鄂爾多斯盆地隴東地區致密油儲層特征研究
——以鄂爾多斯盆地長7段為例

王匯智，趙衛衛，何浩男，馮 靜

(1.西安石油大學地球科學與工程學院，陜西西安 710065；2.陜西師范大學食品工程與營養科學學院，陜西西安 710119)

我們一般將以致密砂巖、灰巖和碳酸鹽巖等為儲層且覆壓基質滲透率小于0.2 mD的油氣資源稱為致密油。致密油分布面積大，緊臨優質生油層，有儲層低孔低滲的特點，單井基本無自然工業產能，但在一定的經濟和技術條件下預期能夠實現商業開發，是一種非常規石油資源[1-2]。

隨著我國對油氣資源需求量的不斷增長及石油工業的發展，油氣勘探開發領域已經開始從常規油氣資源延伸到非常規油氣資源。致密油作為非常規油氣中重要的一類，具有儲層物性差，源儲共生，油氣以短距離運移為主，發育于大面積分布的致密儲層、圈閉界限不明顯等地質特征[1-9]。鄂爾多斯盆地長7段發育的致密油主要分布在長71和長72亞段，滲透率一般小于0.3 mD[1,3]。目前中國的致密油研究進展仍處于準備階段，不論是勘探開發還是地質認識上都不成熟，通過深入分析研究區致密油儲層巖石學特征、孔喉特征及物性特征，并綜合分析影響長7儲層物性的因素，能夠為研究區進一步油氣勘探和開發提供一定的理論依據。

鄂爾多斯盆地延長組是一套內陸坳陷湖盆碎屑巖沉積，具有良好的生儲油條件[10-11]，油氣資源潛力巨大，蘊藏著豐富的石油資源，研究預測和勘探實踐均證明了隴東地區是鄂爾多斯盆地的主要油氣富集區之一。研究區位于鄂爾多斯盆地西南部，總面積約2104km2，區域構造橫跨天環坳陷和伊陜斜坡，東接馬家砭，西鄰殷家橋，南連寧縣，北靠喬川，占盆地本部面積近20%，主要包括甘肅省的西峰、環縣、慶陽、合水、寧縣、鎮原及華池等7個區縣(圖1)。由于研究區基本橫跨伊陜斜坡，大部分區域受到伊陜斜坡構造的控制，南部的渭北隆起與西部的天環坳陷在構造上對研究區的影響較小，整體構造相對簡單[12-13]。隴東地區長7儲層總體為低孔—特低孔、特低滲—超低滲儲層，由于儲層物性會受沉積環境和成巖作用的影響，沉積作用控制儲層的砂體分布，成巖作用會改造儲層物性，因此明確各小層物性在垂向及縱向上的變化特征及其影響因素對研究區油氣的高效勘探具有重要意義。

圖1 鄂爾多斯盆地區域概況及研究區位置Fig.1 Regional structure and location of research area in Ordos basin

圖2 長7砂巖巖石類型三端元圖Fig.2 Three terminal graph of rock type of Chang-7 sandstoneⅠ.石英砂巖；Ⅱ.長石石英砂巖；Ⅲ.巖屑石英砂巖；Ⅳ.長石砂巖；Ⅴ.巖屑長石砂巖；Ⅵ.長石巖屑砂巖；Ⅶ.巖屑砂巖。

1 儲層巖石學特征

巖石學特征是影響儲層物性的重要因素之一，巖石的類型、結構、碎屑組分及填隙物的特征以及碎屑的粒度、磨圓度等都影響儲層的孔隙結構，從而決定儲層在物性分布上的差異[14]。通過對隴東地區長7段562塊樣品的觀察，可以看出砂巖類型主要以巖屑長石砂巖和長石巖屑砂巖為主，其次為長石砂巖，巖屑砂巖很少，無石英類砂巖(圖2)。從表1中數據可以看出長石、石英、巖屑的比例近似為1∶2∶1，巖屑主要為白云巖、石英巖、中基性噴發巖巖屑等，可觀察到豐富的云母碎片；砂巖粒度大部分極細到細，也存在中細粒和不等粒砂巖，分選主要為中等，磨圓度大多為次棱角狀，接觸方式主要是凹凸—線接觸和點—線接觸，膠結類型以孔隙式為主，加大—孔隙次之；研究區砂巖填隙物以自生黏土礦物和碳酸鹽膠結物為主，硅質膠結物含量較低。表2可以反映出研究區長7的黏土礦物主要以水云母為主，含量高為9.53%，綠泥石和高嶺石含量都小于1%；碳酸鹽膠結物以鐵白云石和鐵方解石為主，方解石含量小于1%。

表1 研究區砂巖碎屑成分及填隙物含量統計Table 1 Statistical of detritus composition and interstitial content of sandstone in the study area

表2 研究區長7砂巖填隙物組分含量統計Table 2 Statistical of Chang-7 sandstone interstitial components content in the study area

2 儲層物性特征

圖3 長7儲層孔隙度與滲透率關系Fig.3 Relationship between porosity and permeability of Chang-7 reservoir

孔隙度和滲透率兩個參數是判斷儲層性能好壞的重要標準。研究區長7儲層孔隙度的分布范圍是0.23%～17.93%，平均孔隙度為8.28%；滲透率的分布范圍是0.001～1.470 mD，平均滲透率是0.15 mD。圖3中可以看出孔隙度與滲透率值具有較好的線性關系，這說明本區儲層特征主要為孔隙性儲層。長7各小層儲層物性的分布特征不同，孔隙度和滲透率的分布范圍存在部分差異。但總體上看，長71與長72儲層物性基本相似(表3)。

表3 研究區長7儲層的孔隙度與滲透率Table 3 Porosity and permeability of Chang-7 reservoir in the study area

長72儲層孔隙度的分布范圍是0.24%～13.00%，平均孔隙度為8.29%；滲透率的分布范圍為0.005～1.380 mD，平均滲透率是0.14 mD(表3)，長72儲集砂體依據儲層分類標準主要應該為低孔—特低孔、特低滲—超低滲儲層。長72砂體滲透率展布形態與孔隙度相似，孔隙度主要分布在6%～8%以及8%～10%區間，滲透率在區間0.05～0.10 mD、0.1～0.3 mD均有分布。長72儲層隨著砂體的大面積分布，物性分布范圍也明顯變大，相對優質段(滲透率>0.3 mD)的分布面積增大，主要分布在研究區中部慶城—玄馬一帶，西部太白梁—銅川一帶，南部寧縣—城關一帶(圖4)。

圖4 研究區長72孔隙度及滲透率的平面分布Fig. 4 Chang-72 porosity and permeability plane distribution in the study area

長71儲層孔隙度的分布范圍為2.7%～13.5%，平均孔隙度是8.14%；滲透率的分布范圍是0.003～1.470 mD，平均滲透率為0.134 mD(表3)，說明長71儲集砂體主要為低孔—特低孔、特低滲—超低滲儲層。長71砂體孔隙度的平面展布由砂體控制，主要分布在6%～8%以及8%～10%區間，孔隙度大于10%的區域在研究區局部發育(圖5)。長71砂體的滲透率在區間0.05～0.10 mD、0.1～0.3 mD均有展布，長71較長72物性向東分布逐步變好，滲透率>0.1 mD的分布面積向東明顯增大，主要分布在研究區中部慶城—玄馬一帶，北部華池—白馬一帶，南部寧縣—城關一帶(圖5)。

長71物性發育特征與長72相似，南部區域物性隨著砂體的發育而有所變好；砂體物性隨著南部及北東部砂體的發育變好，隨后隨著西南部砂體的萎縮及北部砂體的退縮而物性變差。長73至長72至長71砂體逐漸發育，從而相對優質段面積逐漸增大，物性也相應變好。

3 儲層孔隙類型與結構特征

3.1 孔隙類型

通過鑄體薄片的鏡下鑒定，可以觀察到砂巖的主要可見孔隙為粒間孔、粒間溶孔(碳酸鹽、沸石、雜基溶孔)、粒內溶孔(長石溶孔、巖屑溶孔)和其他孔(晶間孔、鑄模孔、微裂縫等)組成[15-17]。通過對研究區各類孔隙的研究統計，粒間孔的分布頻率僅53.8%，平均約為0.92%；粒內溶孔的分布頻率近70%，平均為1.25%(表4)。濁沸石、碳酸鹽及雜基等粒間溶孔極少。粒間孔孔徑較大，直徑一般為10～50m，連通性好，在各個目的層段均發育粒間孔，但分布很不均一，具有強烈的非均質性。研究區的粒間孔主要發育有兩種類型：一種為殘余粒間孔，它是原生孔隙在成巖演化中被壓實或充填形成的孔隙；另一種為溶蝕擴大粒間孔，是顆粒邊緣或顆粒之間膠結物溶蝕再生的孔隙。

圖5 研究區長71孔隙度及滲透率的平面分布Fig. 5 Chang-71 porosity and permeability plane distribution in the study area

表4 研究區長7砂巖孔隙類型特征Table 4 Pore type characteristic of Chang-7 sandstone in the study area

長73孔隙類型主要為長石溶孔(0.31%)和粒間孔(0.47%)(表5)，發育少量的巖屑溶孔(0.06%)和其他孔隙。長72孔隙類型主要為長石溶孔和粒間孔(0.62%和0.40%)，平均面孔率是1.9%(表5)，發育少量的巖屑溶孔(0.07%)和其他孔隙。長71孔隙類型與長72相似，主要為長石溶孔(0.76%)和粒間孔(0.39%)(圖6，表5)，粒間孔比長72更發育，發育少量的巖屑溶孔(0.12%)和其他孔隙。

表5 研究區長7砂巖孔隙類型統計Table 5 Statistical table of pore type of Chang-7 sandstone in the study area

3.2 孔隙結構特征

依據我們所掌握的壓汞資料和鑄體薄片以及掃描電鏡圖，分析發現研究區發育的喉道類型主要包括孔隙縮頸型喉道、縮小型喉道以及彎片狀或片狀喉道(圖7)。根據李道品等對孔隙的分類方案，研究區長71屬于小孔隙(平均孔徑為18.89 μm)而長72屬于中孔隙(平均孔徑為23.22 μm)(表6)。通過比較分析，研究區長7儲層平均孔徑基本為小孔隙到中孔隙，孔隙度、滲透率和面孔率相對較小，各小層儲層物性存在一定的差異。而長73儲層面孔率最小、物性最差。根據上述孔喉分類標準，將研究區長7砂巖儲層孔隙組合類型劃分為小孔微喉型和中孔微喉型。

圖6 研究區長71長石溶孔Fig.6 Chang 71 feldspar dissolving hole in the study areaa.正21井，1 555.80 m，長71，長石粒內溶蝕孔隙；b.莊124井，1，722.93 m，長71，長石顆粒溶蝕產生溶孔。

圖7 隴東地區延長組長7主要發育喉道類型Fig.7 Main development of laryngeal tract type of Yanchang group of Chang-7 in Longdong areaa.莊79井，1 883.49 m，長71，微喉道;b.寧75井，1 586.46 m，長71，孔喉連通形態。

表6 研究區長7砂巖孔喉平均孔隙半徑統計Table 6 The average pore radius statistics of pore throat of Chang-7 sandstone in the study area

影響巖石滲流性質的重要因素是儲層微觀孔隙結構。通過壓汞試驗定量表征孔隙結構，反映出孔喉的大小及分選狀況、孔喉連通性及控制流體運動特征[18-19]。對壓汞資料的觀察發現，長72孔喉較小粒度偏細，中值半徑大多在0.10 μm以下；排驅壓力的范圍是2.13～5.27 MPa，平均值為3.67 MPa；孔喉分布一般，變異系數小于0.2，分選系數在1.04左右；孔喉連通性一般。長71孔喉大于長72孔喉，中值半徑主要在0.10 μm左右，其中長712、長713粒度較粗，中值半徑大于0.10 μm，排驅壓力平均值為2.98 MPa，孔喉分布一般，分選系數小于2，變異系數為0.11左右，說明孔喉連通性較好(表7)。

Ⅰ型壓汞曲線代表顆粒分選和儲層物性好的一類儲層，主要出現在長71和長72(圖8a，表8)。Ⅱ型壓汞曲線整體特征介于Ⅰ型與Ⅲ型之間，該類型曲線在研究區最為常見，其平臺階段較短，門檻壓力為2.80～3.91 MPa，中值壓力為4.40～36.13 MPa，平均值為13.90 MPa；而最大進汞飽和度為50.5%～85.9%，退汞效率為8.99%～33.9%，平均值為22.38%(圖8b，表8)。研究區儲層毛管壓力曲線根據砂巖毛管壓力曲線特征可分為3種類型(表8)。

表7 研究區長7孔喉結構統計Table 7 Pore throat structure statistics of Chang-7 sandstone in the study area

表8 研究區不同孔隙結構的砂巖物性及特征參數統計Table 8 Statistical of sandstone physical properties and characteristic parameters of different pore structures in the study area

圖8 研究區長7儲層壓汞曲線Fig.8 Types mercury intrusion curves of Chang-7 reservoir in the study area

4 成巖作用研究

成巖作用可破壞原生孔隙，改變原生孔隙的分布規律，影響儲層的儲集能力，促進次生孔隙的形成，從而改善儲層物性，形成有利的儲集空間。成巖作用可分為建設性成巖作用和破壞性成巖作用，改善儲層物性的有溶解作用和破裂作用，所以說儲層成巖作用對儲層物性的影響意義巨大[20-22]。

4.1 壓實壓溶作用

研究區機械壓實作用在垂向上的差異較為明顯，總體上發育程度中等。由圖9中可以看出，儲層受到高度壓實，在巖性偏細以及塑性碎屑含量較高的砂巖中，碎屑呈定向排列。

壓溶作用是在壓實作用的基礎上發生的，它是在接觸點的顆粒發生溶解導致巖石總體積減小的過程。壓溶作用使得顆粒間的接觸關系從點接觸向點—線接觸甚至線接觸演化，這個過程會導致原生孔隙空間的進一步損失進而致使孔隙連通性變差，這也是造成研究區物性較差的另一個重要原因[23]。

圖9 隴東地區延長組長7壓實壓溶現象Fig.9 Compaction and pressure dissolution of Yanchang group Chang 7 in Longdong areaa.城90井，2 007.60 m，長72，細粒巖屑長石砂巖，顆粒定向排列，壓實強烈，鑄體薄片；b.莊187井，1 562.70 m，長71，長條形碎屑顆粒順層定向排列，鑄體薄片；c.寧19井，1 475.73 m，長712，絲片狀黏土充填孔喉；d.寧50井，1 265.16 m，長711，粒間雜基溶蝕蝕變，結構致密殘余孔中充填石英；e.寧75井，1 586.46 m，長712，伊利石呈搭橋狀充填粒間孔喉；f.寧54井，1 596.25 m，長712，溶孔中充填自生高嶺石。

4.2 膠結作用

膠結作用是指礦物質在孔隙中沉淀，形成自生礦物并使沉積物固結為巖石的作用。膠結作用的成巖效應是堵塞孔隙，是使儲層孔隙度降低的重要因素[24]。研究區內有多種類型的膠結作用，包括硅質膠結作用、黏土礦物膠結作用和碳酸鹽膠結作用。自生黏土礦物在本區各層位廣泛發育，本區自生黏土礦物總體上以水云母為主，高嶺石和綠泥石含量相對較少(圖10a)。研究區碎屑巖中常見碳酸鹽膠結作用，主要為粒間交代物、膠結物或次生孔隙內填充物(圖10b)。研究區主要的膠結物有明顯的多期次形成特征，其類型為鐵方解石和鐵白云石。研究區的晶體在成分和大小上差異較大，主要受成巖環境參數的影響，如不同成巖階段流體和巖石相互作用、氧化還原電位以及流體酸堿度等[25]。研究區砂巖中硅質膠結作用存在但含量較少(1%～2%)，主要原因是碎屑巖成分成熟度較低，主要表現為石英晶體在碎屑石英顆粒表面、粒間孔壁、石英次生加大(圖10c)和粒內溶孔中充填式膠結(圖10d)。

圖10 隴東地區延長組長7膠結作用現象Fig.10 Cementation phenomenon of Chang-7 of Yanchang group in Longdong areaa.寧19井，1 502.71 m，長712，鐵白云石及菱鐵礦共同充填孔喉生長；b.寧20井，1 765.67 m，長712，粒間溶孔中充填自生鐵白云石；c.莊30井，1 841.64 m，長712，石英加大；d.寧51井，1 487.20 m，長721，自生石英充填孔隙生長形態。

4.3 溶蝕作用

溶蝕作用是改善儲層物性的重要原因之一，其產生的孔隙是粒間孔隙之后另一種主要儲集空間類型，因此對砂巖儲層有較大改善作用。溶蝕作用也是研究區砂巖中相對發育的一種成巖作用[26]。主要表現在各種易溶的砂巖組分形成的次生孔隙(圖11)。

圖11 隴東地區延長組長7溶蝕作用現象Fig.11 Dissolution phenomenon of Chang-7 of Yanchang group in Longdong areaa.里96井，2 282.20 m，長72，斜長石粒內溶孔，鑄體薄片；b.白144井，2 137.80 m，長71，長石粒內溶孔，鑄體薄片；c.正13井，1 505.62 m，長713，長石粒內溶蝕孔隙；d.寧54井，1 596.25 m，長713，部分長石發生溶蝕產生溶孔。

溶蝕作用發生的第一步是充足的有機酸或無機酸，第二步是擁有通道從而供酸性流體運移，第三步是研究區砂巖中必須存在可溶組分。例如研究區含有豐富的長石顆粒及部分碳酸鹽巖屑如白云巖等容易發生溶解形成溶蝕孔[27]。溶蝕孔隙在大的區域上決定不了砂巖中的儲集結構，只能局部改善儲層物性。

5 結論

(1)隴東地區長7儲層主要由中細粒巖屑長石砂巖和長石巖屑砂巖組成，含有少量的長石砂巖和巖屑砂巖；孔隙主要是粒間孔隙，也存在巖屑溶蝕孔和長石溶蝕孔；填隙物主要含有鐵方解石、伊利石和綠泥石。

(2)隴東地區長7儲層的平均滲透率為0.15 mD，平均孔隙度是8.22%，其中長71平均孔隙度為8.54%，平均滲透率為0.160 mD；長72平均孔隙度為8.29%，平均滲透率為0.140 mD；長73平均孔隙度為7.68%，平均滲透率為0.076 mD。長7儲層喉道多為微米—納米級，長71屬于小孔微喉型儲層，具有相對“高孔低滲”特征；長72屬于小孔微細喉儲層，具有“低孔高滲”特征。

(3)影響儲層物性的因素眾多，總的來說，構造改造、沉積以及成巖作用是控制研究區特低滲透油藏低滲的主要因素。另外，膠結作用以及壓實壓溶作用等成巖作用不利于儲層物性發育，而溶蝕作用有利于儲層物性發育。