朱鵬輝

(西安石油大學(xué)地球科學(xué)與工程學(xué)院，陜西西安 710065)

隴東地區(qū)長(zhǎng)8油層組儲(chǔ)層特征及成巖作用研究

朱鵬輝

(西安石油大學(xué)地球科學(xué)與工程學(xué)院，陜西西安 710065)

隴東地區(qū)長(zhǎng)8油層組作為鄂爾多斯盆地延長(zhǎng)組的主要產(chǎn)層之一，為典型致密砂巖儲(chǔ)層，通過(guò)巖心觀察、常規(guī)物性、高壓壓汞、鑄體薄片等資料對(duì)研究區(qū)儲(chǔ)層特征及成巖作用進(jìn)行了研究。研究發(fā)現(xiàn)：隴東地區(qū)巖石類(lèi)型主要為中-細(xì)粒砂巖；物性較差，大小受孔隙發(fā)育程度影響，為典型的孔隙型儲(chǔ)層；在儲(chǔ)層形成過(guò)程中，沉積和成巖作用導(dǎo)致了低滲-特低滲儲(chǔ)層的形成，沉積作用控制了儲(chǔ)層砂體的分布及發(fā)育程度，成巖作用則改變了儲(chǔ)層的物性。研究區(qū)有利儲(chǔ)層的尋找應(yīng)著眼于受沉積作用控制的辮狀河三角洲前緣砂體中的水下分流河道。

隴東地區(qū)；長(zhǎng)8油層組；儲(chǔ)層特征；成巖作用；致密砂巖

鄂爾多斯盆地主要含油層系為上三疊統(tǒng)延長(zhǎng)組，具有多旋回、多層系、多套生儲(chǔ)蓋組合、多種能源共生等特點(diǎn)[1]，油氣資源總量巨大，但勘探開(kāi)發(fā)卻以低孔、低滲、低壓、低產(chǎn)為主要特征。如何分析致密砂巖儲(chǔ)層的形成。進(jìn)而指出優(yōu)質(zhì)儲(chǔ)層的分布范圍，則顯得至關(guān)重要。

隴東地區(qū)位于盆地西南部，延長(zhǎng)組長(zhǎng)8油層組作為該區(qū)低滲透致密砂巖儲(chǔ)層研究的重中之重，自從20世紀(jì)70年代，已開(kāi)始了對(duì)該區(qū)的研究，至如今已陸續(xù)發(fā)現(xiàn)了華池、南梁、西峰、華慶等油田[2-3]，與此同時(shí)也取得了一些認(rèn)識(shí)上的突破。本文在收集眾多資料的基礎(chǔ)上，通過(guò)多種技術(shù)手段對(duì)研究區(qū)儲(chǔ)層特征及成巖作用進(jìn)行了研究，討論了長(zhǎng)8油層組儲(chǔ)集性能變化的主要影響因素，對(duì)該區(qū)低滲-特低滲儲(chǔ)層的形成原因有了進(jìn)一步的了解，為后續(xù)新區(qū)的勘探開(kāi)發(fā)提供認(rèn)識(shí)依據(jù)。

1 地質(zhì)簡(jiǎn)況

隴東地區(qū)位于鄂爾多斯盆地西南部，地理位置覆蓋平?jīng)觥c陽(yáng)兩市七縣區(qū)，構(gòu)造上屬于伊陜斜坡西南部、天環(huán)坳陷和西緣沖斷帶南部，渭北隆起北部，區(qū)域面積約5.0×104km2。

延長(zhǎng)組構(gòu)造頂面平緩，地層傾角一般小于1°，呈現(xiàn)為西傾的單斜構(gòu)造。三疊系延長(zhǎng)組長(zhǎng)8油層組作為研究區(qū)兩個(gè)主要的產(chǎn)層之一，具有豐富的油氣資源。三疊紀(jì)末期，由于印支運(yùn)動(dòng)的影響，盆地開(kāi)始發(fā)育，并且形成了以河流-湖泊-三角洲為主的陸源碎屑沉積，最終在三疊系延長(zhǎng)組形成了主要的生油巖和儲(chǔ)集層[4]。根據(jù)該區(qū)的巖性、電性等參數(shù)特征，從下至上依次劃分了五個(gè)小段，十個(gè)油層組(長(zhǎng)10-長(zhǎng)1)。湖盆的發(fā)育經(jīng)歷了由初期到鼎盛再到晚期的沉積過(guò)程，相應(yīng)的沉積物粒度由粗到細(xì)再到粗，從正旋回到反旋回，構(gòu)成一個(gè)沉積大旋回。長(zhǎng)8油層組儲(chǔ)層致密程度較高，根據(jù)滲透性和孔隙度特征，把其劃分為超低滲透儲(chǔ)層[5]。

2 儲(chǔ)層巖石學(xué)特征

通過(guò)野外露頭、完鉆探井等資料統(tǒng)計(jì)：隴東地區(qū)長(zhǎng)8砂巖儲(chǔ)集層中石英平均含量37.65%，長(zhǎng)石平均含量40.21%，巖屑平均含量22.14%，成分成熟度為0.6，巖屑類(lèi)型豐富，但以巖漿巖、變質(zhì)巖巖屑居多，沉積巖巖屑相對(duì)較少。巖屑含量在縱向上和平面上分布各不相同：縱向上來(lái)看，長(zhǎng)8儲(chǔ)集層巖屑主要以泥巖、板巖、千枚巖、云母為主，該類(lèi)巖屑抗壓性較差，易遭受壓實(shí)作用而變形(云母易蝕變)，由此形成的假雜基進(jìn)入儲(chǔ)層巖石的粒間孔隙中，堵塞孔隙；平面上來(lái)看，與儲(chǔ)層物性關(guān)系密切的塑性巖屑分布范圍大致相同，無(wú)明顯變化。

按碎屑組分分類(lèi)(三組分分類(lèi)體系)，隴東地區(qū)延長(zhǎng)組長(zhǎng)8儲(chǔ)層巖石類(lèi)型以巖屑質(zhì)長(zhǎng)石砂巖和長(zhǎng)石質(zhì)巖屑砂巖為主，其次為長(zhǎng)石砂巖和巖屑砂巖(圖1)。按碎屑巖粒度級(jí)別來(lái)劃分，長(zhǎng)8儲(chǔ)集層主要為中-細(xì)粒砂巖、細(xì)砂巖，粒度區(qū)間為0.15～0.36 mm。砂巖分選為中等、中-差，磨圓度以次棱角狀為主。

圖1 隴東地區(qū)長(zhǎng)8儲(chǔ)層砂巖成分-成因分類(lèi)三角圖

3 儲(chǔ)層物性特征

通過(guò)對(duì)區(qū)內(nèi)長(zhǎng)8油層組砂巖樣品物性數(shù)據(jù)統(tǒng)計(jì)發(fā)現(xiàn)，砂巖孔隙度0.6%～16.8%，均值6.51%，有75.9%的樣品分布在5%～12%；滲透率范圍為(0.003～4.54)×10-3μm2，均值0.81×10-3μm2，有62.4%的樣品分布在(0.1～1.0)×10-3μm2，因此長(zhǎng)8儲(chǔ)層屬于低孔低滲-特低孔特低滲致密儲(chǔ)層。

從平面分布特征來(lái)看，西南、東北兩個(gè)方向物性較好，也就是水下分流河道發(fā)育的范圍；東南方向物性較差，河道相應(yīng)不發(fā)育，這主要是儲(chǔ)層巖石學(xué)特征差異造成的。利用統(tǒng)計(jì)數(shù)據(jù)進(jìn)行線性回歸分析發(fā)現(xiàn)(圖2)：所選樣品中孔隙度和滲透率呈明顯的正相關(guān)性，即隨著孔隙度的增加，滲透率增加明顯，表明滲透率的變化主要受孔隙發(fā)育程度的影響，為典型的孔隙型儲(chǔ)層[6]。

圖2 隴東地區(qū)長(zhǎng)8儲(chǔ)層孔隙度與滲透率關(guān)系

4 孔隙特征

對(duì)研究區(qū)的薄片進(jìn)行分析鑒定發(fā)現(xiàn)：長(zhǎng)8油層組中砂巖孔隙類(lèi)型主要為原生孔隙、次生孔隙和微裂縫。

原生孔隙作為研究區(qū)長(zhǎng)8油層組主要的孔隙類(lèi)型之一，主要為剩余粒間孔，平均含量為1.69%，占面孔率的50%～60%，孔徑較大，直徑一般為10～50 μm，連通性好，并且顆粒邊緣界限清楚，無(wú)明顯的溶蝕和石英次生加大邊，自生膠結(jié)物少見(jiàn)[7]。次生孔隙主要為溶蝕孔隙以及膠結(jié)作用形成的晶間孔。研究區(qū)中溶蝕孔隙主要為粒間溶孔，這類(lèi)孔隙邊緣界限較模糊，多成不規(guī)則狀，孔喉大，連通性好。研究區(qū)長(zhǎng)8儲(chǔ)層中，長(zhǎng)石溶孔最多，平均含量為0.7%，占面孔率60%～80%；巖屑溶孔次之，為0.4%，占面孔率30%～40%；而膠結(jié)作用形成的晶間孔因孔徑較小(一般為0.3～20 μm)，相比溶蝕孔隙而言(一般為10～50 μm)，對(duì)儲(chǔ)層孔隙性能的改善作用不大。微裂縫在研究區(qū)亦有所發(fā)育，常常會(huì)連通一些孤立存在的砂體，對(duì)儲(chǔ)集層的物性改善也有至關(guān)重要的作用。

以壓汞毛管壓力資料為基礎(chǔ)，通過(guò)對(duì)曲線形態(tài)、排驅(qū)壓力、退汞效率等參數(shù)進(jìn)行分析發(fā)現(xiàn)(圖3)：排驅(qū)壓力為0.37～17.03 MPa，平均為3.23 MPa；退汞效率為9.81%～42.75%，平均為27.91；中值半徑范圍0.01～0.61 μm，平均為0.13 μm；最大進(jìn)汞飽和度17.87%～92.89%，平均為63.18%；分選系數(shù)為0.31～2.29，均值為1.28。

圖3 隴東地區(qū)長(zhǎng)8油藏毛管壓力曲線特征

一般而言，排驅(qū)壓力越大，最大孔喉半徑就越??；退汞效率越低，小孔喉，微小孔喉所占比例較大，孔喉相對(duì)偏細(xì)；毛管壓力曲線平直段較短，相應(yīng)的分選性越差；平直段位置越靠上，說(shuō)明巖石喉道半徑越小。因此，研究區(qū)孔喉類(lèi)型復(fù)雜，以中小、小型孔喉為主，分選性中等-差，最大進(jìn)汞飽和度偏高，為低滲-特低滲儲(chǔ)層[8]。

綜上所述，可以將隴東地區(qū)長(zhǎng)8砂巖儲(chǔ)層劃分為大中孔粗喉型、中小孔細(xì)喉型和小孔微細(xì)喉型3種類(lèi)型(表1)。

表1 隴東地區(qū)長(zhǎng)8儲(chǔ)層孔隙類(lèi)型及特征

5 儲(chǔ)層影響因素

5.1 沉積作用

前人研究成果認(rèn)為，長(zhǎng)8油層組是在長(zhǎng)9油層組的基礎(chǔ)之上，由于構(gòu)造沉降、水體加深導(dǎo)致的湖盆范圍變大，相比較研究區(qū)東部的平緩地層而言，西南部湖岸陡峭，致使研究區(qū)西南部較早處于水下環(huán)境。隴東地區(qū)長(zhǎng)8油層組為重要的三角洲建設(shè)時(shí)期，主要發(fā)育了湖相、扇三角洲相、曲流河三角洲相、辮狀河三角洲等多種沉積類(lèi)型，各種沉積體系在各自的范圍內(nèi)均衡發(fā)育[9-11]，砂體厚度為10～30 m，主砂體帶砂地比為0.2～0.5。

平面分布來(lái)看(圖4)，研究區(qū)主要發(fā)育了4支有利砂體富集帶，分別為南部的彬縣-長(zhǎng)武-寧縣-正寧縣、西南部的崇信-鎮(zhèn)原-西峰、西部的何坪鄉(xiāng)-西川鄉(xiāng)、東北部的薛岔-樓坊坪-白豹，它們都屬于辮狀河三角洲前緣水下分流河道微相，各支砂體之間為水下分流間灣。順著水流的方向，沉積物源不斷的向湖中心推進(jìn)，又不斷的分叉，呈鳥(niǎo)足狀，由此可知，沉積相控制了儲(chǔ)層砂體的分布范圍及發(fā)育程度?？v向上來(lái)看，長(zhǎng)8油層組的分界是以長(zhǎng)9頂部的李家畔頁(yè)巖和長(zhǎng)7底部的張家灘頁(yè)巖為標(biāo)志層，長(zhǎng)8油層組厚度為80～95 m。另外，根據(jù)長(zhǎng)8油層組的巖性、電性、沉積旋回以及鄰區(qū)的地層特征將其劃分為長(zhǎng)81和長(zhǎng)82砂層組。

總的來(lái)說(shuō)，長(zhǎng)8油層組主要發(fā)育辮狀河三角洲前緣沉積，并以細(xì)粒-中細(xì)粒砂巖為主，相應(yīng)的填隙物含量較其他層位偏低，這是長(zhǎng)8儲(chǔ)集層物性?xún)?yōu)于其他層位的主要原因。在該亞相中，儲(chǔ)集層物性以水下分流河道最好，河口壩、遠(yuǎn)砂壩相對(duì)較差，這是因?yàn)樗路至骱拥乐兴畡?dòng)力作用強(qiáng)，顆粒分選好，粒度中等，巖屑及相應(yīng)填隙物較少，顆?？紫段幢煌耆涮?，相應(yīng)的原生孔隙較發(fā)育[12]。

5.2 成巖作用

隴東地區(qū)長(zhǎng)8油層組在沉積埋藏過(guò)程中經(jīng)歷的成巖作用主要為壓實(shí)、膠結(jié)、溶蝕和交代作用，并且各種成巖作用對(duì)儲(chǔ)層物性的改造各不相同[13]。

圖4 隴東地區(qū)長(zhǎng)8儲(chǔ)層沉積相平面展布(據(jù)文獻(xiàn)[11]修改)

5.2.1 壓實(shí)作用

研究區(qū)長(zhǎng)8油層組砂巖中類(lèi)似于長(zhǎng)石和巖屑類(lèi)的塑性成分含量較多，并且碎屑顆粒粒度較細(xì)，巖石的抗壓實(shí)能力偏弱。在埋藏較深的地方，機(jī)械壓實(shí)作用較強(qiáng)，尤其是顆粒接觸點(diǎn)晶格發(fā)生溶解變形，進(jìn)而呈現(xiàn)出緊密的定向排列，接觸關(guān)系多為點(diǎn)-線接觸、線接觸，顯示出成巖作用較強(qiáng)的特征。

5.2.2 膠結(jié)作用

研究區(qū)長(zhǎng)8儲(chǔ)集層膠結(jié)礦物有綠泥石、伊利石、高嶺石等。各種膠結(jié)物的形成一般發(fā)生在成巖作用的不同階段，它們會(huì)充填在顆粒的孔隙或喉道位置，從而不同程度地降低原生或次生孔隙，最終影響儲(chǔ)集層的儲(chǔ)集物性。但膠結(jié)物的存在在某種程度上也會(huì)顯示出建設(shè)性成巖作用的一面，如自生綠泥石不僅可以增強(qiáng)砂巖的抗機(jī)械壓實(shí)能力，也可防止石英的次生加大或者顆粒本身的再生長(zhǎng)，從而保護(hù)深埋藏條件下的原生孔隙。

5.2.3 溶蝕作用

溶蝕作用作為次生孔隙形成的主要原因，在砂巖儲(chǔ)層中非常普遍，其過(guò)程貫穿整個(gè)成巖作用階段。在早成巖作用階段，石英、長(zhǎng)石的碎屑成分會(huì)發(fā)生邊緣部分的微弱溶解，隨著埋深的進(jìn)一步加大，成巖作用繼續(xù)進(jìn)行，溫度、壓力持續(xù)升高，一方面，壓力增大會(huì)使原生孔隙減少，同時(shí)也會(huì)使之前形成的黏土類(lèi)、碳酸鹽巖類(lèi)、硅質(zhì)類(lèi)膠結(jié)物充填到巖石孔隙中；另一方面，溫度升高會(huì)使一些填隙物或者石英加大邊被溶解，形成一些殘余粒間孔隙。至成巖作用階段晚期，有機(jī)質(zhì)演化成熟并釋放出一些熱液成分(CO2)，加上一些下滲的大氣水，水質(zhì)便現(xiàn)出較強(qiáng)的酸性，酸性流體的溶蝕作用則會(huì)進(jìn)一步擴(kuò)大，增加巖石孔隙體積。由此可見(jiàn)，早期溶蝕作用產(chǎn)生的次生孔隙不易保存，對(duì)儲(chǔ)集層儲(chǔ)集性能起關(guān)鍵性改善作用的仍為晚期成巖溶蝕作用[14]。

5.2.4 交代作用

研究區(qū)長(zhǎng)8砂巖的交代作用主要表現(xiàn)為方解石沿碎屑顆粒的邊緣、解理縫對(duì)石英、長(zhǎng)石及云母等碎屑的交代，表現(xiàn)為方解石邊緣的不規(guī)則狀；另外也有黏土礦物對(duì)長(zhǎng)石以及其它碎屑的交代作用，表現(xiàn)為鉀長(zhǎng)石的高嶺石化、黑云母綠泥石化等。由于交代作用主要為成巖作用過(guò)程中原有礦物的溶解消失和新礦物的生成，并且一般在固體狀態(tài)下進(jìn)行，體積和質(zhì)量保持恒定，所以它對(duì)該區(qū)孔隙度和滲透率影響不大。

總體而言，各種成巖作用中，壓實(shí)作用和膠結(jié)作用對(duì)孔隙影響最大，其次是溶蝕作用，交代作用最小。除成巖作用外，儲(chǔ)層中出現(xiàn)層間微裂縫、粒間微裂隙，對(duì)研究區(qū)特低滲儲(chǔ)層物性改善作用突出[14]。

6 結(jié)論

(1)隴東地區(qū)長(zhǎng)8油層組巖石類(lèi)型為中-細(xì)粒、細(xì)粒砂巖，成分和結(jié)構(gòu)成熟度均較低；平面分布來(lái)看，西南、東北方向物性?xún)?yōu)于其他方向，滲透率與孔隙度相關(guān)性良好，為典型的孔隙型低滲-特低滲儲(chǔ)層。

(2)綜合孔喉特征以及其它物性參數(shù)，可將研究區(qū)長(zhǎng)8儲(chǔ)集層劃分為三類(lèi)，分別為大中孔粗喉型Ⅰ類(lèi)儲(chǔ)層、中小孔細(xì)喉型Ⅱ類(lèi)儲(chǔ)層、小孔微細(xì)喉型Ⅲ類(lèi)儲(chǔ)層。

(3)隴東地區(qū)儲(chǔ)層特征變化主要受沉積和成巖作用的雙重影響。沉積作用控制了儲(chǔ)層砂體的分布及發(fā)育程度，成巖作用則改變了儲(chǔ)層的物性特征。

(4)隴東地區(qū)發(fā)育了辮狀河三角洲平原以及辮狀河三角洲前緣亞相。辮狀河三角洲前緣水下分流河道砂體厚，物性好，原生孔隙較發(fā)育良好，顯示出有利砂體分布的相控特點(diǎn)，有利于優(yōu)質(zhì)儲(chǔ)層發(fā)育。

[1] 何自新，楊華，費(fèi)安琪，等.鄂爾多斯盆地演化與油氣[M].北京：石油工業(yè)出版社，2003：90-110.

[2] 鐘大康，周立建，孫海濤，等.儲(chǔ)層巖石學(xué)特征對(duì)成巖作用及孔隙發(fā)育的影響——以鄂爾多斯盆地隴東地區(qū)三疊系延長(zhǎng)組為例[J].石油與天然氣地質(zhì)，2012，33(6)：892-896.

[3] 周妍，孫衛(wèi)，白詩(shī)筠. 鄂爾多斯盆地致密油地質(zhì)特征及其分布規(guī)律[J].石油地質(zhì)與工程，2013，27(3)：27-29.

[4] 楊華，付金華.超低滲透油藏勘探理論與技術(shù)[M].北京:石油工業(yè)出版社，2012：18-27．

[5] 楊俊杰.鄂爾多斯盆地構(gòu)造演化與油氣分布規(guī)律[M].北京:石油工業(yè)出版社，2002：1-60.

[6] 邢長(zhǎng)林，英亞歌. 鄂爾多斯盆地隴東地區(qū)長(zhǎng)8段儲(chǔ)層特征與儲(chǔ)層四性關(guān)系研究[J].石油地質(zhì)與工程，2012，26(4)：42-45.

[7] 張亮，楊江，張鵬，等.鄂爾多斯盆地旬邑地區(qū)長(zhǎng)8儲(chǔ)層特征及控制因素分析[J].石油地質(zhì)與工程，2015，29(2)：49-52.

[8] 冉新權(quán)，吳勝和，付晶，等.鄂爾多斯盆地隴東地區(qū)延長(zhǎng)組低滲透儲(chǔ)層孔隙結(jié)構(gòu)分類(lèi)研究[J].地學(xué)前緣，2013，20(2)：77-85.

[9] 張曉莉,謝正溫.鄂爾多斯盆地隴東地區(qū)三疊系延長(zhǎng)組長(zhǎng)8儲(chǔ)層特征[J].礦物巖石，2006，26(4)：83-87.

[10] 陳朝兵，朱玉雙，陳新晶，等.鄂爾多斯盆地姬塬地區(qū)延長(zhǎng)組長(zhǎng)82儲(chǔ)層沉積成巖作用[J].石油與天然氣地質(zhì)，2013，34(5)：686-692.

[11] 李文厚，龐軍剛，曹紅霞，等.鄂爾多斯盆地晚三疊世延長(zhǎng)期沉積體系及巖相古地理演化[J].西北大學(xué)學(xué)報(bào)(自然科學(xué)版)，2009，39(3)，501-506.

[12] 魏欽廉, 鄭榮才, 肖玲，等.鄂爾多斯盆地吳旗地區(qū)長(zhǎng)6儲(chǔ)層特征及影響因素分析[J].巖性油氣藏，2007，19(4)：45-50.

[13] 王金鵬，彭仕宓，史基安，等.鄂爾多斯盆地隴東地區(qū)長(zhǎng)6-長(zhǎng)8段儲(chǔ)層特征及其主控因素[J].新疆地質(zhì)，2008，26(2)：164-166.

[14] 李易隆，賈愛(ài)林，吳朝東.松遼盆地長(zhǎng)嶺斷陷致密砂巖成巖作用及其對(duì)儲(chǔ)層發(fā)育的控制[J].石油實(shí)驗(yàn)地質(zhì)，2014，36(6)：698-705.

編輯：吳官生

1673-8217(2015)06-0053-04

2015-06-09

朱鵬輝，1990年生，2013年畢業(yè)于西安石油大學(xué)資源勘查工程專(zhuān)業(yè)，在讀碩士研究生，研究方向?yàn)橛蜌馓锏刭|(zhì)與勘探?；痦?xiàng)目：國(guó)家科技重大專(zhuān)項(xiàng)(2011ZX05044)及陜西省教育廳科研計(jì)劃項(xiàng)目(2013JK0844)聯(lián)合資助。

TE112.23

A