鄂爾多斯盆地隴東地區合水-塔爾灣長7儲層特征及成巖作用研究*

高 偉 焦創赟 屈亞龍 陳小東 汪 瀾 雷秀潔

(中國石油長慶油田公司超低滲透油藏研究中心)

0 引言

鄂爾多斯盆地位于中國大陸中部，面積約37×104km2，是中國第二大沉積盆地，也是我國重要的含油氣盆地之一[1]。合水-塔爾灣位于鄂爾多斯盆地隴東地區，區域構造屬于伊陜斜坡西南部[2](圖1)。近年來，隨著油氣成藏理論的不斷發展和勘探工作的不斷深入，長慶油田在隴東地區相繼發現了億噸級的大油田，尤其是西峰地區長8油層組獲得重大突破以來，合水-塔爾灣地區的勘探潛力逐漸引起了人們的重視。然而前人對該區的研究重點往往集中于砂體比較發育的長6和長8儲層，而以湖相沉積為主的長7儲層研究甚少。近年來的油氣勘探表明，與深湖相油頁巖共生的長7濁積巖儲層具有先天性優越的成藏條件，容易形成規模比較大的巖性油氣藏。因此，開展長7儲層特征研究，深入分析成巖作用以及與物性變化之間的關系，對合水-塔爾灣地區長7油藏開發方案的制定和部署具有重要的指導意義。

1 儲集體巖石學特征

鄂爾多斯盆地合水-塔爾灣地區延長組巖性主要為陸源碎屑巖，由于沉積體系不同，形成了多種多樣的巖石類型和組合特征[3-5]。巖心觀察和薄片鑒定資料表明，研究區長7儲層巖性主要為巖屑(質)長石砂巖和長石(質)巖屑砂巖(圖2)。組分特征為：石英平均含量為38.8%，長石平均含量為25%，巖屑平均含量為18%；雜基的主要成分是水云母和高嶺石，平均含量可達10%；膠結物的主要成分是硅質(石英)和碳酸鹽(方解石、白云石)以及綠泥石、濁沸石等自生粘土礦物，含量約為6%。

圖1 研究區位置圖

長7儲層砂巖以細砂巖為主，粉砂巖和中砂巖含量比較低。在540個巖石樣品中，細砂巖約占92%，粉砂巖約占6%，中砂巖約占2%。顆粒磨圓差，絕大部分為次棱角狀，次圓狀—圓狀極少。顆粒分選較好，偏細歪度。砂巖成分成熟度和結構成熟度普遍比較低，這是該區陸相特低滲透儲層的一大特點，與物源性質及近源快速堆積相關。

圖2 長7砂巖儲層成分三角投點圖

2 儲層物性特征

對研究區大量巖心物性資料分析統計表明，長7砂巖儲層孔隙度在8%～12%之間，滲透率普遍小于0.3mD，屬于特低孔、超低滲儲層。孔隙度平面變化比較大，在工區中西部河道砂體中心處較高，最大值可達12%以上，東部孔隙度較低，尤其是張18井、塔5井地區以及寧17井和寧21井地區，孔隙度一般小于5%(圖3)。滲透率普遍在0.1mD～0.3mD之間，最大值可達0.4mD以上，在研究區中西部沿河道砂體零星分布。(圖4)。

盡管巖石的孔隙度和滲透率之間沒有嚴格的函數關系，但是大量的資料表明，對于砂巖儲層來說，孔隙度特別是有效孔隙度與滲透率之間可以形成良好的對應關系，對于這類儲集層，滲透率往往隨著有效孔隙度的增加而有規律地增加。對研究區長7儲集層孔隙度與滲透率的研究分析表明：巖石樣品的孔隙度與滲透率存在著一定的正相關性，即隨著孔隙度增大，滲透率也不斷增大，從而反映了儲層的優劣主要取決于基質巖的孔滲性，為典型的孔隙型儲層(圖5)。儲層物性是評價工區長7儲層的重要指標，也是油藏評價的主要依據。后期的成巖作用和沉積相帶也將深刻影響儲層的物性。

圖3 長7儲層孔隙度平面分布圖

圖4 長7儲層滲透率平面分布圖

圖5 研究區長7儲層孔隙度與滲透率關系圖

3 儲層孔隙特征

3.1 儲層孔隙類型

對巖石薄片、鑄體薄片觀察及掃描電鏡分析表明，合水-塔爾灣地區長7儲層的孔隙類型主要是以溶蝕孔隙為主，其次為粒間孔，雜基溶孔和微裂縫較少見。

(1) 次生孔隙

隨著埋藏深度的不斷加大，長7儲層原生孔隙急劇減少，相應的各種可溶性碎屑顆粒和易溶膠結物在酸性流體的作用下開始發生淋濾、溶解，次生孔隙進一步發育，并構成了地下油氣儲集體最主要的空間。長7儲層常見的次生孔隙主要有粒間溶孔、粒內溶孔(圖6-1)。

(2) 粒間孔

主要為儲層經壓實作用及各種膠結作用后剩余的殘余粒間孔(圖6-2)。尤其是成巖早期綠泥石包膜的析出，一方面提高了砂巖儲層的抗壓實能力，另一方面也隔斷了孔隙水與顆粒表面的接觸，阻止了顆粒的自生加大，有利于原生孔隙的保存。

3.2 儲層孔隙結構特征

鑄體薄片觀察，長7儲層喉道類型主要為收縮型喉道、片狀或彎片狀喉道以及管束狀喉道。

(1) 收縮型喉道

喉道為顆粒間斷面的收縮部分，這種喉道往往發育于以粒間孔隙為主的砂巖儲層中。當砂巖顆粒被壓實而排列比較緊密時，雖然仍能保存較大的孔隙空間，但喉道卻由于顆粒緊密接觸而變窄，孔隙性尚可，滲透率大大降低(圖6-3)。

(2) 片狀或彎片狀喉道

喉道呈片狀或彎片狀，為顆粒之間的長條狀通道(圖6-4)。當砂巖壓實程度較強或發生重結晶作用時，剩余的粒間孔隙變得更小，孔隙相互連通的喉道實際上是晶體之間的晶間隙，其張開寬度較小，形成窄片狀喉道；當沿顆粒間發生溶蝕作用時，可形成較寬的片狀喉道或管狀喉道。這種孔隙結構變化很大，可以是小孔極細喉，受溶解作用改造后亦可以是大孔粗喉。

(3) 管束狀喉道

當顆粒間填隙物含量較高時，原生粒間孔隙可能被完全堵塞，雜基中的許多微孔隙本身既是孔隙又是通道。這些微孔隙像一支支微毛細管交叉地分布在雜基和膠結物中組成管束狀喉道，孔隙度和滲透率極低。這類喉道常見于雜基支撐、基底式及孔隙式、縫合接觸式類型中。

4 成巖作用類型及特征

沉積作用奠定了砂巖的碎屑成分與結構基礎，而成巖作用則會改變巖石的礦物成分和內部結構與構造，并形成許多自生礦物，使砂巖的孔隙度和滲透率發生重大變化。砂巖鑄體薄片鑒定表明，研究區長7砂巖儲層的成巖作用類型除壓實、溶解作用外(圖7-1，圖7-4)，主要為膠結作用。

長7砂巖儲層膠結作用類型主要包括粘土礦物膠結、硅質膠結和碳酸鹽膠結。

4.1 粘土礦物膠結

砂巖中的自生粘土礦物是影響其儲集性能的一個重要因素。自生粘土礦物的絕對含量、成分、產狀等在不同程度上都能影響砂巖的儲集性能。X-衍射分析結果表明，長7砂巖儲層粘土礦物類型主要為綠泥石、伊利石和高嶺石。

(1)伊利石

在掃描電鏡下，伊利石的形態常為彎曲片狀、絲縷狀，往往充填于粒間或附著于顆粒表面生長。集合體形態常呈鱗片狀、碎片狀或羽毛狀，多以顆粒包膜或孔隙襯邊形式出現，有時呈網狀搭橋式分布于孔隙中。伊利石的形成主要與在富鉀的環境下，溫度在100℃～130℃時蒙脫石向伊利石轉化有關。隨著溫度的升高，長石溶解形成的高嶺石逐漸變得不穩定，進而溶解形成伊利石，反應釋放的H+又可進一步導致鉀長石溶解轉化成伊利石。

(2)綠泥石

綠泥石是延長組儲層中普遍存儲在的自生膠結物，鏡下觀察發現，長7砂巖儲層中綠泥石膠結物主要以孔隙薄膜或孔隙襯邊的形式出現(圖7-2)，偶見絨球狀、蠕蟲狀或鱗片狀，多形成于早成巖期，發生在石英Ⅰ期加大之后。成巖作用早期以包膜形式產出的自生綠泥石雖然堵塞孔隙，降低儲層物性，但另一方面卻可以增強砂巖的機械強度和抗壓實能力，抑制自生石英在碎屑顆粒上的成核數量，阻止石英次生加大，使部分粒間孔隙得以保存下來，對儲層物性具有積極的一面。

(3)高嶺石

高嶺石一般形成于酸性環境，在酸性孔隙水中是穩定相。但隨著介質條件向堿性轉變，高嶺石的穩定性逐漸變弱而逐漸轉化成其他粘土礦物。高嶺石的形成主要與長石溶蝕作用有關，鑄體薄片觀察發現，高嶺石常呈集合狀或分散狀充填粒間孔隙。由于高嶺石固著力較弱，在流體作用下易發生遷移，堵塞孔喉，降低儲層的滲透性，因此它的形成對儲層而言是一種破壞性作用。

4.2 硅質膠結

當孔隙流體中SiO2含量達到過飽和時，往往在孔隙中發生沉淀，從而使巖石固結，這種作用稱為硅質膠結作用，它是化學成巖作用的主要類型之一。

注：1.顆粒因壓實作用形成的定向組構，寧39井，1481.5m；2.綠泥石膠結，寧39井，1417.8m；3.石英加大及長石溶孔，莊31井，1593.1m；4.云母溶溶蝕，寧51井，1566m。

研究區長7砂巖儲層中的硅質膠結物主要是以石英自生加大邊的形式產出，同時長石顆粒發生溶蝕(圖7-3)。其原因是由于長石顆粒含量較高，在酸性介質作用下發生溶解形成SiO2，為石英加大提供了充足的物質基礎。隨著儲層埋深不斷加大，粒間孔隙逐漸被次生加大的石英所充填，導致儲層孔隙度減少，物性進一步變差。

4.3 碳酸鹽膠結

研究區長7砂巖儲層中碳酸鹽膠結物含量變化范圍比較大，主要分布在0～27%之間，平均為2.6%。縱向上分布極不均勻，主要集中分布在1500m～1900m深度范圍內(圖8)。長7儲層碳酸鹽膠結物主要有方解石、白云石以及鐵方解石、鐵白云石。前者多形成于早成巖階段，后者多形成于晚成巖階段。其中分布最廣和最常見的是方解石，絕對含量平均為1.8%；其次是白云石，絕對含量平均為0.61%；鐵方解石和鐵白云石絕對含量分別為0.03%和0.05%。

圖8 研究區長7儲層碳酸鹽膠結物含量與深度關系圖

5 成巖相劃分與有利成巖相帶

依據成巖作用特點及對儲層物性的影響，并結合鑄體薄片觀察研究，劃分出五種成巖相帶。

5.1 自生高嶺石膠結+溶蝕相

這類成巖相主要分布在研究區南部寧41—寧35—寧29—寧30井區(圖9)。孔隙中發育大量晶形較好的呈分散質點式充填的自生高嶺石晶體，儲集空間發育高嶺石晶間微孔、綠泥石和伊利石晶間微孔。由于該區域長7儲層砂巖中含有不穩定的長石碎屑以及火山碎屑，在成巖過程中普遍發生溶蝕現象，如鏡下觀察寧29井巖石薄片，普見大量粒間及粒內溶孔發育，這些次生孔隙增強了孔隙之間的連通性，大大改善了儲層的品質。

5.2 石英加大和高嶺石膠結+弱溶蝕相

該巖相帶主要發育于巖屑長石砂巖和長石巖屑砂巖中，主要在研究區西部發育，在中部莊49—莊41—莊43井區域也偶見發育(圖9)，是較有利儲層發育的巖相帶。成巖過程中富含SiO2的流體，在粒間孔隙中以石英次生加大邊的形式出現，導致粒間孔隙度顯著降低，剩余的孔隙被后生高嶺石充填，僅有少量高嶺石晶間孔發育。這些晶間孔在酸性介質下發生溶蝕作用形成溶蝕縫而相連通，成為有利的成巖相類型。

5.3 粘土薄膜和石英弱加大膠結+溶蝕相

這類成巖相發育程度較低，僅在研究區中部寧36井區、莊167—莊168井區發育(圖9)。該巖相帶主要見于巖屑長石砂巖中，一方面由于石英的抗壓能力強，使壓實作用的效果相對減弱，有利于原生孔隙的保存；另一方面，粘土膜的存在阻止了石英次生加大的形成，使部分原生粒間孔得以保存下來。同時酸性溶液進入砂巖對長石碎屑、火山巖巖屑等易溶組分進行溶蝕作用，形成石英加大邊和次生粒間溶孔，使砂巖具有良好的儲集性能，是優質儲層發育的巖相帶。

5.4 機械壓實致密相

該巖相帶發育比較強烈，大面積分布，主要集中在研究區西南部和北部(圖9)。此相帶使砂巖儲層幾乎完全喪失儲集性能。

5.5 鈣質膠結交代致密相

這類相帶在研究區中南部比較發育(圖9)，主要出現于長石巖屑砂巖中，由于碳酸鹽膠結物頻繁沉淀和廣泛分布于該巖相帶砂巖中，形成橫向上的碳酸鹽膠結致密層，使得砂巖更加致密，儲集性能幾乎完全喪失。

圖9 研究區長7儲層成巖相平面分布圖

長7儲層的成巖作用相對較強，成巖環境也隨著埋深的加大而逐漸趨向于堿性環境。壓實作用以及壓溶作用形成的次生加大，使儲集體原生孔隙急劇減少。有些地區常見由于強烈擠壓而發生定向排列的云母類礦物。堿性環境中，粘土礦物和火山碎屑中的蒙脫石、高嶺石向伊利石轉變，形成伊蒙混層，雖然還能夠保持著一定的孔隙度，但滲透率往往受到很大的影響。

6 儲層砂體展布及油氣地質意義

合水-塔爾灣長7儲層沉積相類型主要以湖相和濁積扇相為主，在詳細分析沉積演化的基礎上，結合區域地質資料，編制了長7儲層砂巖厚度等值線圖(圖10)。研究表明，作為主要儲層的濁積扇砂體主要來自西南方向的辮狀河三角洲前緣滑塌，砂體呈條帶狀分布，沉積厚度大，河道中心砂體最大厚度可達60m左右，向東北方向厚度變薄，水道前端延伸到了城35—莊72—塔9一線尖滅。前端平行物源方向還有零星分布的厚度較小的滑塌濁積巖。

圖10 研究區長7儲層砂巖厚度等值線圖

湖相濁流沉積與油氣的形成和儲集關系密切已得到證實。延長組長7油層組同樣具備良好的石油成藏地質條件，長7期湖盆基底整體下沉劇烈，發育達到了鼎盛，廣泛發育大面積的深湖區，深水面積可達5.5×104km2，最大水深60m，水生生物和浮游生物繁盛，沉積了一套巨厚深灰色、灰黑色泥巖和油頁巖，母質類型以腐泥-腐殖型為主，有機炭含量高達5.81%，為研究區油藏的形成奠定了雄厚的物質基礎[1]。半深湖—深湖中發育的濁積巖砂體，雖然儲層物性劣于三角洲砂體，但根據石油地質條件分析表明，濁積砂體伸入深湖腹地，與烴源巖呈指狀接觸，優先捕獲油氣而成藏。近年來在隴東合水地區發現了儲量過億噸的大油田，其濁積巖砂體儲層就占了相當的一部分，證明濁積巖同樣具有很大的石油勘探潛力，可作為長慶油田下一步增儲上產的重點勘探目標。

7 結論

(1)研究區長7儲層巖性主要為巖屑(質)長石砂巖和長石(質)巖屑砂巖，砂巖粒度普遍較細，以細砂巖為主，成分成熟度和結構成熟度均不高。孔滲較差，屬于特低孔、超低滲儲層，滲透率隨著有效孔隙度的增加而有規律的增加。

(2)孔隙類型主要是以溶蝕孔隙為主，其次為粒間孔和巖屑溶孔；喉道類型主要為收縮型喉道、片狀或彎片狀喉道以及管束狀喉道。

(3)研究區長7儲層主要經歷的成巖作用類型有：壓實作用、膠結作用和溶解作用。壓實作用和膠結作用對儲層而言是一種破壞性作用，幾乎使原生孔隙消失殆盡；溶解作用是一種建設性的成巖作用，所產生的次生孔隙進一步擴大了孔喉半徑，改善孔喉的連通性，從而顯著提高滲透率，使儲層物性大為改善。

(4)依據成巖作用特點及對儲層物性的影響，劃分出5種成巖相。自生高嶺石膠結+溶蝕相、石英加大和高嶺石膠結+弱溶蝕相以及粘土薄膜和石英弱加大膠結+溶蝕相是儲層發育有利的成巖相帶，而機械壓實致密相和鈣質膠結交代致密相幾乎使儲層完全喪失儲集性能。

(5) 鄂爾多斯盆地合水-塔爾灣地區延長組長7儲層濁積扇砂體分布范圍較廣，沉積厚度大，濁積水道比較發育，濁積砂體伸入深湖腹地，與烴源巖呈指狀接觸，優先捕獲油氣而成藏，具有很大的油氣勘探前景。

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