鄂爾多斯盆地靖邊馬寧地區(qū)延9儲層特征及其控制因素

張家騛，武渝，高路恒，李欣偉，謝欽

鄂爾多斯盆地靖邊馬寧地區(qū)延9儲層特征及其控制因素

張家騛1，武渝1，高路恒1，李欣偉1，謝欽2

（1. 陜西延長石油（集團）研究院， 陜西 西安 710075； 2. 西安石油大學，陜西 西安 710065）

通過野外區(qū)域地質探查，結合研究區(qū)地質資料、鉆井、測（錄）井、巖心薄片以及其他測試資料，對鄂爾多斯盆地馬寧地區(qū)延9油層組儲層的巖石學特征、物性特征、孔隙結構以及孔隙類型等方面進行綜合性研究，分析影響儲層儲集性能的因素。結果表明，該區(qū)延9儲層為三角洲平原沉積，其巖石學特征具體表現(xiàn)為礦物成熟度低而結構成熟度高，儲層孔隙類型主要為粒間孔與溶蝕孔，大孔是主要的油氣儲集空間，粗喉和中細喉則是基本滲流通道，為中低孔、中低滲儲集層。沉積微相以及成巖作用共同控制儲層物性，平面上，沉積相帶對儲層物性進行控制，垂向上，壓實作用與膠結作用是儲層物性變差的主要因素，而溶蝕作用中產生的次生孔隙是儲層物性改善的主要因素。

儲層特征；影響因素；沉積相；成巖作用；鄂爾多斯盆地

靖邊油田馬寧井區(qū)位于鄂爾多斯盆地中部的靖邊縣天賜灣鄉(xiāng)南部，周圍緊鄰大路溝、鐮刀灣和王家灣等油區(qū)；在區(qū)域構造上屬于伊陜斜坡西部。馬寧地區(qū)下侏羅統(tǒng)延安組延9油層組以三角洲平原沉積為主[1]，砂體延伸受北東方向物源控制[2-4]。延9油層組是馬寧地區(qū)油氣儲量增長的主力層位之一，自下而上可以分為2段(延91、延92)。近年來的油田開發(fā)動態(tài)資料表明，由于儲集質量、宏觀展布和微觀特征的影響，油田開發(fā)方案和開發(fā)效果存在明顯差異。因此，文章通過收集大量的巖心描述、掃描電鏡、巖石薄片鑒定、以及壓汞數(shù)據(jù)分析等資料，加之測（錄）井以及相關井生產動態(tài)資料，綜合研究延9儲層特征，進一步分析儲層物性控制因素，對該區(qū)油田開發(fā)方案的正確制定以及油田開發(fā)效果的改良具有重要作用。

1 儲層特征

1.1 巖石學特征

通過對研究區(qū)延9油層組148.26 m的巖心觀察以及115塊巖石的薄片鑒定，結果表明，本區(qū)延9儲層巖性以灰白色中細粒長石砂巖為主，其次為巖屑長石砂巖；顆粒礦物以石英為主，平均含量50.67%，其次為長石，平均含量31.67%，巖屑類型主要為變質巖巖屑、火成巖巖屑以及少量沉積巖巖屑，平均含量1.5%。填隙物含量平均10.9%，其中雜基平均含量5.4%，膠結物平均含量5.5%。雜基主要由高嶺石、水云母、綠泥石膜組成，水云母含量平均1.6%；綠泥石含量平均1.7%。膠結物主要由硅質、菱鐵礦、白云石、方解石組成，含量平均分別為0.5%、2.2%、2.3%、0.3%。砂巖的結構特點為碎屑顆粒分選好，主要粒級（0.1～0.3 mm）占85%以上，磨圓度為次棱角狀，顆粒呈點線、線狀接觸，主要膠結類型為孔隙式，其次為基底—孔隙式。

因此，延9儲層的巖石學特征主要表現(xiàn)為礦物成熟度較低，而其結構成熟度較高。

1.2 儲層物性特征

通過對靖邊油田馬寧井區(qū)以及鄰區(qū)15口井669塊樣品的巖心測試資料統(tǒng)計，延9儲層的孔隙度最大值為24.10%，最小值為2.10%，平均值為16.70%；滲透率值最大為120.20 mD，最小為0.19 mD，平均為38.10 mD。據(jù)統(tǒng)計，延9儲層孔隙度值主要集中在14%～21%區(qū)間，為樣品總數(shù)85.6%，滲透率值集中在1.0～70 mD區(qū)間，為樣品總數(shù)79.20%。因此，延9儲層具中-低孔隙度、中-低滲透率特征。

1.3 孔喉特征

通過實驗室普通薄片、鑄體薄片、掃描電鏡以及壓汞數(shù)據(jù)的觀察與分析，對該區(qū)延9儲層的孔喉特征進行描述。

1.3.1 孔隙類型及大小

延安組延9儲層主要儲集空間相對簡單，原生粒間孔為主，其次溶蝕孔隙，其中尤其以粒內溶孔（長石溶孔、巖屑溶孔）、粒間溶孔居多。

（1）原生粒間孔

殘余原生粒間孔是砂巖儲層經壓實和新生礦物充填后殘留的原生粒間孔隙空間。砂巖成分、組構以及成巖作用為其主要控制因素。此類孔隙具孔隙大、喉道粗、連通性好等特征。馬寧井區(qū)延9儲層主要孔隙類型均為此類孔隙，面孔率一般在2.5%～12.0%之間，平均6.6%左右。

（2）次生溶蝕孔

次生溶蝕孔是酸性地層水對儲層中不穩(wěn)定組分溶蝕改造形成的孔隙空間。以溶蝕顆粒成分分析，本區(qū)延安組延9儲層的溶蝕孔隙以長石溶孔與巖屑溶孔居主，粒間溶孔為次。以溶蝕作用發(fā)生部位分析，可分為粒間溶孔與粒內溶孔兩大類。粒間溶孔尤以綠泥石膠結溶孔為主，而粒內溶孔則為長石溶孔與巖屑溶孔，并其中長石溶孔居多。

通過以上不同孔隙的組合，構成延9儲層以溶孔—粒間孔型、粒間孔—溶孔型等為主的孔隙組合類型。

1.3.2 孔喉特征

延9儲層平均孔徑主要集中于52～125 μm區(qū)間，平均為86.5 μm，大孔型居多。平均喉道直徑集中于0.28～23.8 μm區(qū)間，平均為9.3 μm，具體以粗喉道與中細喉道為主。因此，延9儲層孔喉類型為大孔—粗喉型、大孔—中細喉型以及中孔—中細喉型。延9儲層排驅壓力集中在0.01～1.55 MPa區(qū)間，中值壓力集中在0.05～9.11 MPa區(qū)間，孔喉半徑均值為0.13～11.84 μm，中值孔喉半徑為0.08～16.56 μm，分選系數(shù)集中在0.09～7.72區(qū)間，退汞效率為34.84%～57.84%。由于該區(qū)孔喉特征參數(shù)變化較大，說明本區(qū)延9砂巖孔喉呈不均勻分布。

2 儲層主控因素

碎屑巖儲層受構造、物源、沉積以及成巖作用等因素的控制。

2.1 沉積環(huán)境

2.1.1 沉積類型

根據(jù)前人研究，馬寧地區(qū)延9油層組屬三角洲平原沉積[1]。其孔隙度、滲透率高值帶整體分布與主砂體帶分布趨于一致，且孔隙度、滲透率具有良好正相關性，說明沉積環(huán)境是影響該區(qū)儲層物性的主要因素。

2.1.2 原始沉積結構

原始沉積結構對儲層質量的控制主要體現(xiàn)在成分成熟度和結構成熟度，具體表現(xiàn)為砂巖的成分（碎屑云母、方解石膠結物）和結構（粒度）對物性的影響較大[5]。

通過本區(qū)延9儲層物性分析結果，結合薄片鑒定分析資料，認為碳酸鹽巖含量、云母含量等是孔隙度與滲透率的影響因素。實驗結果表明，碳酸鹽巖類含量增高，孔隙度與滲透率值降低，當碳酸鹽巖含量低于1%，孔、滲的變化不受其控制。同樣，孔隙度與滲透率隨云母含量的增加而呈降低的趨勢。

2.2 成巖作用

通過巖礦測試研究，認為對本區(qū)延9儲層物性和儲層孔隙結構影響最大的成巖作用有三種，即壓實作用、膠結作用、溶蝕作用等。

2.2.1 壓實作用

延9儲層壓實作用劇烈，帶動碎屑顆粒旋轉，其中剛性顆粒主要起支撐作用，而柔性顆粒產生變形，擠占孔隙，當巖樣中雜基成分偏高時，壓實作用更加明顯，具體為快速壓實，使得原生粒間孔比例降低。

2.2.2 膠結作用

本區(qū)延9儲層主要膠結作用類型分為粘土礦物膠結、碳酸鹽膠結、硅質及長石膠結等。粘土礦物膠結中尤以綠泥石膠結為主，綠泥石薄膜在孔隙中形成內襯，厚約5～8 μm。由于綠泥石薄膜覆蓋在顆粒表面，使得孔喉半徑減小，從而使得砂巖滲透率降低，但由于綠泥石晶片之間大量微孔隙形成，使得儲層孔隙結構更為復雜，綠泥石膜使得壓實壓溶作用得到了抑制，保存了部分原生孔隙。

2.2.3 溶蝕作用

研究區(qū)儲層中溶蝕作用分為兩時期，第一個時期為印支運動末期，由于地表水淋濾溶蝕，使得部分暗色礦物、云母以及長石等鋁硅酸鹽礦物形成次生孔；第二個時期在燕山期，為成巖晚期，通過有機質熱演化產生有機酸與CO2等酸性成分對長石進行溶蝕，從而形成長石溶孔，對儲層物性進行了改善。

3 結論

研究區(qū)延9油層組儲層主要巖性為中-細粒長石砂巖，具有成分成熟度較低，并且結構成熟度較高的特征；為中低孔砂巖儲層，孔喉結構以粗喉道和中喉道為主，且孔喉分布不均。

沉積環(huán)境與成巖作用對控制儲層物性，孔隙度和滲透率的高值帶和砂體分布主體相吻合；此外，云母含量破壞儲層物性。成巖作用對儲層物性影響顯著，破壞性的成巖作用主要為機械壓實作用和膠結作用，而溶蝕作用對本區(qū)延9儲層物性起到建設性的影響。

［1］燕洲泉. 鄂爾多斯盆地靖邊東南部延9、長6油層組沉積相與儲層特征研究[D]. 陜西西安: 長安大學, 2009.

［2］李克永. 陜北鐮刀灣地區(qū)三疊系延安組延9油層組沉積相研究[D]. 陜西西安: 西北大學, 2008.

［3］徐嬌,嚴衛(wèi)宏,陳全紅,等. 鐮刀灣探區(qū)延安組延9油層組沉積體系特征分析[J]. 陜西科技大學學報(自然科學版), 2011, 29(2): 141-145.

［4］李克永,李文厚,陳全紅,等. 安塞油田鐮刀灣延9油層優(yōu)質儲層特征分析[J]. 西北大學學報(自然科學版), 2011, 41(1): 95-99, 112.

［5］吳少波,趙靖舟,羅繼紅,等. 子長油田上三疊統(tǒng)延9油層組儲層成巖作用及物性的影響因素[J]. 西安石油學院學報(自然科學版), 2003, 18(4): 1, 7-10.

Reservoir Characteristics and Control Factors of Yan-9 Reservoir in Maning Area of Ordos Basin

11,1,1,2

（1. Yanchang Petroleum Group Research Institute, Shaanxi Xi’an 710075, China；2. Xi’an Shiyou University, Shaanxi Xi’an 710065, China）

According to the field geological investigation, combined with regional geological, drilling, logging, thin section identification and testing data, petrological characteristics, physical properties, pore structures and pore types of Yan-9 reservoir in Maning area of Ordos basin were studied. The results show that, the Yan-9 reservoir of delta plain sediments has high textural maturity and low mineralogic maturity. The intergranular pores and dissolved pores of the reservoir are abundant, most reserved space is macropore, and coarse throat and middle-little throat are the basic seepage passage, the reservoir has the properties of low-middle porosity and permeability. The reservoir physical properties are controlled by sedimentary micro-facies and diagenesis，the compaction and cementation made the reservoir properties significantly worse, and the secondary pores produced by the dissolution improved the physical properties of the reservoir.

reservoir characteristic; influence factors; sedimentary facies; diagenesis; Ordos basin

2017-06-01

張家騛（1989-），男，助理工程師，碩士，陜西省延安市人，2015年畢業(yè)于長安大學，研究方向：油氣田地質與開發(fā)。

TE 122

A

1004-0935（2017）07-0662-03