琚惠姣 孫 衛(wèi) 楊希濮 韓宗元

（1.西北大學(xué)大陸動(dòng)力學(xué)教育部重點(diǎn)實(shí)驗(yàn)室，陜西 西安 710069；2.中海油研究總院，北京 100027；3.勝利石油管理局石油開發(fā)中心，山東 東營(yíng) 257000）

鄂爾多斯盆地延安地區(qū)山2段儲(chǔ)層特征及其主控因素

琚惠姣1孫 衛(wèi)1楊希濮2韓宗元3

（1.西北大學(xué)大陸動(dòng)力學(xué)教育部重點(diǎn)實(shí)驗(yàn)室，陜西 西安 710069；2.中海油研究總院，北京 100027；3.勝利石油管理局石油開發(fā)中心，山東 東營(yíng) 257000）

采用儲(chǔ)層物性分析、掃描電鏡、鑄體薄片及高壓壓汞等實(shí)驗(yàn)技術(shù)，對(duì)鄂爾多斯盆地延安地區(qū)山2段儲(chǔ)層巖心樣品進(jìn)行分析、測(cè)試，研究其儲(chǔ)層基本特征，分析有利儲(chǔ)層發(fā)育的主控因素。研究表明，鄂爾多斯盆地延安地區(qū)山2段儲(chǔ)層屬特低孔、低滲儲(chǔ)層，但局部發(fā)育有物性相對(duì)較好的有利儲(chǔ)層，其孔隙度在6.2%～13.2%，滲透率在（0.1～45）×10-3μm2。有利儲(chǔ)層的形成和分布主要受沉積微相和成巖作用的影響與控制。其中，水下分流河道和河口壩沉積微相控制了有利儲(chǔ)層的分布范圍，硅質(zhì)膠結(jié)作用和溶蝕作用則促進(jìn)了儲(chǔ)層原生孔隙的保存和次生孔隙的形成。綜合分析表明，有利儲(chǔ)層主要發(fā)育在Y120、Y121、Y127、Y161、Y162、Y169及YQ2等井區(qū)的水下分流河道和河口壩砂體中。

主控因素；沉積微相；成巖作用；山2段；鄂爾多斯盆地

鄂爾多斯盆地延安地區(qū)山2段砂巖儲(chǔ)層具有天然氣聚集的基本地質(zhì)條件［1-3］，但大多屬于低孔、低滲儲(chǔ)層，從而制約了氣藏的進(jìn)一步有效勘探和開發(fā)。如何在低孔、低滲背景下尋找孔隙度相對(duì)較高的高產(chǎn)區(qū)塊，首先取決于對(duì)相對(duì)有利儲(chǔ)層發(fā)育的主控因素進(jìn)行分析。

關(guān)于鄂爾多斯盆地山2段砂巖儲(chǔ)層物性的主控因素，前人已做了大量的研究工作［4-7］，但對(duì)盆地近東南部延安地區(qū)山2段有利儲(chǔ)層的研究相對(duì)較少。筆者借助于物性、掃描電鏡、鑄體薄片及高壓壓汞等資料，分析了鄂爾多斯盆地延安地區(qū)山2段砂巖儲(chǔ)層的特征及有利儲(chǔ)層發(fā)育的主控因素，不僅揭示了該區(qū)山2段儲(chǔ)層具有良好的天然氣勘探前景，還對(duì)研究區(qū)有利儲(chǔ)層的分布進(jìn)行了科學(xué)有效的預(yù)測(cè)，表明有利儲(chǔ)層的形成和分布主要受沉積微相和成巖作用的影響與控制。

1 儲(chǔ)層特征

180多塊樣品的物性及測(cè)試結(jié)果表明（見圖1），研究區(qū)山2段儲(chǔ)層的孔隙度為2.33%～11.46%，平均7.25%，其中孔隙度在6%～12%的樣品占87%；滲透率為（0.1～265）×10-3μm2，平均16.72×10-3μm2，其中滲透率在（0.1～5）×10-3μm2的樣品占70%。儲(chǔ)層總體上屬于特低孔、低滲儲(chǔ)層。但在Y120、Y121、Y127、Y161、Y162、Y169及YQ2等井區(qū)，存在相對(duì)有利的低孔、低滲—低孔、中滲儲(chǔ)層，孔隙度為6.2%～13.2%，滲透率為（0.1～45）×10-3μm2，物性較好。

圖1 山2段砂巖儲(chǔ)層孔隙度和滲透率頻率分布

研究區(qū)巖石類型以巖屑石英砂巖為主，其次為巖屑砂巖和石英砂巖。碎屑成分主要為石英和巖屑，石英質(zhì)量分?jǐn)?shù)較高。石英質(zhì)量分?jǐn)?shù)占碎屑總量的69%～97.2%，平均86.7%。巖石孔隙類型以粒間孔、巖屑溶孔、晶間孔及凝灰質(zhì)溶孔為主，分別占49.7%、27.4%、14%及8.3%，局部可見長(zhǎng)石溶孔和微裂縫。從壓汞資料可以看出，Y120、Y121、Y127、Y161、Y162、Y169及YQ2等井區(qū)排驅(qū)壓力和中值壓力較低，平均分別為0.48 MPa和1.9 MPa；中值喉道半徑較粗大，范圍在0.16～ 0.56 μm；進(jìn)汞飽和度較高，平均為72.8%；試氣產(chǎn)氣量在（2.69～16.32）×104m3·d-1（見表1）。因此，綜合評(píng)價(jià)得出，Y120、Y121、Y127、Y161、Y162、Y169及YQ2等井區(qū)的山2段儲(chǔ)層為有利儲(chǔ)層。

表1 山2段有利儲(chǔ)層代表井物性參數(shù)及試氣結(jié)果

2 有利儲(chǔ)層發(fā)育的主控因素

2.1 沉積微相

對(duì)山2段不同沉積微相的物性進(jìn)行統(tǒng)計(jì)發(fā)現(xiàn)，水下分流河道微相砂體物性最好，河口壩居中，水下天然堤最差（見表2）。水下分流河道砂體的孔隙度為1.3%～18.2%，平均8.0%，滲透率為（0.01～265）×10-3μm2，平均9.57×10-3μm2；河口壩砂體的孔隙度為2.3%～13.8%，平均7.3%，滲透率為（0.01～103）×10-3μm2，平均1.64×10-3μm2；水下天然堤砂體的孔隙度為0.9%～10.8%，平均4.7%，滲透率為（0.003～4.34）×10-3μm2，平均0.12×10-3μm2。

有利儲(chǔ)層的分布直接受控于沉積微相的展布，主要集中分布在水下分流主河道和河口壩沉積微相中（見表2），其原因主要是水下分流主河道和河口壩水動(dòng)力較強(qiáng)，粒度較粗，分選好，磨圓較好，原始物性好，為酸性熱流體的運(yùn)移和溶解物質(zhì)遷移提供了很好的運(yùn)移通道，促進(jìn)了后期溶蝕作用的發(fā)生；水下分流河道邊部和水下天然堤水動(dòng)力條件較弱，粒度較細(xì)，物性較差。

2.2 成巖作用

2.2.1 壓實(shí)作用

有利儲(chǔ)層中，剛性骨架碎屑質(zhì)量分?jǐn)?shù)較高，石英質(zhì)量分?jǐn)?shù)也較高，為64.5%～85.2%，平均76.0%，雜基質(zhì)量分?jǐn)?shù)普遍較低。由于石英是高成熟度礦物，抗壓實(shí)能力強(qiáng)，壓實(shí)率為56.7%（見表3），機(jī)械壓實(shí)作用相對(duì)較弱（見圖2a），因而保留了相對(duì)較多的原生孔隙，且由于粒間孔連通性相對(duì)較好，流體在其中較易流通，為后期成巖過程中大量有機(jī)酸的進(jìn)入提供了有利條件。

表2 山2段有利儲(chǔ)層沉積微相物性和結(jié)構(gòu)成熟度

2.2.2 膠結(jié)作用

有利儲(chǔ)層中主要的膠結(jié)物為碳酸鹽、高嶺石及伊利石，石英次生加大（見圖2b—2d、圖2f）。這些膠結(jié)物共造成了約13.9%的孔隙度損失。

碳酸鹽礦物膠結(jié)：主要是指鐵白云石和鐵方解石的膠結(jié)。鐵白云石在目的層中廣泛存在，質(zhì)量分?jǐn)?shù)一般為0.5%～12%，平均3.0%；鐵方解石只在Y121和Y162井中存在，且質(zhì)量分?jǐn)?shù)較低。鐵白云石和鐵方解石主要形成于中成巖階段的B期，充填在殘余孔隙中，使孔隙堵塞，對(duì)儲(chǔ)層破壞嚴(yán)重。鈣質(zhì)膠結(jié)物引起的孔隙縮小，孔隙度平均值為2.7%，但后期溶蝕作用促使大量有機(jī)酸進(jìn)入儲(chǔ)層，部分碳酸鹽膠結(jié)物發(fā)生溶蝕，形成了次生溶孔，在一定程度上又改善了儲(chǔ)層物性。

自生黏土礦物膠結(jié)：從X衍射及鑄體薄片分析可知，目的層黏土礦物質(zhì)量分?jǐn)?shù)較高，一般在1.1%～25.1%，平均8.9%。主要黏土礦物有高嶺石、伊利石、綠泥石及伊/蒙混層等。其中，高嶺石的質(zhì)量分?jǐn)?shù)最高，平均為5.6%。

表3 山2段有利儲(chǔ)層成巖作用中壓實(shí)率與膠結(jié)率計(jì)算 %

圖2 山2段有利儲(chǔ)層掃描電鏡及顯微鏡下的砂巖照片

高嶺石雖然充填了孔隙，占據(jù)了一定的孔隙空間，導(dǎo)致孔隙度減小2.7%，但由于晶形較好，因而保留了良好的晶間孔，從而改善了砂巖的孔滲性。其次為伊利石，其平均質(zhì)量分?jǐn)?shù)為1.1%。在掃描電鏡下，伊利石呈絲發(fā)狀及卷片狀，其膠結(jié)物搭橋式生長(zhǎng)在孔壁上，使粒間孔隙變成晶間孔隙，孔隙度損失了1.3%。綠泥石和伊/蒙混層的質(zhì)量分?jǐn)?shù)較低，對(duì)儲(chǔ)層物性的影響不大。

硅質(zhì)膠結(jié)：石英的次生加大現(xiàn)象在研究區(qū)比較常見。分析表明，加大后的石英顆粒間一般呈鑲嵌式接觸，加大邊一般為Ⅲ期。石英的自生加大充填了孔隙，并堵塞喉道，使其孔隙度減小了6.9%，從而降低了儲(chǔ)層的孔、滲性能；另一方面，硅質(zhì)的剛性強(qiáng)，對(duì)儲(chǔ)層的抗壓實(shí)能力增強(qiáng)，有利于粒間孔的保存，改善了儲(chǔ)層的物性。

2.2.3 溶蝕作用

溶蝕作用在研究區(qū)有利儲(chǔ)層內(nèi)普遍發(fā)育，主要是指長(zhǎng)石和噴發(fā)巖等格架顆粒的溶蝕，以及碳酸鹽膠結(jié)物和凝灰質(zhì)的溶蝕（見圖2e）。長(zhǎng)石多沿節(jié)理和破裂縫溶蝕形成粒內(nèi)溶孔，噴發(fā)巖屑以安山質(zhì)巖屑為主，呈細(xì)鱗片狀和條帶狀分布，蝕變高嶺石化較強(qiáng)烈。易溶礦物（火山碎屑、長(zhǎng)石、凝灰質(zhì)等）及前期產(chǎn)生的碳酸鹽礦物則在溶蝕作用下，產(chǎn)生了大量的次生溶孔，使孔喉間的連通性得到了改善，增加1.9%的孔隙度。

3 討論

研究區(qū)有利儲(chǔ)層的形成和分布，主要受沉積微相和成巖作用的影響與控制。沉積微相的展布直接控制了有利儲(chǔ)層的分布范圍，使有利儲(chǔ)層主要發(fā)育在水下分流主河道及河口壩等砂體較厚的部位。該部位水動(dòng)力條件較強(qiáng)，粒度較粗，分選好，磨圓較好，石英質(zhì)量分?jǐn)?shù)高，雜基質(zhì)量分?jǐn)?shù)較低，剛性礦物顆粒多，即成分成熟度和結(jié)構(gòu)成熟度較高，抗壓實(shí)能力強(qiáng)，壓實(shí)作用相對(duì)較弱，使儲(chǔ)層原始孔隙度損失了21.5%。膠結(jié)作用產(chǎn)生的各種膠結(jié)物充填在孔隙中，堵塞了喉道，不僅破壞了部分原生孔隙，而且進(jìn)一步破壞了次生溶孔。晚成巖期強(qiáng)烈的溶蝕作用，使易溶礦物和膠結(jié)過程中產(chǎn)生的碳酸鹽礦物發(fā)生溶解，形成了大量的次生溶孔，使砂巖的儲(chǔ)集空間有所增加。目前，儲(chǔ)層孔隙組合以連通性較好的溶孔—粒間孔為主，喉道較大，物性較好。

4 結(jié)論

1）鄂爾多斯盆地延安地區(qū)山2段儲(chǔ)層的孔隙度主要集中在7%～9%，滲透率主要集中在（0.1～5）×10-3μm2，整體屬于特低孔、低滲儲(chǔ)層；儲(chǔ)層巖石孔隙類型以粒間孔、巖屑溶孔、晶間孔及凝灰質(zhì)溶孔為主，局部見長(zhǎng)石溶孔和微裂縫。

2）研究區(qū)有利儲(chǔ)層發(fā)育的主控因素主要為沉積微相和成巖作用。水下分流河道和河口壩沉積微相的展布控制了有利儲(chǔ)層的分布范圍，成巖作用使原生孔隙發(fā)生改造，壓實(shí)作用使儲(chǔ)層原生孔隙度損失了21.5%，以鐵方解石、高嶺石和硅質(zhì)為主的膠結(jié)作用又造成13.9%的孔隙度損失，而后期溶蝕作用則增加了1.9%的孔隙度。目前，儲(chǔ)層剩余孔隙度平均為6.9%，物性較好。

3）研究區(qū)Y127、Y120、Y161、Y162、Y169、Y217、Y119、Y121、S208、S214及S210等井區(qū)，處于水下分流河道的主河道及河口壩部位，水動(dòng)力較強(qiáng)，粒度較粗，分選好，原始物性好，石英質(zhì)量分?jǐn)?shù)高，壓實(shí)作用和碳酸鹽巖膠結(jié)作用相對(duì)較弱，硅質(zhì)膠結(jié)作用和溶蝕作用發(fā)育，造成其孔隙組合以連通性較好的溶孔—粒間孔為主，喉道較大，形成有利儲(chǔ)層，同時(shí)試氣效果也好。因而，這些井區(qū)的水下分流河道及河口壩砂體是鄂爾多斯盆地延安地區(qū)山2段砂巖儲(chǔ)層的有利勘探目標(biāo)。

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Reservoir characteristics and main controlling factors of P1s2member in Yan'an Area, Ordos Basin

Ju Huijiao1Sun Wei1Yang Xipu2Han Zongyuan3
(1.MOE Key Laboratory of Continental Dynamics,Northwest University,Xi'an 710069,China;2.Research Institute,CNOOC,Beijing 100027,China;3.Petroleum Development Center,Shengli Petroleum Administration Bureau,SINOPEC,Dongying 257000,China)

On the basis of the laboratory techniques of reservoir property analysis,SEM,cast thin section,high pressure mercury penetration,the core samples of P1s2reservoir in Yan'an Area,Ordos Basin are analyzed.This paper discusses the basic reservoir characteristics and describes the major controlling factors of reservoir development.Study results show that P1s2reservoir in Yan'an Area belongs to especially low porosity and low permeability reservoir and the reservoir with good physical property developed partially.The porosity is 6.2%-13.2%in partial area and the permeability is 0.1-45 md.The formation and distribution of favorable reservoir are controlled mainly by sedimentary microfacies and diagenesis.The underwater distributary channel and mouth bar sedimentary microfacies control the distribution of favorable reservoir.Strong siliceous cementation and denudation promote the preservation of primary pore of reservoir and the formation of secondary pore.The comprehensive analysis result shows that the favorable reservoirs developed mainly in the sand body of underwater distributary channel and mouth bar in the well areas of Y120, Y121,Y127,Y161,Y162,Y169 and YQ2.

main controlling factor;sedimentary microfacies;diagenesis;P1s2member;Ordos Basin

國(guó)家重點(diǎn)基礎(chǔ)研究發(fā)展規(guī)劃（973）項(xiàng)目（2003CB214606）和國(guó)家科技支撐項(xiàng)目“低（超低）滲透油田高效增產(chǎn)改造和提高采收率技術(shù)與產(chǎn)業(yè)化示范”（2007BAB17B00）聯(lián)合資助

P618.130.21

：A

1005-8907（2011）02-142-04

2010-07-08；改回日期：2011-01-10。

琚惠姣，女，1986年生，油氣田開發(fā)工程專業(yè)在讀碩士研究生，主要從事油氣田開發(fā)地質(zhì)研究工作。E-mail：juhuijiao@163. com。

（編輯姬美蘭）

琚惠姣，孫衛(wèi)，楊希濮，等.鄂爾多斯盆地延安地區(qū)山2段儲(chǔ)層特征及其主控因素［J］.斷塊油氣田，2011，18（2）：142-145，157. Ju Huijiao，Sun Wei，Yang Xipu，et al.Reservoir characteristics and main controlling factors of P1s2member in Yan'an Area,Ordos Basin［J］. Fault-Block Oil&Gas Field，2011，18（2）：142-145，157.