吳起油田吳倉堡東區長9儲層巖石學特征和物性分析

劉明博，劉 釗，高 硒，魚 磊

（西北大學地質學系／大陸動力學國家重點實驗室，陜西 西安710069）

1 地質背景

鄂爾多斯盆地是我國重要的油氣生產基地，在盆地內共發現了下古生界、上古生界及中生界三套含油氣層系。其中，晚三疊系延長組和侏羅系延安組是盆地目前所發現的主要含油層組。吳起油田吳倉堡東區位于鄂爾多斯盆地最為寬廣的伊陜斜坡中段，整體表現為西傾單斜，坡度僅1°左右，平均坡降6～8 m／km。本區三疊系上統長9油層組砂泥巖互層，巖性以泥質巖類為主，與細砂、粉砂巖呈不等厚互層，在長9儲層，上部一般有被稱為“李家畔頁巖”的灰黑色油頁巖發育［1－2］，下部為長10儲層，為發育肉紅色、灰綠色具麻斑構造長石砂巖夾粉砂質泥巖。吳起油田吳倉堡東區三疊世延長期沉積了巨厚的深湖相暗色泥巖，構成了該區油源的基礎。

2 儲層巖石學特征

2.1 巖石成熟度

巖石成熟度包括成分成熟度和結構成熟度［3－4］。

（1）研究區內，油層組砂巖中石英含量平均為33.55%，長石含量平均值為18.26%，巖屑含量平均值為33.13%，主要為噴發巖、片巖、隱晶巖巖屑，少量樣品還有極少量的石英巖和沉積巖；云母含量較少，均值為3.15%；膠結物含量不高，成分較為復雜，主要成分為方解石，大部分含有石英質、長石質和瀝青質，少量樣品含菱鐵礦及含鐵白云母；雜基較少，主要以伊利石、綠泥石和泥鐵質為主，少量可見高嶺石。根據前人砂巖成熟度分類標準，該區砂巖成分成熟度差。研究區的主力產油層長9儲層以長石質巖屑砂巖為主。

（2）碎屑顆粒大小為0.1～1.5 mm，磨圓度次棱，分選好，風化程度中－深，膠結類型綜合為孔隙膠結或者薄膜膠結，顆粒之間多為線狀接觸，也有部分點－線接觸；綜合表明砂巖儲層具有低結構成熟度特征。

2.2 巖屑成分

巖屑成分主要為噴發巖、隱晶巖、片巖、千枚巖，還有少量石英巖屑、沉積巖屑，所占比例分別為4.1%、9.0%、3.4%、4.3%、1.7%、2.6%，巖屑呈塊狀分布。

2.3 填隙物成分

在碎屑巖中，雜基和膠結物都可以作為碎屑顆粒間的填隙物，就其成因分析，雜基是細小的機械成因組分，粒級以泥為主，可包括細粉砂；膠結物是以化學沉淀方式形成于顆粒孔隙之間的自生礦物。該區長9儲層填隙物總含量為19.60%，其中雜基成分伊利石、綠泥石、泥鐵質分別占到1.8%、3.3%、2.4%；膠結物成分主要為石英質、長石質及方解石，分別占1.3%、1.0%、7.3%；常見菱鐵礦、黃鐵礦、瀝青質。瀝青質常充填微裂縫，并大量浸染片狀礦物（如伊利石、綠泥石、云母等），并浸染隱晶巖等巖屑。方解石與菱鐵礦大量交代陸源礦物，形成基底膠結假象。

3 儲層物性特征

根據本區最新的地質分層資料以及3口井61個砂巖巖心分析，長9儲層的巖心孔隙度為2.400%～10.980%，平均值為5.184%，峰值為4.5%～6.0%（圖1）；滲透率主要分布在（0～0.3）×10－3μm2之間，平均值為0.169×10－3μm2（圖1）。根據《地質礦產行業標準》中的儲層分類標準，長9儲層屬于特低孔、特低滲儲層。

圖1 長9儲層砂巖巖心孔隙度滲透率整體分布直方圖

4 影響儲層物性的因素及特征

研究表明，影響本區砂巖儲層物性的因素為沉積相、成巖作用、裂縫改造，其中沉積相及成巖作用是主要因素。

4.1 沉積相對儲層物性的影響

三疊系延長組的沉積相特征，在平面上的變化基本上呈環帶分布，沉積相的展布控制砂體的發育情況。根據前人研究成果，長10期，盆地初始形成，湖岸線呈現東南寬西北窄，整個湖盆平面展布略呈八字由北西向東南敞開，主要發育淺湖沉積和三角洲沉積，在盆地東北部吳起地區發育三角洲前緣水下分流河道沉積［5－6］。到長9期，湖盆快速下沉，湖岸線迅速向外推移，湖盆范圍擴大，三角洲沉積體系亞相微相位置也相應的外移［7］。研究區受東北部物源以及曲流河控制的三角洲沉積體系的影響，沉積了一套三角洲前緣和三角洲平原相，以水下分流河道和分支河道砂體構成油氣的儲集層，特別是三角洲前緣水下分流河道，受到河流和湖浪的改造作用，粒度相對較粗、分選較好；三角洲平原細粒物質和三角洲前緣湖間灣泥巖成為其下伏砂巖油氣聚集的蓋層，是本區形成大型三角洲前積復合砂體巖性油藏基礎。

4.2 成巖作用對儲層的影響

成巖作用對于儲層的影響有建設性和破壞性兩種作用。建設性成巖作用主要是溶解和溶蝕作用，破壞性成巖作用主要包括壓實壓溶作用［8］。膠結作用具有雙面性（既可以對儲層的物性加以建設，又可以使其變差。）。

壓實作用在長9儲層砂巖中表現明顯，主要表現為：碎屑顆粒轉動、穩定性排列，顆粒間緊密的線接觸，長石礦物雙晶滑動、機械斷裂，塑性巖屑或礦物（如泥巖巖屑、云母等）的彎曲變形甚至被擠入粒間孔隙中形成假雜基。薄片分析表明，黑云母、泥巖巖屑等塑性顆粒含量高的砂巖，受機械壓實的影響較顯著，其面孔率一般較低（吳36井長9儲層2135.39 m深度樣品點面孔率為1.15%）。壓實作用的后期，砂巖中的主要粘土礦物綠泥石析出，主要呈薄膜狀附著在石英表面并堵塞孔喉。

隨著上覆壓力的增大，壓實作用逐漸被壓溶作用所代替。壓溶作用是這一時期破壞粒間孔隙的最主要因素之一，發生在早成巖晚期及晚成巖早期，表現為顆粒間由線狀接觸過渡為凹凸接觸，長石、石英的次生加大，其結果不僅使原生粒間孔隙進一步縮小，同時也使喉道半徑大大減小，降低儲層的滲透能力，影響儲層物性。但總體來看，長9儲層砂巖中壓溶作用表現并不十分顯著，顆粒間的凹凸接觸不普遍，在薄片中僅在局部范圍可見。但石英、長石的次生加大較為強烈。經過壓實、壓溶作用，儲層孔隙度大大降低。但在早成巖晚期，所產生呈薄膜狀附著在顆粒表面的綠泥石，一方面堵塞孔道，另一方面在一定程度上阻止了石英長石等顆粒的次生加大，又保留了原生孔隙。

壓實壓溶作用直接導致砂巖的顆粒間接觸更加緊密，縮小和損失了儲層的孔隙和喉道，降低了儲層的孔隙度和滲透率，這是長9儲層特低孔、特低滲的一個主要原因。

溶蝕作用是形成次生孔隙，改善儲層條件的主要因素。在研究區儲集巖中，溶蝕現象表現在碎屑礦物的溶蝕、雜基的溶蝕及膠結物和自生礦物的溶蝕等各個方面，其中，濁沸石及長石的溶蝕作用最為常見。中基性火山巖巖屑的溶蝕作用也能見到，但由于這類碎屑的含量不高，其溶蝕現象也不多見，形成粒間溶蝕孔隙。石英的溶蝕作用常見，但溶蝕較弱。

在長9儲層中，方解石、沸石膠結物及其溶蝕現象常見。膠結物可以使孔隙和喉道的體積減小，從而降低孔隙度和滲透率；但同時又可以充填于孔喉中，對上覆壓力起支撐的作用［7－8］，維持或減少原孔喉輪廓的變化，降低壓實作用的影響，待到后期成巖作用時，又可以形成溶蝕孔隙。

4.3 破裂作用對儲層物性的影響

根據巖心描述和顯微薄片觀察發現，研究區延長組儲層內部發育規模小的裂縫。在低滲透儲層中，裂縫是油氣運移和流體滲流的主要通道，可以提高儲層的滲透性［3］。前人研究結果表明，延長組中的區域裂縫可使其滲透率比基質滲透率增高1～2個數量級，并使其水平滲透率各向異性高達50∶1以上，裂縫的存在主要是增加儲集巖的滲透性及非均質性。

5 結論

（1）吳起油田吳倉堡東區延長組長9儲層屬于特低孔、特低滲儲層，主要巖性為長石質巖屑砂巖，具有成分成熟度低、圓度次棱、分選好的特點，膠結類型多為孔隙膠結或者薄膜膠結，顆粒之間主要為線接觸，部分為點線接觸。

（2）通過對本區巖心樣品的觀察及壓汞技術的分析，長9儲層的巖心孔隙度平均值為5.184%，滲透率平均值為0.169×10－3μm2，屬于特低孔、特低滲儲層。

（3）壓實壓溶作用直接導致砂巖的顆粒間接觸更加緊密，縮小和損失了儲層的孔隙和喉道，降低了儲層的孔隙度和滲透率；方解石、沸石膠結物及其溶蝕現象在長9儲層常見，膠結物既有建設作用又有破壞作用。

（4）本區沉積了一套三角洲前緣和三角洲平原相，以水下分流河道和分支河道砂體構成油氣的儲集層，而三角洲平原細粒物質和三角洲前緣湖間灣泥巖成為其下伏砂巖油氣聚集的蓋層。

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