時保宏, 李榮堃, 田 雯, 井向輝, 蔡鄭紅

(1.西安石油大學地球科學與工程學院,陜西西安 710065; 2.陜西省油氣成藏地質(zhì)學重點實驗室,陜西西安 710065; 3.勝利石油管理局博士后科研工作站，山東東營 257000; 4.中國石油化工股份有限公司勝利油田分公司勘探開發(fā)研究院,山東東營 257015; 5.中國石油長慶油田分公司勘探開發(fā)研究院,陜西西安 710018)

近年來,隨著辮狀河三角洲成藏理論研究的不斷深入以及盆地勘探力度不斷加大,姬塬地區(qū)延長組下部長9油層組[1-4]獲得了重大突破,展現(xiàn)出較好的勘探前景。但據(jù)目前勘探開發(fā)實踐,姬塬地區(qū)長9油藏的分布差異性明顯。平面上主要分布在紅井子、史家灣以及安邊、新安邊地區(qū);縱向上主要分布在長9油層組上部長91段[5]。對于姬塬地區(qū)長9油層組成藏地質(zhì)條件,前人開展了眾多研究[6-8],并取得了豐碩的成果,但涉及儲層差異特征及成因研究則較少。儲層在油氣成藏過程中扮演著重要角色,是油氣聚集的重要場所,其類型、結(jié)構(gòu)及物性變化規(guī)律等是控制油氣分布狀況的重要因素。精細刻畫長9油層組差異儲層特征,分析其成因,對盆地該層系的進一步勘探開發(fā)具有重要指導意義。筆者以姬塬地區(qū)長91砂體為例,擬對不同沉積體系下形成的儲層特征進行對比分析,剖析主要砂體類型、疊置關系及成因,明確差異性儲層形成的影響因素及優(yōu)質(zhì)儲層發(fā)育規(guī)律,以期為盆地長9油層組的石油勘探開發(fā)提供地質(zhì)依據(jù)。

1 地質(zhì)背景

鄂爾多斯盆地是中國第二大沉積盆地,盆地構(gòu)造形態(tài)總體為東翼寬緩、西翼陡窄、不對稱大向斜的南北向矩形盆地。受印支運動影響,晚三疊世盆地在沉積上發(fā)生了由海相、過渡相向陸相的根本性轉(zhuǎn)變,進入了內(nèi)陸湖盆的形成發(fā)展階段,發(fā)育了一套典型、完整的陸相碎屑巖沉積體系[9-11]。晚三疊世延長期,湖盆發(fā)育達到鼎盛時期,經(jīng)歷了擴張、鼎盛及萎縮消亡一個完整湖盆演化過程。延長組自下而上分為長10—長1十個油層組(圖1)。長9沉積期,湖盆快速下沉,是鄂爾多斯盆地第一次湖泛期。區(qū)域上巖性主要為一套淺灰、褐灰、綠灰色粗?！毩Ｉ皫r、灰色粉砂巖與黑灰、深灰色泥巖、頁巖的不等厚互層,上部發(fā)育“李家畔頁巖”[12]。根據(jù)巖性及沉積旋回特征將長9油層組劃分為長92和長91上下兩小段,每小段地層厚度為40～80 m。

圖1 鄂爾多斯盆地延長組沉積剖面Fig.1 Sedimentary section of Yanchang Formation in Ordos Basin

姬塬地區(qū)位于盆地西北部,構(gòu)造上隸屬于陜北斜坡及天環(huán)坳陷兩個構(gòu)造單元(圖2)。區(qū)內(nèi)油源充

圖2 研究區(qū)位置Fig.2 Location of study area

足,發(fā)育三疊系延長組和侏羅系延安組兩套含油層系,是盆地石油勘探繼西峰地區(qū)后又一重點勘探區(qū)塊[13]。區(qū)內(nèi)現(xiàn)有長9油層組出油井統(tǒng)計,長91、長92兩段中均有工業(yè)油流井,但上部長 91段工業(yè)油流井最多。姬塬地區(qū)西部、東部均發(fā)育長9油藏,但西部油藏規(guī)模較東部大。為了突出對比分析研究的對象,說明儲層差異性的結(jié)構(gòu)特征對油藏的控制作用,本文中以長91段為目的層,根據(jù)長 91段物源體系控制區(qū)域以及出油井點的分布范圍,將研究區(qū)自西向東劃分為西部和東部兩個區(qū)域(圖2)進行對比分析。

2 儲集砂體差異性特征

2.1 儲集砂體巖石學特征

據(jù)研究區(qū)270余塊薄片鑒定資料統(tǒng)計結(jié)果,姬塬地區(qū)東、西部長91段儲集砂體長石體積分數(shù)分別為34.54%和39.1%,石英及巖屑含量西部高于東部(表1)。砂體巖性主要為長石巖屑砂巖和巖屑長石砂巖(圖3)。但東部巖性則更單一,主要為長石巖屑砂巖(圖3(b))。究其原因,可能與西部、東部所受物源供給情況有關。姬塬地區(qū)東部物源以東北方向的變質(zhì)巖為主[14],因此其輕礦物表現(xiàn)為高長石、低石英,巖屑含量較高,以變質(zhì)巖屑為主,沉積巖屑匱乏;西部物源以西北方向的混合花崗巖、侵入巖為主[15],其碎屑組合特征與東北物源沉積區(qū)相比無明顯區(qū)別,長石含量略高于石英或二者近等,巖屑含量中火成巖巖屑含量較高。

表1 姬塬地區(qū)西部、東部長91段儲集體碎屑組分含量對比Table 1 Comparison diagram of reservoir detrital component contents of Chang 91 in west and east of Jiyuan area

圖3 姬塬地區(qū)長91段儲層巖石成分Fig.3 Reservoir rock composition of Chang 91 in Jiyuan area

2.2 儲集砂體粒度及分選特征

姬塬地區(qū)砂體粒度主體為中砂、細砂,分選中等(圖4),但東、西部間存在差異。西部砂體粒徑Φ值主要分布在1<Φ≤2(占48.1%)、2<Φ≤3(占36.1%)2個區(qū)間段;東部粒徑Φ值的主要分布區(qū)間雖與西部相同,但粗粒級含量明顯較西部低(表2、圖4),東部粒度分選更為集中,主要為中等,西部分選較東部差。

表2 姬塬地區(qū)長91段砂體粒度統(tǒng)計

圖4 姬塬地區(qū)長91段儲層粒度、分選對比Fig.4 Comparison of grain size and separation of Chang 91 reservoir in Jiyuan area

2.3 儲集砂體孔喉結(jié)構(gòu)及物性特征

2.3.1 儲層孔喉特征

薄片、掃描電鏡、恒速壓汞等資料統(tǒng)計,姬塬地區(qū)長91儲集類型主要以原生粒間孔及次生溶孔為主,次生溶孔主要包括長石、巖屑及沸石溶孔(表3、圖5)。對比分析發(fā)現(xiàn),研究區(qū)西部面孔率及粒間孔分別為6.49%、5.03%,長石溶孔、巖屑溶孔及沸石溶孔為1.46%;而東部面孔率及粒間孔則分別為5.2%、3.3%,長石溶孔、巖屑溶孔及沸石溶孔為1.9%?？傮w來說,姬塬地區(qū)東、西部兩區(qū)塊面孔率差異不大,但西部原生粒間孔優(yōu)于東部,次生溶蝕孔隙則表現(xiàn)為東部高于西部。

表3 姬塬地區(qū)孔隙類型統(tǒng)計

圖5 姬塬地區(qū)長91段儲集砂巖孔隙類型及特征Fig.5 Pore types and characteristics of reservoir sandstone of Chang 91 in Jiyuan area

通過73塊恒壓壓汞數(shù)據(jù)分析,姬塬地區(qū)東部和西部2個區(qū)塊孔隙結(jié)構(gòu)存在差異。東部長91中值半徑為 0.045～0.939 μm,平均為0.29 μm;排驅(qū)壓力為0.07～3.16 MPa,平均為 0.58 MPa;西部長 91中值半徑為 0.02～1.52 μm,平均為0.38 μm;排驅(qū)壓力為0.03 ～1.54 MPa,平均為 0.39 MPa(表4)。壓汞特征參數(shù)顯示,姬塬地區(qū)西部儲層喉道半徑較粗,這些相對粗喉道的發(fā)育對高滲儲層起著主要貢獻作用,致使西部儲層物性特別是滲透率明顯好于東部。

表4 姬塬地區(qū)長91儲層孔隙結(jié)構(gòu)參數(shù)

2.3.2 儲層物性特征

據(jù)砂巖物性資料統(tǒng)計,姬塬地區(qū)西部孔隙度主要分布區(qū)間為12%～16%,平均為13.4%,滲透率主要分布在(1～10)×10-3μm2,平均為8.9×10-3μm2;東部孔隙度主要分布在10%～14%,平均為11.4%,滲透率分布較為集中,主要分布在(1～5)×10-3μm2,平均為3.11×10-3μm2。姬塬地區(qū)西部、東部長91儲層整體表現(xiàn)為低孔、低滲儲層特征,但西部物性優(yōu)于東部,尤其是滲透率差異非常明顯,遠遠高于東部。東部長91儲層物性整體雖偏低,但變化較小,相對穩(wěn)定。這與上述壓汞參數(shù)分析的結(jié)論一致。

2.4 儲集砂體類型及特征

大量巖心觀察及單井砂體解剖,研究區(qū)儲層在垂向上主要發(fā)育水下分流河道疊加型、河口壩型及水下分流河道-河口壩疊加型3種類型(圖6),砂體疊加類型和規(guī)模東西分帶性明顯。

姬塬西部主要為水下分流河道疊加型砂體,縱向上表現(xiàn)為多期河道砂體疊加,砂體厚度較厚,一般為20～30 m,細粒沉積物較少見,從下到上表現(xiàn)為由粗到細的沉積序列。單個水下分流河道砂體的電測曲線特征為中—高幅的箱形或鐘形,有多個砂體連續(xù)疊置的井段,呈中—高幅的齒化箱形(圖6 (a))。

東部主要發(fā)育水下分流河道、水下分流河道-河口壩疊加型砂體,縱向上泥質(zhì)夾層發(fā)育,表現(xiàn)為典型曲流河的“泥包砂”正旋回沉積序列,砂體厚度一般為5～15 m。水下分流河道常具有由中粒—細粒砂巖向上變細為粉砂巖或含泥質(zhì)條帶粉砂巖組成的向上變細的沉積序列。電測井曲線特征為中—高幅的鐘形或箱形;河口壩型砂體垂向結(jié)構(gòu)以發(fā)育向上變粗的反韻律為典型特征,對應的GR測井曲線往往表現(xiàn)為漏斗形或倒三角形(圖6(c)), 這類砂體的中上部,巖性一般較粗,泥質(zhì)含量較低,是有利儲層發(fā)育位置;水下分流河道-河口壩疊加型砂體垂向結(jié)構(gòu)表現(xiàn)為上部一個具正韻律分流河道砂體疊加在下部的一個具有向上變粗的反韻律結(jié)構(gòu)的河口壩砂體之上,二者間被一個突變面分隔 (圖6(b)),對應的測井曲線為齒化箱型與漏斗型的組合。

圖6 姬塬地區(qū)長91砂體結(jié)構(gòu)模式示意圖Fig.6 Schematic diagram of Chang 91 sandbody pattern in Jiyuan area

3 儲集砂體差異性特征的成因

沉積作用是儲層形成的基礎,差異的沉積作用形成差異的沉積相特征及差異的砂體結(jié)構(gòu)類型。差異的儲層特征又將影響儲層成巖作用的進行,形成差異的孔喉結(jié)構(gòu)及儲集性能[16-17],因此儲集砂體差異特征的形成受沉積和成巖兩種因素共同影響。

3.1 沉積作用

在沉積古地理背景分析基礎上[18],結(jié)合物源、鉆井、巖心、測井及分析化驗等資料的綜合研究,姬塬地區(qū)長91段沉積期發(fā)育西部辮狀河三角洲、東部曲流河三角洲2種沉積相類型(圖7),以三角洲前緣亞相為主,水下分流河道砂體和河口壩砂體為長91段主要的儲集體類型(圖7)。研究區(qū)多元的沉積環(huán)境造成了長9儲層巖石結(jié)構(gòu)差異性特征。姬塬地區(qū)西部長91段沉積期,物源主要來自西北方向的阿拉善古陸,沉積物供應穩(wěn)定,在近源搬運作用下,發(fā)育辮狀河三角洲沉積。受辮狀河水流環(huán)境影響,儲集砂體粒度往往較粗,以中—細砂巖為代表,為牽引流成因的砂體(圖7)。發(fā)育與高能沉積環(huán)境響應的塊狀、交錯、平行層理等沉積特征(圖7),粒度概率累積曲線多為三段式(圖7),砂巖的成分成熟度和結(jié)構(gòu)成熟度均為中等—低。受河道遷移或后期河流的侵蝕,垂向沉積序列中幾乎不含泥或非常少,砂體垂向疊合厚度大(圖7),表現(xiàn)出砂多泥少或者“砂包泥”的特點。這種砂體疊置模式,利于形成縱向上厚度較大、滲透性能較好的優(yōu)質(zhì)砂巖儲層。區(qū)內(nèi)H219井最具代表性,其長91段幾乎全為砂體,厚約40 m,孔隙度平均為15.9%,滲透率平均為15.37×10-3μm2,測井解釋油層厚度達8 m,試油產(chǎn)純油34.3 t/d;由于辮狀河三角洲主河道砂體分布穩(wěn)定,連續(xù)性好,規(guī)模較大(圖8AA1剖面),利于形成規(guī)模較大的油藏。姬塬地區(qū)長9勘探成果也證實,其西部油藏具有分布廣、橫向連片的特征[18]。

圖7 姬塬地區(qū)長91段沉積相綜合分析Fig.7 Profile showing sedimentary analysis of Chang 91 in Jiyuan area

研究區(qū)東部處于伊陜斜坡構(gòu)造帶,整體坡度較緩,物源主要來自東北方向的陰山古陸。在遠源搬運作用下,發(fā)育曲流河三角洲相沉積。與西部辮狀河強水動力體系相比,東部曲流河水動力條件較弱,河口壩沉積能夠保存下來。儲集砂體主要由水下分流河道砂、河口壩砂 體組成。砂巖整體粒度較細,以細砂為主,垂向上單層砂體厚度小,隔夾層多,疊加期次明顯,巖性變化較頻繁,連續(xù)性差,形成的儲層非均質(zhì)性較強,常形成相對孤立、連續(xù)性差的儲層。砂巖的成分成熟度和結(jié)構(gòu)成熟度均為中等—低。粒度概率累積曲線多為雙跳躍組分和懸浮組分構(gòu)成的三段式或四段式(圖8),反映湖浪對沉積物的再改造。水下分流河道砂底部一般為塊狀砂巖,向上出現(xiàn)斜層理、波狀層理,總體呈向上變細的沉積序列。河口壩砂體突出特征是具向上變粗的沉積序列,由于河道的沖刷侵蝕,其厚度一般較薄。由于曲流河側(cè)向遷移能力強,水體震蕩擺動范圍大,造成砂體橫向變化快,分布不穩(wěn)定(圖8BB1剖面),區(qū)域內(nèi)油藏受砂體分布影響,分布孤立且局限[18]。

圖8 姬塬地區(qū)長91砂體結(jié)構(gòu)剖面Fig.8 Sandbody archietecture profile of Chang 91 in Jiyuan area

3.2 成巖作用

根據(jù)鏡下觀察,研究區(qū)成巖作用對長91段儲集體孔喉特征起到了明顯的影響及改造作用,其中起主導作用的有壓實、膠結(jié)及溶解作用[19-20],對儲層起破壞性作用的為壓實、膠結(jié)作用,本文中就二者對姬塬地區(qū)長91段儲層的影響進行對比分析。

3.2.1 壓實作用

成巖作用早期,壓實作用使得沉積物體積縮小,孔隙度降低,是導致儲層物性變差的主要因素。大量薄片及掃描電鏡觀察,姬塬地區(qū)西部長91砂巖碎屑顆粒的主要接觸關系以點-線接觸為主,其次為點狀接觸;而東部地區(qū)則以線、凹凸-線接觸為主,鏡下碎屑顆粒多呈定向分布,薄片中塑性巖屑、云母發(fā)生強烈擠壓變形(圖9),表明壓實作用強烈。根據(jù)Beard和Weyl等所建立的原始孔隙度與分選系數(shù)之間的線性關系計算[21],姬塬地區(qū)西、東部原始孔隙度相差不大,分別為38.94%和38.91%,埋藏深度更大的西部長91段儲層因壓實損失孔隙度(15.7%)小于東部(17.1%)。

東部長91段儲層平均粒徑較西部細,加之巖屑含量中泥巖巖屑、千枚巖及云母等塑性組分含量突出。由于塑性組分抗壓實能力弱,發(fā)生變形易被擠入孔隙堵塞喉道,導致原生粒間孔損失較多。另由于西部火山巖巖屑含量較高,成巖過程中易蝕變?yōu)槟芤种剖⒋紊哟蟮木G泥石膜[22],在一定程度上提高了儲集體的抗壓能力,因而埋深大的西部長91儲層原生粒間孔得以保存較多。

3.2.2 膠結(jié)作用

膠結(jié)作用是儲層物性變差的主要機制,研究區(qū)主要發(fā)育黏土礦物膠結(jié)、硅質(zhì)、濁沸石和碳酸鹽膠結(jié)(圖10)。前人就膠結(jié)物賦存狀態(tài)以及對儲層孔喉結(jié)構(gòu)影響等方面做了較多定性研究[23-24],本文中對研究區(qū)長91段儲層29塊樣品的膠結(jié)物含量與孔隙度進行定量統(tǒng)計分析,以期從定量角度說明膠結(jié)作用對儲層物性的影響。

早期膠結(jié)作用主要為淺埋泥質(zhì)薄膜膠結(jié),其成分主要為綠泥石。其次為石英次生加大,鏡下可見多個加大邊。早期膠結(jié)作用還有泥晶方解石膠結(jié),鏡下見其交代石英、硅質(zhì)膠結(jié)物。晚期膠結(jié)作用主要為深埋藏成巖作用,主要為亮晶方解石、鈉長石、伊利石等膠結(jié)物。對早、晚膠結(jié)期次與殘余膠結(jié)物含量及與之對應的殘余孔隙度進行統(tǒng)計分析,西部早期膠結(jié)物含量少,體積分數(shù)平均為4.2%,膠結(jié)后粒間孔隙度仍較高,平均為9.9%,晚期膠結(jié)物含量較高,體積分數(shù)平均為5.58%,膠結(jié)后的粒間孔隙度平均為4.8% (圖11);東部則相反,早期膠結(jié)物含量較高,體積分數(shù)平均為8.84%,膠結(jié)后粒間孔隙度為6.7%,晚期膠結(jié)物含量較低,體積分數(shù)平均為3.88%,膠結(jié)后粒間孔隙度只有3%。

以上統(tǒng)計數(shù)據(jù)表明,姬塬地區(qū)西部長91段儲層早期膠結(jié)作用對孔隙度的影響有限,而晚期膠結(jié)作用對孔隙度的影響較大,晚期膠結(jié)后儲層變得致密;而早期膠結(jié)作用對東部儲層孔隙度影響較大,經(jīng)早期膠結(jié)作用后儲層孔隙度較低,儲層較為致密。

圖9 姬塬地區(qū)長91段儲集層壓實作用特征Fig.9 Characteristics of compaction of Chang 91 in Jiyuan area

圖10 姬塬地區(qū)長91段儲集層膠結(jié)作用特征Fig.10 Characteristics of cementation of Chang 91 in Jiyuan area

圖11 姬塬地區(qū)長91儲層膠結(jié)物含量與殘余粒間孔關系Fig.11 Relationship between cement content and porosity of Chang 91 reservoir sandstone in Jiyuan area

4 結(jié) 論

(1)姬塬地區(qū)西部發(fā)育辮狀河三角洲沉積,物源供給充分,砂體規(guī)模大,縱向多期河道砂體疊加,橫向上砂體復合連片,連通性較好;東部儲集體主要為曲流河三角洲前緣水下分流河道砂體及河口壩砂,延伸距離遠,砂體單層厚度較小,泥質(zhì)夾層發(fā)育,巖性變化頻繁。

(2)姬塬地區(qū)東、西部砂體巖性較單一,主要為長石巖屑砂巖及巖屑長石砂巖,粒度主要為中砂、細砂,分選中等。儲層孔隙類型以粒間孔為主,長石溶孔次之,西部孔隙結(jié)構(gòu)及物性好于東部。

(3)姬塬地區(qū)西部原生粒間孔保存較好,因壓實損失孔隙度較少;早期膠結(jié)作用對孔隙度的影響有限,而晚期膠結(jié)作用對孔隙度的影響較大,晚期膠結(jié)后儲層變得致密。東部儲層壓實作用較強,顆粒間以點-線、線狀接觸,塑性巖屑變形強烈,原生粒間孔損失較多;早期膠結(jié)作用對東部儲層孔隙度影響較大,經(jīng)早期膠結(jié)作用后儲層較為致密,影響油氣的運移。