鄂爾多斯盆地延長組儲層特征及宏觀非均質性分析

郝天宸(成都理工大學，四川 成都 610059)

0 引言

鄂爾多斯盆地位于我國的西北部，是重要的油氣產區，目前已探明的低滲透儲量達到了11.29×104t，是我國油氣生產的重點項目。而根據現有的生產經驗發現，低滲透儲層在采油、增產、修井等作業過程中易受到儲層影響，因此為了更好的保障油氣生產順利進行，就需要了解鄂爾多斯盆地儲層的基本特征，這也是本文研究的重點內容。

1 鄂爾多斯盆地延長組儲層特征研究

1.1 儲層的孔隙類型

鄂爾多斯盆地延長組儲層的孔隙類型以原生孔隙為主，次生孔隙次之，少部分有微裂隙。

1.1.1 原生孔隙

在原生孔隙中，殘余粒間孔隙所占比例最大，并且分布不均勻，呈現出非均質性的特點，孔隙整體存在個體小且連通性差的特點。

1.1.2 次生孔隙

次生孔隙主要為溶蝕性孔隙，包括：(1)溶蝕粒間孔隙，此類孔隙所占比例最大；(2)溶蝕粒內孔隙等，指砂巖中碎屑內埋藏成巖中因為溶解作用影響而出現的孔隙，常見云母、長石以及部分石屑內部，其中長石溶蝕粒內孔隙發育情況相對理想；(3)自生礦物晶間微孔隙，此類微孔隙所占比例最少，且連通性差，發育此類孔隙的礦物主要包括綠泥石、伊利石等。

1.1.3 微裂隙

微裂隙主要是以長石碎屑、云母與顆粒間縫隙的解理縫以及砂巖在外力作用下形成的裂隙。從形成條件來看，由于砂巖在成巖期長期受外部作用力的影響，因此會出現變形破碎的情況，最終發展為破裂縫。從數量上來看，微裂隙所占不利最小，但滲透率滿意，因此可改善油層的滲透率水平。

1.2 巖性特征

從巖性特征的角度來看，鄂爾多斯盆地延長組的巖石類型組成相對復雜，主要可分為巖屑長石砂巖、長石砂巖、長石巖屑砂巖、巖屑砂巖等集中類型，在不同的層位以及不同地區上，上述巖石類型表現出差異性的組合特征。以延長組的北部地區位置，北部物源控制沉積區內，長石砂巖所占比例最大，其次為長石砂巖屑砂巖以及巖屑長石砂巖等[1]。進一步觀察后，發現巖層的結構成熟，并且成分成熟度低。西南部與南部地區的沉積區，巖性以長石巖屑砂巖、巖屑長石砂巖為主，結構成熟度低且成分成熟度差，這一問題在延長組的長6油組表現得較為明顯。勘察結果顯示，當地填隙物主要包括高嶺石、伊利石以及鐵方解石、白云石等為主，少部分地區分布有巖鹽、方解石等。X衍射分析結果顯示，延長組巖性以伊利石、高嶺石以及綠泥石為主，少部分地區可見伊/蒙混層，詳細資料見表1。

表1 鄂爾多斯盆地延長組的X衍射結果

從表1的相關資料可知，在鄂爾多斯盆地延長組中，除寧縣-合水地區以伊利石為主外，其他地區均以綠泥石為主，伊/蒙混層普遍未超過15%，混層比不足10%。根據這一結果可以判斷，鄂爾多斯盆地延長組的膨脹性粘土礦物數量少，油層開發時可維持儲層的基本穩定性。

1.3 孔隙結構特征

現代研究認為，儲層孔隙結構是影響儲集層產能、儲油水平的關鍵；吼道的大小也是影響由此層滲濾性的關鍵指標。隨著地層孔隙的發育，儲層的儲集性能也會發生變化，孔隙的大小以及組合影響著流體性能。

根據巖石薄片的觀察結果以及孔隙圖像、毛管壓力曲線等資料進行判斷，發現鄂爾多斯盆地延長組儲層屬于低孔儲層，具有分選能力差、滲漏能力差等特點，孔隙結構復雜的問題。

通過對巖石薄片的毛管壓力曲線變化情況進行觀察可發現，鄂爾多斯盆地延長組儲層的排驅壓力偏高，普遍大于1MPa，本文結合區域標準，根據排驅壓力可將其劃分為四個類型，分別為：(1)中小孔型，儲層的質量良好，但是數量最少；(2)細孔型，是鄂爾多斯盆地延長組儲層內數量較高的儲層；(3)微細孔型，儲層的質量一般，但數量最多，分布最廣；(4)微孔型，孔隙類型的儲層致密性高。

同時根據常規壓汞實驗的統計結果可發現，延長組儲層儲層的排驅壓力分布在1.0～1.2MPa水平內，平均值約為1.09MPa；排驅壓力越小，則儲層的物性越滿意，其孔喉中值半徑分布為0.16～0.24μm，平均值為0.20μm。

1.4 儲層致密化

在成巖作用的影響下，不僅會加快次生孔隙的發育，也會對原生孔隙產生破壞作用，導致孔隙的分布以及結構出現改變。在成巖作用的影響下，砂巖儲層也會出現相應的變化，例如會改變孔隙發育的煙花過程等，并決定了砂巖儲層的非均質性與物性特征，值得關注。

1.4.1 壓實與壓溶作用

在壓實作用的影響下，會導致粒間體積減少，原始孔隙度下降，表現為：顆粒之間的凹凸部位接觸更加緊密，并且塑性會在擠壓作用的影響下出現形變現象，且與顆粒定向的排列特征更加明顯；粒間點接觸轉變為線接觸，此時粒間孔隙結構出現破壞，孔隙度有明顯下降。

壓溶作用則是壓實連續作用在剛性組分上作用的結果。而鄂爾多斯盆地延長組壓溶作用不顯著的原因可能為：長8早期膠結程度高，在一定程度上抑制了巖石對儲層的壓實與壓溶作用。

1.4.2 膠結作用

通過對當地巖層的薄片鑒定結果可知，儲層膠結物主要構成包括碳酸鹽礦物、黏土礦物、硅質膠結物(微量)等，上述物質對儲層的影響存在明顯差異，但總體而言，膠結物所占比例越大，則儲層的交接作用越明顯。

1.4.3 交代作用

正常情況下，交代作用不會改變原巖的體積，但是會改變巖石內部的化學平衡情況。有研究指出，交代作用會改變原巖的組分，甚至部分情況下會造成組分的完全變化，這個過程往往會伴隨著孔隙類型的調整[2]。結合鄂爾多斯盆地延長組的實際情況可發現，部分地區的交代作用顯著，并且存在多個不同的交代類型，如黏土礦物交代碎屑顆粒長石、碳酸礦物交代碎屑顆粒長石等。除此之外，膠結物之間也可發現一定的交代作用，但這個交代作用是相互的。

1.4.4 溶蝕作用

隨著次生孔隙的發育，巖層段會出現不同的溶蝕作用，一般在溶蝕作用強烈的位置，會形成儲層砂巖，在雜基、碎屑等組分溶解作用的影響下，巖層內形成次生孔隙。因此根據這個過程可判斷，溶蝕孔隙的發育情況影響了儲層的性能。在對樣本做掃面電鏡檢查后，發現鄂爾多斯盆地延長組的儲層溶蝕作用以長石溶蝕為主，此時溶解成分包括雜基、黏土礦物和膠結物等。

2 儲層宏觀非均質性分析

2.1 層內非均質性

層內非均質性指在一個單砂層內部，垂直向上控制和影響儲層內流動、分布地質因素的總和。結合對鄂爾多斯盆地延長組的勘察結果可知，鄂爾多斯盆地主要有正韻律、反韻律、復合韻律、無韻律粒度的4種韻律類型，都會對儲層滲透率的分布產生影響，尤其是在成巖變化不明顯的巖層中，韻律性決定了儲層的滲透率韻律性，最終控制水驅油特性。在長8油組儲層的主力油層段，長8I2小層為非均質性最強的層段，該層段會隨著砂體埋深的變化而改變儲層滲透率，且孔隙度參數也受砂體的影響，其變異系數的取值范圍達到了0.66～84.72。

東北沉積體系發育的長6油組砂體則屬于另一個含有層為，與長8油組相比，該油組展現出非均質性特征，根據調查結果可知，該油組的滲透變異系數為0.22～0.64，滲透率突進系數為1.71～22.3，與長8油相比具有明顯差異。同時根據沉積韻律變化來看，長6油組受沉積相帶控制，并在河口沙壩沉積區表現出復合韻律與反韻律的特征，可以鑒別[3]。

2.2 層間非均質性

層間非均質性體現了儲層或砂體之間控制流體儲集與流動的地質因素差異，如層系旋回性等；砂層間的滲透率非均質程度、層間裂縫特征以及各層分布等。在研究層間非均質性問題期間，應該根據具體條件決定開采工藝，其中層間非均質性對注水開發過程產生直接影響。

就鄂爾多斯盆地延長組實際情況來看，各層在鄂爾多斯盆底三疊系特地滲透儲層中廣泛分布，包括粉砂質泥巖、粉砂巖、泥巖等，其特征包括：(1)無油，未見含油產狀，只有少部分粉砂巖中發現零星的油跡。(2)構成隔層巖石中可見大量的微細孔隙，且連通性不滿意。(3)隔層對流體的隔絕能力受含砂量的影響，一般純度理想的泥巖具有良好的隔絕能力，其滲透率不足0.01×10-3μm2，而相比之下，粉砂質泥巖的滲透率則大于等于0.20×10-3μm2，可見兩者之間存在明顯的數據差異。

2.3 儲層物性分布特征

鄂爾多斯盆底三疊系延長組長6-油組-長8油組儲層孔隙度以及滲透率等在平面上表現出了典型的非均質性特征，一般在砂巖厚度大的位置，其含油飽和度理想，孔隙的滲透性滿意，而砂層薄地區完全相反。儲層平面非均質性受砂體發育程度也表現出典型的地區分布特征。例如，曲河三角洲位置的砂體厚度大，且物性滿意；相反三角洲前緣位置的砂體厚度小，物性不滿意，這是相關人員應重點關注的問題。從砂體發育現狀來看，砂體多以成片的方式連接，多層狀疊置砂體法語區儲層具有滿意物性，且均質水平滿意；相比之下，網狀或分隔狀砂體儲層具有更強的非均質性，且物性不理想，需要重點關注。

3 結語

鄂爾多斯盆地延長組儲層具有復雜的組成結構，不同地區的黏土礦物組合存在明顯差異，同時由于相關地區的黏土礦物含量少，具有特殊的孔隙特征，因此在油氣生產過程重要優先選擇細孔型、微細孔型；同時非均質性對于尤其的聚集有重要作用，可在垂直方向上形成遮擋效果，可保證流體封存條件，為油氣藏的形成奠定重要基礎，值得關注。