2019, Vol. 28
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2. 长江大学 地球科学学院, 湖北 武汉 430100;
3. 中国石油长庆油田勘探开发研究院, 陕西 西安 710021;
4. 非常规油气湖北省协同创新中心, 湖北 武汉 430100
2. School of Geosciences, Yangtze University, Wuhan 430100, China;
3. Changqing Oilfield Exploration and Development Research Institute, CNPC, Xi'an 710021, China;
4. Hubei Cooperative Innovation Center of Unconventional Oil and Gas, Wuhan 430100, China
鄂尔多斯盆地构造位置处于华北克拉通西部，是我国重要的油气开采基地.近年来随着勘探力度加大，勘探层位的进一步加深，更深、更为致密的油气藏已经成为勘探和研究的重点.基于“上生下储”油气成藏模式的提出和引导，于2007年在高52井长101获得自喷式工业流油，显示出长10油层组具有巨大的勘探潜力，同时也拉开了延长组长10勘探的序幕.
志靖－安赛地区位于整个盆地中西部偏南的位置，开发有我国陆上最早的亿吨级整装特低渗油田——安塞油田[1]，主要发育低孔（超低孔）、低渗（超低渗）油藏.因此，在低孔、低渗背景下寻找优质储层（孔隙度、渗透率一般分别为10%~15%、0.1~1.0 μm2）[2]成为攻克的重点方向.同时对优质储层发育的主控因素如沉积相带、成岩作用、烃源岩演化等方面的研究[3-10]也逐渐增多.笔者在前人[1, 11-13]对志靖－安塞地区长10储层沉积特征、物性特征以及成岩作用等研究基础上，从研究区东部（安塞及周缘地区）、西部（吴起及周缘地区）储层物性差异性入手，利用岩心资料、薄片资料、扫描电镜、压汞资料、X衍射及核磁共振等资料，对区内储层物性特征及东西部物性差异性形成机理进行较为详细的阐述，最后优选评价参数并对长10储层进行综合评价，为下一步勘探开发工作提供理论依据.
1 储层沉积特征研究区位于鄂尔多斯盆地中南部，陕北斜坡中西部地区，即靖边大部分地区以南，永宁以北，安塞以西，吴起以东的地区（图 1）.通过对研究区长10储层岩心观察，结合钻测井资料以及薄片资料，对长10储层沉积环境进行剖析发现：长10储层砂岩粒度相对较粗，发育多期由中砂岩、细砂岩、粉砂岩及泥岩组成的沉积韵律；沉积构造丰富，包括板状交错层理（图 2a）、槽状交错层理（图 2b）及冲刷面构造（图 2c），生物遗迹构造（图 2d）和植物碳化碎屑（图 2e）多发育，且生物钻孔多为垂直虫孔，被后期的砂质充填；此外在砂岩中可见炭质薄层（图 2f）、碳化泥岩夹层（图 2g）.结合区域沉积背景以及前人对该区域长10储层沉积特征的研究结果[14-15]，认为该地区长10储层属于辫状河三角洲沉积体系，处于三角洲平原沉积环境，细分为分流河道、分流河道侧缘、分流间洼地等沉积微相，其砂厚依次减薄，物性条件逐渐变差.
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图 1 研究区构造位置图 Fig.1 Tectonic location map of the study area 1—研究区位置（study area）；2—构造分区界线（tectonic division）；3—地名（place name） |
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图 2 志靖－安塞地区长10储层沉积构造岩心及露头照片 Fig.2 Core and outcrop photographs showing the sedimentary structure of C-10 reservoir in Zhijing-Ansai area a—板状交错层理，D137井，1650 m，长101（tabular cross-bedding）；b—槽状交错层理，G64井，1936.65 m，长101（trough cross-bedding）；c—冲刷面含砂球，宜川剖面，长102（sand ball-structured scour surface）；d—生物钻孔，延河剖面，长102（burrows）；e—灰色泥岩，植物碳化碎屑发育，D137井，1655.2 m，长1011（gray mudstone with developed carbonated plant debris）；f—浅灰色细砂岩，炭质薄层，W482井，2072.5 m，长1011（light gray fine sandstone with thin carbonaceous layer）；g—灰色细砂岩，炭化泥岩夹层，W104井，2381.55 m，长1011（grey fine sandstone with carbonized mudstone interbed） |
志靖－安塞地区长10砂岩储层的岩石类型主要为中粒长石砂岩、岩屑质长石砂岩（图 3）.长石、石英和岩屑的含量依次为43.79%、26.31%和13.04%.其中东部地区长石含量较高，可能与东部地区靠近物源区有关，同时也为后期溶蚀产生大量长石溶孔奠定了物质基础.填隙物含量为13.75%，其中浊沸石胶结物含量最高（为5.07%），绿泥石次之（为4.02%）.分选中等，磨圆较差.
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图 3 志靖－安塞地区长10砂岩类型分类三角图 Fig.3 Ternary diagram for the sandstone types of C-10 reservoir in Zhijing-Ansai area Ⅰ—石英砂岩（quartz sandstone）；Ⅱ—长石石英砂岩（feldspar quartz sandstone）；Ⅲ—岩屑石英砂岩（lithic quartz sandstone）；Ⅳ—长石砂岩（arkose）；Ⅴ—岩屑长石砂岩（lithic arkose）；Ⅵ—长石岩屑砂岩（feldspar lithic sandstone）；Ⅻ—岩屑砂岩（lithic sandstone）；Q—石英（quartz）；F—长石（feldspar）；R—岩屑（debris） |
长10东西部储层总面孔率平均值为5.57%，其中东部地区面孔率较高，为6.23%，西部地区面孔率较低，为4.91%；孔隙类型以原生粒间孔（图 4a）、长石溶蚀孔（图 4b）以及浊沸石溶蚀孔（图 4c）为主，除此之外还发育少量微裂缝（图 4d），其中原生粒间孔、长石溶孔和浊沸石溶孔的面孔率分别为3.45%、0.99%和0.52%（图 5）.溶孔和裂缝的存在为研究区油气的运移和成藏提供了重要条件，同时溶孔的差异性发育也是东西部储层非均质性特征的重要体现和重要因素.
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图 4 志靖－安塞地区长10储层孔隙类型显微照片 Fig.4 Microphotographs of the pore types of C-10 reservoir in Zhijing-Ansai area a—G31井，长10，1743.63 m，见残余孔隙，扫描电镜（4000X）（residual porosity，SEM 4000X）；b—F2井，长10，2712 m，长石溶孔，铸体薄片（×50）（feldspar dissolution pore，casting slice）；c—G202井，长10，2098.4 m，浊沸石胶结物溶蚀形成次生孔隙，扫描电镜（600X）（laumontite cements-dissolved secondary pore，SEM 600X）；d—G31井，长10，1743.63 m，方解石及微裂缝，扫描电镜（2000X）（calcite and microfracture，SEM 2000X） |
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图 5 志靖－安塞地区长10孔隙类型直方图 Fig.5 Histogram for the pore types of C-10 reservoir in Zhijing-Ansai area 1—东部地区（east area）；2—西部地区（west area） |
常规压汞结果表明，志靖－安塞地区长10储层排驱压力、中值压力较低，退汞效率较高，曲线具有一定的平台特征，显示其孔喉分选较好（图 6），但样品之间不同压汞曲线特征差异明显，表明不同样品孔渗条件相差较大，储层具有较强的非均质性.
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图 6 志靖－安塞地区长10储层5件样品压汞曲线 Fig.6 Mercury injection curves of 5 samples from C-10 reservoir in Zhijing-Ansai area |
近年来，随着储层研究方法和技术手段的革新，通过岩心核磁共振T2分布谱描述储层孔隙分布及孔隙结构特征参数这一新方法受到青睐[16].此次研究过程中选取具有代表性的15件样品进行了核磁共振分析，从东西部对比分析的角度出发，对长10储层孔隙结构进行研究.结果显示：东部地区储层中，当弛豫时间T2达到100 ms时，孔隙度增量可达到0.5%左右，甚至超过0.6%（图 7a、b）；而西部地区储层中，当弛豫时间T2达到10 ms时，孔隙度增量就达到0.4%左右，一般不超过0.4%（图 7c、d）.由此可见东部地区储层孔隙结构比西部地区储层要好.
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图 7 志靖－安塞地区长10储层核磁共振分析 Fig.7 NMR analysis of C-10 reservoir in Zhijing-Ansai area a—东部D13井（well D13 in east area）；b—东部W538井（well W538 in east area）；c—西部H415井（well H415 in west area）；d—西部S209井（well S209 in west area）；1—Te（回波时间）＝0.6 ms；2—Te（回波时间）＝1.2 ms |
整体而言，长10储层物性较好，孔隙度、渗透率均值分别为11.4%、2.35 mD，储层非均质性主要体现在以下两个方面：（1）东部地区孔隙度为8.0%~14.0%，均值为11.8%，渗透率为0.11~210.00 mD，均值为21.20 mD；西部地区孔隙度为8.0%~14.0%，均值为11.1%，渗透率为0.15~6.70 mD，均值为1.20 mD.（2）研究区长10储层的孔隙度、渗透率均呈单峰状分布特征，但东西部地区孔隙度、渗透率峰值分布范围和所占比例均具有差异，且东部地区可见部分高孔高渗透率的储层（图 8）.
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图 8 志靖－安塞地区长10孔隙度、渗透率分布直方图 Fig.8 Porosity and permeability distribution histograms of C-10 reservoir in Zhijing-Ansai area 1—东部地区（east area）；2—西部地区（west area） |
从孔隙结构、储集物性特征等方面分析可见，研究区东部地区储集性能优于西部地区.储层物性特征受多方面因素的控制，如沉积相带和沉积物是基础，压实作用导致储层孔隙大量、快速散失，胶结作用致使储层变致密，溶蚀作用则有力地改善了储层物性条件[7, 17].研究区东部地区较西部地区储层物性好的两个重要因素为：（1）东部地区长石、浊沸石等易溶解矿物含量较高，为后期溶蚀孔隙的产生提供了物质条件；（2）在研究区范围内东部地区更靠近长9最厚烃源岩层区域，在长9烃源岩层热演化过程中更多的酸性物质（主要为原油微生物降解和热化学硫酸盐还原作用产生的有机酸）沿着砂体、裂缝进入东部地区，促进了东部地区发生更充分的溶蚀作用.因此在物质基础以及邻层烃源岩的共同作用下，东部地区溶蚀作用更强，储层物性更好（图 9）.
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图 9 志靖－安塞地区长10储层受长9烃源岩影响模式图 Fig.9 The model of C-10 reservoir influenced by C-9 source rocks in Zhijing-Ansai area a—西部主河道（main channel in west area）；b—西部河道侧缘（channel edge in west area）；c—东部主河道（main channel in east area）；d—东部河道侧缘（channel edge in east area）；1—酸性物质（acidic material）；2—烃源岩（source rock）；3—河道（river channel）；4—长石（feldspar）；5—石英（quartz）；6—粒间孔（intergranular pore）；7—胶结物（cement）；8—粒间溶孔（intergranular dissolution pore）；9—长石溶孔（feldspar dissolution pore）；10—烃源岩厚度等值线（thickness contour of source rock） |
基于以上分析，综合已有对区内长10储层主控因素的分析，参考赵靖舟等[18]建立的致密砂岩储层评价标准，优选沉积微相类型、砂厚、成岩作用及其成岩相类型、物性参数以及孔隙组合类型和孔喉结构特征等10种参数，对志靖－安塞地区长10储层进行分类及综合评价.笔者将研究区长10储层分为4类，其中，Ⅰ~Ⅲ类储层为有效储层——Ⅰ类为好储层，Ⅱ类为较好储层，Ⅲ类为一般储层；Ⅳ类储层储集性能较差，以常规方法开采，大面积为非有效储层，若有裂缝发育或采用改造措施则能形成有效储层.其分类标准见表 1.
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表 1 志靖－安塞地区长10储层评价标准表 Table 1 Evaluation criteria of C-10 reservoir in Zhijing-Ansai area |
Ⅰ类储层：砂层厚度一般大于40 m，小层砂厚大于20 m.主要发育在分流主河道，与河道的延伸方向一致.砂岩粒度主要为中粒，孔隙度值大于12%，渗透率值大于20 mD.压汞毛细管压力表现为低排驱压力，具有中孔中细喉孔隙结构特征，排驱压力小于0.5 MPa，中值压力小于2 MPa.该类储层存在大量粒间溶蚀空隙——长石和浊沸石溶孔，成岩相类型以长石溶蚀相、浊沸石溶蚀相、残余粒间孔相为主.其孔渗性能最优，为区内长10最好的储层，主要发育在长10储层的东部及中部地区，西部地区少量发育（图 10a、b、d），其中长1013、长103小层仅在东部地区发育，西部地区不发育（图 10c、e）.
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图 10 志靖－安塞地区长10储层综合评价图 Fig.10 Comprehensive evaluation of C-10 reservoir in Zhijing-Ansai area a—长1011储层（C-1011 reservoir）；b—长1012储层（C-1012 reservoir）；c—长1013储层（C-1013 reservoir）；d—长102储层（C-102 reservoir）；e—长103储层（C-103 reservoir）；1—Ⅰ类储层（type Ⅰ reservoir）；2—Ⅱ类储层（type Ⅱ）；3—Ⅲ类储层（type Ⅲ）；4—Ⅳ类储层（type Ⅳ） |
Ⅱ类储层：砂层厚度一般为30~40 m，小层砂厚为10~20 m.主要发育在分流主河道，呈环带状绕Ⅰ类储层分布.砂岩粒度主要为中—细粒，孔隙度值为10%~12%，渗透率值为10~20 mD.压汞毛细管压力表现为低排驱压力，具有中孔细喉孔隙结构特征，排驱压力为0.5~1 MPa，中值压力为2~5 MPa.此类储层普遍发育粒间孔——长石、浊沸石溶孔，成岩相类型与Ⅰ类储层相同.其孔渗性能较好，主要发育在长10储层的东部及中部地区，西部地区少量发育（图 10a、b、c、d），其中长103小层仅发育在东部地区，西部不发育（图 10e）.
Ⅲ类储层：砂层厚度一般小于20 m，小层砂厚小于10 m.主要发育在分流河道侧翼及小型河道内，呈北东向条带状展布.砂岩粒度主要为细粒，孔隙度为8%~10%，渗透率为1~10 mD.压汞毛细管压力表现为中排驱压力，具有细孔微细喉孔喉结构，排驱压力为1~1.5 MPa，中值压力大于5 MPa.此类储层仅发育残余粒间孔，成岩相类型以残余粒间孔相为主.其孔渗性能较差，分布于志靖－安塞地区的大面积区域（图 10），为该地区主要的储集体.
Ⅳ类储层：砂岩厚度最小，砂层厚度和小层砂厚均不超过10 m.主要为分流河道侧缘的薄层粉砂岩储集层，孔隙度小于8%，渗透率小于1 mD.压汞毛细管压力表现为高排驱压力，具有细孔微细喉孔喉结构，排驱压力大于1.5 MPa，中值压力大于5 MPa.此类储层仅发育粒间孔－微孔，成岩相类型以残余粒间孔相、浊沸石－硅质胶结相、碳酸盐胶结相为主.其孔渗性能较差，在整个志靖－安塞地区呈环带状分布（图 10），大部分为非有效储层，若有裂缝带发育，也可形成有效储层.
5 结论（1）鄂尔多斯盆地志靖－安塞地区长10储层岩性主要为长石砂岩，岩屑质长石砂岩次之，其东部地区长石、浊沸石含量较高.孔隙类型以原生粒间孔、长石溶蚀孔以及浊沸石溶蚀孔为主，孔喉分选较好，孔隙度平均值为11.4%，渗透率平均值为2.35 mD，物性较好，但非均质性较强，且东部地区优于西部地区.
（2）导致东部地区储层物性优于西部地区的两个主要因素：东部地区长石、浊沸石等遇酸易发生溶蚀作用的物质含量较高；东部地区更靠近长9最厚烃源岩区域，导致更多的酸性物质沿砂体和断裂侵入到东部储层中，促进其溶蚀作用的发生.
（3）根据优选出的10类评价参数，将研究区可划分出4类储层，其中Ⅰ~Ⅲ类储层为有效储层，Ⅰ类和Ⅱ类储层主要发育在东部地区，西部地区少见或不发育，Ⅲ类储层分布面积广，但储集性能较差，Ⅳ类储层大部分为非有效储层.
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