王 斌，屈紅軍，趙 沖，郭鵬戈，胡蕓冰

(西北大學(xué)大陸動(dòng)力學(xué)國家重點(diǎn)實(shí)驗(yàn)室/西北大學(xué)地質(zhì)學(xué)系，陜西西安 710069)

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鄂爾多斯盆地下寺灣柳洛峪區(qū)長7儲(chǔ)層特征及主控因素

王 斌，屈紅軍，趙 沖，郭鵬戈，胡蕓冰

(西北大學(xué)大陸動(dòng)力學(xué)國家重點(diǎn)實(shí)驗(yàn)室/西北大學(xué)地質(zhì)學(xué)系，陜西西安 710069)

鄂爾多斯盆地三疊系延長組長7油藏為典型的特低滲透巖性油藏，儲(chǔ)層非均質(zhì)性強(qiáng)，巖性、物性、含油性在縱向上和橫向上變化較大。綜合運(yùn)用掃描電鏡、巖石薄片、鑄體薄片及壓汞實(shí)驗(yàn)等分析測試資料，對(duì)下寺灣柳洛峪區(qū)長7儲(chǔ)層的沉積特征、巖石學(xué)特征、儲(chǔ)集空間類型及孔隙結(jié)構(gòu)進(jìn)行分析研究。結(jié)果表明，該區(qū)長7為濁積扇沉積，儲(chǔ)層主要為濁積砂巖，巖性以灰色、灰綠色細(xì)粒長石砂巖為主，主要儲(chǔ)集空間為長石溶孔和溶蝕粒間孔；孔隙度平均為6.83%，滲透率平均為0.27mD，為典型的低孔、低滲儲(chǔ)層。平面上儲(chǔ)層特征受到物源和沉積相的控制，垂向上長石溶孔和粒間溶蝕孔對(duì)儲(chǔ)層物性有建設(shè)性的改善作用。

鄂爾多斯盆地；下寺灣；儲(chǔ)層特征；主控因素

Wang Bin, Qu Hongjun, Zhao Chong, Guo Pengge, Hu Yunbing

(DepartmentofGeology/StateKeyLaboratoryofContinentalDynamics,Northwestern

University,Xi′an,Shaanxi710069,China)

下寺灣柳洛峪區(qū)位于鄂爾多斯盆地陜北斜坡南部(圖1)，區(qū)域構(gòu)造為一東高西低的單斜，區(qū)內(nèi)不發(fā)育斷層和褶皺，缺乏形成油氣聚集和富集的二級(jí)構(gòu)造帶和構(gòu)造圈閉，小范圍內(nèi)由于差異壓實(shí)作用形成一系列幅度較小的鼻狀隆起[1]。該區(qū)長7油藏為典型的特低滲透巖性油藏，油藏埋深中等。儲(chǔ)層非均質(zhì)性強(qiáng)，巖性、物性、含油性在縱向、橫向上變化較大。

儲(chǔ)層主要為濁積砂巖，巖性以灰色、灰綠色細(xì)粒長石砂巖為主，主要儲(chǔ)集空間為長石溶孔和溶蝕粒間孔，孔隙結(jié)構(gòu)較復(fù)雜，主要為小孔、微喉道型[2]。油藏基本不受構(gòu)造高點(diǎn)的控制，油水混儲(chǔ)，無明顯邊水、底水，主要為砂巖巖性的尖滅或致密層的遮擋。本文主要通過沉積特征、巖石學(xué)特征、儲(chǔ)集空間類型及孔隙結(jié)構(gòu)對(duì)長7儲(chǔ)層的微觀結(jié)構(gòu)進(jìn)行綜合研究，并指出影響儲(chǔ)層物性特征的主控因素，為指明勘探有利區(qū)和油藏開發(fā)提供參考[3]。

1 儲(chǔ)層特征

1.1 儲(chǔ)層沉積特征

鉆井、測井及地質(zhì)資料分析，柳洛峪地區(qū)延長組長7油層組發(fā)育濁積扇沉積，儲(chǔ)層主要為濁積砂巖，巖性以灰色、灰綠色細(xì)粒長石砂巖為主，主要儲(chǔ)集空間為長石溶孔和溶蝕粒間孔[4]。長71地層厚約36.6m，平均儲(chǔ)層厚度為4.0m;長72地層厚約43.1m，平均儲(chǔ)層厚度為5.5m(表1)。

表1 柳洛峪地區(qū)儲(chǔ)層特征表

1.2 儲(chǔ)層巖石學(xué)特征

1.2.1 儲(chǔ)層結(jié)構(gòu)特征

從巖石的組成特征看，柳洛峪地區(qū)長7儲(chǔ)集巖石類型主要為灰色、灰綠色細(xì)粒砂巖，砂巖成分及結(jié)構(gòu)成熟度較低。砂巖粒度總體來講以細(xì)粒結(jié)構(gòu)為主，其中含有少量的粗粉砂和中砂，細(xì)砂巖的粒徑范圍為0.07～0.25mm，各組分粒徑分布如圖2所示。膠結(jié)類型主要為孔隙式膠結(jié)。碎屑接觸方式主要為線接觸，碎屑支撐性質(zhì)為顆粒支撐。

1.2.2 成分特征

長石是長7油層組的主要碎屑顆粒組成成分，石英和巖屑含量較少，云母和重礦物總量為4.2%～8.5%(圖3)。巖屑主要由沉積巖巖屑和變質(zhì)巖巖屑組成，巖漿巖巖屑含量較少。

填隙物在研究區(qū)以膠結(jié)物為主，平均含量在18.1%左右：其中(鐵)方解石含量最高，平均含量占膠結(jié)物總量的34.2%，伊利石、綠泥石和伊蒙混層含量次之，鐵白云石、硅質(zhì)、菱鐵礦和高嶺石含量較少(圖4、圖5)。

1.3 儲(chǔ)層孔隙結(jié)構(gòu)特征

1.3.1 孔隙類型

根據(jù)巖心鑄體薄片、掃描電鏡等資料的觀察分析[5]，研究區(qū)儲(chǔ)層在成巖過程中形成了多種孔隙類型，主要有原生粒間孔、次生孔隙(溶蝕粒間孔、長石溶孔、巖屑溶孔、晶間溶孔、微孔)和微裂縫孔等幾種。

(1)原生粒間孔：也叫作殘余粒間孔，指砂質(zhì)沉積物在巖石沉積或成巖過程中形成的孔隙，其形成受巖石性質(zhì)、結(jié)構(gòu)及沉積構(gòu)造制約。在研究區(qū)長7、長8儲(chǔ)層中發(fā)育良好。

(2)溶蝕粒間孔：砂巖在沉積過程和成巖后期發(fā)生溶解作用而形成的粒間孔隙。其發(fā)育程度對(duì)研究區(qū)長7儲(chǔ)層的物性有建設(shè)性意義，提高儲(chǔ)集空間及孔隙的連通性，不整合面周圍常發(fā)育有溶蝕粒間孔，使儲(chǔ)層具有極高的產(chǎn)能。研究區(qū)長7油層組儲(chǔ)集空間以溶蝕粒間孔為主，發(fā)育于碎屑顆粒的邊緣部位(圖6a)。

(3)長石溶孔：指砂巖中長石顆粒在適宜的地質(zhì)和化學(xué)環(huán)境下發(fā)生溶蝕而形成的孔隙，長石溶孔的形成過程中往往伴隨有石英的次生加大及次生黏土礦物生成。研究區(qū)長石溶蝕孔隙較為發(fā)育，是主要的次生孔隙類型，對(duì)儲(chǔ)層物性貢獻(xiàn)較大(圖6b)。

(4)巖屑溶孔：指陸源巖屑在地質(zhì)作用和成巖作用中部分被溶蝕而形成的巖屑粒內(nèi)溶蝕孔。

(5)晶間溶孔：發(fā)育于膠結(jié)物晶體內(nèi)部、自生礦物中，因晶體內(nèi)部溶蝕而形成的孔隙類型，如伊/蒙混層蜂窩狀晶間溶孔、綠泥石型葉片狀晶間微孔等。

(6)微孔：晶間溶孔的一種類型，主要是自生礦物晶體溶蝕形成的微孔，因其連通性較好而成為影響儲(chǔ)層物性的因素之一，研究區(qū)長7儲(chǔ)層中較為發(fā)育。

(7)微裂縫：此類孔隙可在儲(chǔ)層間形成滲流通道，與周邊孔喉相連提高儲(chǔ)層物性。微裂縫鏡下出現(xiàn)概率不大，但對(duì)較差儲(chǔ)層的改善作用明顯，甚至是局部儲(chǔ)層的主要孔隙類型。

通過鏡下薄片觀察分析得出，長7儲(chǔ)層面孔率均值為0.24%?？紫额愋鸵源紊紫遁^為發(fā)育，主要為溶蝕粒間孔和長石溶孔[6]，占總孔隙的71.8%；與次生孔隙相比，原生孔隙發(fā)育欠佳，巖屑溶孔、晶間溶孔、微孔和微裂隙所占總孔隙權(quán)重很小(圖7)。

1.3.2 孔隙結(jié)構(gòu)特征

儲(chǔ)層孔隙結(jié)構(gòu)，指巖石所具有的孔隙和喉道的幾何形態(tài)、大小、分布及其連通關(guān)系[7]。在開采過程中，石油受流體通道中喉道直徑的控制，因而喉道的大小、分布及連通性三方面參數(shù)與物性之間的相關(guān)性，是影響儲(chǔ)集能力和滲流特征的主要因素[7-8]。壓汞法可以通過實(shí)驗(yàn)定量描述儲(chǔ)層的孔喉分布及連通特征，從而分析主要孔隙特征參數(shù)對(duì)儲(chǔ)層孔隙度、滲透率的影響。常用的孔隙結(jié)構(gòu)特征參數(shù)如下。

(1)排驅(qū)壓力和最大連通孔喉半徑。

排驅(qū)壓力，指開始進(jìn)汞時(shí)的壓力，其對(duì)應(yīng)的孔喉半徑為最大連通孔喉半徑。該參數(shù)既反映了儲(chǔ)層孔隙喉道的集中程度，又反映了孔隙喉道的大小。一般來說，排驅(qū)壓力越小、最大連通孔喉半徑越大，儲(chǔ)層物性越好。

(2)中值壓力和中值半徑。中值壓力指汞飽和度為50%時(shí)，相應(yīng)的注入曲線對(duì)應(yīng)的毛細(xì)管壓力。中值半徑，指汞飽和度為50%時(shí)相應(yīng)的喉道半徑，可近似代表樣品平均孔喉半徑的大小。中值壓力越大，表明儲(chǔ)層越致密；中值壓力越小，儲(chǔ)層的滲透能力越好。

(3)退汞效率：是壓力降至最小時(shí)，巖樣中退出的汞體積與退汞前注入汞體積的百分比。通常也可視作儲(chǔ)層流體采收率。一般情況下，儲(chǔ)層孔喉連通性好，退汞效率相對(duì)較高。

(4)分選系數(shù)：指孔隙大小的分選程度。分選系數(shù)越小，說明孔隙分布越集中，孔隙結(jié)構(gòu)就越好。

(5)均質(zhì)系數(shù)：平均滲透率與最大滲透率的比值，最大為1，越接近1，表明非均質(zhì)性越弱。

選取15塊研究區(qū)長7油層組巖心樣品進(jìn)行壓汞實(shí)驗(yàn)，對(duì)實(shí)驗(yàn)結(jié)果進(jìn)行分析得出：排驅(qū)壓力為2.07MPa，表明該區(qū)儲(chǔ)層喉道集中性差，喉道半徑大小不一，分選性較差；中值壓力為15.48MPa，表明該區(qū)儲(chǔ)層平均喉道半徑小，屬于低滲透—致密型儲(chǔ)層。

1.3.3 孔隙連通特征與孔喉類型

孔隙連通特征可用配位數(shù)來表征。鑄體薄片統(tǒng)計(jì)顯示，研究區(qū)長7孔隙連通狀況較差，配位數(shù)以0或1個(gè)為主，局部連通較好處為2個(gè)(圖8)，(鐵)方解石、云母含量多的地方，孔隙連通較差。

超低滲透砂巖儲(chǔ)層孔隙結(jié)構(gòu)非均質(zhì)性強(qiáng)，孔隙喉道類型多樣是其滲透性差的主要原因[9]。根據(jù)研究區(qū)壓汞參數(shù)和鑄體薄片統(tǒng)計(jì)得出，長7儲(chǔ)層平均喉徑為0.14μm，平均孔隙直徑為31.18μm(主要分布在10～50μm之間)，根據(jù)宋國初(1997)對(duì)延長組的孔隙和喉道分類標(biāo)準(zhǔn)(表2)長7儲(chǔ)層以小孔隙、微喉道為主。

表2 鄂爾多斯盆地延長組孔隙和喉道分布標(biāo)準(zhǔn)表

1.4 物性特征

儲(chǔ)層物性是儲(chǔ)集性能的決定性因素，孔隙度和滲透率的大小是其最直觀的表達(dá)[10-11]。對(duì)研究區(qū)長7儲(chǔ)層117塊樣品進(jìn)行孔隙度和滲透率統(tǒng)計(jì)，孔隙度分布在3.19%～11.43%之間，主要分布區(qū)間為5%～8%，平均為6.83%；滲透率分布在0.02～1.11mD范圍內(nèi)，主要分布區(qū)間為0.1～0.3mD，平均為0.27mD(圖9)。

2 儲(chǔ)層發(fā)育主控因素

(1)水下分流河道對(duì)儲(chǔ)層控制。

不同沉積微相砂體在儲(chǔ)集性能上存在明顯差異，三角洲前緣水下分流河道砂體的孔隙度及滲透率均高于其他沉積微相的砂體。下寺灣柳洛峪區(qū)塊長7油層組屬三角洲前緣沉積體系，水下分流河道砂體不斷遷移、擺動(dòng)形成多期復(fù)合河道砂體的疊加，沉積物粒度相對(duì)較粗，結(jié)構(gòu)成熟度較高，為形成良好的儲(chǔ)集空間提供基礎(chǔ)[10]。

(2)綠泥石環(huán)邊膠結(jié)—長石溶孔和溶蝕粒間孔相提供儲(chǔ)集空間。

下寺灣油田柳洛峪區(qū)塊長8油層組以長石溶孔和溶蝕粒間孔為主，同時(shí)發(fā)育原生粒間孔、巖屑溶孔、晶間溶孔、微孔和微裂縫孔等[13]，而綠泥石發(fā)育于石英次生加大之前，對(duì)空隙的保存有明顯的固有效果[14]。研究表明[15]，綠泥石環(huán)邊膠結(jié)物使得儲(chǔ)層的抗壓能力得到加強(qiáng)，進(jìn)而為長石溶孔的發(fā)育和溶蝕粒間孔的生成提供了有利條件。在綠泥石環(huán)邊膠結(jié)—長石溶孔和溶蝕粒間孔相發(fā)育的區(qū)域，有孔喉中值半徑大且連通性好、排驅(qū)壓力低、孔隙度和滲透率較大的特點(diǎn)，為油氣儲(chǔ)集提供良好的儲(chǔ)集場所和運(yùn)移通道。

3 結(jié)束語

(1) 研究區(qū)三疊系延長組長7油層組儲(chǔ)層主要為灰色、灰綠色細(xì)砂巖，砂巖成分及結(jié)構(gòu)成熟度較低，碎屑成分以長石為主。

(2) 儲(chǔ)層儲(chǔ)集空間主要為孔隙，孔隙類型以溶蝕粒間孔和長石溶孔為主，分別占總孔隙的37%和34.8%，原生孔隙次之，儲(chǔ)層總面孔率為0.1%～1.3%，平均為0.24%。

(3) 長7儲(chǔ)層沉積微相砂體發(fā)育受三角洲前緣水下分流河道控制顯著，且綠泥石環(huán)邊和長石溶孔相對(duì)發(fā)育，良好的孔隙度和滲透率條件為油氣儲(chǔ)集提供了良好的儲(chǔ)集場所和運(yùn)移通道。

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Characteristics and Main Controlling Factors of Chang 7 Reservoir in Xiasiwan Liuluoyu Area, Ordos Basin

The Chang 7 oil reservoir of Triassic Yanchang Formation in Ordos Basin is defined as a typical extra-low-permeability lithologic reservoir, which has strong heterogeneity and varies greatly in lithology, physical property and oiliness horizontally and vertically. Using scanning electron microscopy (SEM), rock thin section, casting film, pressure mercury experiment, and other analytical and testing data, we analyzed the sedimentary characteristics, petrology characteristics, the type of reservoir space and pore structure. Results indicated that the Chang 7 reservoir was turbidite fan sedimentary mainly containing turbidity sedimentary rock, of which the lithology was dominated by gray, gray-green fine feldspathic sandstone, the reservoir space was feldspar dissolved pore and dissolved intergranular pore; the average porosity was 6.83% and average permeability was 0.27mD. It was considered as a typical low-porosity and low-permeability reservoir. In the plane, the reservoir characteristics were controlled by the source and the sedimentary facies, and vertically, reservoir physical properties could be improved by the feldspar dissolved pores and the intergranular dissolution pores.

Ordos Basin; Xiasiwan; reservoir characteristics; main controlling factors

國家自然科學(xué)基金項(xiàng)目(41172101)。

王斌(1991年生)，男，在讀碩士，現(xiàn)主要從事儲(chǔ)層沉積學(xué)、油氣開發(fā)方面的研究。

TE122

A

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