蔣 盛

(西北大學地質(zhì)學系/大陸動力學國家重點實驗室，陜西西安710069)

鄂爾多斯盆地行政區(qū)域橫跨陜西、甘肅、寧夏、內(nèi)蒙古、山西五省。它是一個中新生代大型多旋回沉積盆地，是華北克拉通地塊經(jīng)過長期演化形成的，是我國第二大含油氣盆地［1］。鄂爾多斯盆地自晚三疊世形成大型內(nèi)陸湖泊，沉積演化經(jīng)歷了早期的初始沉降、擴張、萎縮，以至最后湖盆消亡。依次完成了湖盆從發(fā)生、發(fā)展以至消亡的演化過程［2］。

馬家山—堡子灣研究區(qū)位于鄂爾多斯盆地西部的姬塬地區(qū)，行政區(qū)劃屬陜西省定邊、吳旗縣。構造上位于陜北斜坡的中段和西段，形態(tài)上為東西向平緩單斜，局部發(fā)育鼻狀構造［3］。該研究區(qū)是鄂爾多斯盆地良好的產(chǎn)油地區(qū)之一。

圖1 馬家山-堡子灣地區(qū)長81、長82段儲層砂巖分類圖

1 儲層巖石學特征

根據(jù)馬家山—堡子灣研究區(qū)的巖芯觀察，以及對71塊砂巖鑄體薄片的觀察鑒定、定量統(tǒng)計，可以發(fā)現(xiàn):馬家山-堡子灣地區(qū)長8段砂巖粒徑主要為0.1～0.4 mm，并且主要集中在0.20～0.30 mm之間。數(shù)量上占砂巖總量的62%以上。巖石類型以中～細砂巖為主，占總薄片數(shù)的52.2%，幾乎不含粗砂巖及粉砂巖。

1.1 碎屑特征

通過鑄體薄片觀察得知，研究區(qū)長8儲層主要砂巖類型以巖屑長石砂巖為主，其次為長石質(zhì)巖屑砂巖，偶見長石砂巖、巖屑砂巖和長石巖屑砂巖(圖1)。石英、長石和巖屑是砂巖的主要碎屑顆粒，其中石英含量13.0% ～45.5%，長石含量10% ～41%，巖屑含量18% ～47%。

圖2 馬家山-堡子灣地區(qū)長8儲層砂巖照片

石英主要為單晶石英，顆粒表面光潔，部分石英顆粒次生加大明顯，部分顆粒邊緣發(fā)生溶蝕現(xiàn)象，陰極發(fā)光常見破裂-愈合現(xiàn)象。長石主要為中酸性長石，堿性長石也較為常見，而且表面沿解理多發(fā)生高嶺土化和絹云母化，表面污濁(圖2(A))。在陰極發(fā)光下可見多發(fā)亮藍色光的堿性長石，偶見發(fā)紅光的正長石、粉紅色光的鈉長石以及發(fā)黃綠色光的更長石(圖2(B))，部分長石表面有由于機械壓實強烈造成的微裂縫，亦可見沿解理縫發(fā)生溶解，在長石次生溶蝕孔中或附近的粒間孔隙中常見發(fā)靛藍色光的高嶺石充填，部分被發(fā)橘紅色光的方解石所交代(圖2(C))。

巖屑以千枚巖、片巖、板巖等淺變質(zhì)巖為主(平均含量10.9%)，其壓扁變形及假雜基化現(xiàn)象明顯(圖2(D));其次為中酸性噴出巖巖屑(平均含量3.9%)和凝灰?guī)r巖屑(平均含量5.2%);極少沉積巖巖屑(平均含量0.3%)，并且泥質(zhì)巖屑與雜基成混合物狀;云母顆粒(平均含量1.0%)擠壓彎曲變形揉皺現(xiàn)象明顯，常水化膨脹，以假雜基狀態(tài)充填粒間孔(圖2(E))。另外，部分砂巖中可見較多的綠泥石碎屑以及泥化或鈣化后的礦物碎屑顆粒(圖2(F))。

1.2 填隙物特征

研究區(qū)長8儲層填隙物的含量在4.0% ～33.0%之間，主要有水云母、高嶺石、綠泥石等粘土礦物，方解石、白云石、鐵白云石等碳酸鹽礦物以及硅質(zhì)礦物。長81與長82段砂巖中膠結(jié)物的種類基本一致，平均含量分別為11.9%和10.8%。

圖3 馬家山-堡子灣地區(qū)長8儲層砂巖膠結(jié)物照片

其中，長81段:以水云母和方解石為主，其次為硅質(zhì)和高嶺石，少量綠泥石薄膜。水云母、方解石、硅質(zhì)、高嶺石和綠泥石的平均含量分別為 3.7%、3.4%、1.9%、2.0%、0.6%。長82段:主要為方解石和水云母，其次為綠泥石膜，含少量硅質(zhì)和高嶺石，它們的平均含量為5.0%、2.1%、2.0% 、1.4% 、0.1% 。

綠泥石呈薄膜式產(chǎn)出，包裹碎屑顆粒，部分在孔隙生長從而充填孔隙。綠泥石薄膜(圖3(A))阻止了顆粒與水介質(zhì)的接觸，抑制了石英次生加大，但另一方面，由于綠泥石薄膜的包繞，顆粒間的三角孔隙相對穩(wěn)定，有利于保存原生粒間孔隙。高嶺石的晶形好，單晶呈假六方片狀，集合體呈書頁狀。堆積于粒間孔隙泥石中(圖3(B))，部分出現(xiàn)正長石高嶺土化。伊利石在研究區(qū)分布較少，多以伊蒙混層形式出現(xiàn)(圖3(C))。碳酸鹽填隙物在研究區(qū)發(fā)育廣泛，主要是方解石和鐵白云石。碳酸鹽膠結(jié)類型主要有兩種，一種是碳酸鹽顆粒呈連晶式形式充填孔隙，另外一種是交代其他碎屑顆粒和自生礦物(圖3(D))。

2 儲層孔隙結(jié)構特征

2.1 孔隙類型及組合

孔隙直徑普遍在20～100 μm之間，最大可達200 μm以上?？偯婵茁势毡樾∮?0%，長81段儲集空間以粒內(nèi)溶孔、晶間孔等次生孔隙為主原生粒間孔所占比例相對較小，粒間孔、粒內(nèi)溶孔、雜基溶孔、晶間孔及微裂隙的平均含量分別為0.76% 、1.56% 、0.09% 、0.38% 和 0.10% ，分別占總孔隙含量的 26.1% 、53.8% 、3.1% 、12.9% 和 3.6% ，長 82 段以原生粒間孔隙為主，其次為粒內(nèi)溶孔，含少量晶間孔、雜基溶孔以及微裂隙，粒間孔、粒內(nèi)溶孔、雜基溶孔、晶間孔及微晶間孔及微裂隙的平均含量分別為 2.89%、1.02%、0.05%、0.04%和 0.03%，分別占總孔隙含量的 71.5%、25.2%、1.2% 、0.9% 和 0.8%

該地區(qū)儲層的儲集空間多呈復合形，主要有粒間孔型、溶孔-粒間孔型、晶間孔-微孔型、微孔-溶孔型及微孔型(見表1)。

表1 不同孔隙類型砂巖物性特征統(tǒng)計表

2.2 孔隙結(jié)構特征

孔隙結(jié)構是指巖石所具有的孔隙和喉道的幾何形狀、大小、分布及其相互連通的關系［4］，通常用孔隙類型、孔隙喉道、分選性、連通性、孔隙結(jié)構參數(shù)和孔隙度、滲透率等物性參數(shù)來表征［5］［6］。

通過鑄體薄片觀察，結(jié)合掃描電鏡，以及分析常規(guī)恒速壓汞、高壓壓汞等實驗綜合資料分析，該地區(qū)儲層喉道有縮頸型喉道、孔隙縮小型喉道、片狀、彎曲片狀喉道及管束狀喉道。通過高壓壓汞、恒速壓汞實驗分析測試，得出的結(jié)果為長8儲層的平均孔隙度為8.49%，平均滲透率為1.08×10-3μm2。排驅(qū)壓力最大值 11.71 MPa，最小值 0.004 MPa，平均值為 2.48 MPa，屬高排驅(qū)壓力。中值半徑最大 1.61 μm，最小 0.02 μm，平均 0.14 μm，主要為片狀或彎片狀喉道、管束狀喉道，出現(xiàn)一定量孔隙縮小型、縮頸型等其他喉道類型。

孔隙縮小型喉道:此類孔隙的縮小部分與孔隙無明顯界線。常見于原生或次生粒間孔隙砂巖儲層，支撐方式多為顆粒支撐，或者以飄浮狀顆粒接觸，膠結(jié)物及雜基含量較少。實驗中有3個樣品，孔喉直徑比接近于1，排驅(qū)壓力為中低排驅(qū)壓力，孔隙度平均值高達13.58%，滲透率平均值高達8.86×10-3μm2，此類是研究區(qū)內(nèi)最好的毛管壓力曲線類型。但實驗樣品僅有3個，由此可知此類吼道在研究區(qū)砂巖儲層中比較少見。

縮頸型喉道:此種喉道是顆粒與顆粒之間可變斷面的收縮部分。當顆粒被壓實或者顆粒邊緣被加大邊式膠結(jié)時，雖保存的孔隙較大，但顆粒之間的喉喉道卻大大變窄。此種喉道常見于顆粒接觸方式呈點接觸的砂巖，或次生石英加大膠結(jié)較為發(fā)育的砂巖。此類孔隙結(jié)構特征是孔隙度高，孔喉直徑比大，但滲透率較低。此類吼道在實驗樣品中有19個。

管束狀喉道:是指孔隙之間由細長的管子相連，一般是由于溶蝕作用而形成。雜基及膠結(jié)物將原生粒間孔完全堵塞，其中存在微孔隙(一般小于10 μm)既是孔隙又做為喉。此類巖石的孔隙度、滲透率極低。樣品數(shù)量有6個，表現(xiàn)為排驅(qū)壓力最高，毛細管壓力曲線平緩段基本上看不到，曲線靠近右上方，為細歪度。

3 儲集層物性特征

根據(jù)實驗分析，研究區(qū)長8段砂巖樣品的實際測試孔隙度值在0.3% ～21.8%，實際測試滲透率值最小為0.001×10-3μm2，最高可達 500×10-3μm2以上(圖 4A)。滲透率的變化主要受孔隙發(fā)育程度的控制，兩者呈明顯的正相關關系(圖4B)，相關系數(shù)0.83，即孔隙度越大，滲透率越高。

圖4 研究區(qū)長8段砂巖的實測孔隙度與滲透率交匯圖

研究區(qū)長8儲層滲透率普遍集中在0.1～10×10-3μm2，孔隙度普遍集中在6% ～15%，總體屬低孔低滲儲層，局部發(fā)育少量相對高滲儲集層(孔隙度大于10%，滲透率大于10×10-3μm2)。研究區(qū)長8儲層含油飽和度在0.43%～76.36% 之間，平均 30.69%，含水飽和度在 2.16% ～89.86%之間，平均26.78%，主要分布在10% ～40%之間。

長81段儲集層孔隙度在6.01% ～17.59%之間，主要集中在6% ～12%范圍內(nèi)，平均9.13%，滲透率在0.10～28.08×10-3μm2之間，主要集中在0.1～1×10-3μm2范圍內(nèi)，平均 0.67 ×10-3μm2，含油飽和度在 0.43 ～76.36 之間，平均34.51%，主要集中在30Z% ～50%，含水飽和度在2.16% ～62.36%，平均23.37%，主要集中在10% ～30%。

長82段孔隙度在6.14% ～17.37%，平均11.62%，主要集中在6% ～9%，10% ～17%兩個區(qū)間范圍內(nèi)，滲透率在0.10～178.08×10-3μm2，平均 7.52 ×10-3μm2，也主要集中在0.1～10×10-3μm2，10～100×10-3μm2兩個區(qū)間范圍內(nèi)，含油飽和度在 0.62% ～57.29%，平均 18.49%，主要集中在10% ～20%，含水飽和度在4.95% ～89.86%，平均37.64%，主要集中在30% ～50%之間。

4 結(jié)語

(1)研究區(qū)長8儲層主要為中～細砂巖，以巖屑長石砂巖為主，其次是長石巖屑砂巖。長81與長82段砂巖中膠結(jié)物的種類與含量基本一致，主要是高嶺石、水云母、綠泥石，方解石、鐵白云石以及石英加大邊與粒間石英等膠結(jié)物。

(2)研究區(qū)長8儲層以溶孔+粒間孔組合的面孔率高、平均孔徑大，分選好、孔隙度和滲透率最高，粒間孔、晶間孔+溶孔組合型的面孔率、平均孔徑以及孔隙度和滲透率次之，晶間孔+微孔型及微孔型則較差?？缀碇饕侵?、小孔喉，分布較均勻。喉道類型主要是片狀或彎片狀喉道、管束狀吼道。長81儲層的孔滲性普遍優(yōu)于長82。恒速壓汞實驗表明造成長8儲層的非均質(zhì)性主要原因是由喉道的非均質(zhì)性。

(3)長8砂巖中長石與巖屑含量高，并且長石粒度較細，骨架顆粒中抗壓能力較弱，從而壓實作用較強。長8砂巖平均孔隙損失率大約為28.1%，壓實作用造成原生孔隙喪失的主要原因;膠結(jié)作用造成的平均孔隙損失率為8.9%。經(jīng)壓實作用與膠結(jié)作用后砂巖中的粒間孔隙剩余量平均僅為2.5%。溶蝕作用是長8儲層物性改善的主要途徑，由溶解作用形成的平均次生溶孔占砂巖總面孔率的20%左右。

［1］趙重遠.石油地質(zhì)進展［M］.西安:西北大學出版社.1988:17

［2］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.2002:81

［3］李婭.鄂爾多斯盆地鐵邊城地區(qū)延長組長6儲層綜合評價［D］西安石油大學.2012:92

［4］張厚福，方朝亮，高先志等.石油地質(zhì)學［M］.石油工業(yè)出版社.1999:56

［5］郝世彥，李旦.志丹油田交正區(qū)三疊系延長組長6石油地質(zhì)特征［J］.西北地質(zhì).2005，38(4):71-74

［6］李道品.低滲透砂巖油田開發(fā)［M］.北京:石油工業(yè)出版社.1997:84

［7］趙澄林，朱筱敏.沉積巖石學［M］.北京:石油工業(yè)出版社.2001:41

［8］劉小洪，羅靜蘭等.鄂爾多斯盆地上古生界砂巖儲層的成巖作用研究與孔隙成巖演化分析［D］西北大學.2008:97

［9］劉寶珺.沉積成巖作用研究的若干問題［J］.沉積學報.2009，27(5):26

［10］何東博.蘇里格氣田儲層控制因素及有效儲層預測［D］中國地質(zhì)大學(北京).2005:7