馮地坑-洪德地區延長組長8- 長4+5致密砂巖儲層特征

席明利，羅順社，呂奇奇，李夢杰，馮曉偉，李琳靜

(1.油氣資源與勘探技術教育部重點實驗室(長江大學)，湖北 武漢 430100；2.長江大學 地球科學學院，湖北 武漢 430100；3.延長油田 七里村采油廠，陜西 延安 717111；4.湖北省地質調查院，湖北 武漢 430100)

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馮地坑-洪德地區延長組長8- 長4+5致密砂巖儲層特征

席明利1,2，羅順社1,2，呂奇奇1,2，李夢杰1,2，馮曉偉3，李琳靜4

(1.油氣資源與勘探技術教育部重點實驗室(長江大學)，湖北 武漢 430100；2.長江大學 地球科學學院，湖北 武漢 430100；3.延長油田 七里村采油廠，陜西 延安 717111；4.湖北省地質調查院，湖北 武漢 430100)

馮地坑—洪德地區延長組長8-長4+5油層組是勘探的重點，因其儲層屬于低孔低滲的致密砂巖儲層，弄清該區的儲層特征及其控制因素具有重大意義。利用區域地質資料，通過巖心觀察、鏡下薄片、掃描電鏡及孔滲、壓汞等一系列實驗測試分析，研究結果表明：儲層主要以長石砂巖、巖屑長石砂巖為主，整體上具有粒度較細、結構成熟度和成分成熟度較低的特點；由于壓實和壓溶作用、膠結作用、交代作用、溶解作用等成巖作用影響，儲層儲集空間以粒間孔和長石溶孔為主，孔喉類型為細孔-細喉型和細孔-微喉型，物性以低孔低滲為特征，且孔滲相關性好。研究認為儲層發育主要受巖石類型、沉積相、砂體厚度和成巖作用的影響；在壓實作用較弱、溶蝕作用相對發育的構造高部位，位于水下(平原)分流河道、河口壩微相發育區的細粒長石砂巖和巖屑長石砂巖是相對優質的儲層類型。

儲層特征；成巖作用；長8-長4+5；馮地坑-洪德地區；鄂爾多斯盆地

0 引 言

鄂爾多斯盆地是一個中、新生代盆地疊加在古生代盆地之上的穩定沉降、坳陷遷移的多旋回克拉通邊緣盆地，是中國最早進行油氣勘探的盆地之一[1-2]，盆地內油層具有埋藏淺、分布廣的特點，其中三疊系延長組是重要含油層系之一。隨著地質認識和技術的發展，國內外學者對延長組的物源、沉積環境及沉積相、成巖作用及成巖相等方面做過一系列研究，認為三疊系延長組主要受周邊西南、西北、東北和西部4大沉積物源的控制[3-4]，主要以辮狀河三角洲、曲流河三角洲和湖相沉積為主，其中長8-長7期是湖盆形成并擴張的湖進時期，長6-長4+5期是湖盆萎縮的湖退時期[5]。延長組砂巖儲層主要受壓實作用、膠結作用和溶蝕作用等成巖作用的影響，砂巖成巖階段主要處于中成巖A期[6]。由于儲層的物性差、非均質性強、油層分布規律較復雜等原因，整個油藏的勘探開發難度大。雖然前人對延長組儲層特征進行了一定的研究，但主要局限于對各個小層的研究。通過對馮地坑-洪德地區長8-長4+5油層組的儲層特征及其垂向變化規律以及控制因素的研究，揭示有利儲層的分布特征，為進一步的油氣勘探和開發提供科學、可靠的地質依據。

馮地坑-洪德地區位于鄂爾多斯盆地中西部區域，西起麻黃山，東到王盤山，北至馮地坑，南達洪德，整個工區面積約5 500 km2(圖1)。研究區主要存在北西向和北東向2大主要物源以及1個南部次要物源[7]，發育三角洲平原、三角洲前緣、前三角洲和半深湖深湖亞相[8]。三疊系延長組長8-長4+5段是該區主要的含油層系，也是中生界最重要的含油層段。

圖1 研究區位置圖

1 儲層巖石學特征

馮地坑-洪德地區長8,長6,長4+5儲層砂巖成分上呈現富長石和巖屑、貧石英的特征，但在不同層位上各成分的含量有一定的差異(表1)。其中，長6,長4+5段巖石中的長石含量相對較高，分別為43.86%和47.38%，巖屑含量相對較低，分別為23.88%和20.93%，巖石類型主要為長石砂巖和巖屑長石砂巖，少量長石巖屑砂巖；而長8段以巖屑長石砂巖和長石巖屑砂巖為主，石英、長石和巖屑的含量約各占1/3.總體而言，3個層段中的石英含量基本相當，約占1/3，長石與巖屑共占2/3，其中長4+5和長6段長石含量約為巖屑的2倍，長8段長石與巖屑含量基本相當。因此，研究區儲層的主要巖石類型為長石砂巖、巖屑長石砂巖和長石巖屑砂巖(圖2)。

表1 長8-長4+5油層組碎屑顆粒成分含量統計Tab.1 Component content statistics of detrital grain of Chang 8-Chang 4+5 oil reservoirs

圖2 長8-長4+5油層組砂巖分類

儲層整體上具有粒度細、結構成熟度和成分成熟度較低的特點，但長8段砂巖的粒度與長6,長4+5段相比又有明顯的區別。研究區粒度分析統計資料顯示，全區巖石平均粒徑為0.23 mm，屬于細砂巖，總體上碎屑顆粒的粒徑較小，而長8段各小層碎屑顆粒的平均粒徑分布在0.25～0.5 mm之間，明顯比長4+5和長6段粗，為中砂巖(圖3)。

圖3 長8-長4+5油層組砂巖平均粒度統計

根據福克和沃德提出的標準偏差公式及前人確定的分選級別標準[9]，結合圖像粒度分析資料，計算得到長4+5，長6和長8的平均標準偏差分別為1.22，1.14和1.3，均屬于分選較差。隨機選取193塊薄片進行分析，其中碎屑顆粒顯示為次棱角狀的有188塊，占97.41%，說明儲層中碎屑顆粒的磨圓較差。綜合分析，研究區砂巖的結構成熟度總體上較差。

2 儲層成巖作用特征

碎屑沉積物沉積后轉變為沉積巖過程中所發生的一切作用稱之為成巖作用。砂巖的成巖作用及孔隙演化對儲層物性特征具有重大影響[10]。通過對砂巖的一系列分析化驗測試，發現研究區主要存在4種成巖作用類型。

2.1 壓實和壓溶作用

壓實作用是一種使砂巖孔隙度降低的破壞性成巖作用。研究區壓實作用主要表現形式有：①剛性顆粒發生破裂；②顆粒重排和顆粒旋轉；③塑性顆粒發生變形。剛性顆粒發生破裂主要是長石和石英顆粒的壓裂和壓斷，顆粒被壓斷后，失去支撐作用并充填到孔隙中，使孔隙空間縮小。顆粒重排和旋轉減小了碎屑顆粒之間的間隙，使顆粒排列更加緊密，且顆粒接觸關系與埋深密切相關，隨著地層埋深的增加，顆粒接觸關系從點接觸發展到點線接觸最終到線接觸。雜基支撐的巖屑砂巖和巖屑長石砂巖中常見塑性顆粒發生變形，隨著埋深的加大，地層壓力逐漸增強，易變形的云母、泥巖等巖屑顆粒受壓而彎曲變形或被別的硬碎屑嵌入，同時碎屑顆粒沿長軸方向定向排列(圖4(a))。

圖4 長8-長4+5油層組各類型成巖作用

壓溶作用是一種物理-化學成巖作用，隨著埋深的增加，顆粒接觸點間所承受的壓力增大而發生溶解現象，常見石英壓溶。隨著顆粒所受壓力的不斷增大，顆粒接觸關系出現線接觸、凹凸接觸和縫合接觸(圖4(b))，降低了砂巖孔隙度。此外，壓溶作用提供了大量的氧化硅，有助于石英次生加大的生長。因此，壓溶作用是破壞粒間孔隙的最主要因素之一。由于馮地坑-洪德地區長8-長4+5油層組砂巖成分成熟度較低[11]，不具備壓溶作用形成的物質基礎，因此壓溶作用在該區很少見。

2.2 膠結作用

膠結作用是使砂巖孔隙度和滲透率降低的主要原因之一，常見的膠結物類型有碳酸鹽、硅質和粘土礦物等，其中以碳酸鹽膠結物的膠結作用對儲層物性的破壞性最大。常見的膠結物類型為碳酸鹽、高嶺石和綠泥石等(圖5(a))。在工區各油層組中，長4+5儲層受膠結作用的影響最大，而長8受膠結作用的影響較小(圖5(b))。

圖5 馮地坑-洪德地區膠結物總量分布直方圖

研究區碳酸鹽膠結物含量一般占膠結物總含量的15%～50%，主要為鐵方解石、方解石、鐵白云石和白云石4種膠結類型。方解石膠結物可分為早晚兩期，其中以晚期方解石膠結物呈不規則狀分布在碎屑顆粒之間較常見，其充填了孔隙,降低了孔隙度[12](圖4(c))。

工區以高嶺石、綠泥石、水云母為主的粘土礦物膠結物含量較高且類型多樣。除長82小層外，其余小層均有高嶺石膠結物分布，其表現為呈蠕蟲狀或書頁狀的集合體充填于粒間(圖4(d))。綠泥石膠結作用主要形成于較早期的成巖階段，且綠泥石薄膜具有雙性作用，它可以充填孔隙，降低砂巖的孔隙度，同時也可以阻礙孔隙水與顆粒的反映，抑制石英次生加大的生長，保護原生孔隙。研究區綠泥石薄膜很發育，其中在長82，長62小層含量較高，而在長81和長4+51小層含量較低。水云母是一種重要的粘土礦物膠結物，在工區的含量也較高，在各個油層組都比較發育。

硅質膠結作用對原生或次生孔隙均具有強烈的破壞作用，尤其對于泥質含量較少的細-中粒砂巖，其破壞作用更為顯著，是成巖早-中期砂巖儲集性變差的主要因素之一。但由于本研究區長8，長6，長4+5砂巖儲層中自生石英含量相對有限，硅質膠結物僅占膠結物總量的2%左右，其破壞作用很小。

2.3 交代作用

交代作用可以發生在各個成巖階段，交代礦物既可以交代顆粒的邊緣，使顆粒邊緣呈鋸齒狀或雞冠狀，也可以交代整個顆粒。研究區常見的交代作用主要有碳酸鹽礦物對碎屑顆粒的交代和粘土礦物交代碎屑顆粒長石、石英等。由于晚期碳酸鹽膠結物的交代作用與充填作用對砂巖的孔隙度、滲透率具有較大的破壞作用，因此交代作用較發育是本區砂巖儲層物性參數低的一個主要原因。

2.4 溶解作用

溶解作用是一種建設性成巖作用，對工區儲層物性改善有重要的意義。研究區常見的溶解組分有鋁硅酸鹽、硅質、碳酸鹽等，對形成有效儲層十分有利。鋁硅酸鹽的溶解主要是指長石、富鋁硅酸鹽組分的巖屑等結構組分的溶解，是砂巖中最為廣泛常見的受溶組分，在鏡下可觀察到研究區長石和巖屑的不同溶解程度，但大多都被鐵方解石所充填(圖4(e))。鋁硅酸鹽組分的溶解是成巖中晚期產生次生孔隙的主要營力，據觀察統計，一般可使砂巖的孔隙度增加8%～10%。硅質組分的溶解主要是無定形自生石英最易被溶，其次為石英顆粒，石英的自生加大邊有時也存在較輕微的溶解現象。硅質組分的溶解一般沿顆粒邊緣發生(圖4(f))。研究區硅質組分的溶解強度相對較低，但由于其廣泛分布，同樣可對儲集性起到一定的改善作用，可使孔隙度增加1%～3%.研究區碳酸鹽的溶解不發育，其形成機理主要是有機質中釋放的酸性溶液可溶解方解石。

3 儲層物性特征

3.1 儲集空間類型

根據鑄體薄片和孔隙圖像分析，該區儲層儲集空間以原生粒間孔和長石溶孔為主，粒間溶孔、巖屑溶孔、碳酸鹽溶孔、鑄模孔和微裂隙等孔隙類型也有發育[13]。

通過系統的薄片鑒定統計，研究區長8-長4+5儲層平均總面孔率為3.56%。其中，原生粒間孔是最主要的孔隙類型，其平均面孔率為1.831%，平均面孔率占總面孔率的51.43%.次生孔隙平均面孔率占總面孔率的47.76%，其中長石溶孔為次生孔隙中最主要的類型，平均面孔率達1.391%，占總面孔率的39.07%，而巖屑溶孔、晶間孔相對較少，分別占總面孔率的6.04%,1.83%.微裂縫、鑄模孔、碳酸鹽溶孔和粒間溶孔在研究區個別層位中分布，分別占總面孔率的0.81%，0.51%，0.17%和0.14%.總體上，原生孔隙和次生孔隙對儲層的貢獻接近一致，但不同層位的孔隙構成狀況仍有一定的差別。通過統計各亞段中儲集空間的類型及其相對含量，發現工區長4+5段以長石溶孔為主，粒間孔略少；長6以粒間孔為主；其次為長石溶孔，長81以長石溶孔為主，長82以粒間孔為主(表2)。

表2 長8-長4+5主力層段儲層儲集空間類型統計表Tab.2 Statistics of reservoir spatial type of Chang 8-Chang 4+5 oil reservoirs in vertical direction

3.2 孔喉特征

研究區長8-長4+5砂巖儲層孔隙形態以弧三角形或不規則的多邊形為主。孔隙大小以細孔為主，孔隙直徑集中分布在10～40 μm之間，最大值為200 μm，最小值為5 μm.通過對縱向上各小層平均孔隙直徑的研究，可以看出長81小層孔隙直徑最低，平均孔隙直徑為14.3 μm，長82小層最高，平均孔徑為84.4 μm，其它小層平均孔徑分布較為集中，主要在15～25 μm之間，反映出該區儲集層孔隙大小以細孔為主(圖6)。

圖6 長8-長4+5主力層段平均孔隙直徑直方圖

工區巖石薄片、掃描電鏡及壓汞資料顯示研究區儲層喉道類型以片狀、彎片狀和管束狀喉道為主，最大喉道半徑分布在0.113 3～1.864 7 μm間，平均值為0.613 4 μm，中值喉道半徑在0.027 1～0.509 3 μm范圍內，平均值為0.157 0 μm.研究區儲層喉道總體上以偏大型中型細喉為主，發育少量中喉和微喉。通過對縱向上各小層喉道大小的統計，可以看出長71小層平均最大喉道半徑僅為0.106 8 μm，平均中值喉道半徑是0.103 μm，為研究層位中最低，說明該層以中偏小型細喉為主。而長4+5,長6及長8油層組中喉道明顯變大，以偏大型中型細喉為主，發育少量中喉和微喉，相比而言長4+5最好，長8次之，長6最差(圖7)。因此，研究區孔喉組合關系以細孔-細喉型和細孔-微喉型為主，部分為粗孔-細喉、微孔-細喉和微孔-微喉型。

圖7 長8-長4+5主力層段中值喉道半徑和最大吼道半徑直方圖

3.3 物性特征

通過對工區15 835個樣品測試分析結果的統計(表3)，得到研究區長8-長4+5儲層砂巖孔隙度的平均值為8.79%，滲透率平均值為0.597 8×10-3μm2，工區儲層物性總體上表現為低孔低滲的特點。其中各小層的孔隙度值相差不大，以長72最低，但滲透率值變化明顯，縱向上呈跳躍式分布，以長82小層滲透率值最大，其次為長4+51,長81，長61，長4+52及長71小層，而長72小層滲透率值最小。因此，各小層中長82、長61及長4+51小層物性較好，長72儲層物性最差。

3.4 孔滲關系

長8-長4+5砂巖儲層孔隙度與滲透率的相關性好，即滲透率隨著孔隙度的增大有增大的趨勢，反映儲層的滲透率主要依靠于砂巖基質孔隙與喉道的發育狀況，此特征與工區儲層低孔低滲的特征是相一致的。但少量樣品的孔滲數據點相關性較差或不具相關性，表明砂巖儲層中發育有不均勻分布的微、細裂縫。雖然它們對儲集空間的影響不大，卻極大地改善了該區儲層的滲透性。

表3 長8-長4+5主力層儲層砂巖孔隙度和滲透率總體特征Tab.3 General characteristics of reservoir sandstone porosity and permeability of Chang 8-Chang 4+5 oil reservoirs in vertical direction

4 儲層發育的主控因素分析

4.1 巖石類型對儲層發育的控制

長8-長4+5儲集巖以灰色、灰綠色及褐灰色細粒長石砂巖和巖屑長石砂巖為主，少量細粒長石巖屑砂巖。據前人研究[13]，該區砂巖石英、長石含量和孔隙度、滲透率成正相關關系，但巖屑含量和儲層物性成明顯的負相關性，巖屑含量的增多會導致儲層物性變差。工區以長石砂巖和巖屑長石砂巖儲層物性最好，長石巖屑砂巖儲層的孔隙度、滲透率與前者相比均相對減小。因此，長8-長4+5儲層中泥質和碳酸鹽膠結物含量較少、粒度相對較粗的細粒長石砂巖和巖屑長石砂巖是相對優質的儲集巖石類型。

4.2 沉積相與砂體厚度對儲層發育的控制

沉積相帶是影響儲層儲集性能的地質基礎。沉積相研究表明，馮地坑-洪德地區長8-長4+5儲層屬于湖泊三角洲沉積[14-15]，水動力作用較強的水下分流河道、河口壩發育地帶與湖浪交互作用較強的區域沉積物分選好，顆粒相對較粗，儲層物性好。同時，該區微相疊置發育層段儲層砂體厚度大，砂體泥質隔夾層密度小、頻率低，儲層砂體連通性好，容易形成相對優質的儲層。

表4 各類成巖作用導致的孔隙度變化Tab.4 Changes of porosity caused by lithogenesis

4.3 成巖作用對儲層發育的控制

成巖作用對研究區砂巖儲層孔滲物性具有很大影響。通過對成巖作用類型的研究，認為儲層的孔隙演化經歷了以下階段：早成巖期壓實作用使砂巖孔隙度大大降低，但是由于壓實作用相對較弱且顆粒表面普遍發育粘土膜，有效的抑制了自生石英的發育，因此原生粒間孔隙較發育。同時，早期碳酸鹽、硅質膠結作用的發育進一步降低了原生孔隙的發育。在中成巖期由于有機質成熟過程中釋放的酸性溶液易于流動，使得溶解作用較強烈，形成了一些次生溶孔，若此時有油氣注入，可阻礙晚期膠結作用，使得殘余原生粒間孔隙和次生孔隙得以保存，砂巖儲層物性較好；若此時無油氣注入，則晚期膠結作用發育，使得殘余原生粒間孔隙和次生孔隙進一步被充填，砂巖儲層物性變差。通過經驗公式恢復工區各小層孔隙度在各成巖階段的變化情況(表4)[16]，可見壓實作用、膠結作用使研究區砂巖儲層物性變差，且以壓實作用和晚期膠結作用對孔隙度的影響最大,而溶解作用使砂巖儲層物性變好，但其影響相對有限。

5 結 論

1) 馮地坑-洪德地區延長組長8-長4+5儲集巖以長石砂巖和巖屑長石砂巖為主，整體上具有粒度較細、結構成熟度和成分成熟度較低的特點，但各個小層有一定的差異性;

2) 長8-長4+5儲層以相對致密的砂巖儲集層為主，儲集空間以粒間孔和長石溶孔為主，以細孔-細喉型和細孔-微喉型、低孔低滲為主要特征。該區儲層經過了壓實和壓溶、膠結、交代、溶解等成巖作用改造，且以壓實作用和晚期膠結作用對孔隙度的影響最大，而溶解作用使砂巖儲層物性變好，但其作用相對有限；

3) 儲層發育主控因素分析表明，在壓實作用較弱、溶蝕作用相對發育的構造高部位，位于水下分流河道、河口壩等微相發育區的粒度相對粗的細粒長石砂巖和巖屑長石砂巖儲層是相對優質有利儲集類型，這對該區的勘探部署和儲層預測研究具有重要指導意義。

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Sandstone reservoir features of the Chang 8 and Chang 4+5 members in the Yanchang formation of Fengdikeng-Hongde area

XI Ming-li1,2,LUO Shun-she1,2,LV Qi-qi1,2,LI Meng-jie1,2,FENG Xiao-wei3,LI Lin-jing4

(1.KeyLaboratoryofExplorationTechnologiesforOilandGasResources,MinistryofEducation,YangtzeUniversity,Wuhan430100,China;2.CollegeofGeoscience,YangtzeUniversity,Wuhan430100,China;3.QilicunOilProductionPlantinYanchangOilfieldCompany,Yan’an717111,China;4.HubeiGeologicalSurvey,Wuhan430100,China)

Chang 8-Chang 4+5 oil reservoir is the major exploration target in Fengdikeng-Hongde area.It is important to investigate the reservoir characteristics and controlling factors in this area with low porosity and low permeability for tight sandstone reservoir.Through core observation and geologic information,by using the data of thin section,scanning electron microscope,pore/permeability and pressured-mercury testing,it implies that the reservoir rock of Chang 8 and Chang 4+5 members in the Yanchang Formation of Fengdikeng-Hongde area are mainly fine grained,low textural and compositional maturity arkose and lithic arkose.Due to the influence of diagenesis of compaction,pressure solution,cementation,metasomasis and dissolution,the reservoir space of reservoir rock are mainly intergranular pore and feldspar dissolution pore with the feature of fine pore-fine throat,fine pore-micro throat,low porosity and low permeability and good correlation of pore and permeability.The development of reservoir in study area is mainly influenced by rock type,sedimentary facies,thickness of sand body and diagenesis.The study implies that the relatively coarse grain rock arkose and debris feldspar reservoir at structural high part with feeble compaction and strong dissolution in microfacies of underwater distributary channel and mouth bar are relatively high-quality reservoir type.

reservoir feature;diagenesis;Chang 8-Chang 4+5;Fengdikeng-Hongde area;Ordos Basin

10.13800/j.cnki.xakjdxxb.2015.0101

1672-9315(2015)01-0001-08

2014-11-20責任編輯:李克永

國家自然科學

(41172105);油氣資源與勘探技術教育部重點實驗室(長江大學)開放基金資助項目(K2013-19)

羅順社(1961-)，男，陜西戶縣人，博士、教授， E-mail:Lss8061069@163.com

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