖作用的雙重影響。沉積作用控制了儲層砂體的分布及發(fā)育程度，成巖作用則改變了儲層的物性特征。

(4)隴東地區(qū)發(fā)育了辮狀河三角洲平原以及辮狀河三角洲前緣亞相。辮狀河三角洲前緣水下分流河道砂體厚，物性好，原生孔隙較發(fā)育良好，顯示出有利砂體分布的相控特點，有利于優(yōu)質儲層發(fā)育。

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編輯：吳官生

1673-8217(2015)06-0053-04

2015-06-09

朱鵬輝，1990年生，2013年畢業(yè)于西安石油大學資源勘查工程專業(yè)，在讀碩士研究生，研究方向為油氣田地質與勘探?；痦椖浚簢铱萍贾卮髮ｍ?2011ZX05044)及陜西省教育廳科研計劃項目(2013JK0844)聯(lián)合資助。

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