楊承錦，代廷勇，李鳳杰，李俊武，楊豫川

（成都理工大學(xué)沉積地質(zhì)研究院，四川成都 610059）

三疊紀末期，受印支運動的影響，鄂爾多斯地塊整體隆升并遭受不均勻剝蝕，形成溝谷縱橫、丘陵起伏的鑲嵌不整合面[1]。侏羅系早期富縣組和延安組延10 油層組為河谷充填期，延9 油層組則是在河谷填平補齊的背景上發(fā)育了曲流河-三角洲沉積[2-4]。該區(qū)富縣組和延10 期的河道充填沉積是油氣運移的通道，延9 期沉積砂體是油氣聚集的重要儲集體[5]，但是有利儲層分布及其控制因素是制約該區(qū)勘探的重要因素。本文利用鉆測井、薄片等資料，開展儲層特征的研究，深入研究有利儲層展布特征及控制影響因素，以更好指導(dǎo)該區(qū)的油氣勘探。

吳起地區(qū)位于鄂爾多斯盆二級構(gòu)造單元陜北斜坡的中西部，侏羅系地層包括下、中統(tǒng)的富縣組和延安組，其中延安組自上而下劃分為延1-延10 共10 個油層組。該區(qū)富縣組和延10 油層組為辮狀河道充填溝谷沉積[1]，延9 油層組則在溝谷填平補齊的基礎(chǔ)上，接受曲流河沉積[2]。

1 砂體展布特征

隨著延10 期古河道填平補齊，地形差別逐漸變小，吳起地區(qū)河流類型發(fā)生了根本變化，由延10 期的辮狀河演化為延9 期曲流河沉積[2]。吳起地區(qū)延9 油層組的地層厚度比較穩(wěn)定，總厚度在22～62 m 的變化范圍內(nèi)，砂體的特征由心灘微相展布方向和分布特征所控制，心灘砂體的寬度一般為4～8 km 左右，在河道交匯處寬度變大，可達15 km 左右，砂地比大于0.3，心灘微相兩側(cè)平行展布的天然堤微相砂體寬度一般為1 km，厚度0.4 m，砂地比為0～0.3。延9 油層組砂體在研究區(qū)的西部呈北西-南東方向、在東北部呈北東-南西方向條帶狀展布，砂體連續(xù)性好、厚度大（見圖1）。曲流河河道沉積構(gòu)成的砂質(zhì)沉積為主要有效儲集層。

圖1 鄂爾多斯盆地吳起地區(qū)延安組延93 段砂體展布圖

2 儲層特征

2.1 儲層巖石類型

吳起地區(qū)延9 油層組儲層主要為淺灰、灰褐、灰黑色中細-粗砂巖以及少量含礫粗砂巖。巖性以長石砂巖、巖屑長石砂巖、長石石英砂巖為主（見圖2）。碎屑顆粒大小主要為細-中粒，可見粗粒和不等粒，顆粒大多呈半棱角-次圓狀，圓狀和棱角狀較少，分選程度以中-好為主，膠結(jié)類型主要是孔隙型。

圖2 吳起地區(qū)延9 油層組砂巖分類圖

吳起地區(qū)延9油層組砂巖碎屑成份平均含量為82.2%，其中石英含量為29 %～74 %，平均值為45.2 %；長石含量為10 %～39 %，平均為28.8 %，局部及在7 %～10 %；巖屑含量為5%～17%，平均為8.2%，局部井段中含量可高達24 %～41 %。巖屑中主要為變質(zhì)巖屑，含少量沉積巖屑和巖漿巖屑，含少量的白云母和綠泥石等礦物碎屑。

2.2 填隙物特征

吳起地區(qū)延9 油層組儲層砂巖中填隙物平均含量為17.73%，其中雜基的含量大于膠結(jié)物的含量（見圖3a）。碳酸鹽膠結(jié)物（見圖3b、c）含量變化較大，在0.5 %～16 %，平均值5.78 %；硅質(zhì)膠結(jié)分布不均勻，含量在3 %～12 %，硅質(zhì)膠結(jié)物以石英次生加大和自生石英形式存在（見圖3d）。粘土質(zhì)含量為1 %～18 %，平均值為14.25 %，主要類型為高嶺石、綠泥石和伊利石等（見圖3e～h）?？梢娚倭奎S鐵礦自生礦物。

2.3 儲層孔隙類型

通過對吳起地區(qū)延9 油層組鑄體薄片和掃描電鏡的觀察，分析認為其主要的儲集空間類型包括原生殘余粒間孔（見圖4a）、粒間溶孔（見圖4b）、粒內(nèi)溶孔（見圖4b、c、d）和高嶺石晶間孔（見圖3f）等。延9 油層組儲層面孔率較高，平均可達8.7 %，平均孔徑為25 μm。最主要的孔隙類型為原生殘余粒間孔和長石溶孔，兩者占總面孔率的相對比例最大，分別為54.3%和37.1%，其他還包含部分粒內(nèi)溶孔、巖屑溶孔，分別占為1.27 %、3.25%。

2.4 物性特征

儲層的孔隙度和滲透率是反映儲層性能和滲濾條件的兩個最基本參數(shù)。根據(jù)延9 油層組巖心樣品的統(tǒng)計結(jié)果，延9 油層組儲集層物性整體較好?？紫抖茸钚?.42 %，最大為28.32 %，多數(shù)分布在14 %～18 %，占樣品的70 %，小于10 %僅占2 %，平均孔隙度為15.2 %。滲透率也比較好，最低值為0.1×10-3μm2，最大值為30.99×10-3μm2，平均值為8.7×10-3μm2，以5×10-3μm2～10×10-3μm2的樣品最多。

3 優(yōu)質(zhì)儲集層控制因素

沉積微相對于儲層的孔隙度和滲透率具有明顯的控制作用，是形成儲層的重要基礎(chǔ)，在宏觀上控制著儲集層物性的好壞，但擁有有利的相帶，并不都是好的儲層，還受成巖作用的影響。

圖4 鄂爾多斯盆地吳起地區(qū)延9 油層組儲集空間類型

3.1 沉積作用

油氣的聚集與砂體的展布規(guī)律有著密切的關(guān)系，砂體的主體部位成藏條件優(yōu)越。曲流河是吳起地區(qū)延9 油層組儲集層的主要沉積環(huán)境，而處于高能環(huán)境的河道，由于水動力強烈，碎屑顆粒的分選、磨圓較好，粒度較粗，原始孔隙較發(fā)育，容易形成良好的儲層。

3.2 成巖作用

沉積作用形成了儲層儲集性能的基礎(chǔ)，而后期的成巖作用則會對儲集性能進行改造。通過對取芯井的薄片分析，吳起地區(qū)延9 油層組的主要成巖作用包括：壓實作用、壓溶作用、膠結(jié)作用、溶蝕作用、交代作用和自生礦物的形成作用這樣幾種。

3.2.1 壓實作用和壓溶作用 壓實作用的強弱對原生粒間孔保存的多少有重要影響[6]。吳起地區(qū)延9 油層組的儲層中壓實作用較弱，主要的儲集空間為原生殘余粒間孔，壓實作用可以造成原生孔隙的損失達到19 %左右。而延9 油層組壓溶作用主要表現(xiàn)為顆粒的凹凸和縫合線狀接觸（見圖3a、b）、石英的溶蝕和次生加大的形成（見圖3f），薄片中這兩種現(xiàn)象均不太發(fā)育，因此壓溶作用對于研究區(qū)儲層的破壞作用比較有限。

3.2.2 膠結(jié)作用 無論是何種物質(zhì)的膠結(jié)，均表現(xiàn)為孔隙之間物質(zhì)的充填，因此對孔隙均有不同程度的破壞作用。在吳起地區(qū)延9 油層組儲層中，成巖早期的方解石膠結(jié)作用（見圖4e）對孔隙度的減小較為明顯，其次為石英的次生加大作用（見圖3d、圖4c），兩者可造成孔隙度減少10 %左右。而成巖晚期的含鐵碳酸鹽礦物、自生粘土礦物、自生石英的沉淀（見圖3d）等由于發(fā)育有限，因此對孔隙的減少也有限。

3.2.3 溶蝕作用 吳起地區(qū)延9 油層組砂巖儲層在大氣水和富含有機酸的地下水的共同作用下，長石溶孔（見圖4b、c、d）、粒間溶孔（見圖4c）、雜基溶孔都相對比較發(fā)育，約占總孔隙的40 %，為儲層提供了大量的儲集空間。特別在晚成巖期有機酸溶蝕作用下，溶蝕作用可為儲層提供7 %～8 %的次生孔隙。

3.2.4 交代作用和自生礦物的形成作用 交代作用一般不會影響孔隙度的變化，但是在長石被高嶺石交代（見圖4d）形成自生高嶺石過程中，由于高嶺石體積小于被交代的長石體積、形成發(fā)育的晶間孔而使總孔隙度增加（見圖3f），因此對于儲層儲集性能具有建設(shè)性的作用。其他自生礦物的形成，特別是晚成巖期形成的充填孔隙的自生礦物如黃鐵礦，對孔隙均有破壞作用，但在該區(qū)這些自生礦物發(fā)育有限，對儲層孔隙性的破壞也有限。

總的來看，對儲層具有建設(shè)性作用的有溶蝕作用和長石交代形成自生高嶺石的作用，而破壞性的作用主要為壓實作用、成巖早期的膠結(jié)作用和石英的次生加大作用。吳起地區(qū)延9 油層組壓實作用較弱，使得原生粒間孔得以保存，是該區(qū)儲層物性較好的主要原因。

4 儲層分類評價

4.1 儲層分類評價

通過對研究區(qū)延9 油層組儲層物性孔隙結(jié)構(gòu)等參數(shù)的分析（見表1），依據(jù)儲層分類標(biāo)準(zhǔn)，對該區(qū)延9 油層組的儲層進行了綜合評價。本區(qū)的儲層可劃分為4類。

Ⅰ類儲層：為好儲層類型，屬曲流河道沉積砂體，其砂體厚度一般大于12 m，巖性一般較粗，為中-粗粒砂巖，填隙物含量小于8.0 %?？紫抖纫话愦笥?2 %、滲透率大于10×10-3μm；排驅(qū)壓力、中值壓力低，分別小于0.1 MPa 和0.5 MPa；孔隙類型為原生粒間孔，孔喉組合類型主要為大孔粗喉型和大孔中細喉型；該區(qū)延9 油層組Ⅰ類儲層分布面積較小。

Ⅱ類儲層：為較好儲層類型，屬曲流河道沉積砂體，巖性主要為中砂、中細砂巖，砂體厚度介于12～5 m，填隙物含量介于8.0 %～12.0 %；孔隙度在12 %～10 %，滲透率為1～10×10-3μm2。排驅(qū)壓力、中值壓力較低，分別在0.05～0.1 MPa 和0.6～5.0 MPa。該區(qū)延9油層組Ⅱ類儲層比較發(fā)育，在多數(shù)河道砂體，尤其是河道交匯的河道砂體，儲層孔滲條件都較好，屬于Ⅱ類儲層。

Ⅲ類儲層：為中等儲層類型，儲層砂體發(fā)育在河道側(cè)緣和天然堤等沉積微相中，巖性主要為主要為中砂、中細砂巖，砂體厚度介于12～5 m，填隙物含量介于12.0 %～14.0 %；孔隙度10 %～15 %，滲透率為1～10×10-3μm2。排驅(qū)壓力、中值壓力相對較高，分別為0.5～2 MPa 和1～5 MPa；孔隙類型為溶孔+微孔，孔喉組合類型主要為小孔中細喉型。

Ⅳ類儲層：為差儲層類型，儲層砂體一般發(fā)育在天然堤、決口扇和漫灘等沉積微相中，巖性主要為粉砂巖，砂體厚度介于5～3 m，填隙物含量介于14.0 %～16.0 %；孔隙度在12 %～10 %；排驅(qū)壓力、中值壓力高，分別為2～5 MPa 和5～10 MPa；滲透率小于1×10-3μm2?？紫额愋蜑槲⒖?，孔喉組合類型主要為微孔微細喉型。Ⅳ類儲層往往形成干層或低產(chǎn)水層。

表1 吳起地區(qū)延9 油層組儲層分類評價表

4.2 有利儲集層分布

吳起地區(qū)延9 油層組主要發(fā)育曲流河沉積相，河道砂體是主要的儲層。優(yōu)質(zhì)儲層主要發(fā)育于（1）壓實作用較弱的地區(qū)，石英含量高的粗-中粒砂巖區(qū)，有輕度的石英次生加大[7]；（2）長石組分雖然可以遭受強烈溶蝕，形成溶蝕孔，但是也容易發(fā)生粘土化，不利于溶孔的形成，因此有利儲層主要發(fā)育于長石組分相對較低的地區(qū)；（3）碳酸鹽膠結(jié)物較弱的區(qū)域利于優(yōu)質(zhì)儲層的形成，這是因為鈣質(zhì)膠結(jié)是主要破壞性成巖作用，其發(fā)育造成孔隙度和滲透率的降低。

吳起地區(qū)延9 油層組Ⅰ類儲層發(fā)育于盤古梁新97 井區(qū)、順寧高237 井區(qū)、吳起西側(cè)元181 井區(qū)和吳454 井區(qū)，以及五谷城一帶塞392 井區(qū)（見圖5）。這些地區(qū)不但儲層物性良好，而且獲得了較高的試油成果，如塞392 井延9 油層組孔隙度為16.57 %、滲透率為15.16×10-3μm2，在延93 油層段獲得56.10 t/d 的試油產(chǎn)量，是吳起地區(qū)延9 油層組優(yōu)質(zhì)儲層的主要發(fā)育區(qū)。

圖5 吳起地區(qū)延9 油層組儲層分類分布圖

5 結(jié)論

（1）吳起地區(qū)延9 油層組主要發(fā)育曲流河沉積，河道砂體是主要的儲層砂體，由長石砂巖、長石石英砂巖和巖屑長石砂巖組成。儲集空間類型以原生殘余粒間孔、長石溶孔為主。

（2）吳起地區(qū)延9 油層組儲層砂體的面孔率較高，平均為8.7 %；儲層物性孔隙度平均為15.2 %、滲透率平均為8.7×10-3μm2，屬中孔低滲型儲層。

（3）儲層砂體中成巖作用主要包括壓實作用、膠結(jié)作用和溶蝕作用，其中該區(qū)壓實作用較弱，使得原生粒間孔得以保存，是吳起地區(qū)延9 油層組具有較高物性的主要原因。

（4）以沉積相和砂體厚度為基礎(chǔ)，結(jié)合儲層特征參數(shù)和孔隙結(jié)構(gòu)參數(shù)，將吳起地區(qū)延9 油層組儲層分為4 類，本區(qū)儲層以Ⅱ為主，有少量的Ⅰ和Ⅲ類儲層。

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