甘泉地區長8 段儲層特征及油氣富集規律

朱必清，陳世加，雷俊杰，白艷軍，尹相東

（1.西南石油大學地球科學與技術學院，四川 成都 610500；2.延長油田股份有限公司，陜西 西安 710000）

鄂爾多斯盆地是我國重要的油氣生產基地，天然氣主要分布于奧陶系和二疊系，石油主要分布于三疊系延長組和侏羅系延安組，儲層具有“低滲透、低壓力、低豐度”的特征[1]。其中，三疊系延長組具有豐富的致密油資源[2]，其油藏特征表現為：無明顯油水界面，含油飽和度較低，油水同層、差油層、油層和干層交替分布，局部地區出現油水倒置[3]。甘泉地區長8 段已發現工業油氣流，但油藏油水界面難以識別，儲層非均質性強，無明顯圈閉界限，優質有效儲層是油氣聚集的關鍵[4]。因此，儲層特征研究有助于揭示油氣差異富集規律[5-7]。甘泉地區位于鄂爾多斯盆地東南部，在區域上分別與安塞縣、志丹縣和富縣接壤，構造上位于伊陜斜坡南部（圖1）。根據沉積旋回特征，甘泉地區長8 段內部以一套分布連續的薄層泥巖為界，可分為長81和長82亞段，巖性以細粒長石砂巖為主（圖2），長82亞段是主要的產油層[8-9]。然而，目前缺乏對甘泉地區長8 段內部儲層特征的研究，長81和長82儲層特征差異不明，未能從儲層微觀特征角度去解釋油氣差異富集的原因。為此，通過分析長8 段內部儲層特征，明確儲層主控因素，并闡明長81和長82儲層特征差異及其與油氣富集的關系，為下一步勘探提供建議。

圖1 甘泉地區地理位置

1 地質背景

甘泉地區構造相對簡單，整體為一個西傾的單斜，局部發育小型鼻狀隆起[4，8]。延長組沉積時期位于湖盆沉積中心地帶，發育多套烴源巖，砂體粒度較細。長9 沉積期為湖盆初次擴張期，沉積一套區域性的李家畔頁巖。長8 沉積期湖盆東北緣形成具有建設性的三角洲沉積體，辮狀河三角洲砂體向前推進，區內發育多條分流河道，多期河道砂體疊置，是油氣聚集的有利場所。長7 沉積期湖泊再次擴張，水深加大，發育一套連續的張家灘頁巖[10]。自長9 至長7 沉積期，區內發育良好的生儲蓋組合，長8 沉積期形成的河道砂體是區內油藏的主要儲集體（圖2），但河道擺動幅度大，存在多期疊置，儲層非均質性較強，油氣多為非連續性聚集。

圖2 甘泉地區X113 井地層柱狀圖

2 儲層特征

2.1 儲層巖石學特征

2.1.1 巖石類型

長81亞段砂巖儲層類型主要為巖屑長石砂巖，長石砂巖次之。長石平均含量為46%，石英平均含量為35%，巖屑平均含量為19%。長石以鉀長石為主，斜長石次之。巖屑主要為變質巖巖屑，沉積巖巖屑次之，巖漿巖巖屑最少。云母含量為0.5%～6.0%，鈣質碎屑為0.5%～5.0%。粒度分選為中-好，磨圓度為次棱狀-次圓狀，支撐類型以顆粒支撐為主。顆粒之間為點線式接觸，常見石英次生加大邊。膠結類型主要是孔隙式膠結，膠結物成分按照含量依次為鐵方解石、綠泥石、伊利石以及伊蒙混層。

長82亞段儲層巖石類型主要為長石砂巖，巖屑長石砂巖次之。長石平均含量為51%，石英平均含量為39%，巖屑平均含量為10%。長石以鉀長石為主，斜長石次之。巖屑主要類型為沉積巖和變質巖巖屑，巖漿巖巖屑最少。云母含量為2%～15%，鈣質碎屑為2%～10%。粒度分選好，磨圓度以次棱狀為主，支撐類型主要為顆粒支撐。膠結類型包括壓嵌式、薄膜式和孔隙式膠結，碳酸鹽膠結物為主要填隙物成分。碎屑顆粒之間為點線式接觸，部分可見凹凸式接觸。同樣，填隙物成分主要為膠結物，膠結物以鐵方解石為主，其次為綠泥石和伊利石（圖3）。

總體而言，長81和長82砂巖儲層長石和巖屑含量高，穩定組分的相對含量一般，成分成熟度中等；顆粒分選中等-好，磨圓為次棱角-次圓狀，碎屑成分為顆粒支撐，結構成熟度相對較高[11]。

2.1.2 礦物組分

長81和長82儲層礦物成分較為接近，均以石英、長石為主，含少量白云石、方解石等（圖3a）。脆性礦物主要包括石英、長石和黃鐵礦等，碳酸鹽礦物主要包括方解石、白云石和菱鐵礦等，黏土礦物含綠泥石、高嶺石、伊利石和伊/蒙混層。長81儲層脆性礦物含量為64.47%～83.60%，平均為74.15%，黏土礦物含量為7.85%～16.00%，平均為13.98%，碳酸鹽礦物含量為3.67%～27.68%，平均為11.87%。長82儲層脆性礦物含量為 65.54%～88.66%，平均為75.69%；黏土礦物含量為7.98%～23.82%，平均為14.81%，碳酸鹽礦物含量為2.49%～16.22%，平均為9.50%（圖3b）。脆性礦物含量越高，儲層改造越容易，進而提升致密油采出率，可見長82儲層是有利的改造層。長81和長82儲層的黏土礦物均以伊利石為主，綠泥石次之，高嶺石和伊蒙混層較少，伊利石充填碎屑孔隙較為常見。但碳酸鹽礦物在不同深度段的含量差異較大，表明儲層膠結程度變化較大，縱向上長81亞段膠結程度略強于長82亞段。

圖3 甘泉地區長8 砂巖成分三角圖（a）和儲層礦物組分三角圖（b）

2.2 儲層孔隙結構特征

2.2.1 孔隙類型

根據鑄體薄片、掃描電鏡資料的分析，溶蝕孔為主要的儲集空間，主要類型有溶蝕粒間孔、長石溶孔、巖屑溶孔，同時發育綠泥石晶間孔（圖4）。此外，微裂縫少量分布于長8 段儲層，具有儲集能力[9]。長82儲層長石含量高，長石溶孔占比相對較高，約為37%，溶蝕粒間孔占比約為34%，孔隙組合以長石溶孔-溶蝕粒間孔為主。長81儲層主要發育溶蝕粒間孔和長石溶孔，分別占比為38%和 27%，孔隙組合同樣以長石溶孔-溶蝕粒間孔為主。

圖4 甘泉地區長8 段內部儲集空間微觀特征

原生孔隙的發育程度在長81亞段和長82亞段具有較大差異。原生粒間孔在長82亞段保存較好，占比約為13%，但是在長81亞段的占比僅為5%。此外，不同井區的原生粒間孔含量差異較大，在一定程度上受沉積微相的控制。縱向上，長82亞段產油量更高，平面上長82油藏為非連續性聚集，不同井區之間產油量不同。據此推測，原生粒間孔的發育程度和沉積微相展布特征對油藏的分布具有一定的控制作用。

2.2.2 孔喉結構

壓汞曲線形態受孔隙歪度和分選性等因素控制，因此可根據壓汞曲線的形態反映孔隙結構特征，如孔喉的分選性、歪度、中值半徑和排驅壓力等[12]。由圖5 可以看出，長81儲層孔隙分選較差，略細歪度。經過大量統計，長81儲層排驅壓力為2.19～14.63 MPa，平均為7.62 MPa；中值壓力為6.96～47.21 MPa，平均為27.32 MPa；中值喉道半徑平均為0.05 μm，平均孔隙直徑為17.8 μm，屬于小孔微喉型；最大進汞飽和度為12.98%～91.26%，平均為45.48%，可見儲層非均質性較強；退汞效率為20.60%～68.71%，平均為30.61%，孔隙連通性較好（表1）。

圖5 甘泉地區長8 段儲層毛管壓力曲線

長82儲層為略細歪度，分選較好。排驅壓力為0.22～7.96 MPa，平均為 3.67 MPa；中值壓力為4.56～37.39 MPa，平均值為15.20 MPa。中值喉道半徑為0.02～0.13 μm,平均為0.07 μm，平均孔隙直徑為34.7 μm，屬于小孔微喉型；最大進汞飽和度為24.46%～88.78%，平均為71.23%，可見儲層非均質性相對較弱；退汞效率為17.14%～38.46%，平均為23.25%，孔隙連通性較差（表1）。

表1 甘泉地區長8 段儲層毛管壓力曲線參數對比

2.3 儲層物性

通過對107 塊巖心樣品的統計，長81儲層孔隙度為1.5%～14.5%，平均值為6.5%；滲透率為0.063 8×10-3～4.970 0×10-3μm2，平均值為0.300×10-3μm2。通過對84 塊巖心樣品數據的統計，長82儲層滲透率為0.022×10-3～20.460×10-3μm2，平均值為0.46×10-3μm2；孔隙度為3.0%～18.5%，平均為9.4%（圖6a、b），可見長81和長82均屬于致密儲層。從孔滲相關性來看（圖6c），長82儲層孔隙度和滲透率相關性好，長81儲層相關性較差，表明長81儲層原生孔隙未能得到有效保存，次生孔隙和微裂縫較為發育[13,14]。

圖6 甘泉地區長8 段儲層孔隙度-滲透率關系

就頻率分布區間來看，長81儲層滲透率主要分布為0～0.1×10-3μm2和0.1×10-3～0.3×10-3μm2這兩個區間，頻率分別為33%和51%；長82儲層滲透率主要分布于0～0.1×10-3μm2和0.1×10-3～0.3×10-3μm2兩個區間，頻率分別為54%和37%，這表明長81和長82儲層較為致密，滲透率普遍較低，無法支持后期原油的長距離運移。然而，與長81儲層相比，長82儲層滲透率值范圍更大，儲層連通性相對較差。長81儲層孔隙度主要分布于三個區間，分布頻率較為接近。長82儲層孔隙度主要分布于5%～8%和10～15%兩個區間，頻率分別為41%和31%，且平均孔隙度較高，表明長82儲層儲集空間發育，優于長81儲層。

3 儲層主控因素

3.1 沉積微相條件

沉積微相對儲層的形成具有顯著的控制作用，優質儲層的發育以沉積微相的分布為基礎，三角洲分流河道微相的砂體物性最好[15-16]。長8 沉積期研究區處于辮狀河三角洲前緣，物源來自北東方向，多條水下分流河道呈朵葉狀分布（圖7）。水下分流河道砂體砂質較純，以細砂巖為主，主要碎屑成分為石英、長石和巖屑，垂向上表現為正韻律。而水下分流間灣微相中粉砂巖和泥巖呈互層出現，黏土礦物含量較高，河口壩砂體為逆韻律。

石英、長石和巖屑是優質儲層的主要碎屑成分，并且砂巖粒級與儲層的抗壓實能力呈正相關[16]。分流河道砂體的粒級相對優于分流間灣，且雜基含量少，呈顆粒支撐結構。此外，河道砂體為“頂平底凸”的透鏡狀，砂巖為正韻律分布，有利于原生孔隙保存[17]，是優質儲層發育的最佳場所。鉆井資料顯示，優質儲層主要分布于水下分流河道微相中，多數產油井均沿河道分布，主要產層段均位于于河道砂體內部（圖7）。早期形成的高孔高滲儲層，有利于油氣大量聚集，而后期儲層因次生改造，物性變差，油氣滯留于孔隙發育地區，即水下分流河道微相中。

圖7 甘泉地區長82亞段（a）和長81亞段（b）優質儲層與油水分布疊合

3.2 成巖作用

白堊紀時期，鄂爾多斯盆地達到最大沉降深度，后期又經歷構造抬升[18]，因此研究區內經歷的成巖作用較為復雜，包括膠結交代作用、溶蝕作用和壓實作用等。壓實作用和膠結作用為破壞性成巖作用，其中壓實作用往往是造成孔隙度損失的主要原因，而晚期碳酸鹽膠結是造成儲層致密的關鍵因素[19,20]。溶蝕作用為建設性成巖作用，有利于增加孔隙度。但各種作用相互交叉，多期重疊。壓實改造作用在長82段儲層較為常見，具體表現為，鏡下可見碎屑顆粒定向分布，云母泥化現象明顯，順層分布，而云母含量極高會導致儲層物性更差（圖4d）。膠結作用較為普遍，多見鈣質和泥質膠結，晚期鐵方解石膠結物充填粒間孔（圖4e），并且水云母作為造成儲層致密的重要膠結物[17]，含量較高，是導致儲層致密的又一因素。

溶蝕作用通常是形成優質儲層的關鍵，其形成的溶蝕孔是研究區內重要的油氣儲集空間。此外，綠泥石在研究區內大量發育（圖4 b、c），對孔隙起到一定的保護作用。可見，在壓實作用較為強烈的條件下，優質儲層的發育離不開溶蝕作用的改造以及綠泥石對孔隙的保護作用。但有研究表明部分地區的溶蝕作用對儲層物性的改善極為有限[21,22]。雖然甘泉地區普遍發育長石溶孔、巖屑溶孔和溶蝕粒間孔，但粒間溶蝕孔和長石溶孔通常可見黏土礦物伊利石和云母的充填（圖4b、e），并且強烈的壓實作用可直接抑制溶蝕作用的發生。晚期的膠結作用，包括泥質膠結、鈣質膠結和碳酸鹽膠結等，再次占據孔隙空間，充填溶蝕孔隙，進一步降低儲層孔隙度。因此，壓實和膠結作用是導致儲層致密的主要因素。

4 儲層特征與油氣富集

長81和長82儲層分別與生烴潛力很好的長7 和長9 烴源巖相鄰[23]，具有良好的烴源基礎。此外，研究區內儲層非均質性強，巖性變化快，局部發育低幅度構造，可形成有效的巖性、物性和構造圈閉。但是勘探情況表明，長8 段內部油氣分布不均，為非連續性聚集，油氣在縱向和平面上差異富集。簡而言之，在烴源條件良好的條件下，長8 段內部儲層特征的差異將會對油氣的富集起到重要影響。通過對長8 段內部儲層特征對比分析發現，油氣的縱向富集受控于長81和長82儲層特征的差異，而平面富集主要受儲層平面展布特征的控制。

4.1 油氣縱向富集規律

長81和長82儲層優質儲層均分布于水下分流河道砂體中，兩者之間的差異主要表現為孔喉微觀特征的差異。與長81儲層相比，長82儲層最大進汞飽和度較高，退汞效率偏低，所以在壓力充足的條件下更有利于油氣的充注和聚集，且不易再次排出。在成巖作用方面，長82儲層經歷了強烈的壓實作用，溶蝕和膠結交代作用較弱，后期溶蝕孔隙較少。因此，長82儲層孔隙度較高、原生孔隙發育、儲層排驅壓力低，油氣在生烴增壓作用下，更容易大規模運移至長82儲層并聚集，所以已發現油藏會主要聚集于長82儲層。

長81儲層原生孔隙保存較差，孔隙結構不利于油氣充注，早期運移至長81儲層的油氣很有可能順滲透率較好的砂體沿單斜運移，遠源成藏。后期溶蝕和膠結作用較為強烈，嚴重破壞早期的油氣聚集，并且晚期儲層致密化之后僅有少量的溶蝕孔隙作為儲集空間，從而導致長81油藏規模較小（圖7）。

4.2 油氣平面富集規律

顯然，長82和長81油藏的分布與優質儲層分布范圍疊合良好（圖7）。長82油藏在研究區內均有分布，長81油藏主要分布于研究區西部，但長81油藏在研究區中部含油性較差（圖7b）。結合前述分析可知，早期充注長81儲層的石油可能經高孔高滲砂體運移至湖盆邊部，現今發現的油藏應主要為儲層致密化之后的油氣聚集而成。由于研究區西部烴源巖發育較好，生成的油氣可直接在優質儲層的溶蝕孔隙中聚集，所以長81儲層在甘泉地區西部油氣產量較高。而中部區域在早期是油氣運移通道，后期因缺乏良好的源儲配置，并無大量油氣聚集。但總體而言，高產井在優質儲層中零星分布，而優質儲層未分布區域多為水井，說明優質儲層的展布特征對油氣的平面富集有重要的控制作用。

由圖7a 可以看出，X113 井與Q2 井均分布有優質儲層，可試油結果顯示X113 井為出油井，Q2 井為水井。為此進行熒光觀察，發現儲層多見瀝青充填（圖8），多發程度不等的黃色熒光，缺乏流動空間。鑄體薄片觀察表明，X113 井原生孔隙發育較好，而Q2 井主要發育溶蝕孔。據此認為，油氣早期充注孔隙較為發育的井區（X113 井），偏酸性的流體對儲層進行溶蝕改造，但后期因為瀝青封堵、壓實作用以及地層水中方解石沉淀[24]，油氣無法排出，滯留原地。與之相反，Q2 井長82儲層原生孔隙度較低，無法接受油氣的大量充注，所以即使后期溶蝕作用較強，也無油氣聚集。

圖8 甘泉地區長8 段儲層瀝青

綜上所述，長82儲層孔隙結構較好，儲集空間發育，溶蝕改造作用較弱，原生孔隙保存較好，利于油氣的充注和保存。此外，晚期瀝青析出并封堵孔隙，剩余油氣多滯留于原地，高孔隙度地區是油氣富集的天然“甜點段”[25]。

5 結論

（1）甘泉地區長81和長82儲層為致密儲層，巖性分別以巖屑長石砂巖和長石砂巖為主，成分成熟度中等，結構成熟度較高，主要儲集空間類型分別為溶蝕粒間孔和長石溶孔。在孔隙結構特征上具有較大差異：與長81儲層相比，長82儲層原生孔隙保存較好，具有高孔隙度、低排驅壓力、高進汞飽和度、低退汞效率和孔隙連通性差的特征。

（2）縱向上，長82儲層孔隙結構有利于油氣的充注和保存；平面上，長81和長82油藏分布與優質儲層的分布疊合良好，油氣的縱向和平面富集分別受長8 段儲層的垂向差異和優質儲層平面展布特征的控制。

（3）優質儲層主要受沉積相和成巖作用的控制，在優質儲層發育的地區，原生孔隙保存情況是決定油氣產量高低的主要因素。長82儲層原生孔隙保存較好，易于在早期接受油氣的大量充注，而晚期孔隙連通性因次生改造作用變差，加上瀝青封堵，油氣基本在原地聚集。