鄂尔多斯盆地西峰和姬塬油田长81段低渗透储层迥异性

李树同，时孜伟，牟炜卫,3，罗安湘，王琪，邓秀芹，张文选，李阳,3，闫灿灿,3

1.甘肃省油气资源研究重点实验室/中国科学院油气资源研究重点实验室，兰州 730000 2.中国石油长庆油田公司勘探开发研究院，西安 710021 3.中国科学院大学，北京 100049

0 引言

自2013年长庆油田油气年产量突破5 000万吨(油气当量)以来，已经成为我国陆上第一大油气产区[1]。近年，在鄂尔多斯盆地三叠系延长组长8相继发现了亿吨级的西峰油田、姬塬油田，这两大油田的发现为长庆油田油气产量突破及稳产5 000万吨(油气当量)做出了重要贡献[2]。西峰和姬塬地区长8油气勘探的突破，为鄂尔多斯盆地的石油勘探在区域和层位上的突破提供了新的勘探思路，具有非常重要的现实指导和理论意义。从鄂尔多斯盆地延长组长8勘探成果来看，自从发现西峰和姬塬油田后，在盆地其他区域的长8至今尚未取得实质性的突破[2- 3]。从前人研究成果来分析[4- 14]，盆地其他地区的长8应该具有与姬塬、西峰油田相似的沉积环境、储层类型、烃源岩等成藏条件，盆地其他地区的长8似乎具备石油成藏的地质条件，而至今尚未取得石油勘探突破的原因是什么，是否为成藏过程中的如储层、烃源岩、运移、保存等方面存在一定的差异？

关于姬塬和西峰地区长8储层、成藏等方面的研究已有丰硕的研究成果，这些成果为姬塬和西峰长8油田的勘探和开发提供了重要的理论依据和技术指导[8- 10]。目前来讲，系统地对比分析两地区长8油藏的共性与差异性，对继续深入认识鄂尔多斯盆地长8油藏特征及成藏规律是十分必要，也具有重要石油地质意义。众所周知，储层是油气最终聚集和保存的场所，因此，储层在整个油气成藏中扮演着重要角色，发挥着重要的作用。笔者拟从储层特征及孔隙演化角度入手，对比分析西峰和姬塬油田长81低渗透储层的砂体结构及模式、岩石类型、粒度、分选、孔隙类型及演化等方面的迥异性。对两个油田在长81储层特征及孔隙演化进行全面地、系统地对比研究，旨在归纳出二者在储层方面的共性与差异，总结出鄂尔多斯盆地长8油藏成藏的储层条件，为鄂尔多斯盆地其他地区长8的油气勘探与开发提供储层地质研究理论，为在低渗透储层中寻找“甜点”提供可借鉴的研究思路。

1 地质背景

鄂尔多斯盆地是我国大型的拗陷型盆地，盆地横跨陕、甘、晋、宁、蒙五省区，总面积约25×104km2[1]，研究区分别位于宁夏回族自治区境内的姬塬地区和陕西省境内的陕北地区(图1)，姬塬地区位于鄂尔多斯盆地的中西部地区，而西峰地区位于盆地西南部。鄂尔多斯盆地三叠系延长组自下而上分为10个油组(长10—长1)，其中长8油组分为2个亚段(长81、长82)，岩性整体上较细以粉砂岩、中—细砂岩为主，长8油层组地层厚范围在40～80 m之间[1]。鄂尔多斯盆地在三叠系延长期为湖泊—三角洲沉积，其中在长10—长8期属于延长湖盆发育阶段，沉积体为河流—三角洲沉积，其沉积微相主要为水上与水下分流河道为主，河口坝相对不太发育[6- 7,11- 14]。鄂尔多斯盆地三叠系长8沉积属于浅水三角洲沉积，长8物源主要存在东北、西北、西南三大物源区，其中西峰和姬塬地区长8沉积体的物源分别来自西南和西北物源[6- 7]。西峰、姬塬地区长8砂体以水下分流河道砂体为主要储集体，其他类型的砂体不太发育，砂体在空间上连续性好，沉积厚度大，储层的物性相对较差，属于低渗透储层[9- 10]。长8油藏的油源主要来自上覆的长7烃源岩，属于上生下储的近源成藏[5,8]。

2 砂体结构及成因模式

鄂尔多斯盆地晚三叠系延长湖经历了发生、发展到消亡的演化历史，长8期为延长湖的发展阶段，在延长湖的长81期湖水开始扩张，湖水向外扩张动力较强，湖平面上升[1- 2,11- 13,15- 16]。姬塬和西峰地区长81砂体主要以水下分流河道砂体为主，其他类型的砂体不太发育。姬塬地区长81水下分流河道砂体为多期叠置的水下分流河道砂体，但砂体叠加期次不明显，其在垂向、纵向连续性较好，且具有明显的退积特征(图2)；而西峰地区长81砂体垂向、纵向连续性同样较好，且具有明显的垂向加积特征。两地区长81砂体在空间上具有很好的连续性。通过岩芯观察发现，姬塬和西峰地区长81水下分流河道砂体主要发育斜层理、交错层理、沙纹层平行层理等，而河道底部的冲刷面均不太发育表明河流入湖的水动力相对较弱[17- 21]。通过粒度分析表明研究区长81砂体以细砂岩和极细砂岩为主，从另一个角度说明研究区长81沉积期水动力较弱。另外，姬塬和西峰地区长81砂岩岩石成份分析表明，两地区长81砂岩石英较低而长石含量较高，含较多的岩屑，成分成熟度较低，说明两地区在长81期属于近物源沉积[1,21]。

综合分析认为，姬塬地区长81期在基准面上升过程中，湖水向外扩张动力强，且湖水扩张动力大于河流入湖动力[1]；姬塬地区距离西北物源区较近，沉积搬运距离较短，因此，物源供给相对稳定、充足，在相对弱的河流入湖动力和强的湖水扩张动力的共同作用下，河道和河口坝砂体提前被动卸载沉积，在湖平面不断的上水过程中，湖水向外扩张动力逐渐加强，砂体逐渐后退被动卸载沉积，形成了垂向叠加期次不明显、纵向连续性好的“连续退积式”厚层砂体[1,21](图3)。西峰区长81期延长湖平面快速上升，使得湖水快速向外扩张且动力较强，同时河流入湖动力强[21]，研究区物源来自盆地的西南区，其距离物源区较近搬运距离较短，且由于此时期物源供给稳定、充足，河流入湖动力和湖水向外扩张动力强度相等的情况下，大量的河道砂体快速卸载沉积，形成了垂向、纵向连续性好，且垂向叠加期次不明显的“顶牛模式”厚层砂体(图3)。

图2 姬塬、西峰地区长81砂体连井剖面图Fig.2 The well profiles of Chang 81 sand body in Xifeng and Jiyuan area

图3 姬塬、西峰地区长81砂体成因模式图(左：姬塬地区，右：西峰地区)Fig.3 Genesis model of Chang 81 sand body in Jiyuan and Xifeng area (left: Jiyuan area, right: Xifeng area)

3 储层类型及其特征

通过岩石薄片鉴定表明(图版Ⅰ)，姬塬油田和西峰油田长81储层砂体石英含量分别为30.30%，28.83%，石英和岩屑含量姬塬油田的长81高于西峰油田长81(表1)。长石含量分别为25.08%，29.4%；长石含量姬塬油田的长81低于西峰油田长81(表1)。姬塬油田和西峰油田长81储层砂体均为岩屑长石砂岩和长石岩屑砂岩，虽然两个研究区属于不同的物源区[9- 10]，但岩石类型及岩石成分含量二者差别并不大(图4)。

表1 西峰、姬塬地区延长组长81储层碎屑组分含量表

图4 西峰、姬塬地区长81储层岩石成份图Fig.4 Reservoir rock composition of Chang 81 in Xifeng and Jiyuan area

图5 西峰、姬塬地区延长组长81储层粒度分选图Fig.5 Reservoir size sorting of Chang 81 in Xifeng and Jiyuan area

姬塬和西峰地区长81储层砂体主要以细砂—极细砂岩为主，具体差别为中砂、极细砂和粉砂岩含量姬塬地区高于西峰油田，细砂岩姬塬地区略低于西峰地区(图5)。姬塬和西峰地区长81储层砂体分选主要以较好为主，其次为中等、较差，具体差别为分选好、中等、较差所占比例姬塬地区高于西峰地区，较好则姬塬地区低于西峰地区(图5)。从储层砂体粒度和分选特征来看，均以细砂岩为主，分选较好为主，二者差别不大，其造成细微差别的原因可能与物源及其物源搬运距离存在一定的关系[10,21]。

4 储层孔隙特征及改造与演化

4.1 储层孔隙类型及特征

通过对姬塬和西峰地区长81岩石铸体薄片和扫描电镜观察(姬塬地区213个、西峰地区340个)分析，研究区长81储层砂体孔隙类型以粒间孔、粒间溶蚀孔、粒内溶蚀孔为主(图版Ⅰ- C～F)，少量发育微裂缝和晶间孔等。姬塬地区长81储层面孔率为2.08，粒间孔占0.76%，长石溶孔占1.07%，岩屑溶孔占0.17%，晶间孔占0.06%，微裂隙占0.02%[1]；西峰地区长81储层中粒间孔占1.08%；长石溶孔占0.6%；岩屑溶孔占0.09%；晶间孔占0.02%；微裂隙占0.07%(图6)。两研究区长81储层的面孔率差别不大，粒间孔、岩屑溶孔、晶间孔姬塬地区低于西峰地区，而溶蚀孔姬塬地区高于西峰地区。

图6 姬塬、西峰地区长81砂体孔隙类型Fig.6 The Pore types of sand body of Chang 81 in Jiyuan and Xifeng area

4.2 储层孔隙后期改造与演化

成岩作用直接或间接影响储层埋藏后孔隙演化及大小，对致密储层孔隙度及渗透性能具有重要的影响作用，随着储层埋藏加深各种成岩条件(温度、压力、酸碱度、流体溶解度)发生明显变化，导致成岩特征存在明显的差异性，控制了储层的孔隙演化与物性特征[22- 25]。姬塬和西峰地区长81成岩作用类型主要有机械压实作用、碳酸盐胶结、绿泥石膜胶结和溶蚀作用等，其中机械压实作用、碳酸盐胶结是破坏性成岩作用，溶蚀作用和绿泥石膜胶结则是建设性的成岩作用[27]。目前，可通过视压实率、视胶结率、视溶蚀率等定量指标能够更加明确地反应各类成岩作用对储层物性的定量影响[26- 28]。

4.2.1 视压实率

视压实率是表征原始沉积物孔隙空间被压实的程度，与储层原始孔隙度、填隙物体积、面孔率及次生孔隙体积密切相关[27]。通过大量铸体薄片计算与统计研究区长8储层的视压实率，并根据压实程度分级标准发现：姬塬和西峰地区长81砂体均以中等压实为主，中等压实比例达到70%以上(图版Ⅰ- G，H)，视压实率的平均值姬塬地区略大于西峰地区(图7A)。

原生孔隙=20.91+22.9/(δ1/δ2)1/2

图7 姬塬、西峰地区长81成岩作用对储层孔隙影响分析图a.视压实率；b.视胶结率；c.视溶蚀率；d.孔隙度演化Fig.7 The influence of diagenesis on reservoir porosity of chang 81 in Jiyuan and Xifeng areaa.apparent compacting rate; b.apparent cementing rate; c.apparent dissolution rate; d.porosity evolution

式中，δ1：第一四分数，为25%处的粒径值；δ2：第三四分位数，为75%处的粒径值。一般：视压实率(a)>70%，压实程度强；30%

为了评价压实对砂岩孔隙度影响，又引入公式：

压实剩余孔隙度=[(粒间孔面孔率+胶结物溶孔面孔率)/总面孔率)]×物性分析孔隙度+胶结物含量

压实损失孔隙度=原始孔隙度-压实剩余孔隙度

压实孔隙度损失率=压实损失孔隙度/原始孔隙度

通过对研究区长81砂体压实损失孔隙度和压实孔隙度损失率计算表明：研究区的压实程度中等，其压实损失的孔隙度均大于20%，且二者压实作用平均损失孔隙度相差不大(图7D)。

4.2.2 视胶结率

视胶结率是表征胶结作用对原始孔隙空间体积影响程度的参数，视胶结率大小与胶结物的含量有关。由于胶结作用的时间长短、胶结作用的强度以及胶结作用的速度等决定了胶结物的含量，因此胶结作用的强度是通过岩石薄片空间中胶结物的含量来确定。一般而言，视胶结率值越大，胶结作用越强，则储层物性也越差。视胶结率的计算结果表明：姬塬和西峰地区长81砂体的胶结程度主要为弱—中等(图版I，J)，视胶结率平均值姬塬地区强于西峰地区(图7B)。

一般，b>70%，胶结程度强；30%

为了评价胶结作用对砂岩孔隙度的影响引入公式：

胶结剩余孔隙度=(粒间孔面孔率/总面孔率)×物性分析孔隙度

胶结损失孔隙度=压实剩余孔隙度-胶结剩余孔隙度

胶结孔隙度损失率=胶结损失孔隙度/原始孔隙度

姬塬和西峰地区长81砂体平均胶结损失孔隙度损失率为13.87%和11.99%，姬塬地区胶结孔隙度损失程度高于西峰地区(图7D)。胶结作用是研究区砂岩储层物性变差的重要因素之一。

4.2.3 视溶蚀率

视溶蚀率是表征储层溶蚀作用的强弱，通过铸体薄片或图像分析资料确定次生溶蚀面孔率与总面孔率的大小，进而可以定量评价溶蚀作用的强度。视溶蚀率的计算结果表明：姬塬和西峰地区视溶蚀率程度处于中等—强(图版Ⅰ- K，L)，但是姬塬地区强溶蚀所占比例大于50%，溶蚀程度较西峰地区强(图7C)。

一般，c<25%，弱溶蚀；25%60%，强溶蚀。

为了评价溶蚀作用对砂岩孔隙度的影响引入公式：

次生孔隙度=(溶蚀面孔率/总面孔率)×物性分析孔隙度

对溶蚀增加孔隙度进行计算，结果表明：姬塬和西峰地区长81砂体溶蚀增加孔隙度分别为3.71%和2.79%，姬塬地区高于西峰地区(图7D)。

4.2.4 储层孔隙演化过程分析

沉积物自埋藏以后，储集空间的再分配即孔隙演化过程中，起主要作用的是成岩作用的演化[23- 27]。笔者通过对压实、胶结、交代和溶蚀等成岩作用对姬塬和西峰地区长81砂岩储层影响的差别进行了定量数据的对比分析，同时采用计点统计的方法求取各成岩作用对孔隙度演化的贡献值，建立储集层成岩演化过程中孔隙度参数演化的定量模型，分析致密储层孔隙演化过程(图7D)。

压实作用是储层物性变差的主要控制因素之一，它严重制约着后期胶结作用发育程度。姬塬和西峰地区长81砂体压实作用孔隙度损失率一般在原始孔隙度的50%以上，但由于两地区的岩性组分都是以岩屑长石砂岩或者长石岩屑砂岩为主，塑性组分含量足够多，且岩石粒度都是以细砂或极细砂为主，故导致压实作用平均损失孔隙度相差不大。早成岩胶结作用对储层的影响有两方面因素：第一，早期绿泥石黏土膜和早期方解石的存在能够抑制压实作用，减弱压实作用程度；第二，早期胶结物的存在，尤其是早期方解石的出现，充填在原生粒间孔中，堵塞孔隙，使孔隙度减小。研究区对比发现，姬塬地区长81砂体更发育绿泥石黏土膜，故其早期成岩胶结作用影响下的孔隙度损失比西峰地区长81砂体小。溶蚀作用对储层孔隙具有明显的改造使其孔隙增加，沉积物的原始组分和结构、被溶组分类型及含量、溶蚀流体类型及丰富程度、胶结物含量等是控制溶蚀作用发生的主要因素。从早期方解石胶结的含量来看，姬塬地区长81砂体低于西峰地区，故导致了其溶蚀增加孔隙度高于西峰地区。从岩石成份特征来分析，姬塬和西峰地区长81储层砂岩的岩性均以岩屑长石砂岩和长石岩屑砂岩为主，可为溶蚀产生提供大量的可溶组分，且长7烃源岩在全盆范围内广泛分布，能够为溶蚀提供大量的酸性流体。同时，在研究区内流体的运移动力主要依靠过剩压力，而姬塬地区的剩余压力差较西峰地区大[8]，故溶蚀能力更强，其溶蚀增加孔隙度更高。中成岩阶段胶结作用使姬塬和西峰地区的原始孔隙度损失最少在7%左右，虽然姬塬地区长81地层中成岩胶结损失孔隙度为10.93%，但是由于伴随长石的溶蚀产生的自生高岭石在其中占3%左右，因此其总损失较小，中成岩作用是储层物性变差的最终原因。

通过研究区储集层成岩演化过程中孔隙度参数演化的定量模型的分析可知：就成岩作用过程而言，姬塬和西峰地区长81砂体压实损失孔隙度中等、胶结损失孔隙度少、溶蚀增加孔隙度中等，这三方面成岩作用因素是导致现今孔隙度相对较高的主要原因。

5 结论

(1) 西峰和姬塬地区长81储层均为水下分流河道砂体，具有近物源、供给稳定、充足，在空间上连续性好、厚度大的共性；但其沉积模式存在差异，姬塬地区长81水下分流河道砂体叠加期次不明显，为“连续退积式”沉积模式，而西峰地区具有明显的垂向加积特征，为“顶牛”沉积模式。

(2) 西峰和姬塬地区长81储层的孔隙类型均以粒间孔和溶蚀孔为主。但存在粒间孔、岩屑溶孔、晶间孔姬塬地区低于西峰地区，而溶蚀孔姬塬地区高于西峰地区的差异。

(3) 压实作用和胶结作用是造成西峰和姬塬地区长81储层孔隙损失减少的共同原因，现今两地区长81孔隙度约7%。在孔隙度形成演化过程中存在一定的差异：姬塬和西峰地区长81砂体平均胶结损失孔隙度损失率为13.87%和11.99%，姬塬地区胶结孔隙度损失程度高于西峰地区，而溶蚀增孔率分别为3.71%和2.79%，姬塬地区溶蚀增孔率高于西峰地区。

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