孫 遙，郭 峰，彭曉霞，向 佳，張 磊，楊旭東

(1.西安石油大學(xué) 陜西省油氣成藏重點實驗室/地球科學(xué)與工程學(xué)院，陜西 西安 710069；2.陜西省地質(zhì)環(huán)境監(jiān)測總站，陜西 西安 710068；3.西北大學(xué) 地質(zhì)學(xué)系/大陸動力學(xué)國家重點實驗室，陜西 西安 710069)

0 引 言

曲流河相儲集層是油氣聚集的重要載體，在我國松遼盆地、鄂爾多斯盆地、渤海灣盆地等均為重要的產(chǎn)油沉積體[1-5]，在國外油氣田中也舉足輕重[6-10]。Carter等用三維地震地貌學(xué)方法深入分析了河流沉積和儲層性能[9]。白振強等采用“模式預(yù)測，分級控制” 的砂體內(nèi)部構(gòu)型研究方法，對密井網(wǎng)條件下曲流河砂體沉積單元及點壩內(nèi)部構(gòu)型進行了分級描述，建立了點壩砂體側(cè)積夾層的規(guī)模、產(chǎn)狀定量分布模式，并進行了油藏數(shù)值模擬[11]。Marcin以波蘭 Obra河為例，利用探地雷達分析了曲流河的河道遷移特征[12]。陳仕臻等通過對現(xiàn)代沉積實例開展剖析并與精細地質(zhì)研究相結(jié)合，提出了構(gòu)型模式控制下的多尺度地質(zhì)建模方法[13]。陳薪凱等利用構(gòu)型理論簡述了同一邊灘不同位置下的流體特征與沉積序列，并應(yīng)用于油田實踐[14]。郭敬民等提出了一種利用沉積域非結(jié)構(gòu)化網(wǎng)格模擬側(cè)積層的曲流河儲層三級構(gòu)型等效表征方法[15]。對于曲流河的研究內(nèi)容多集中于宏觀特征的分析和探討，如沉積模式、砂體構(gòu)型、地質(zhì)建模、野外露頭研究、實驗(物理)模擬以及現(xiàn)代沉積等，但對于曲流河儲層微觀特征的分析較少[11-15]。而定量表征成巖作用與儲層演化是指導(dǎo)油氣勘探開發(fā)的重要依據(jù)[16-18]。前人對曲流河相的分析，尤其是相控下儲層特征的認識已無法滿足精細油藏描述的需要。鄂爾多斯盆地胡尖山油田延9屬于典型的曲流河相[19-21]，延9儲層也是本區(qū)主力油層之一?；谏鲜隹紤]，以該區(qū)延9儲層為例，綜合巖心、粒度分析、鑄體薄片、掃描電鏡、壓汞、黏土礦物X射線衍射和常規(guī)物性分析，參考沉積微相分析及測井解釋成果，闡明相控下的曲流河相儲層特征及主要約束因素，為儲層精細描述提供一定的基礎(chǔ)地質(zhì)依據(jù)，對于曲流河相有利儲層的評價預(yù)測具有重要意義。

1 地質(zhì)背景

鄂爾多斯盆地為中國第二大沉積盆地，西降東升，東高西低，地勢平緩。北起陰山、大青山，南抵隴山、黃龍山、橋山，西至賀蘭山、六盤山，東達呂梁山、太行山，總面積37萬平方公里，是一個整體升降、坳陷遷移、構(gòu)造簡單的大型多旋回克拉通陸內(nèi)盆地?；诪樘沤缂跋略沤缱冑|(zhì)巖系，主要油氣產(chǎn)層為中生界三疊系、侏羅系碎屑巖儲層以及下古生界的奧陶系碳酸鹽巖儲層[22-26]。胡尖山油田位于陜北斜坡中西部，侏羅系延安組自下而上可分為10 個油層組(延10—延1)，其中延9位于延安組下部，是本區(qū)主力油層，主要發(fā)育曲流河沉積，并可細分為河道(河床滯留沉積)、邊灘、天然堤、決口扇及河漫灘等主要沉積微相[19-21](圖1)。

圖1 鄂爾多斯盆地構(gòu)造單元劃分和地層沉積柱狀圖(安152井)Fig.1 Location and stratigraphic column of the study area, Ordos Basin

2 沉積特征

2.1 巖石學(xué)特征

對取自18口油井300多米巖心進行了分析，目的是描述沉積環(huán)境、識別成巖礦物、解釋成巖序列。這些巖心主要取自1 300～1 800 m。取樣520個，用SPM-300研磨成薄片，使用顯微鏡Leica-DM4500對樣品進行巖石學(xué)及成巖作用特征研究。用X射線衍射儀(D/MAX-3C型)對120個樣品礦物組成測試。120個砂巖樣品利用NKT-T180顯微圖像粒度儀進行了粒度分析及顆粒的表面形貌統(tǒng)計分析。結(jié)果顯示：胡尖山油田延9儲層主要為一套淺灰色、灰黃色中細砂巖、粉砂巖與泥巖、粉砂質(zhì)泥巖的交互沉積，反映了水動力條件相對較強的氧化環(huán)境沉積特征。儲層砂巖主要為長石巖屑砂巖及巖屑長石砂巖，粒徑中值多位于0.1～1.2 mm，均值0.56 mm。顆粒形態(tài)多為次圓狀/次棱角狀。碎屑顆粒成分含量占比71.3%～92.6%，均值為82.1%，其中石英含量25.8%～76.6%，均值為62.3%；長石含量7.1%～37.3%，均值為18.7%；巖屑含量7.3%～22.3%，均值為15.8%，成分主要為變質(zhì)巖及巖漿巖的巖屑，沉積巖的巖屑較少(圖2)。填隙物含量一般在6.2%～15.6%，均值13.8%，以黏土礦物(6.4%)為主，次為碳酸鹽膠結(jié)物(2.7%)和硅質(zhì)膠結(jié)物(2.1%)，少量的水云母、濁沸石及長英質(zhì)膠結(jié)物；雜基含量較少，一般為1.8%～4.6%，均值3.7%。

圖2 胡尖山油田延9儲層砂巖組分三元圖Fig.2 Ternary sandstone classification plot for Yan 9 reservoirin the Hujianshan oilfield

2.2 沉積微相

胡尖山油田延9主要發(fā)育以河道、邊灘、天然堤、決口扇及河漫灘微相為主的曲流河相沉積。河道下部可見滯留沉積的含礫中粗砂巖，礫石大小不一，略顯正粒序，長軸具定向排列特征，反映了古水流向(圖3(a))，其上多為厚度較大的邊灘沉積砂體，以灰色、灰黃色中細砂巖為主，發(fā)育平行層理、塊狀層理等，測井曲線多為鐘形或箱形(圖1、圖3(b)-(e)、圖4)。決口扇沉積相對較薄，一般為2～5 m，多為灰色、灰黃色粉細砂巖及泥巖，常見沙紋交錯層理發(fā)育，局部可見炭屑富集(圖3(f)、(g))，測井曲線多呈現(xiàn)下細上粗的漏斗形反旋回；天然堤多為細砂巖、粉砂巖與薄層泥巖不等厚互層沉積，一般為正旋回沉積，置于邊灘沉積之上；河漫灘以灰色泥巖夾薄層砂巖為主，可見植物根莖化石(圖3(h))，測井曲線一般為低幅齒型，反映了相對較弱的水動力環(huán)境。從河床滯留沉積的含礫中粗砂巖至河漫灘的砂泥巖互層，呈現(xiàn)下粗上細典型曲流河“二元結(jié)構(gòu)”(圖1和圖4)。

圖3 胡尖山油田延9曲流河相沉積特征Fig.3 Sedimentary characteristics of Yan 9 meandering rivers in the Hujianshan oilfield(a)含礫中粗砂巖，粒序?qū)永?，泥礫大小不一，河道，A27井，1 854.2 m；(b)含礫中粗砂巖，河道，A62井，1 697.78 m；(c)中細砂巖，平行層理，邊灘，A263井，1 718.55 m；(d)中細砂巖，塊狀層理，邊灘，A147井，1 711.04 m；(e)中細砂巖，平行層理，A62井，1 695.36 m；(f)細砂巖，平行層理、波狀層理，夾炭屑層，決口扇，A292井，1 509.65 m；(g)細砂巖，沙紋交錯層理，決口扇，A81井，1 535.20 m；(h)含泥粉砂巖，見根莖化石，天然堤，H184井，1 624.22 m

3 儲層物性特征

延9儲層樣品主要取自邊灘，部分來自河道及天然堤微相。根據(jù)A24井等18口井320個樣品全自動孔滲聯(lián)測儀HKY-300測定的樣品孔隙度和滲透率統(tǒng)計，綜合測井解釋成果的印證，延9儲層孔隙度主要集中在11.51%～18.87%，占總數(shù)的96.3%，平均孔隙度為16.23%。滲透率一般為(1.15～586.79)×10-3μm2，主要集中在(2.08～79.86)×10-3μm2，平均為13.69×10-3μm2。從河道、邊灘、天然堤至河漫灘微相，物性逐漸變差，主要是因為水動力條件逐漸減弱、砂巖粒度變細、泥質(zhì)含量增加所致。從物性特征來看，胡尖山油田延9儲層屬于中低孔-中低滲特低滲儲層(圖4和圖5)。

圖4 胡尖山油田測井沉積微相分析及物性特征(安24井)Fig.4 Sedimentary microfacies and physical properties of well An 24 in the Hujianshan oilfield

圖5 胡尖山油田延9不同沉積微相孔隙度和滲透率特征Fig.5 Porosity and permeability of different sedimentary microfacies in Yan 9 of the Hujianshan oilfield

4 儲集空間及孔喉結(jié)構(gòu)

4.1 儲集空間類型

用FEI Quanta 400 FEG型掃描電子顯微鏡和YG-97A型壓汞儀對孔喉結(jié)構(gòu)進行了表征。延9儲層的儲集空間以殘余粒間孔(11.2%)、長石溶孔(2.3%)及巖屑溶孔(0.6%)為主，分別占面孔率的76.3%、15.7%和4.1%；晶間孔占總面孔率0.29%，少量微裂縫。殘余粒間孔為儲層經(jīng)壓實作用，同時被自生礦物如高嶺石、硅質(zhì)以及(鐵)方解石、白云石等充填后形成，一般孔隙相對較大、喉道粗，孔間連通性較好。溶孔以長石粒內(nèi)溶孔為主；另外高嶺石晶間孔也較為常見?？紫督M合主要為溶孔-殘余粒間孔(圖5)。

4.2 孔喉結(jié)構(gòu)特征

鑄體薄片、壓汞分析測試資料可以很好地表征孔喉大小及孔喉結(jié)構(gòu)，據(jù)A111井等70個樣品鑄體薄片和壓汞分析結(jié)果表明，延9油層組孔隙類型主要為大孔(38.8%)、中孔(41.7%)及小孔型(19.5%)。儲層排驅(qū)壓力較低，一般為(0.01～2.07) MPa，平均為0.21 MPa；分選系數(shù)0.57～6.27，平均2.15；歪度系數(shù)一般為-0.26～2.64，均值1.31，偏粗歪度；中值喉道半徑0.19～2.42 μm；退汞效率24.62%～51.81%，平均33.6%(表1)。據(jù)此，延9儲層可識別三種喉道類型：(1)Ⅰ類中細喉道型，排驅(qū)壓力較低，分選中等-較好，主要發(fā)育于邊灘微相主體部位。(2)Ⅱ類細喉道型，排驅(qū)壓力中等，分選中等-較差，主要發(fā)育于河道及邊灘邊緣部位。(3)Ⅲ類微細喉道型，中高排驅(qū)壓力、高飽和中值壓力，分選較差，主要發(fā)育于天然堤及決口扇微相。據(jù)此，胡尖山油田延9儲層主要為中大孔隙-中細喉型(圖6和圖7)。

表1 胡尖山油田延9儲層孔喉結(jié)構(gòu)特征參數(shù)

圖6 胡尖山油田延9儲層典型孔喉特征Fig.6 Typical pore and throat types of Yan 9 reservoir in the Hujianshan oilfield(a)長石溶蝕孔，中細喉，高嶺石充填孔隙并交代碎屑，A159 井，1 708.22 m；(b)長石溶孔，粒間孔，細喉，A167井，1 787.74 m；(c)粒間孔、長石溶孔及少量高嶺石晶間孔、粒間溶孔，微細喉，A173井，1 638.35 m；(d)粒間孔，長石溶孔，A223井，1 715.92 m；(e)粒間孔，長石溶孔，晶間孔，A180-57 井，1 883.25 m；(f)粒間孔，長石溶孔，巖屑溶孔，A330井，1 754.59 m

圖7 胡尖山油田延9不同沉積微相儲層特征Fig.7 Reservoir characteristics of different sedimentary microfacies in Yan 9 of the Hujianshan oilfield

5 儲層質(zhì)量的主控因素

5.1 沉積環(huán)境：優(yōu)質(zhì)儲層形成的物質(zhì)基礎(chǔ)

根據(jù)取樣微相來源統(tǒng)計，邊灘微相孔隙度最大，一般為13.53%～18.82%，平均為16.86%，滲透率一般為(2.08～101.00)×10-3μm2，均值為13.72×10-3μm2；河道及天然堤砂體物性較差，平均孔隙度為12.43%，滲透率平均為1.26×10-3μm2。主要原因是邊灘分選性較好，泥質(zhì)含量少，河道雖然粒度較粗，但顆粒間常充填細粒沉積；而天然堤水動力條件降低，泥質(zhì)含量增加，物性也變差(圖4和圖5)。從孔隙度、滲透率和沉積微相平面展布特征來看，三者具有很好的相似性，即儲層物性好壞明顯受微相的控制(圖8)。

5.2 成巖特征

根據(jù)巖心、鑄體薄片以及掃描電鏡資料分析認為，影響延9儲層物性的成巖作用主要為：壓實、膠結(jié)以及溶蝕作用(圖6和圖7)。

圖8 胡尖山油田延9孔隙度、滲透率和沉積微相展布Fig. 8 Porosity, permeability and sedimentary microfacies distribution of Yan 9 in the Hujianshan oilfield

5.2.1 恢復(fù)原始孔隙度

成巖作用的結(jié)果是在某種程度上改變儲層巖石的結(jié)構(gòu)組分和儲集空間，儲層原始孔隙度可根據(jù)Beard等的孔隙度演化定量模型經(jīng)驗計算公式得出(表2, 公式(1)和(2))[27-28]。根據(jù)A24井等18口井120個砂巖樣品NKT-T180顯微圖像粒度儀粒度統(tǒng)計，分選系數(shù)為1.08～1.66，均值1.37；原始孔隙度34.71%～42.11%，均值為37.62%。根據(jù)樣品分析實測孔隙度(均值16.23 %)，由于成巖作用損失的孔隙度約為21.39 %。

5.2.2 破壞性成巖作用

壓實(溶)作用主要表現(xiàn)出儲集空間縮小，塑性顆粒(如云母、泥礫等)受擠壓彎曲變形，剛性礦物(石英、長石)沿顆粒長軸定向排列，部分被壓裂或壓碎等，顆粒之間的接觸關(guān)系主要為線接觸或凹凸接觸(圖7(a)、 (d)、 (g)、 (j))。延9儲層膠結(jié)類型主要包括泥質(zhì)、碳酸鹽及硅質(zhì)膠結(jié)，同時還發(fā)育少量濁沸石和水云母質(zhì)膠結(jié)等。其中，泥質(zhì)膠結(jié)方式主要為書頁狀高嶺石或自生綠泥石充填、綠泥石膜襯邊式、毛發(fā)狀伊利石橋塞式(圖7(b)、 (c)、 (g)、 (l))；碳酸鹽膠結(jié)主要為鐵方解石或鐵白云石充填孔喉，多呈顆粒狀(圖7(j)、 (i))；硅質(zhì)膠結(jié)主要表現(xiàn)為石英充填或加大邊(圖7(b)、 (c)、 (f)、 (g)、 (l))，早期的硅質(zhì)加大可以增加顆?？箟簩嵞芰Γ欣诹ｉg孔保存。膠結(jié)作用使得喉道變窄、孔隙變小、形態(tài)復(fù)雜，降低了儲層物性(圖9)。

圖9 胡尖山油田延9儲層物性與碳酸鹽膠結(jié)物含量、綠泥石及長石溶孔的關(guān)系Fig.9 Relationship between physical properties and carbonate cement content, chlorite and feldspar dissolved pores of Yan 9 reservoir in the Hujianshan oilfield

根據(jù)恢復(fù)的砂巖原始孔隙度均值36.72%，可以計算因壓實(溶)作用和膠結(jié)作用分別損失的孔隙度值和剩余孔隙度值(表2、公式(3)和(4))。延9儲層壓實損失孔隙度均值為19.89%，損失率54.17%，屬于中等強度的壓實作用；膠結(jié)作用造成的損失孔隙度均值9.05%，損失率為24.65%。由此可知，壓實作用為胡尖山油田延9儲層減孔的主要因素，膠結(jié)作用為次要因素。

5.2.3 建設(shè)性成巖作用

自生綠泥石多呈薄膜的形態(tài)附著于巖石顆粒表面(圖7(c))，可增加顆?？箟耗芰Γ瑫r通過隔斷地層中的孔隙水，抑制石英、長石等自生次生加大，減弱后期的膠結(jié)作用，利于殘余粒間孔的保存，一般表現(xiàn)為綠泥石膜含量高的地方，其面孔率相對較高，孔隙度、滲透率有增加的趨勢。但是當(dāng)綠泥石含量超過0.3%時，趨勢變化不明顯(圖9)，主要是因為雖然綠泥石增加了顆?？箟耗芰Σ⒆钄嗫紫端?，但是其同時也充填了粒間孔隙(圖7(b)、 (l))。

表2 胡尖山油田延9儲層孔隙度定量演算[27-28]

5.2.4 建設(shè)性成巖作用

溶蝕作用對延9儲層的改善極為重要，根據(jù)鑄體薄片和掃描電鏡的分析，延9儲層砂巖中長石溶孔、巖屑溶孔、粒間溶蝕孔、粒內(nèi)溶孔及填隙物溶孔均較為發(fā)育，約占總孔隙的19.8%，其中長石顆粒的溶蝕形成了大量的粒間溶孔和粒內(nèi)孔隙(圖6和圖7)。延9儲層的溶蝕作用主要發(fā)生在早期的膠結(jié)作用后，根據(jù)70個樣品數(shù)據(jù)計算分析，因溶蝕作用增加的孔隙度為3.12%～11.58%，均值為8.17%(表2和公式(7))，溶蝕作用還可增加儲層孔隙間連通性，尤其是粒間填隙物的溶蝕，可有效改善儲層滲透性。

6 結(jié) 論

(1)胡尖山油田延9主要發(fā)育以河道、邊灘、天然堤、決口扇及河漫灘微相為主的曲流河沉積。其中邊灘是儲層骨架砂體。儲層巖性以巖屑長石砂巖及長石巖屑砂巖為主，儲集空間類型主要為殘余粒間孔和長石溶孔構(gòu)成的溶孔-粒間孔組合。儲層孔隙度主要集中在11.5%～18.8%，均值為16.23%，滲透率主要集中在(2.08～79.86)×10-3μm2，平均為13.69×10-3μm2。

(2)延9儲層喉道可識別出三種，Ⅰ類中細喉道型，低排驅(qū)壓力，分選中等-較好，主要發(fā)育于邊灘微相主體部位；Ⅱ類細喉道型，中等排驅(qū)壓力，分選中等-較差，主要發(fā)育于河道及邊灘邊緣部位；Ⅲ類微細喉道型，中高排驅(qū)壓力、分選較差，主要發(fā)育于天然堤及決口扇微相。儲層物性明顯受沉積微相的控制。延9儲層主要屬于中低孔-中低滲特低滲-中大孔細喉型儲層。

(3)成巖作用對儲層改造程度較大，壓實作用為儲層致密的主要因素(孔隙度損失率54.17%)，其次為黏土礦物、硅質(zhì)以及鈣質(zhì)的膠結(jié)作用(孔隙度損失率24.65%)；而建設(shè)性成巖作用主要為長石顆粒及部分膠結(jié)物的溶蝕作用；同時，綠泥石膜可以抑制壓實及膠結(jié)作用，有利于原生粒間孔隙的保存，但當(dāng)綠泥石含量超過0.3%時，物性變化趨勢不明顯。