馬嶺地區長81優質儲層控制因素及分布規律

葉 博，馬繼業，史立川，崔小麗，梁曉偉，毛振華，宋 娟

（1.中國石油長慶油田分公司 勘探開發研究院，陜西 西安710018；

2.低滲透油氣田勘探開發國家工程實驗室，陜西 西安710018）

0 引 言

圖1 馬嶺地區構造位置Fig.1 Tectonic location of Maling area

鄂爾多斯盆地處于華北克拉通的西南部，是在華北地臺基礎上發展演化形成的一個大型中、新生代陸相沉積盆地，盆地內構造簡單、地層平緩（傾角不足1°）［1-2］。晚三疊世，盆地內部形成大型內陸淡水湖泊，發育了一套完整的陸相河流-三角洲-湖泊沉積體系，期間沉積的上三疊統延長組為主要含油巖系，自上而下分為10個油層組（長1到長10）［2］。馬嶺地區位于鄂爾多斯盆地西南部，橫跨天環坳陷與伊陜斜坡（圖1），是近年鄂爾多斯盆地石油勘探與評價的重點地區之一。該區延長組長8地層厚度約80～90 m，根據沉積旋回進一步分為長81和長822個小層，相應的存在長81和長822套含油層系，其中長81含油面積廣，油層更發育，為近年勘探開發主力層系。截止目前，馬嶺地區已有500余口探井鉆穿長81地層，約150口井試油獲工業油流，勘探成效顯著。

然而馬嶺地區長81河道砂體變化快，儲層總體屬于低孔、特低滲儲層（孔隙度約6%～10%，滲透率約0.06～0.5×10-3μm2），在低滲背景上發育相對高孔高滲區（孔隙度大于10%，滲透率大于0.7×10-3μm2），在相同成藏條件下，相對高滲儲層往往成為油氣富集區。因此，分析長8相對高孔高滲儲層的成因機理及分布規律，在低滲背景上尋找優質儲層顯得尤為重要。前人對該區長8油層組的研究主要集中于物源、沉積相［3-7］及儲層基本特征上［8-11］，認為長8期沉積物源主要來自盆地西南方向，為淺水辮狀河三角洲沉積，儲層為低孔特低滲砂體，非均質性較強，對優質儲層的分布規律及控制因素研究較少或不夠深入。近年隨著該區長8勘探程度的不斷提高，大量鉆探、分析化驗資料為進一步研究奠定了基礎。文中在研究馬嶺地區長81沉積相與砂體展布、儲層特征及成巖作用的基礎上，進行了儲層分類評價，分析了優質儲層控制因素，總結其分布規律，研究結果為該區長81下步勘探部署指明了方向。

1 沉積特征

鄂爾多斯晚三疊世湖盆為一大型淡水內陸湖泊，由延長組長10至長1，湖盆經歷了一個發生、發展以至消亡的沉積過程。長10，長9期為湖盆形成早期，半深水湖僅局限于一隅；到了長8早期，盆地抬升，湖盆迅速減小，長8晚期，湖盆又開始逐漸擴張；長7期，盆地在較短時間段內發生一次大規模沉降，湖盆范圍達到最大，沉積了一套暗色泥巖及油頁巖，為中生界優質烴源巖［2］。

馬嶺地區長81段沉積時（長8晚期），鄂爾多斯晚三疊世湖盆逐漸擴張，湖岸線向盆地外圍大范圍遷移，湖水整體較淺，為淺水三角洲沉積［11-13］。研究區長81物源主要來自盆地西南部隴西古陸的元古界石英片巖和中基性火山巖。通過重點井巖心的觀察，結合單井、連井相分析，認為研究區長81期為三角洲前緣亞相沉積，進一步可分為水下分流河道、水下天然堤和分流間灣等微相，平均湖岸線在肖關-西川-合道一線（圖2）。

由于長81期湖盆水體淺，三角洲平原分流河道入湖后延伸較遠，水動力較強，水下分流河道分叉改道頻繁，湖岸線附近不易形成河口壩沉積［14-16］，或早期沉積的河口壩被后期分流河道沖刷、切割而消亡，加之湖岸線的多期振蕩，多期水下分流河道相互疊置，形成平面上呈朵葉狀展布且連片性較好的儲集砂體。沉積相平面展布顯示（圖2），研究區長81期發育多條南西-北東向的水下分流河道，河道交匯分叉頻繁，在樊家川—木缽一帶大范圍連片。水下分流河道按照沉積規模進一步分為主水下分流河道和次水下分流河道，主水下分流河道寬約4～8 km，交匯處寬度可達12 km以上，而次水下分流河道寬約2～5 km；研究區主要發育了4條南西-北東向的主水下分流河道。

2 儲層特征

2.1 巖石學特征

根據322塊鑄體薄片分析化驗數據統計，馬嶺地區長81儲層巖石類型以巖屑長石砂巖和長石巖屑砂巖為主，碎屑組分中石英平均含量為29.9%，長石含量為27.7%，巖屑為20.1%，長石與石英含量基本相近，巖屑以變質巖屑和火成巖屑為主，含量分別為11.9%，7.7%，巖石成分成熟度較低。研究區150塊砂巖樣品圖像粒度分析數據表明，長81儲集砂巖以細粒砂巖為主，含量占70%以上；少量中粒砂巖，含量約12%；粗砂成分不足1%.砂巖填隙物以伊利石、鐵方解石為主，綠泥石、硅質次之，填隙物總量平均為13.27%（表1）。儲層孔隙類型以粒間孔和長石溶孔為主，此外還有少量巖屑溶孔、微裂隙等，平均面孔率為3.13%，總體上表現出面孔率較低的特征（表2）。

圖2 馬嶺地區延長組長81段沉積相平面展布Fig.2 Sedimentary facies distribution of Chang 81 interval of Yangchang Formationin in Maling area

2.2 儲層物性

根據馬嶺地區長81段儲集砂巖2750塊巖心物性分析統計，長81儲層孔隙度主要分布于6%～10%區間，占樣品數的67.2%，平均孔隙度為8.3%（表3）。滲透率主要分布于0.06～0.5×10-3μm2區間，占樣品數的64.6%，平均滲透率為0.40×10-3μm2（表4）。總體屬于低孔、超低滲儲層，沉積、成巖差異使低孔低滲儲層背景上局部發育了相對高孔高滲區，平面上非均質性較強。

表1 馬嶺地區延長組長81儲層填隙物Table 1 Filler content statistics of Chang 81 reservoir of Yangchang Formation in Maling area

表2 馬嶺地區延長組長81砂巖孔隙類型Table 2 Pore types statistics of Chang 81 reservoir of Yangchang Formation in Maling area

表3 馬嶺地區延長組長81儲層孔隙度數據統計Table 3 Porosity data statistics of Chang 81 reservoir of Yangchang Formation in Maling Area

2.3 微觀孔隙結構

馬嶺地區長81段180塊砂巖樣品圖像孔隙資料表明，長81儲層以中孔隙、小孔隙為主，孔隙直徑一般為20～60μm，平均孔隙直徑為45.8μm.98塊砂巖樣品高壓壓汞資料表明，長81儲層的平均排驅壓力為1.67 MPa，中值半徑為0.21μm，最大進汞飽和度為72.68%，退汞效率為25.72%，喉道以微細喉、微喉為主。高壓壓汞曲線形態可以分為3類（圖3），分別對應了3種孔喉結構，由好到差依次為：中小孔-細喉微細喉型，小孔-微細喉型，小孔-微喉型，其壓汞參數見表5.研究區長81儲層以中小孔-細喉微細喉型、小孔-微細喉型為主，約占樣品總數的80%，孔喉結構的分類為儲層評價提供了依據。

圖3 馬嶺地區延長組長81砂巖典型高壓壓汞曲線Fig.3 Typical high pressure Hg curves of Chang 81 reservoir of Yangchang Formation in Maling area

表4 馬嶺地區延長組長81儲層滲透率數據統計Table 4 Permeability data statistics of Chang 81 reservoir of Yangchang Formation in Maling area

表5 馬嶺地區延長組長81儲層孔隙結構分類Table 5 Pore structure classifications of Chang 81 reservoir of Yangchang Formation in Maling area

3 優質儲層控制因素

通過深入分析馬嶺地區長81優質儲層成因機理，認為有利沉積作用和成巖作用共同控制著相對高孔高滲的優質儲層的形成與分布。

3.1 沉積作用

沉積作用對儲層的控制，實質上為沉積相對砂體類型及其孔滲性特征的控制，不同沉積微相形成的砂體具有不同的物性特征和分布規律［17］。

馬嶺地區長81沉積期，三角洲前緣水下分流河道微相發育，多期水下分流河道疊加形成了連片分布的儲集體，成為研究區有利的油氣成藏、富集帶。主水下分流河道微相沉積時，水動力較強，砂體由水流攜帶的碎屑物多次沖刷、充填和垂向加積而成，單砂體厚度為5～10 m，縱向累計厚度一般大于15 m；儲集砂巖以中、細粒砂巖為主，分選較好，顆粒磨圓以次棱角狀為主，雜基含量低，原始粒間孔隙發育，流體滲流性較好；砂巖現今孔隙度一般為9%～12%，滲透率大于0.3×10-3μm2.次水下分流河道沉積時，水動力相對較弱，單層砂體沉積較薄，為4～6 m，累計砂厚一般小于10 m.以細砂巖、粉砂巖為主，粒度相對較細，雜基含量較高；儲集砂巖現今孔隙度一般為6%～9%，滲透率小于0.3×10-3μm2.下分流河道邊部以粉砂巖沉積為主，砂巖厚度一般小于4 m，儲層致密。可見馬嶺地區主水下分流河道微相沉積形成的砂體，經過后期成巖作用更易形成相對高孔高滲砂巖，有利沉積微相控制了優質儲層的分布。

3.2 成巖作用

成巖作用對原生孔隙的保存和次生孔隙的形成、發育都有影響［18］，并直接影響了儲集砂巖的孔滲條件及非均質展布，馬嶺地區長81砂巖成巖作用類型多樣，主要有壓實作用、碳酸鹽膠結作用、伊利石膠結作用，綠泥石膜膠結作用以及長石溶蝕作用等。

3.2.1 壓實作用和碳酸鹽、伊利石膠結作用形成

儲層低滲背景

早成巖階段，隨著埋深加大，地層壓力增加，壓實作用造成云母和塑性巖屑擠壓變形、彎曲（圖4（a））；使碎屑顆粒定向排列；顆粒接觸關系漸趨緊密，由點接觸到線接觸，直至凹凸接觸，使原始孔隙度大幅度降低。經過估算［19］，馬嶺地區長81儲集砂巖原始孔隙度約為33.8%，壓實作用損失了約16.4%的孔隙度。

圖4 馬嶺地區延長組長81儲層特征Fig.4 Microscopic reservior characteristics of Chang 81 reservoir of Yangchang Formation in Maling area

馬嶺地區長81儲集砂巖中碳酸鹽膠結較發育，膠結物含量一般為0%～10%，平均含量為3.6%，成分主要有鐵方解石、方解石、鐵白云石等，以鐵方解石為主（平均含量2.9%）。鏡下碳酸鹽膠結主要呈連晶狀充填粒間孔隙，或交代長石顆粒，占據了孔隙空間，堵塞喉道（圖4（b）、（c））。碳酸鹽膠結物在整個成巖過程中都可以生成，早成巖階段主要為方解石的沉淀，中成巖階段主要為鐵方解石析出［20］。鑄體薄片數據統計發現，鐵方解石含量與面孔率呈負相關性（圖5），可見碳酸鹽膠結降低了儲層物性。碳酸鹽膠結在水下分流河道邊部更為發育，膠結物含量最高可達20%，河道中部含量較低，一般小于2%，受壓實作用、碳酸鹽膠結影響，河道邊部的砂巖物性均較差。

伊利石膠結在馬嶺地區長81儲層也較為發育，含量一般為0%～12%.鏡下伊利石主要呈片狀或絲發狀分布于顆粒表面或充填粒間孔隙中（圖4（d）），常與自生硅質共同充填粒間孔喉生長，占據了孔隙空間，降低了儲集物性［21-22］。經過估算，碳酸鹽、伊利石、硅質等膠結作用又損失了約13.1%的原始孔隙度。

3.2.2 綠泥石膜膠結作用、長石溶蝕作用形成相對高孔高滲儲層

馬嶺地區長81儲層中綠泥石膜膠結物含量一般為1%～6%，主要為自生的顆粒包膜和孔隙襯里綠泥石，形成于早成巖階段。鏡下綠泥石膜呈鱗片狀包裹碎屑顆粒生長（圖4（e）、（f）），綠泥石膜厚度不一，較薄處3～5μm，較厚處達10～15 μm，常吸附有機質。綠泥石膜的形成、分布與鐵鎂物質來源和沉積環境關系密切［9］，研究區綠泥石膠結分布于主水下分流河道部位，在分流河道交匯處沉積的厚砂體處更為發育；鐵鎂物質主要由河流入湖處絮凝沉淀的含鐵鎂沉積物溶解提供，以及黑云母、中性火山巖巖屑的水解作用提供。研究區鑄體薄片數據統計表明，隨著綠泥石膜含量的增高，粒間孔含量有增高的趨勢，但當綠泥石膜含量較高時，約大于7%時，粒間孔含量又有減少趨勢（圖6），可見綠泥石膜膠結表現為雙重成巖作用。含量較低時，阻止硅質沉淀、保護粒間孔隙［23-25］，為建設性成巖作用；含量較高時，占據孔隙空間，降低儲層物性，表現為破壞性成巖作用。研究區長81儲層綠泥石膜含量整體較低，總體表現為建設性成巖作用。

溶蝕作用發生于中成巖階段早期，是形成次生孔隙、改善長81儲滲條件的主要成巖作用之一。馬嶺地區長81砂巖主要為長石顆粒的溶蝕，其次為巖屑的溶蝕。鏡下，長石常沿解理面、雙晶結合面或邊緣等薄弱環節開始溶蝕（圖4（g）、（h）），個別長石溶蝕殆盡。研究區溶蝕作用發育，是由于長81段砂體緊鄰上覆的長7烴源巖，烴源巖在有機質成熟過程中形成的有機酸運移進入長81儲集砂巖后，造成長石、巖屑等碎屑顆粒的普遍溶蝕［26-27］。主水下分流河道微相沉積的砂巖因溶蝕作用形成的溶蝕孔含量高，一般為0.8%～1.4%，局部溶蝕作用強烈的地區溶蝕孔含量可達1.6%以上。通過估算，溶蝕作用增加了約4.0%的孔隙度。

綠泥石膜膠結作用有效保存了砂巖原始粒間孔隙，長石溶蝕作用形成的次生孔隙擴大和增加了孔隙喉道，使壓實作用和膠結作用后形成的低滲儲層的儲滲性能得到了一定程度的改善，是形成該區相對高孔高滲儲層的重要因素。

4 儲層分類評價

根據馬嶺地區長81儲層的沉積特征、填隙物含量、孔隙類型、孔喉結構、砂巖物性以及成巖作用等，將馬嶺地區長81儲層質量由好到差依次分為Ⅰ，Ⅱ，Ⅲ，Ⅳ類（表6，圖7）。

Ⅰ類儲層在研究區砂巖中分布頻率約15%，位于三角洲前緣主水下分流河道交匯處，以中-細粒砂巖沉積為主，砂巖累計厚度一般大于15 m，儲集砂巖綠泥石膜膠結或長石溶蝕作用強，碳酸鹽膠結和伊利石膠結作用弱。填隙物含量一般為8%～13%，面孔率大于3.5%，平均孔隙直徑大于50μm，孔隙組合類型以粒間孔和粒間孔-溶孔為主。高壓壓汞實驗結果顯示Ⅰ類儲集砂巖排驅壓力低，一般小于0.5 MPa，中值半徑一般大于0.2 μm，孔喉結構類型為中小孔-細喉微細喉型、小孔-微細喉型。儲層孔隙度一般大于10%，滲透率大于0.7×10-3μm2，非均質性弱。

表6 鄂爾多斯盆地馬嶺地區延長組長81儲層分類標準Table 6 Classification standard of Chang 81 reservoir of Yangchang Formation in Maling area，Ordos Basin

Ⅱ類儲層主要為主水下分流河道沉積，在研究區砂巖中分布頻率約30%，以細砂巖為主，砂巖累計厚度一般為10～15 m.儲集砂巖長石溶蝕或綠泥石膜膠結作用強，填隙物含量一般為11%～15%，面孔率為2%～4%，平均孔隙直徑為40～50 μm，孔隙組合類型以粒間孔-溶孔為主。砂巖排驅壓力較低，一般為0.5～1.0 MPa，中值半徑為0.2μm左右，孔喉結構類型為小孔-微細喉型、小孔-微喉型。Ⅱ類儲層孔隙度一般為9%～12%，滲透率主要分布于0.4～0.9×10-3μm2區間，非均質性較弱。

Ⅲ類儲層在研究區砂巖中分布頻率約30%，主要位于主水下分流河道處，以細砂巖沉積為主，砂體厚度一般為5～10 m.儲集砂巖伊利石膠結作用強，長石溶蝕作用相對較弱。填隙物含量一般為14%～16%，面孔率含量為2%～4%，平均孔隙直徑為30～40μm.孔喉結構類型為小孔-微細喉型、小孔-微喉型。該類儲層孔隙度一般為8%～10%，滲透率為0.2～0.6×10-3μm2，非均質性中等。

Ⅳ類儲層為非有效儲層，在研究區儲層中分布頻率約25%，為次水下分流河道、天然堤、決口扇、河道邊部沉積，以細砂巖、粉砂巖為主，砂巖厚度一般小于6 m.儲集砂巖壓實作用、伊利石和碳酸鹽膠結作用強。填隙物含量高，一般大于15%，面孔率小于2%，孔喉結構類型為小孔-微喉型。該類儲層孔隙度一般小于8%，滲透率小于0.3×10-3μm2，非均質性強。

5 優質儲層分布規律

綜合以上分析，馬嶺地區長81段Ⅰ、Ⅱ類儲層為相對高孔高滲儲層，為研究區優質儲層，約占儲集砂巖的45%.優質儲層主要分布于三角洲前緣主水下分流河道或河道交匯處，同時位于長石溶蝕作用或綠泥石膜膠結作用發育的地區，有利沉積作用和成巖作用共同控制了優質儲層的展布。

沉積作用是后期成巖作用的基礎，有利沉積相帶形成的砂體，其后期建設性成巖作用也相對發育［28］。馬嶺地區主水下分流河道微相沉積的砂巖綠泥石膜膠結作用較發育：①研究區位于三角洲前緣入湖處，河流攜帶的溶解鐵鎂物質與湖水發生凝絮沉淀，形成包圍碎屑顆粒分布的含鐵鎂沉積物，為自生綠泥石膜的形成提供了充足的鐵、鎂離子；②主水下分流河道微相沉積時水動力較強，砂體粒度較粗，分選較好，雜基及塑性碎屑相對較少，沉積物在成巖早期會有大量的原生孔隙保存下來，有利于早成巖階段自生綠泥石膜的形成，因為綠泥石膜發育需要孔隙空間及較好的滲流條件［9］。返過來，綠泥石膜的生長能夠阻止后期硅質等其他自生礦物的沉淀，有利于粒間孔隙的保存，使砂巖殘余粒間孔相對發育。

主水下分流河道微相沉積的砂巖溶蝕作用更為發育：中成巖階段早期，上覆長7烴源巖有機質成熟過程中生成的有機酸進入到長81儲集砂巖后，造成長石、巖屑等碎屑顆粒發生溶蝕作用；由于主水下分流河道沉積的砂巖原始粒間孔隙發育，流體滲流性能好，長石、巖屑溶蝕作用產生的離子更容易被搬運走，從而使溶蝕作用能夠持續發生，砂巖儲集性能得到改善。

圖7 馬嶺地區延長組長81儲層分類平面展布Fig.7 Plane distribution of Chang 81 reservoir of Yangchang Formation in Maling area

研究區郝家澗、樊家川、八珠、上里塬以北等地區，為主水下分流河道微相沉積，同時成巖過程中綠泥石膜膠結、長石溶蝕等建設性成巖作用強烈，有利的沉積、成巖共同作用形成了相對高孔高滲儲層，為優質儲層發育區。

6 結 論

1）馬嶺地區長81期為淺水三角洲前緣亞相沉積，多期南西-北東向的水下分流河道相互疊置，形成連片分布的有利儲集砂體。水下分流河道按照沉積規模進一步分為主水下分流河道和次水下分流河道，主水下分流河道寬約4～8 km，縱向砂巖累計厚度一般大于15 m；而次水下分流河道寬約2～5 km，累計砂厚一般小于10 m；

2）砂巖填隙物中鐵方解石含量與面孔率表現為負相關性，可見碳酸鹽膠結占據了孔隙空間，降低了儲層物性。綠泥石膜含量與粒間孔表現為2種相關性，當綠泥石膜含量小于約7%時，表現為正相關性；含量大于7%時表現為負相關性，可見綠泥石膜膠結表現為雙重成巖作用，研究區長81儲層綠泥石膜含量整體較低，主要表現為建設性成巖作用；

3）壓實作用和碳酸鹽、伊利石膠結作用形成了長81儲層的低孔低滲背景（孔隙度約6%～10%，滲透率約0.06～0.5×10-3μm2）；長石溶蝕作用、綠泥石膜膠結作用使低滲背景上又發育了相對高孔高滲儲層（孔隙度大于10%，滲透率大于0.7×10-3μm2）。主水下分流河道微相沉積的砂巖砂巖原始粒間孔隙發育，流體滲流性能好，其后期綠泥石膜膠結作用、長石溶蝕作用也更為發育，易形成相對高孔高滲儲層；

4）通過儲層綜合評價，將馬嶺地區長81儲層質量由好到差依次分為Ⅰ，Ⅱ，Ⅲ，Ⅳ類，其中Ⅰ，Ⅱ類屬于相對高孔高滲的優質儲層，約占儲集砂巖的45%，主要分布于郝家澗、樊家川、八珠、上里塬以北等地區。有利沉積、成巖作用共同控制著研究區長81優質儲層的形成與展布，相對高孔高滲的優質儲層為下步勘探開發的重點目標區。