馬強，王凱，尹紅佳

鄂爾多斯盆地東南部上古生界盒8段儲層特征研究——以G區(qū)塊Y井區(qū)為例

馬強1，2，王凱1，尹紅佳2

（1. 陜西延長石油（集團）有限責任公司研究院， 陜西 西安 710075； 2. 中國石油長慶油田第六采油廠， 陜西 西安 710200）

通過研究區(qū)內大量常規(guī)、鑄體薄片及物性資料的分析，對鄂爾多斯盆地東南部下石盒子盒8段儲層的巖石學特征、孔隙結構及孔隙類型及物性特征等進行深入研究，分析了影響優(yōu)質儲層形成的主要控制因素。研究表明，盒8段儲層以辮狀河三角洲前緣沉積為主，成分成熟度和結構成熟度中等，次生溶孔和高嶺石晶間孔為主要儲集空間，基本滲流通道是微喉和細喉，為典型的致密儲層。平面上優(yōu)質儲層形成受沉積相帶的控制，垂向上成巖作用影響物性分布，進而控制有效儲層形成，主要表現(xiàn)為壓實和膠結作用使儲層致密，而溶蝕作用明顯改善儲層物性。

儲層特征；主控因素；盒8段；成巖作用

鄂爾多斯盆地是發(fā)育在華北克拉通之上的多旋回疊合型盆地，油氣資源豐富[1]。根據(jù)盆地現(xiàn)今構造形態(tài)、基底性質及構造特征，鄂爾多斯盆地可劃分為伊盟隆起、渭北隆起、晉西撓褶帶、伊陜斜坡、天環(huán)拗陷及西緣沖斷構造帶六個一級構造單元[2]。研究區(qū)位于鄂爾多斯盆地伊陜斜坡的東南部，二疊系下石盒子盒8段是上古生界主要的含氣層位之一，主要為海陸過渡相沉積體系，屬于辮狀河三角洲前緣亞相沉積，儲集砂體類型主要為水下分流河道，砂體呈條帶狀展布，近南北走向。含氣性分布受儲層砂體的展布以及物性控制。前人對盆地北部、西北部、東北部、南部等區(qū)研究較多，對盆地東南部研究較少，同時研究區(qū)區(qū)塊氣藏勘探程度較低，氣藏基本地質條件及富集規(guī)律的尚不明確，因此，開展盆地東南部盒8段儲層特征研究，深入剖析盒8段儲層致密因素，對于引導區(qū)塊前期勘探和規(guī)劃后期開發(fā)部署都具有深遠意義。

1 儲集層巖石學特征

通過常規(guī)薄片和鑄體薄片鑒定結果統(tǒng)計表明，研究區(qū)砂盒8段儲層以灰白色、淺灰色巖屑砂巖為主，其次為巖屑石英砂巖和石英砂巖(圖1)。碎屑組分主要以石英為主，含量22.0%～100%，平均76.6%，由單晶石英和多晶石英組成；其次為巖屑，含量0～77.0%，平均23.8%，主要為變質巖巖屑，少量的巖漿巖巖屑、沉積巖巖屑，同時可見一定數(shù)量的鈣化碎屑、泥化碎屑；長石含量較少，含量0～15.7%，平均僅為0.52%。研究區(qū)儲層填隙物含量不高，平均11.2%，而且膠結物含量遠遠大于雜基含量，不屬于雜砂巖。填隙物成分主要為高嶺石、水云母、綠泥石、硅質和鐵方解石等，部分井中發(fā)育鐵白云石，偶見磁鐵礦與白鈦礦；雜基多為泥鐵質。碎屑顆粒粒徑集中分布在0.1～0.6 mm之間，粒度普遍較粗，以中-粗粒結構為主。顆粒分選中等-好，次棱、次棱-次圓狀磨圓度。多以顆粒支撐，顆粒間凹凸接觸、線接觸，少數(shù)呈點接觸和點-線接觸；膠結類型主要為孔隙式膠結、孔隙-再生式膠結，石英次生加大普遍?？傮w上研究區(qū)儲層砂巖石英、巖屑含量高、長石含量低，巖石結構成熟度高和成分成熟度中等。

圖1 鄂爾多斯盆地東南部盒8儲層砂巖成分-成因分類三角投點圖

2 儲集層孔隙類型和結構特征

表征儲層物性最重要的兩個特征是孔隙類型和孔喉結構，其中孔隙類型和孔隙度值息息相關，而孔喉結構決定了儲層滲透率的高低。

2.1 孔隙類型

統(tǒng)計研究區(qū)鑄體薄片資料及鏡下薄片觀察分析表明，盒8儲層總面孔率為0.1%～10.8%，主要發(fā)育原生粒間孔、次生溶孔和晶間孔三種孔隙，孔隙類型組合總體為次生溶孔-微孔-粒間孔組合，次生溶孔和晶間微孔在研究區(qū)儲層中普遍發(fā)育，是主要的儲集空間。

次生溶孔：一般是成巖早期形成的有機酸，對巖石中遇酸易溶組分如巖屑、長石等溶解形成的孔隙，常見巖屑溶孔和長石溶孔等粒內溶孔，溶蝕作用亦可沿顆粒的解理縫溶蝕，顆粒內部溶孔呈孤立狀、蜂窩狀；同時也可見的粒間溶孔，形態(tài)不規(guī)則，呈港灣狀，孔徑大小和分布不均勻。研究區(qū)合8段巖屑溶孔發(fā)育，可見少量長石溶孔，孔徑分布在1.0～60.0 Lm之間，以中孔為主（圖2c、圖2d），是研究區(qū)優(yōu)質儲層形成的最重要的孔隙。

a: 3 577.06 m, 殘余粒間孔; b: 3 464.66 m, 殘余粒間孔; c: 2 964.11m, 巖屑溶孔; d: 3 544.31 m, 長石溶孔; e: 3 628.23 m, 高嶺石晶間孔; f: 3 064.95 m, 伊利石晶間孔。

殘余原生粒間孔：碎屑顆粒經(jīng)一系列伴隨整個成巖過程的壓實、膠結、交代等作用之后殘余的孔隙空間。研究區(qū)儲層受早期的強烈壓實及膠結、交代作用等，殘余原生粒間孔發(fā)育較少，僅個別井中可見（圖2a、圖2b）。

晶間孔：碎屑巖中晶間孔最主要有兩種形式，一種在碎屑顆粒表面，主要是巖屑、長石蝕變的高嶺石中；另一種是在填隙物中，主要在黏土礦物表面。研究區(qū)盒8段儲層的晶間微孔主要分布在以中-粗粒的巖屑石英砂巖、巖屑砂巖儲層中，以高嶺石晶間孔為主，次為伊利石晶間孔，少量綠泥石晶間孔（圖2e、圖2f、圖2g、圖2h）。

整體上研究區(qū)盒8段儲層原生粒間孔相對不發(fā)育，次生溶孔普遍存在，但規(guī)模不大，晶間孔孔隙細小，共同作用致使儲層表現(xiàn)為低孔特征。

3 結構特征

儲層孔隙結構包含的兩大要素是孔隙和喉道，孔隙主要是賦存流體，而喉道是孔隙與孔隙之間溝通的橋梁，是狹窄的通道，決定著儲層的滲流能力，喉道的形態(tài)和大小受碎屑顆粒的形態(tài)及大小以及接觸關系、膠結類型等影響[3-4]。通過對研究區(qū)盒8段126個樣品的常規(guī)壓汞試驗分析，盒8段砂巖儲層的排驅壓力平均1.09 MPa，中值壓力分布區(qū)間廣、平均18.62 MPa，孔喉半徑變化范圍較大，中值孔喉半徑均值為0.54 μm；分選系數(shù)介于2.21～3.84之間，平均為2.7，分選中等-差；最大進汞飽和度在38.0%～92.8%之間，平均為53.8%。盒8段砂巖孔喉半徑變化范圍廣，但孔喉整體偏小，屬細喉、微細喉，孔喉分選性、連通性較差，屬于特低滲毛管壓力曲線。

根據(jù)碎屑巖儲層孔隙結構類型劃分標準，對高壓壓汞參數(shù)，結合物性特征，依據(jù)毛管壓力曲線的特征，對研究區(qū)盒8砂巖孔隙可劃分出4種結構類型。Ⅰ類低排驅壓力－較細喉型，此類型孔隙和喉道大小分布集中，孔隙半徑最大，大孔隙所占比例大，喉道分布均勻，顆粒整體偏粗，分選中等，儲集、滲流能力最好，主要發(fā)育在水下分流河道中間部位。Ⅱ類中排驅壓力－細喉型，孔喉較粗，分選中等，儲集能力和滲流能力較好,發(fā)育在水下分流中間部位及側翼。Ⅲ類中排驅壓力-微細喉型，孔喉較細小，分選中等-差，儲集、滲流能力一般，發(fā)育在水下分流河道側翼。Ⅳ類高排驅壓力－微細喉型，此類型孔喉細小，分選差，儲集、滲流能力最差，發(fā)育在河道邊部部位（圖1-7-8b、圖1-7-9d）。研究區(qū)盒8段孔喉半徑與主流孔喉半徑分布范圍均呈現(xiàn)為小孔吼特征，砂巖以Ⅲ類和Ⅱ類孔隙結構為主，含少量Ⅰ類，孔隙結構較好。

鄂爾多斯盆地東南部盒8段孔隙結構分類見表1。

表1 鄂爾多斯盆地東南部盒8段孔隙結構分類表

3 儲層物性特征

儲層物性特征的數(shù)學表述為孔隙度和滲透率值的大小。根據(jù)巖心物性測試數(shù)據(jù)統(tǒng)計，研究區(qū)盒8段砂巖儲層地面孔隙度實測值分布在0.5%～16.7%之間，主體集中在4.0%～12.0%之間；地面實測滲透率值分布在0.005～15.7 mD之間，主體集中在0.02～1.28 mD之間（圖4）。有效儲層孔隙度介于5.0%～10.0%之間，平均7.9％，中值7.5%。有效滲透率介于0.070～0.30 mD，平均0.415 mD，中值0.150 mD，滲透率大于1 mD約占4.3%(圖5)。盒8段儲集層、有效儲集層滲透率的變化與孔隙度具有較好的一致性。有效儲層的孔隙度和滲透率值均偏低，滲透率均值及中值小于1.0 mD，經(jīng)覆壓校正后的超過90%的樣品滲透率均值及其中值小于0.1 mD，屬于致密儲層。

圖3 盒8段儲層孔、滲分布特征

圖4 盒8段有效儲層孔、滲分布直方圖

4 優(yōu)質儲層形成控制因素

4.1 沉積環(huán)境控制優(yōu)質儲層的展布

沉積環(huán)境是影響儲層儲集性能的先天條件，決定著儲層的好壞，不同的沉積微相儲層儲集性存在明顯差別[5]。研究區(qū)上古生界盒8段砂體展布形態(tài)明顯受河道控制，沉積的砂體呈條帶狀、透鏡狀形態(tài)分布，砂體形態(tài)多樣。縱向上多期河道砂體復合疊置，砂體間的接觸關系空間形態(tài)多樣，砂泥之間的配置關系復雜。盒8段優(yōu)質儲層主要發(fā)育在水下分流河道主砂帶內，與相帶分布具有很好的一致性，明顯受相帶的控制（圖5）。儲層在平面上顯示為大面積展布，實際上為縱向疊合。

圖5 鄂爾多斯盆地東南部盒8段砂厚與產(chǎn)能疊合圖

4.2 成巖作用對儲層發(fā)育的影響

成巖作用對儲層儲集性能的影響貫穿于儲層形成的始終，既有破壞性的，如壓實、膠結作用等，又有建設性的，如溶蝕作用等。整體上研究區(qū)盒8段儲層儲集性能明顯受成巖作用控制，而又以壓實、壓溶作用、膠結作用及溶解作用為最大。

4.2.1 壓實作用

壓實作用是使儲層致密化最主要原因之一，儲層巖石抗壓實程度與其物質成分密切相關，就碎屑巖而言石英抗壓實能力最強，長石次之，巖屑最弱[6]。研究區(qū)盒8段地層在早白堊世晚期達到最大埋深，巖石碎屑組分以石英和巖屑為主，儲層砂巖普遍受到強烈機械壓實，碎屑顆粒呈規(guī)則狀排列，顆粒之間以線接觸、凹凸狀接觸為主。塑性巖屑如泥頁巖、千枚巖、碳酸鹽等巖屑被擠入孔隙中形成假雜基，進一步壓縮孔隙空間，孔隙被大大減??；云母等軟礦物受強烈擠壓變形發(fā)生化學反應成黏土礦物；石英等剛性碎屑礦物顆粒受應力作用產(chǎn)生脆性裂縫（圖6-a）。鏡下觀察統(tǒng)計發(fā)現(xiàn)，壓實作用損失了孔隙40.6%，是造成研究區(qū)儲層致密化最主要原因。

4.2.2 壓溶作用

鏡下觀察發(fā)現(xiàn)，研究區(qū)儲層壓溶作用發(fā)育中等，主要表現(xiàn)為粒間孔隙空間進一步減小，部分顆粒之間呈凹凸、縫合接觸，石英顆粒邊緣發(fā)生次生加大（圖6-b、d）。早期石英次生加大對儲層物性影響存在兩面性，一方面使粒間孔隙空間減小，增加巖石的密度和強度，降低滲透率。另一方面又阻礙了再壓實作用的進行，保護孔隙進一步減小。

4.2.3 膠結作用

膠結作用也是儲層致密化最主要原因之一，尤其是對喉道的影響更為巨大。膠結作用是自生礦物的沉淀堵塞粒間體積的過程，一般情況下，膠結作用對儲層孔隙是破壞性的，總是導致粒間孔隙度降低，但是當膠結物為易被溶解的物質時，早期的膠結作用能間接保護孔隙，為后期的溶解作用提供物質基礎。研究區(qū)盒8段儲層主要發(fā)育碳酸鹽膠結、硅質膠結和黏土礦物膠結。

a: 3 390.48 m,軟組分變形并定向性良好; b: 3 010.63 m, 硅質加大鑲嵌狀結構，凹凸狀接觸; c: 3 547.93 m, 巖屑溶孔;d：3 786.64 m, 石英加大及粒表高嶺石黏土

碳酸鹽膠結：主要為方解石膠結，含少量鐵方解石和鐵白云石。鏡下觀察，亮晶方解石普遍形成于綠泥石膜、石英次生加大之后，多以中-細晶或它形晶體形式充填粒間孔隙中，同時可能交代綠泥石膜和石英、長石等。

硅質膠結：主要是石英次生加大形式出現(xiàn)（圖6-b、d），形成石英自形晶面或相互交錯鏈接的鑲嵌狀結構，自生石英晶體含量較少。

黏土礦物膠結：根據(jù)X-射線衍射實驗，研究區(qū)主要發(fā)育的黏土礦物膠結物為高嶺石和伊利石，綠泥石和伊蒙混層較少。主要為自生的高嶺石，掃描電鏡下呈典型的蠕蟲狀或書頁狀充填于孔隙中，保留了良好的晶間孔（圖2-e）；伊利石呈絲狀或片狀分布于孔隙中（圖2-f、g）；自生綠泥石呈孔隙薄膜狀或孔隙襯里狀產(chǎn)出（圖2-h）；蒙脫石分布于粒間孔或雜基中，在堿性環(huán)境下向伊利石轉化而產(chǎn)生出伊/蒙混層礦物。

4.2.4 溶蝕作用

溶蝕作用貫穿于成巖作用的始終，對儲層的改善具有重大的建設意義。研究區(qū)溶蝕作用普遍發(fā)育，常見巖屑顆粒溶蝕以及少量長石、碳酸鹽膠結物溶蝕，產(chǎn)生大量溶蝕孔，極大了改善了儲層物性，形成研究區(qū)整體致密儲層背景下相對高滲的優(yōu)質儲層（圖5-c）。

5 結 論

1） 鄂爾多斯盆地東南部二疊系石盒子組盒8段儲層中石英砂巖、巖屑石英砂巖、巖屑砂巖三者占比基本相同,粒度以中-粗粒結構為主。顆粒分選中等-好，磨圓差，顆粒間凹凸接觸、線接觸，孔隙式膠結、石英次生加大普遍?？傮w上研究區(qū)儲層砂巖石英、巖屑含量高、長石含量極低，巖石結構成熟度高和成分成熟度中等。

2） 研究區(qū)儲層次生巖屑溶孔和高嶺石晶間孔發(fā)育，巖石孔徑在1.0～60.0 Lm之間,儲集空間主要為微孔-中孔之間，裂縫不發(fā)育?？缀斫Y構復雜，儲層以彎片狀喉道為主，孔喉半徑變化范圍廣，但孔喉整體偏小，以屬細喉、微細喉為主，孔喉分選性、連通性較差，屬于致密儲層毛管壓力曲線。

3） 研究區(qū)儲層物性相對較差，儲層較致密，屬致密儲層，但孔隙度和滲透率分析相關性好。

4） 研究區(qū)盒8段優(yōu)質儲層形成主要受到沉積微相及后期成巖作用控制。沉積是優(yōu)質儲層形成的先天條件,研究區(qū)優(yōu)質儲層主要發(fā)育在水下分流河道主砂帶內，與相帶分布具有一致性，受相帶的控制明顯。成巖作用主要通過影響和改造儲層物性，控制優(yōu)質儲層的形成，壓實、壓溶及膠結作用使研究區(qū)儲層迅速致密化，同時溶解作用又極大地改善了研究區(qū)儲層物性，使研究區(qū)儲層在整體致密儲層背景下可形成相對高滲的優(yōu)質儲層。

［1］楊俊杰.鄂爾多斯盆地構造演化與油氣分布規(guī)律[M].北京:石油工業(yè)出版社，2002:130-181.

［2］翟光明.中國石油志(第十二卷)[M].北京:石油工業(yè)出版社，1996.

［3］方少仙，候方浩.石油天然氣地質儲層沉積學[M].北京:中國石油大學出版社，2002:124-143.

［4］王峰，田景春，陳蓉，等.鄂爾多斯盆地北部上古生界盒8儲層特征及控制因素分析[J].石油學報，2009,27(2):239-245.

［5］蘭朝利，何順利，張君峰，等.蘇里格氣田儲層“甜點”控制因素探討[J].西安石油大學學報:自然科學版，2007，22(1):45-48.

［6］李文厚，魏紅紅，馬振芳，等.蘇里格廟氣田碎屑巖儲集層特征與天然氣富集規(guī)律[J].石油與天然氣地質，2002，23(4):387-391.

Study on Reservoir Characteristics of He-8 Member of Upper Paleozoic in Southeastern Ordos Basin-—Taking Y District of Block G as an Example

1,1,2

（1. Research Institute of Shaanxi Yanchang Petroleum（Group）Co., Ltd., Xi’an Shaanxi 710075, China; 2. No.6 Oil Recovery Plant of PetroChina Changqing Oilfield Company, Xi’an Shaanxi 710200, China）

Through the analysis of a large number of conventional parameters and cast thin slices and physical property data, the petrological characteristics, pore structure, pore type and physical property characteristics of He-8 member of the Lower Shihezi Formation in the southeast of Ordos Basin were analyzed, and the main controlling factors affecting the formation of high-quality reservoirs were investigated. The research shows that the He-8 member reservoir is dominated by braided river delta front sediments, with moderate component maturity and structural maturity. The secondary dissolved pores and kaolinite intercrystalline pores are the main reservoir spaces, and the basic seepage channels are micro throat and fine throat, so it is typical tight reservoir. The formation of high-quality reservoirs on the plane was controlled by sedimentary facies, and the vertical diagenesis affected the physical property distribution, which controlled the effective reservoir formation, which was mainly manifested by compaction and cementation to make the reservoir dense, while dissolution significantly improved the reservoir physical properties.

Reservoir characteristics; Main controlling factor; He-8 formation; Diagenesis

2020-06-16

馬強（1987-），男，工程師，碩士，陜西省西安市人，2012年畢業(yè)于西北大學礦產(chǎn)普查與勘探，主要從事油氣田地質研究工作。

TE122.2

A

1004-0935（2020）07-0787-05