鄂爾多斯盆地隴東地區長9油層組儲層沉積學特征

王欣欣 鄭榮才 牛小兵 梁曉偉 李 云

（1.油氣藏地質及開發工程國家重點實驗室（成都理工大學），成都610059；2.中國石油 長慶油田分公司 勘探開發研究院，西安710018）

隴東地區位于鄂爾多斯盆地西南部（圖1），區域構造上屬于伊陜斜坡西南部，跨越天環拗陷東南邊緣［1］。三疊系延長組的長9油層組屬于淺水湖泊三角洲沉積體系［2］，受北東、北西及西南方向的多物源控制［3，4］，以西南方向為主物源方向，發育有大面積呈南西向北東方向延伸和分布的、具有較大厚度和寬度規模的儲集砂體。砂體的儲集物性較好，明顯受沉積環境和成巖作用復合控制，目前已成為長慶油田于隴東地區重要的評價和接替層系［5，6］。本文在前人研究基礎上，對長9油層組開展了更為深入的儲層沉積學特征研究，分析影響儲層發育的主控因素，探討不同類型儲層分布規律，期望為隴東地區長9油層組油氣資源滾動勘探開發提供更有效的基礎地質資料。

1 儲層特征

1.1 儲層沉積相特征

隴東地區長9油層組為一湖侵沉積序列，下部長9－2屬于典型的淺水三角洲，向上伴隨湖侵擴大和水體加深，逐漸過渡為長9－1的正常緩坡型三角洲。但僅就儲層發育的主體而言，以淺水三角洲為主要特色，自南西向北東可劃分出三角洲平原、三角洲前緣和前三角洲3個亞相帶（圖1和圖2，有關詳細的沉積相特征已另撰文討論），并可進一步細分為水上主河道、水上分流河道、分流間洼地、決口扇、水下分流河道、水下決口扇、分流間灣、河口壩、遠砂壩及前三角洲泥等近10種微相類型。有利于儲層發育的沉積微相主要為三角洲平原水上主河道和三角洲前緣水下分流河道砂體，以及位于河口外側的小型河口壩砂體；而遠砂壩和水上－水下決口扇砂體不利于儲層發育，分流間灣和前三角洲泥巖主要形成儲集砂體間的隔層和局域性蓋層，僅在北東部的前三角洲泥巖具有生烴能力。從總體上看，長9油層組以具備儲、蓋組合為主。

圖1 研究區位置及長9沉積相平面圖Fig.1 Location of study area and the sedimentary facies map of Chang 9oil－bearing layer of Yanchang Formation in the Longdong area

1.2 儲層巖石學特征

依據砂巖成分－成因分類原則［7］，長9油層組儲層砂巖類型以巖屑長石砂巖為主，其次為長石砂巖和長石巖屑砂巖，少量為巖屑石英砂巖。碎屑的質量分數分別為：石英18%～46.5%，以單晶石英為主，少量多晶石英；長石5.5%～57%，以鉀長石為主，次為斜長石；巖屑6%～41.1%，主要為火成巖屑，部分為淺變質巖屑和同生泥巖屑：總體上具有較低成分成熟度特征。砂巖結構大部分為細－中粒，極細粒次之。次棱角狀，分選中等－較好，雜基含量極低，普遍具顆粒支撐結構，顆粒間以點－線接觸關系為主，少量為線接觸和凹凸接觸?？紫叮佑|式膠結為主，局部為接觸式膠結。膠結物類型豐富，包括有綠泥石和伊／蒙混層包膜膠結，石英次生加大膠結，方解石、鐵方解石、濁沸石、石英、伊利石及熱液高嶺石的充填膠結等。

1.3 儲集空間類型

儲集空間由原生孔隙、次生孔隙和裂縫組成，以剩余原生粒間孔、粒內溶孔為主，少量鑄模孔和裂縫。

1.3.1 原生孔隙

包括原生粒間孔、剩余原生粒間孔，各類原生孔隙特征如下。

a.原生粒間孔：碎屑顆粒大多數具點－線接觸和薄膜狀綠泥石環邊膠結結構，小部分呈致密的線接觸和凹凸接觸（圖3－A），反映砂巖僅受到中等偏弱的壓實作用。因此，大部分原生粒間孔呈保存較好的三角形、多邊形，孔徑一般為0.1～0.5mm，為長9油層組砂巖儲層最普遍和最重要的孔隙類型，具有孔較大、喉較粗和連通性好等結構特點。

b.剩余原生粒間孔：為經壓實和不完全充填膠結改造后剩余的原生粒間孔（圖3－B、D），孔徑多為小于原生粒間孔的小孔，孔徑范圍為0.05～0.3mm，也為本區砂巖儲層中最常見的孔隙類型之一。

1.3.2 次生孔隙

通常由溶蝕和破裂作用形成，包括粒間和粒內溶孔、鑄?？准傲芽p等，各類次生孔隙特征如下：

a.粒間溶孔：是在原生粒間孔隙或剩余原生粒間孔隙的基礎上，由溶蝕作用使孔隙周圍的碎屑顆粒（或填隙物）受到不同程度的溶蝕擴大而形成的孔隙（圖3－B、C、F），因此，又被稱為溶擴粒間孔；孔隙形態極不規則，邊緣常呈港灣狀，連通性好，是最有效的儲集空間類型。

b.粒內溶孔：長9油層組砂巖中常見沿長石解理發育的粒內溶孔，多呈蜂窩狀分布（圖3－D），也是有效的儲集空間類型。此外，充填孔隙的濁沸石被溶蝕后也往往形成膠結物內的溶孔（圖3－E），但是較少見。

c.鑄?？祝阂草^為少見，一般由長石顆粒溶解而成，溶孔內無或很少有次生礦物充填物（圖3－F）。

d.晶間微孔：常見的是充填溶孔的熱液高嶺石的晶間微孔，對儲層總孔隙度的增加有貢獻（圖3－G）。

e.裂縫：局部較發育，以呈不連續網狀分布的高角度成巖壓裂縫為主，部分為順層理發育的水平裂縫，對改善儲層局部孔、滲性有極其重要的意義（圖3－H）。

f.溶縫：破裂縫進一步遭受溶蝕而形成的溶蝕裂縫，對大幅度提高儲層的孔滲性有重要意義（圖3－I）。

圖2 長9油層組沉積相剖面圖（元428井）Fig.2 The columnar section of sedimentary facies of Chang 9oil－bearing layer

1.4 儲層物性和孔隙結構

1.4.1 儲層物性特征

據36口井108件長9油層組砂巖儲層樣品的孔隙度與滲透率分析數據統計，孔隙度為3.70%～19.30%，峰值范圍為8.0%～10.0%，平均為10.29%；滲透率為（0.01～55.05）×10－3μm2，峰值范圍為（0.1～10）×10－3μm2，平均為2.952×10－3μm2。按碎屑巖天然氣藏儲層分類國家標準（SY／T5601－2009），屬中－低孔、低滲型儲層?？紫抖扰c滲透率具明顯的正相關性，說明儲層的滲透率主要受基質巖的孔隙發育程度和孔喉條件控制。在已有孔、滲分析數值中，部分樣品的滲透率有1～2個數量級差異，反映砂巖儲層中局部發育連通孔隙的微裂縫，與薄片和掃描電鏡分析結果相一致，故微裂縫對局部改善儲層孔滲性有重要貢獻。

圖3 隴東地區長9油層組儲層砂體的顯微特征Fig.3 Micrographs of the sandstones in Chang 9oil－bearing layer in the Longdong region

1.4.2 孔隙結構

隴東地區長9油層組砂巖儲層的喉道類型，以孔隙縮小型、縮頸型和管狀喉道型等粒間喉道為主。最大連通孔喉半徑為0.17～12.32μm，平均值為1.87μm；中值孔喉半徑為0～1.24μm，平均值為0.24μm。在產出規模上，多以中、細喉為主，少量微喉。孔喉組合以中、小孔－中細喉組合為主，次為小孔－細、微喉型組合與小孔－微喉型組合，少量為中、小孔－中喉型組合，以及微孔－微喉型組合。

綜合上述統計數據，可確定隴東地區長9油層組砂巖儲層的常規物性參數與孔隙結構有良好的正相關性，說明基質巖孔喉在成藏過程中扮演了主要的油氣滲流通道角色。

2 儲層發育控制因素

隴東地區長9油層組儲層發育受沉積作用、砂體規模和成巖作用等因素復合控制。

2.1 沉積作用對儲層發育的控制

2.1.1 沉積微相與儲層發育關系

隴東地區長9油層組不同沉積微相砂巖的儲集性能存在明顯差異［2］，據不同沉積微相孔、滲統計結果（表1），以水下分流河道微相的中－細粒和細粒砂巖儲層物性為最好，為最有利于儲層發育的沉積微相；次為水上分流河道微相的中－粗粒砂巖和河口壩微相的細粒和粉－細粒砂巖和粉砂巖；而遠砂壩、分流間灣、分流間洼地微相的粉－微粒砂巖、泥質粉砂巖物性很差，為不利于儲層發育的沉積微相。

表1 隴東地區長9油層組沉積微相和砂巖粒度與儲層發育關系Table 1 The relationship of the microfacies and sandstone sizes to the reservoir development in Chang 9oil－bearing layer of Yanchang Formation in the Longdong area

2.1.2 砂體發育規模與儲層物性的關系

據隴東地區長9油層組的砂體劈分與橫向對比關系研究，發現對應于砂體的粒度和厚度加大，砂體的平均孔隙度和滲透率明顯趨于變好（表2）。顯然，砂體累計厚度越大，所能提供的儲集砂體越多，就越有利于儲層發育，兩者間呈明顯的正相關性。取砂體累計厚度25m為最有利于儲層發育的厚度值，5m為區間值，＜5m為不利于儲層發育的下限值作為評價指標體系的權值分配系數，按權值對不同累計厚度的砂體進行評價，可評價出4類儲層，評價結果與沉積微相與儲層發育的關系是一致的。

表2 隴東地區長9油層組砂體累計厚度與儲層發育的關系Table 2 The relationship between the accumulative sandbody thickness and the reservoir development in Chang 9oil－bearing layer of Yanchang Formation in the Longdong area

2.2 成巖作用對儲層發育的控制

對隴東地區長9油層組砂巖儲層有影響的成巖作用，主要為壓實作用、膠結作用和溶蝕作用等。

2.2.1 壓實作用

壓實作用主要發生在成巖早期，造成沉積物體積收縮、孔隙度減少，使巖石向著致密化方向發展。機械壓實（壓溶）作用主要表現在如下幾個方面：①顆粒接觸漸趨緊密的呈點－線接觸，局部出現凹凸接觸，顯示機械壓實作用是孔隙結構變差的主要因素之一；②火山巖屑、云母（主要為黑云母）、泥巖屑等塑性組分受壓發生彎曲變形而擠入粒間孔隙形成假雜基，導致砂巖的原生孔隙大量消失；③石英、長石等受應力作用時發生脆性破裂；④碎屑間以點－線接觸為主，其次為線接觸，表明經機械壓實的砂巖骨架顆粒的排列結構已較穩定，不易再被壓實；⑤伴隨機械壓實和局部壓溶作用形成的粒間點－線接觸和凹凸接觸關系，發育有弱－中等程度的石英和長石次生加大作用。按照壓實強度分級方案，隴東地區長9油層組砂巖中的碎屑顆?？傮w以點－線接觸為主，主要達中等壓實強度，局部可達中－較強壓實狀態。

2.2.2 膠結作用

膠結作用主要表現為自生黏土礦物的膠結作用、碳酸鹽膠結作用和硅質膠結作用，是影響巖石儲集性能的另一個重要因素。

a.綠泥石環邊膠結作用。在顆粒表面呈薄膜狀環邊析出的綠泥石，雖然充填在原生粒間孔隙中，縮減了原生粒間孔隙和喉道，使儲層孔滲性降低；但由綠泥石的環邊膠結作用極大地增強了巖石內部顆粒的支撐性，減緩了壓實作用，保留了大部分原生粒間孔隙。同時，一定厚度的綠泥石薄膜不僅可以抑制碎屑顆粒的成核生長，特別是抑制碎屑石英的次生加大，而且還可以保護次生孔隙不再被溶蝕［8－11］。

b.碳酸鹽膠結作用。主要為多期次的粒間方解石、鐵方解石、白云石和鐵白云石的充填膠結作用，常呈鑲嵌晶粒狀、連晶狀產出。上述碳酸鹽膠結物雖然多為易溶礦物，但普遍未再經受溶蝕改造；因此，碳酸鹽礦物常形成砂巖的致密膠結層。這是造成隴東地區長9油層組砂巖孔滲性變差的另一主要因素，且方解石膠結物含量與孔隙度呈明顯的負相關性，對儲層孔隙的破壞作用較強（圖4－A）。

c.硅質膠結作用。主要表現為碎屑石英的次生加大和充填孔隙、喉道，使儲層的孔隙結構變差和孔、滲性降低。碎屑石英次生加大很普遍，但膠結物充填量不多，而且早期石英次生加大膠結作用對增強砂巖抗壓實能力和對原生粒間孔的保存有積極意義；因此，由石英次生加大引起的膠結作用雖然可使儲層物性變差（圖4－B），但不很嚴重。

圖4 隴東地區長9油層組碳酸鹽膠結物和硅質膠結物與孔隙度的關系Fig.4 The relationship between carbonate cements and quartz cement and porosity of Chang 9oil－bearing layer of Yanchang Formation in the Longdong area

2.2.3 溶蝕作用

溶蝕作用形成大量粒間溶孔、粒內溶孔、鑄模孔和溶洞。在本區以雜基的溶蝕最為普遍和強烈，其次為泥巖屑，是產生次生溶蝕孔隙、使儲集層孔隙結構得到改善的一種重要作用。此外，成巖壓裂形成的破裂縫對改善儲層的孔、滲性，特別是滲透性也有一定的貢獻。

2.3 儲層綜合評價

按長9油層組砂巖儲層巖性、物性及孔隙結構參數，利用Q聚類分析方法進行分類評價［12，13］，可將長9油層組砂巖儲層劃分為4個類別（表3），作出隴東地區長9油層組儲層分布評價圖（圖5）。

3 結論

a.隴東地區延長組長9油層組砂巖儲層具有成分成熟度偏低和結構成熟度偏高的特點。

b.儲集空間以原生粒間孔和剩余原生粒間孔為主，次為粒間和粒內溶孔，少量鑄?？?；微裂縫對改善儲層的孔、滲性在局部也有貢獻。儲層的孔隙結構總體為中等偏差，屬于典型的中－低孔、低滲孔隙型儲層。

c.儲層發育主要受沉積作用和成巖作用共同控制：前者控制了儲集砂體的產狀、規模和發育位置，以三角洲平原分流河道和三角洲前緣水下分流河道為最有利于儲層發育的微相；后者控制了儲層的物性和品質。

表3 隴東地區延長組長9油層組砂巖儲層分類評價表Table 3 Valuation of sandstone reservoir classification of Yanchang Formation's Chang 9oil－bearing layer reservoir in the Longdong area

圖5 隴東地區長9油層組儲層評價圖Fig.5 The map of reservoir evaluation of Chang 9 oil reservoir in the Longdong area

d.鑒于成巖作用對儲層的破壞并不十分強烈，因此，儲層的預測和評價，可以砂體的分布規律和發育規模為主要依據。

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