鄂爾多斯盆地五蛟地區長7 油層組儲層特征及控制因素

馬世東 張東閣 徐鵬程 邵杰

（長慶實業集團有限公司，陜西西安 710018）

鄂爾多斯盆地是我國第二大沉積盆地，又稱陜甘寧盆地。五蛟采油作業區位于甘肅省華池縣五蛟鄉，管護礦權面積96.7km2，研究區勘探始于20 世紀70 年代，目的層為侏羅系，兼探三疊系。目前開發層位為延9、延10、富縣等侏羅系為目前主力產油層。隨著頁巖油、致密油等非常規油氣成藏理論的進步，長7 等三疊系致密油藏為下一步接替油藏類型，而儲層特征不清楚是制約該類油藏選區的主要地質問題，因此通過該區儲層特征的系統研究，為工區進一步篩選有利目標區奠定基礎。

1 鄂爾多斯盆地晚三疊世延長期沉積背景及演化特征

鄂爾多斯盆地在晚三疊世延長期發育大型坳陷湖盆沉積，經歷了從形成到鼎盛到萎縮消亡的完整演化過程。按露頭巖心含油氣特征及電性曲線特征將延長組自下而上劃分為五段十個油層組，每個油層組進一步細分為2-3 個小層。從延長組沉積地層發育特征上可以明顯地分析出湖盆主要經歷了發生、發展、鼎盛、萎縮到消亡的演化階段。湖盆初始期的長10 期為湖盆初始發育階段，長9 期經歷了一次小規模的湖侵作用，局部發育油頁巖；長8 期水淺坡緩，發育淺水三角洲進積沉積；長7 期盆地快速沉降，湖水深度及范圍最大，深湖相泥頁巖發育，為中生界主力烴源巖層；長6 期湖盆逐漸退縮，三角洲沉積發育；長4+5 期進一步湖退，期間發育一次小型湖侵作用；長3、長2 期主要為湖盆萎縮發展階段，三角洲規模較?。婚L1 期，大部分地區平原沼澤化，延長期湖盆消亡。三疊紀末，受晚印支運動影響盆地整體上升侵蝕，延長組頂部地層被河流強烈剝蝕，形成了古河、斜坡、河間丘、高地等廣泛發育的前侏羅紀古地貌特征[1]。

2 長7 沉積特征及砂體分布

2.1 長7 沉積環境

在區域沉積演化背景分析基礎上，依據露頭、巖心、測井等資料進行沉積相劃分，結果表明研究區長7 主要為半深湖-深湖相沉積環境，發育濁積沉積，主要為濁積水道及濁積扇砂體發育。火焰構造及重荷模（溝模）等典型濁積沉積構造，反映了半深湖-深湖相濁積沉積特征。

2.2 長7 砂體展布特征

根據生產需要，長7 又細分為三個小層，自下而上為長73、長72、長71。長73期為盆地最大湖泛期，物源來自西南方向[2]，發育濁積沉積砂體，砂體不發育，只在局部零星發育，且規模小，砂厚平均5-15m。長72期仍以半深湖-深湖亞相沉積環境為主；區內發育多條濁積水道，呈北東-南西向展布；砂厚平均5-15m；其中在研究區中南部一帶砂體相對最為發育，砂厚平均達15m 以上。長71 期仍以半深湖-深湖亞相沉積環境為主；區內濁積水道及濁積扇發育；砂體發育規模大，砂厚平均5-15m，其中研究區中部砂厚平均達15m 以上。目前所發現的長7 油藏均發育在主砂體帶上，成藏受控于沉積特征明顯。

圖1 五蛟地區延長組長72 砂體圖

3 儲層特征

3.1 儲層巖石學特征

圖2 五蛟地區延長組長71 砂體圖

五蛟地區三疊系延長組長7 巖石類型主要為長石巖屑砂巖巖屑和長石砂巖，長石砂巖和巖屑砂巖含量較少（圖3）。

圖3 五蛟西延長組長7 巖石類型三角圖（樣品86 個）

工區長7 儲層填隙物主要成份有水云母、鐵白云石、鐵方解石、硅質等；其中水云母最為發育，含量高達11.19%，鐵白云石次之，含量2.35%。原因主要是成巖作用差異導致填隙物組分含量不同，是造成儲層平面上物性差異的主要因素，最終造成了不同位置油其富集差異。

3.2 主要成巖作用

3.2.1 壓實作用

五蛟地區長7 沉積物粒度細，云母及塑性巖屑含量高，壓實作用使顆粒定向分布、塑性變形、緊密排列、凹凸接觸，壓實作用較強，使早期地層原始孔隙度快速降低，是造成儲層物性變差的主要因素之一。

3.2.2 膠結作用

研究區長7 處于半深湖-深湖沉積環境，隨水深增加，雜基含量增多，伊利石是泥質雜基中最主要的組成礦物,后期也可由高嶺石蒙皂石轉化。全區伊利石總量較高，堵塞喉道，是造成儲層孔隙度減小的主要原因之一。全區碳酸鹽含量也較高（3.6%） ,碳酸鹽含量高值區多位于砂體側翼。膠結作用使隴東地區長7 原始孔隙損失達14.6%。

3.2.3 溶蝕作用

長7 長石溶蝕普遍發育，占總面孔率的66.7%，主要是長石和巖屑在酸性流體作用下發生溶蝕，形成溶蝕孔隙。溶蝕作用增加了孔隙含量及聯通程度，進而增加了滲透率。溶孔發育區儲層物性明顯較好。統計表明，長7 溶蝕作用使孔隙增加7.5%。

3.2.4 裂縫

后期構造作用導致盆地內部裂縫較為發育，主要是節理縫。局部巖心及薄片中發現長7 砂巖微裂縫特別發育，裂縫可以有效地提高儲層的滲流能力。7 砂巖儲層天然裂縫較為發育（包括微裂縫、高角度裂縫、高導縫、垂直裂縫等），統計表明，儲層每10 米發育天然裂縫約2.3 條。

總之，壓實及膠結作用是儲層致密的關鍵因素。填隙物含量高，其中伊利石含量非常高，原生伊利石與水體深度有密切關系；自生伊利石主要由蒙皂石和高嶺石轉化形成，高嶺石的伊利石化有利于長石的溶蝕。

3.3 孔隙類型及成因

五蛟地區長7 儲層孔隙度較低。孔隙類型以粒間孔、長石溶孔為主，局部發育少量粒間溶孔、巖屑溶孔、晶間孔及微裂隙（圖4）。其中長石溶孔最為發育，面孔率0.62%，粒間孔次之，面孔率0.43%?？梢钥闯?，溶蝕孔是工區最主要的孔隙類型，重點分析溶蝕成因機理。

圖4 五蛟西延長組長7 孔隙鑄體薄片及掃描電鏡特征

溶解作用是一種有利的成巖作用類型，能夠改善儲層物性和聯通程度。溶解作用的形成需要具備三個條件：①要有提供溶蝕作用發生的一定量的有機酸；②巖石組分中要有中有一定量的能被酸溶蝕的長石等可溶組分；③原始儲層物性不能太致密，具有使酸性流體運移的通道孔隙。長7 段厚層湖相泥頁巖在埋深過程中逐漸升溫增壓，有機質在一定溫度壓力下逐漸開始發生化學反應，發生脫羧基作用形成有機酸，酸性物質物質溶入地層水中，并運移到砂巖物性較好的孔隙系統中對其中的易溶組分進行溶蝕。研究區砂巖中長石巖屑含量非常豐富，提供了可溶蝕的物質，在酸性環境下，長石等不穩定礦物易發生溶解。

3.4 儲層物性特征

五蛟地區延長組長7 儲層物性總體上較差，平均孔隙度8.8%，平均滲透率0.13×10-3μm2；孔、滲相關性良好。

統計表明，長7 砂巖孔隙度主要分布在2.5%～12.99%，其中孔隙度小于10%的占78.43%；10%～12%之間的占18.63%，大于12%的占2.94%。滲透率為0.009～0.68×10-3μm2，平均為0.13×10-3μm2，其中小于0.3×10-3μm2的占99.02%，大于0.5×10-3μm2的占0.98%。可以看出，長7 儲層總體上以超低滲透-致密儲層為主，但局部小范圍存在相對高孔、高滲區。

從研究區長71、長72孔隙度、滲透率平面圖上可以看出，目前所有已發現的長7 油藏工業油流井基本分布在孔隙度大于8%、滲透率大于0.3×10-3μm2的區域，表現為受相對高孔、高滲控制成藏特征。

3.5 孔喉結構

毛管壓力曲線是主要反應孔隙和喉道分布特征的主要方法，不同的曲線特征反映不同的孔喉特征。據研究區及周邊相關井壓汞測試結果分析顯示，主要發育三種不同的類型（圖5）。第一種以里79 井為代表，曲線平臺明顯，啟動壓力較低，一般1MPa 左右，反映了儲層顆粒分選較好、聯通性較好，是最有利的儲層。第二種以白48 井為代表，曲線平臺較好，但啟動壓力較高，一般在5MPa 左右，反映了儲層分選較好，但物性相對較差。第三種以白502 井為代表，曲線平臺較短，進汞飽和度較低（50%左右），啟動壓力較高，一般6.5MPa 左右，反映了儲層致密物性差。

圖5 五蛟地區長7 儲層壓汞曲線圖

總之，五蛟地區三疊系延長組長7 層段儲層孔隙結構總體相對較差，排驅壓力較高、中值半徑較小、物性條件總體較差。排驅壓力一般2.44MPa，中值壓力5.64 MPa，中值半徑0.09μm。局部段發育物性相對較好的甜點區。

4 長7 儲層致密成因分析

4.1 沉積物粒度細泥質含量高導致了后期壓實作用強

由于工區長7 以深水沉積為主，沉積物搬運距離遠，粒度較細，主要是細砂巖和粉砂巖，同時泥質含量相對較高，在后期壓實中抗壓實的剛性顆粒相對較少，導致原始孔隙在后期成巖過程中快速降低，物性變差。

4.2 膠結成巖作用導致了儲層物性進一步變差

在早期酸性成巖環境中，泥巖沉積物在壓實成巖過程中釋放出各種離子，這些物質隨壓實水一起進入砂巖孔隙系統中，使孔隙介質中含豐富的Si、Al、Na、K、Mg、Ca、Fe 等離子，形成方解石硅質等膠結類型。自生伊利石在研究區多呈搭橋狀、絲縷狀賦存在粒間孔中，集中分布時形成網狀對儲層吼道減小和滲透率降低起破壞性作用。碳酸鹽膠結物的化學性質活潑，物性較脆，對孔隙流體的酸堿性異常敏感，極易發生溶解-沉淀-再溶解-再沉淀過程，是成巖環境酸堿度變化的良好礦物指示計。長7 深水沉積砂巖中碳酸鹽主要為中晚期含鐵碳酸鹽，它們與烴類侵位關系密切，多晚于油氣充注事件和長石溶蝕事件，說明溶蝕作用發生在先，當時成巖環境呈酸性，這時碳酸鹽膠結物不可能大量沉淀下來。隨著有機酸流體不斷從高勢區（湖盆中部）沿濁積等砂體向低勢區（長7 上部）溶蝕運移過程中，酸性孔隙流體中溶質含量不斷增加，有機酸不斷被消耗，流體性質逐漸由酸性向堿性轉變，成巖環境隨之又由氧化性向還原性過渡，這時流體中Fe2+和Mg2+離子易與CO2結合，使含亞鐵的中晚期碳酸鹽膠結物比較容易沉淀下來。晚期含鐵碳酸鹽膠結物通過占據次生孔隙空間而破壞砂巖孔隙體系，是造成本區砂巖儲層物性普遍較低的另一個主要原因。