姬塬地区长8油层组储集层以灰色、灰绿色岩屑长石砂岩为主, 含少量的长石质岩屑砂岩及长石砂岩(图 3)。砂岩粒度以细粒、细— 中粒、粉— 细粒为主, 磨圆度以次棱角状为主, 分选好— 中等, 碎屑颗粒之间以点— 线状接触为主(图 3-A)、线— 凹凸状接触亦常见, 胶结类型以加大— 孔隙型、孔隙— 薄膜型和孔隙式为主。岩石结构普遍表现为成分成熟度偏低、结构成熟度中等的特点。碎屑普遍呈定向分布, 常见塑性变形(图 3-B), 黑云母常沿层面富集。

图3

Fig.3

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	图3 鄂尔多斯盆地姬塬地区延长组长8油层组岩石类型显微照片Fig.3 Microphotograph showing rock types of the Chang 8 interval of Yanchang Formation in Jiyuan area, Ordos Basin

姬塬地区长8油层组石英含量为21.5%~42.0%, 平均为32.3%, 表面洁净, 以正常消光为主, 部分石英有次生加大现象; 长石含量为14.0%~52.0%, 平均为30.2%, 以钾长石为主, 斜长石次之; 岩屑含量为7.0%~32.7%, 平均为20.0%, 以变质岩屑为主, 主要是石英岩、千枚岩、板岩及变质砂岩岩屑, 平均占岩屑组分的60.8%(图 4)。

图4

Fig.4

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	图4 鄂尔多斯盆地姬塬地区延长组长8油层组砂岩分类图Fig.4 Rock type diagram of the Chang 8 interval of Yanchang Formation in Jiyuan area, Ordos Basin

姬塬地区长8油层组砂岩储集层填隙物含量为6.5%~18%, 平均为13.6%, 其中胶结物含量远远大于杂基。胶结物主要为铁方解石、伊利石、高岭石、绿泥石、硅质及长石质等, 以铁方解石、伊利石、硅质及高岭石含量为最高, 占整体填隙物含量的85%以上, 其中铁方解石含量多为1%~10%, 平均为4.1%, 绿泥石、长石质及铁白云石含量较低; 杂基主要为泥铁质。铁方解石胶结发育的砂岩孔渗值普遍较低, 晚成岩期形成的铁方解石胶结是形成研究区低孔低渗的原因之一。

通过扫描电镜观察, 可看出姬塬地区长8油层组砂岩储集层的碳酸盐胶结物的自形程度非常高, 呈分散状充填粒间孔隙或交代方解石胶结物及碎屑颗粒。自生高岭石多呈假六方板状集合体充填粒间孔隙中(图 5-D); 绿泥石为叶片状, 多垂直于碎屑表面生长形成绿泥石膜(图 5-C)或充填粒间孔隙; 伊利石呈片状和丝状分布(图 5-A), 亦对储集层孔隙造成一定的影响。此外还观察到自形石英晶体(图 5-B)和石盐充填孔隙。

图5

Fig.5

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	图5 鄂尔多斯盆地姬塬地区延长组长8油层组胶结物类型及特征Fig.5 Cement types and characteristics of the Chang 8 interval of Yanchang Formation in Jiyuan area, Ordos Basin

通过对姬塬地区长8油层组的岩石薄片、铸体薄片及扫描电镜的观察, 认为储集空间类型主要有残余粒间孔隙(图 6-A)、溶蚀粒间孔隙(图 6-B)、铸模孔隙、溶蚀粒内孔隙(图 6-B)、填隙物内孔隙、自生矿物晶间孔隙和裂缝等, 分为原生孔隙和次生孔隙两大类。孔隙类型以粒间孔隙为主, 其次为长石溶孔和岩屑溶孔, 同时含有一定量的晶间孔, 面孔率一般为0.2%~6.7%, 平均为2.22%, 孔径最大为140.00, μ m, 平均为36.31 μ m。

图6

Fig.6

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	图6 鄂尔多斯盆地姬塬地区延长组长8油层组储集空间类型Fig.6 Porosity types of the Chang 8 interval of Yanchang Formation in Jiyuan area, Ordos Basin

据姬塬地区长8油层组储集层1050块样品的统计结果, 长8油层组储集层物性整体较差(表 1)。孔隙度最小为6.0%, 最大为15.8%, 多数分布在6.0%~9.0%, 占样品数的91.1%, 其中大于11%仅占3.0%, 平均孔隙度为8.0%。渗透率整体也较低, 最小值为0.06× 10^-3 μ m², 最大值为17.13× 10^-3 μ m², 平均值为0.37× 10^-3 μ m², 其中大于1× 10^-3 μ m²的样品分布较少, 仅占4.7%, 分布在0.07× 10^-3~0.1× 10^-3 μ m²的占21.5%, 分布在0.1× 10^-3~0.15× 10^-3 μ m²的占26.3%, 分布在0.15× 10^-3~0.3× 10^-3 μ m²的占26.1%。其各个小层孔隙度及渗透率的平均值也变化很大, 显示出较强的非均质性。

表1

Table1

表1(Table1)

表1 鄂尔多斯盆地姬塬地区延长组长8油层组各个小层物性特征 Table1 Physical property of the Chang 8 interval of Yanchang Formation in Jiyuan area, Ordos Basin 油层 孔隙度/% 渗透率/10-3μ m2 最小值 最大值 平均值 样品数 最小值 最大值 平均值 样品数 长81 6.0 13.0 7.7 270 0.06 17.13 0.32 334 长82 6.1 15.8 8.4 556 0.06 14.35 0.47 546 长83 6.0 11.9 7.4 224 0.05 1.19 0.18 184

表1 鄂尔多斯盆地姬塬地区延长组长8油层组各个小层物性特征 Table1 Physical property of the Chang 8 interval of Yanchang Formation in Jiyuan area, Ordos Basin

姬塬地区长8油层组储集层孔隙度和渗透率之间的正相关性较为明显(图 7), 出现的异常点是由于微裂缝造成的。整体上表现为低孔、低渗特征, 随着砂体埋深的增加, 储集层的孔隙度和渗透率总体呈降低趋势, 但由于各层砂体的沉积相带不同, 以及所受成岩作用的不均一性, 又使储集层孔隙度、渗透率在部分层段出现增大的现象。

图7

Fig.7

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	图7 鄂尔多斯盆地姬塬地区延长组长8油层组储集层孔隙度与渗透率关系Fig.7 Relationship between porosity and permeability of reservoir of the Chang 8 interval of Yanchang Formation in Jiyuan area, Ordos Basin

油气的聚集与砂体的展布规律有着密切的关系, 砂体的主体部位成藏条件优越。三角洲和湖泊是姬塬地区长8油层组储集层的主要沉积环境, 而处于高能环境下的三角洲前缘水下分流河道, 由于水动力较强, 碎屑颗粒的分选性和磨圆度较好, 粒度较粗, 黏土矿物含量低, 原始粒间孔隙发育, 流体的渗流性较好, 易形成较好的储集空间。姬塬地区长8油层组主水下分流河道砂体渗透率最大值接近2.5× 10^-3 μ m², 而水下分流河道间砂体, 渗透率最大值多小于0.01× 10^-3 μ m²。

砂体最终能否成为有效储集体, 关键在于后期经历的成岩作用对原始孔隙的改造程度(朱如凯, 2009)。长8油层组储集层经历了多种后期成岩作用, 其中破坏性成岩作用有:机械压实作用、压溶作用(图 8-A)、胶结作用、次生加大作用、交代作用和自生矿物的形成等; 建设性成岩作用有溶蚀作用和构造破裂作用(图 8-B)(库丽曼等, 2007; 雷卞军等, 2008)。

图8

Fig.8

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	图8 成岩作用对鄂尔多斯盆地姬塬地区延长组长8油层组储集层的影响Fig.8 Diagenesis influences on the Chang 8 interval of Yanchang Formation in Jiyuan area, Ordos Basin

3.2.1 压实、胶结作用对孔隙的影响

机械压实作用是沉积期后渐进式埋藏增压, 是沉积物固结成岩最主要的成岩作用, 也是研究区最重要的成岩事件之一。压实作用使岩石密度增大、原生孔隙度大幅降低。从研究区埋藏史(图 9)可见, 该地区经历了4次主要埋藏抬升阶段:第1次(T₃):最大沉积速率为60 m/Ma, 最大埋藏深度为1200, m, 最大地层剥蚀厚度220, m; 第2次(J₁):最大沉积速率为14.8, m/Ma, 最大埋藏深度为1450, m, 最大地层剥蚀厚度280, m; 第3次(J₂):最大沉积速率为31.4 m/Ma, 最大埋藏深度为1890, m, 最大地层剥蚀厚度160, m; 第4次(J₃):最大沉积速率为35.5 m/Ma, 最大埋藏深度为3150, m, 最大地层剥蚀厚度600 m。研究区各段机械压实作用强烈, 致使原生孔隙损失了近90%, 使得大部分样品没有或只有少量残余原生孔隙。

图9

Fig.9

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	图9 鄂尔多斯盆地姬塬地区延长组长8油层组埋藏史Fig.9 Deposit-buried history of the Chang 8 interval of Yanchang Formation in Jiyuan area, Ordos Basin

姬塬地区砂岩中常见自生黏土矿物胶结物有绿泥石、伊利石及高岭石等, 孔隙式充填的自生黏土矿物常常挤占有效孔隙空间, 降低储集层的物性。碳酸盐胶结物、硅质胶结作用等也对储集层的孔隙造成一定破坏, 使原生孔隙损失了近5%。

3.2.2 溶蚀作用对储集层的影响

溶蚀作用主要发生在有机质成岩演化的成熟期, 与伊/蒙混层黏土矿物中蒙皂石的迅速转化带往往是一致的, 也是有机酸产生的高峰期, 因此次生孔隙多形成于晚成岩A期, 溶蚀作用强烈的层段往往也是次生孔隙发育带, 较易形成有利的储集层。砂岩中各种组分(碎屑、杂基、胶结物等)的溶蚀作用均可以形成次生孔隙, 从某种意义上说, 溶蚀孔隙发育与否决定了储集层的好坏(刘昊伟等, 2010)。

姬塬地区溶蚀作用主要有长石溶蚀和填隙物溶蚀, 常见长石沿颗粒的边部或双晶方向进行溶蚀、形成粒内蜂窝状溶孔, 或长石边界被溶蚀成港湾状, 极个别情况下可见长石中心被溶蚀的现象。长石的溶蚀作用是储集层中次生孔隙形成的重要原因, 对储集层的形成具有建设性的影响。除长石溶蚀外, 颗粒之间的填隙物, 如黏土杂基、碳酸盐化黏土杂基等, 在碎屑颗粒被溶蚀的同时也受到溶蚀, 形成了粒间杂基溶蚀扩大孔。而有的岩屑则在粒内溶蚀形成粒内溶孔、溶蚀粒间孔隙和溶蚀粒内孔隙, 在一定程度上也改善了储集层的储集条件。

构造缝、层间张裂缝、压裂缝和扭裂缝等多种裂缝的存在可以大大地改善砂岩储集层的孔渗性。但研究区处于构造活动相对稳定区, 而且岩石中塑性碎屑颗粒含量较多, 因此砂岩中破裂作用不很普遍。在岩心上及显微镜下局部可见一些层间裂缝和压裂缝, 以构造裂缝为主, 主要发育两组共轭剪切缝。前人研究结果(曾联波等, 2007)表明, 延长组中的区域裂缝可使其渗透率比基质渗透率增高1~2个数量级, 并使其水平渗透率各向异性高达50:1以上。据岩心、铸体薄片和扫描电镜观察, 研究区砂岩储集层中发现岩石破裂缝, 缝宽约0.0l~0.02 mm。但裂缝在储集层中的分布具很强的不均一性, 裂缝大都被油气半充填或充填, 是油气聚集的主要空间(图 10-A, 10-B)。

图10

Fig.10

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	图10 构造作用对鄂尔多斯盆地延长组长8油层组储集层的影响Fig.10 Tectonics influence on reservoir of the Chang 8 interval of Yanchang Formation in Jiyuan area, Ordos Basin

根据长8油层组砂岩的岩性、物性、孔隙结构特征、成岩作用和砂体展布特征以及单井试油成果, 研究区油井可分为3个级别(据长庆油田分类标准):日产大于3, t为Ⅰ 级, 2~3, t为Ⅱ 级, 小于2, t为Ⅲ 级。研究区内主要分布Ⅱ 级和Ⅲ 级油层, 分布频率超过70%。Ⅰ 级井油层孔隙度一般大于12%, 渗透率一般为0.4× 10^-3~2.0× 10^-3 μ m², 砂岩毛管压力特征为低排驱压力— 粗喉道型及中排驱压力— 中喉道型, 偏粗歪度, 其排驱压力一般小于0.5 MPa; Ⅱ 级井油层孔隙度变化范围大, 一般为8%~15%, 渗透率一般为0.2× 10^-3~2× 10^-3 μ m², 砂岩毛管压力特征为中排驱力— 中喉道型, 其排驱压力一般为0.4~2 MPa; Ⅲ 级井油层孔隙度一般低于9%, 渗透率一般低于0.2× 10^-3 μ m², 砂岩毛管压力特征为高排驱压力— 细喉道型, 其排驱压力一般大于2 MPa。姬塬地区长8油层组油层主要分布于黄48井— 黄12井— 罗1井区的北西向水下分流河道砂体上, 在黄48井— 黄12井一带沿主砂体主体部分出现油层, 油层级别低, 主砂体边部出现的油层级别多为Ⅱ -Ⅲ 级, 区内东北及西南分支水下分流河道砂体中, 油层不发育。以黄57井— 耿219井油藏剖面(图 11)为例, 上部致密砂岩岩性封闭, 下部则过渡为油层, 与下部分流间湾泥质层相隔, 油层沿水下分流河道砂体呈长条状展布, 横向连通性较好。

图11

Fig.11

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	图11 鄂尔多斯盆地姬塬地区黄57井— 耿219井延长组长8油层组油藏剖面图(剖面位置见图2)Fig.11 Oil reservoir profile from Well Huang 7 to Geng 219 of the Chang 8 interval of Yanchang Formation in Jiyuan area, Ordos Basin

在结合物性、孔隙类型和压汞参数等资料的基础上, 将姬塬地区长8油层组储集层分为Ⅰ 、Ⅱ 、Ⅲ 类, 部分为Ⅳ 类(图 12), 这几类储集层一般都为有效储集层; Ⅴ 类储集层大部分为非有效储集层, 若有裂缝带发育, 也可形成有效储集层。

图12

Fig.12

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	图12 鄂尔多斯盆地姬塬地区延长组长8油层组储集层评价图Fig.12 Reservoir evaluation of the Chang 8 interval of Yanchang Formation in Jiyuan area, Ordos Basin

Ⅰ 类储集层发育较少, 属三角洲前缘水下分流河道砂体。储集层压实和胶结作用弱, 早期适量绿泥石薄膜和石英次生加大及浊沸石胶结, 晚期溶蚀作用较强。此类储集层主流喉道半径多大于2, μ m, 储集层启动压力较低, 多小于0.05, MPa。孔、喉组合类型按喉道分布的形态不同可划分为两类:第1类主要为残余粒间孔+溶蚀孔、缝+点状中— 细喉孔、喉组合类型; 第2类与裂缝密切相关, 多以中— 细喉、细短型为主, 少量细长型和粗短型, 局部存在微裂缝沟通孔隙, 形成残余粒间孔+溶蚀孔、缝+点状、片状中— 细喉孔、喉组合类型。

Ⅱ 类储集层在研究区分布频率为7%, 储集层压实中等, 具有多种胶结及一定程度的晚期溶蚀。此类储集层主要喉道半径多为1.5~2, μ m, 储集层启动压力较低, 多介于0.05~0.2 MPa之间, 以中喉— 粗喉、细短型为主, 少量粗短型和粗长型, 部分微细喉为特征。孔、喉组合类型为残余粒间孔+溶蚀孔、缝+点状中— 细喉。孔隙组合主要为粒间孔+溶孔, 同时含有一定量的微孔。此类储集层的孔隙度多介于10%~12%, 渗透率为0.5× 10^-3~1.0× 10^-3 μ m²。

Ⅲ 类储集层在研究区分布最为广泛, 分布频率为30.9%, 多为小型或分支状水下分流河道、浊积水道砂体、天然堤、决口扇及远砂坝砂体。储集层压实中等, 胶结物中杂基和自生黏土矿物较多, 发育一定程度的晚期溶蚀。此类储集层喉道半径多为1~1.5, μ m, 储集层启动压力中等, 多介于0.2~0.5 MPa之间, 喉道多为中— 细喉, 部分微细喉、粗长型和细长型。孔、喉组合类型为残余粒间孔+溶蚀孔+点状、片状中— 细喉, 或残余粒间孔+小— 微孔+片状细喉和微细喉。孔隙组合主要以溶孔+微孔为主。储集层孔隙度多为8%~10%, 渗透率为0.3× 10^-3~0.5× 10^-3 μ m², 平均渗透率为0.43× 10^-3 μ m²。

Ⅳ 类储集层多分布于水下分流河道、天然堤、决口扇、远砂坝发育区。孔隙度多为6%~8%, 渗透率较低, 多为0.1× 10^-3~0.3× 10^-3 μ m², 不产油或油量很少。储集层压实较强, 杂基和自生黏土矿物较多, 多见微裂缝。此类储集层主流喉道半径为0.50~1.5, μ m, 储集层启动压力较高, 多为0.50~1.00, μ m, 喉道以微细喉细长型为主, 发育少量细短型。孔、喉组合类型为中— 小孔+中粗或细— 微细喉+裂缝。

V类非储集层多发育在非长石或岩屑溶蚀区, 或者为天然堤、远砂坝发育区。孔隙度多小于6%, 渗透率极低, 多不足0.1× 10^-3 μ m², 因此多不能形成有效储集层。

沉积盆地内不同的构造单元、不同的沉积相控制着不同类型油气藏的形成与分布, 在不考虑构造和沉积相背景条件下, 不能仅依据地层的绝对孔渗条件判别和评价有效储集层。沉积颗粒不粗不细的优相砂岩类地层控制着油气的富集成藏, 相同背景条件下相对高孔渗的储集层控制着油气的富集成藏, 优相与相对高孔渗控藏是相控油气作用的基本模式, 利用相控油气作用的基本模式可以预测有利成藏领域(庞雄奇等, 2011)。

姬塬地区长8油层组位于盆地西北部地区, 发育湖相和曲流河三角洲相, 其中曲流河三角洲前缘亚相主要发育水下分流河道、分流间湾和浅湖3类微相, 而三角洲前缘水下分流河道砂体是主要的储集层。孔渗性较好— 好的储集层储集空间为残余粒间孔、溶蚀孔、裂缝, 孔喉组合为粗孔或中孔— 中细喉组合。形成储集层必须满足的条件是:(1)主水下分流河道相砂体; (2)压实和胶结作用较弱, 有适度的绿泥石薄膜包壳胶结和轻度的石英次生石英加大, 碳酸盐胶结物不发育; (3)不稳定的碎屑组分和方解石、长石等胶结物被强烈溶蚀; (4)有裂缝的叠加作用, 储集层的孔渗性更好, 特别是渗透率可以成倍增大。