鄂爾多斯盆地延長組長9小層致密砂巖含油性控制因素

汶鋒剛,朱玉雙,任戰(zhàn)利 ,高鵬鵬 ,倪 軍 ,王仙仙, 許維武 ,馬 彬 ,高明星, 洪千里

(1.西北大學(xué) 地質(zhì)學(xué)系，陜西 西安 710069；2.陜西延長石油(集團) 有限責(zé)任公司 研究院，陜西 西安 710075；3.西安石油大學(xué) 外國語學(xué)院，陜西 西安 710065)

0 引 言

鄂爾多斯盆地延長組長9小層下段主要為一套層狀中-細(xì)粒長砂巖夾灰色-深灰色泥巖；上段為深灰色泥巖、炭質(zhì)泥巖夾油頁巖夾薄層粉細(xì)砂巖，或者二者呈不等厚互層。長9油層上下都存在良好烴源巖，屬于典型的“泥包砂”[1]，其巖性均以長石砂巖為主，孔隙度為0.7%～10%，滲透率為0.1×10-3～5×10-3μm2。長9油層組發(fā)育有碳酸鹽致密膠結(jié)的致密層和高塑性巖屑含量的致密層，這兩種致密層孔隙不發(fā)育，含油性差，同時發(fā)育細(xì)粒沉積隔夾層，其巖性包括泥頁巖、粉砂巖、泥質(zhì)砂巖和泥質(zhì)粉砂巖[2]。這些致密層影響長9油層的含油性，因此研究研究長9致密層含油性因素意義重大。

1 研究區(qū)概況

鄂爾多斯盆地是我國華北地臺西部一個古生代穩(wěn)定沉降、中生代坳陷遷移、新生代周邊扭動、斷陷的多旋回疊合的陸相大型含油氣盆地，以矩形呈南北向延伸。其北起陰山，南到秦嶺，東起呂梁山，西到騰格里沙漠，行政區(qū)屬山西、陜西、甘肅、寧夏、內(nèi)蒙古5省區(qū)。鄂爾多斯盆地屬華北地臺的次一級構(gòu)造單元，受北邊陰山-天山構(gòu)造體系、南邊秦嶺-昆侖構(gòu)造體系、東邊山西構(gòu)造體系、西邊賀蘭山構(gòu)造體系構(gòu)造應(yīng)力場的影響，形成了邊緣部分?jǐn)嗔?褶皺體系發(fā)育而內(nèi)部構(gòu)造相對簡單的構(gòu)造格局，面積約37×104km2。

研究區(qū)地理位置位于陜西省中北部，北起安塞和志丹縣、南至黃陵縣、東達(dá)延安市和洛川縣、西鄰甘肅省慶陽市，行政區(qū)包括陜西省甘泉縣、富縣大部和志丹縣、安塞縣、延安市、洛川縣等局部地區(qū)。構(gòu)造位置位于鄂爾多斯盆地陜北斜坡中南部，總面積約為6 000 km2(圖1)。

2 致密砂巖含油性控制因素

前人研究認(rèn)為鄂爾多斯盆地延長組長9油層組典型的致密砂巖儲集層，其油層多為近源或者源內(nèi)大面積分布，不受構(gòu)造和圈閉控制[1]。對于其含油性的研究，需要結(jié)合巖性、物性、非均質(zhì)性以及裂縫的發(fā)育程度來綜合評價長9小層的儲集層的含油性。

2.1 巖性與含油性

對研究區(qū)下組合巖心的含油性的觀察結(jié)果表明，長9小層含油段具有明顯的非均一性，含油段被眾多不含油致密層分隔。利用普通、鑄體薄片觀察，結(jié)合含油氣顯示、物性測試、試油等資料，分析了巖石成分對砂巖含油性的影響[3]。

2.1.1 巖屑與含油性的關(guān)系

對觀察的巖心中暗色紋層發(fā)育砂巖的含油性進(jìn)行了統(tǒng)計，結(jié)果表明，暗色物質(zhì)發(fā)育的砂巖中，具油氣顯示的樣品僅占16%，且顯示級別一般為熒光，極少數(shù)為油跡，無任何油氣顯示的樣品所占比例高達(dá)84%。該類暗色物質(zhì)發(fā)育的砂巖常作為隔夾層分隔油層(圖2)。

圖1 研究區(qū)位置及區(qū)域構(gòu)造圖Fig.1 Position and regional structure map of the study area

圖2 X井長9含油段巖心含油性及暗色紋層隔夾層特征Fig.2 Interlayer characteristics of dark laminae and core oiliness of the Chang 9 oil-bearing strata in the X well

對暗色物質(zhì)發(fā)育的砂巖磨制薄片后進(jìn)行鏡下觀察，發(fā)現(xiàn)該類巖石中暗色物質(zhì)主要為黑云母。黑云母、千枚巖、板巖等高塑性巖屑在受力作用下易發(fā)生塑性變形從而擠占孔隙空間，使碎屑顆粒間多呈線-凹凸?fàn)罱佑|，進(jìn)而使得儲層物性變差(圖2)。變質(zhì)石英巖屑、燧石質(zhì)巖屑等剛性巖屑(圖2)發(fā)育的砂巖中[4-5]，由于這類巖屑在受力用下通常表現(xiàn)為脆性變形，巖屑與顆粒相互接觸支撐，使較多孔隙在壓實作用下得以保存，此外，此類剛性巖屑還常被溶蝕形成較多溶蝕孔，利于油氣充注(圖2)。對鏡下觀察結(jié)果進(jìn)行統(tǒng)計，結(jié)果表明，暗色紋層發(fā)育的干層(高塑性巖屑砂巖)，其高塑性巖屑含量較高，一般變化在17%～33%之間，平均23%；鈣質(zhì)膠結(jié)致密干層，其高塑性巖屑含量一般變化在7%～19%之間，平均13.3%；水層的高塑性巖屑含量一般變化在6%～18%之間，平均11.9%；油層高塑性巖屑含量一般變化在4%～19%之間，平均11.4%。此外，高塑性巖屑含量與砂巖實測面孔率、含油飽和度也總體呈負(fù)相關(guān)關(guān)系，高塑性巖屑含量是影響砂巖含油性的重要因素之一，高塑性巖屑含量越高，砂巖物性越差，其含油性也越差，但高塑性巖屑含量較低的砂巖中，儲層是水層、油水層還是純油層和高塑性巖屑含量的高低并無直接關(guān)系。

2.1.2 膠結(jié)物與含油性

對巖心含油性進(jìn)行觀察發(fā)現(xiàn)，除暗色紋層發(fā)育的砂巖可作為不含油夾層外，碳酸鹽膠結(jié)物發(fā)育的砂巖也是不含油的砂巖類型之一[6]。這類砂巖滴酸時劇烈冒泡，常呈夾層或隔層狀分布于含油段砂巖。在觀察的碳酸鹽膠結(jié)的巖心樣品中，無任何油氣顯示的巖心占統(tǒng)計總數(shù)的86%，具油氣顯示的樣品占近14%(圖3)，一般隨著冒泡劇烈程度變?nèi)?，含油性逐漸變好[7]。

圖3 不同碳酸巖鹽膠結(jié)物與面孔率關(guān)系Fig.3 The relation between different rock salt carbonate cement and areal porosity

對碳酸鹽發(fā)育的不含油砂巖的鏡下觀察表明，該類砂巖中方解石、鐵方解石等碳酸鹽膠結(jié)物發(fā)育[8]，含量變化在20%～40%之間，平均29.6%；暗色紋層發(fā)育砂巖(高塑性巖屑砂巖)的碳酸鹽膠結(jié)物含量主要變化在0～11%之間，平均6%；水層碳酸鹽膠結(jié)物0～16%，平均5.3%，油層碳酸鹽含量變化在0～10%，平均3.4%。油層碳酸鹽含量最低，其次為水層和暗色紋層發(fā)育砂巖，鈣質(zhì)致密膠結(jié)砂巖的碳酸鹽膠結(jié)物含量明顯高于水層、油層和高塑性巖屑砂巖的碳酸鹽膠結(jié)物含量[9](圖3)。

砂巖的面孔率總體與碳酸鹽含量呈一定負(fù)相關(guān)關(guān)系(圖3)，在碳酸鹽膠結(jié)物含量與孔隙度、滲透率相關(guān)關(guān)系圖上，孔隙度、滲透率總體隨碳酸鹽含量升高而降低。因鈣質(zhì)膠結(jié)致密的干層的孔隙度一般小于6%，平均4.1%，滲透率一般小于0.2×10-3μm2，平均0.12×10-3μm2；高塑性巖屑含量高的干層的平均孔隙度為3.7%，平均滲透率0.18×10-3μm2，干層的物性很差。油水層、油層、水層和油水層的物性差別不大，但明顯好于干層的物性(平均孔隙度8%，平均滲透率0.5×10-3μm2)，這是因為大量方解石、鐵方解石的膠結(jié)將使得儲層孔隙半徑變小，孔隙數(shù)量減少，進(jìn)而導(dǎo)致砂巖的物性變差。碳酸鹽膠結(jié)物含量其含量越高，砂巖物性越差，其含油性也越差。

2.1.3 雜基與含油性

從油層、水層和干層的雜基含量統(tǒng)計結(jié)果來看，各層的雜基含量相差不大，且含量較低，一般低于6%。砂巖中雜基含量與面孔率無明顯的相關(guān)關(guān)系，雜基含量與孔隙度相關(guān)性較差，這表明，砂巖中雜基含量對砂巖儲層物性有一定的影響，即也可能導(dǎo)致儲層物性變差，但其不是主要的影響因素。

圖4 研究區(qū)儲層不同含油性儲層砂巖孔隙度-滲透率交會圖Fig.4 The crossplot of porosity and permeability within different oil-bearing reservoirs the study area

2.2 物性與含油性

分別對無油氣顯示砂巖進(jìn)行鏡下薄片觀察，結(jié)合巖心觀察和測井解釋結(jié)果，發(fā)現(xiàn)物性較好的無油氣顯示砂巖主要為水層，物性較差的砂巖主要為鈣質(zhì)膠結(jié)致密的砂巖和高塑性巖屑含量砂巖，這兩種砂巖面孔率低，基本不含油。為分析研究區(qū)下組合純油層、油水層、水層和干層之間物性特征差異，分別對各含油區(qū)塊內(nèi)下組合試油段的物性數(shù)據(jù)進(jìn)行了統(tǒng)計，并制作了孔隙度-滲透率交匯圖。通過研究表明，各區(qū)塊下組合油層、油水層、含油水層和水層之間物性特征基本類似，孔滲性較好，而干層物性明顯較差(圖4)。

2.3 非均質(zhì)性與含油性

由于儲層在形成過程中受到沉積環(huán)境、構(gòu)造活動和成巖作用不同程度的影響，其儲集性能表現(xiàn)出強烈的各向異性特征，儲層非均質(zhì)性使得油、氣和水的分布也更加復(fù)雜化。儲層非均質(zhì)性對油氣分布的影響主要表現(xiàn)在微觀、層內(nèi)和層間非均質(zhì)性這三個方面。

2.3.1 微觀非均質(zhì)性對含油性影響

碳酸鹽膠結(jié)物含量高時會阻塞部分喉道[10]，鏡下照片顯示方解石膠結(jié)物非常發(fā)育，基本不發(fā)育孔隙，無油氣顯示。堵塞孔隙，使砂巖致密化，孔隙不發(fā)育，不含油。

2.3.2 層間非均質(zhì)性對含油性影響

在M井2 702～2 705 m井段砂巖內(nèi)研究發(fā)現(xiàn)，高滲段含油氣性優(yōu)于相對低滲段。進(jìn)一步對單井不同含油砂體及鄰井同一油層組中的原油物性的差異進(jìn)行分析，結(jié)果表明，同一層位不同含油砂體間原油和地層水物性在縱向上和橫向上也可能存在差異，具明顯的非均一性，這種差異是因為隔層把油藏部分油藏隔開[11-12]，部分可能不完全分隔，隔夾層使油藏復(fù)雜化[13]。這些油藏可能不連通或不完全連通，水-巖、油-巖相互作用存在差異，進(jìn)而導(dǎo)致原油物性和地層水物性存在差別。此外，隔夾層把油藏復(fù)雜化后，還導(dǎo)致油藏的油水關(guān)系復(fù)雜，無統(tǒng)一油水界面[14]。

2.4 沉積相與含油性

通過對研究區(qū)野外露頭、鉆井巖心的巖石學(xué)、沉積構(gòu)造、古生物、測井及分析化驗等資料的綜合分析，結(jié)合前人的研究成果，認(rèn)為長9油層組主要發(fā)育曲流河三角洲-湖泊沉積體系[15]。

對于三角洲沉積相來說，有利的沉積相帶主要是水下分流河道和河口壩，其沉積環(huán)境水動力條件相對較強，形成的沉積物通常磨圓度高、分選好，具有相對較高的結(jié)構(gòu)成熟度，且黏土雜基含量低、塑性碎屑如云母類、基性火山巖巖屑等不穩(wěn)定顆粒容易分解，形成較高的成分成熟度，在進(jìn)入埋藏成巖階段之前，該類沉積相所形成的儲層便具有相對較高的初始孔隙度和滲透率。通過大量試油數(shù)據(jù)及巖心觀察，油氣顯示較好的位置多為砂體厚度較大的三角洲前緣水下分流河道微相，其平均孔隙度約為11.21%，平均滲透率2.21×10-3μm2，明顯優(yōu)于其他沉積相砂體(表1)。在Y井長9段上部取心井段的巖心觀察發(fā)現(xiàn)，水下分流河道砂體巖性以灰白色含泥礫中砂巖或中-細(xì)砂巖為主，而水下分流河道間以深灰色泥巖、粉砂質(zhì)泥巖或泥質(zhì)粉砂巖為主，水下分流河道砂在該層段普遍具有含油顯示，而水下分流河道間粉砂巖油氣顯示較差(圖5)。從油氣分布的情況來看，水下分流河道砂體是最優(yōu)質(zhì)的儲集相，絕大部分的油氣均分布在該類沉積相帶內(nèi)。

表1研究區(qū)不同沉積相孔滲性能對比

Table1Comparisonofporosityandpermeabilityindifferentsedimentaryfacies

沉積相孔隙度/%滲透/103μm2三角洲前緣水下分流河道 1121221河口壩 83103席狀砂 877025水下天然堤 58010水下分流河道間49004前三角洲51006

圖5 Y井長9小段巖心照片F(xiàn)ig.5 Core photos of the Chang 9 in the well Y

2.5 源儲間疏導(dǎo)體系

通過野外露頭觀察、鉆井巖心描述及鏡下薄片觀察的綜合分析，研究了裂隙對油氣運聚及輸導(dǎo)層輸導(dǎo)性能的影響。研究表明，研究區(qū)裂縫非常發(fā)育，裂隙在油氣的運移過程中具有雙重性，既可能改善輸導(dǎo)層的輸導(dǎo)性能，起到通道作用，還可能起封堵作用[16]。因此，我們需要根據(jù)裂縫的形成、活動期次以及發(fā)育特征，分析裂隙對輸導(dǎo)層乃至油氣運移的影響。

在裂隙/斷層發(fā)育地區(qū)，油氣藏的形成、破壞和再形成與裂隙/斷層活動緊密相連。當(dāng)裂隙/斷層活動期與油氣成藏期配置關(guān)系較好時，油氣沿裂隙/斷層運移、再分配，與此同時，裂縫還改善輸導(dǎo)層的輸導(dǎo)性能。而當(dāng)成藏期裂隙不活動時，多數(shù)裂隙/斷層逐漸將失去通道性，成為油氣運移的遮擋面，使油氣在其附近聚集。因此，裂隙/斷層活動期與油氣成藏期的配置關(guān)系，是決定裂隙在油氣運聚過程中是否起重要作用的關(guān)鍵因素之一[17-18]，有必要對此開展工作。

三疊系、侏羅系、白堊系等地層中的節(jié)理觀察和統(tǒng)計結(jié)果表明，三疊系地層中最發(fā)育的節(jié)理走向為近東西向的垂向節(jié)理，在侏羅系的地層中也比較發(fā)育，但在白堊系地層中并不發(fā)育，這表明三疊系中這組節(jié)理主要形成于侏羅系沉積末期-早白堊世沉積早期。白堊系中北東-南西向的節(jié)理在侏羅系、三疊系地層中也發(fā)育，表明白堊系中節(jié)理形成時的構(gòu)造活動在使三疊系地層中早期裂隙重新活動的同時，還形成了新的裂隙。這些裂隙的形成或重新活動時間與研究區(qū)烴源巖生排烴時間基本一致，有利于油氣運移。

白堊紀(jì)末期，早期裂縫再次活動，新裂縫形成。早期形成的高角度垂向縫、斜交縫和水平縫等各類裂縫與晚期形成的裂縫相互切割形成網(wǎng)狀縫，有利于油氣的運移。裂縫中有大量油氣運移的痕跡，表明其確實是油氣運移的有利通道。

此外，裂縫活動時，流體沿著裂縫流動，會與巖石發(fā)生流體巖石相互作用，使方解石、長石等易溶物質(zhì)發(fā)生溶蝕，大大改善儲層的儲集性能，可為油氣提供儲集空間(圖6)。在下組合儲層孔滲關(guān)系圖(圖7)上，可見部分樣品明顯偏離趨勢線，一些孔隙度小于6%的樣品的滲透率達(dá)10×10-3μm2以上，部分孔隙度小于4%的樣品的滲透率在2×10-3μm2以上，這均是由于裂縫改善儲層/輸導(dǎo)層的滲透性能所致。

3 有利區(qū)預(yù)測

通過對安定組沉積末期長9小層輸導(dǎo)層頂面石油優(yōu)勢運移路徑進(jìn)行模擬，結(jié)果顯示:與長8小層相比，研究區(qū)西部長9小層頂面優(yōu)勢運移路徑減少，主要發(fā)育兩條，一條為黃灣-探1820井區(qū)往西經(jīng)定邊西往西北部運移的優(yōu)勢路徑，另一條為新安邊-鐵邊城-洼12井區(qū)-姬源地區(qū)的優(yōu)勢運移路徑，該路徑的相對運移通量較少。研究區(qū)主要有洼陷-腳108井區(qū)-白豹-坪莊、紙坊-王335井區(qū)-旦八鎮(zhèn)-永833井區(qū)兩條優(yōu)勢運移路徑。研究區(qū)北部安邊東-探220井區(qū)西的運移路徑運移通量相對較小，周長65井區(qū)-探626井區(qū)-靖邊的運移路徑運移的相對運移通量較大，紅柳溝-大路溝的運移路徑在探626井區(qū)與周長65井區(qū)-探626井區(qū)的運移路徑合并后向靖邊一帶運移。研究區(qū)東部主要有三條優(yōu)勢運移路徑，一條為洼陷經(jīng)杏河地區(qū)向鐮刀灣東方向運移的優(yōu)勢路徑，另兩條為西河口-安塞-下坪、沿河口-馮莊北優(yōu)勢運移路徑。此外，在吳堡-永金624井區(qū)還有一油氣匯聚區(qū)。

4 結(jié) 論

(1)鄂爾多斯盆地延長組長9油層組含油性受以下因素控制:①高塑性巖屑含量，高塑性巖屑含量越高，砂巖物性越差，其含油性也越差；②碳酸鹽膠結(jié)物其含量越高，砂巖物性越差，其含油性也越差；③物性、物性越好，其含油性越好；④非均質(zhì)性，其對含油性的影響巨大，容易造成縱橫線油氣運移的“隔斷”，油氣難以進(jìn)入儲集層成藏。⑤巖性，水下分流河道砂體巖性以灰白色含泥礫中砂巖或中-細(xì)砂巖為主，而水下分流河道間以深灰色泥巖、粉砂質(zhì)泥巖或泥質(zhì)粉砂巖為主，水下分流河道砂在該層段含油性好；⑥裂隙，其對儲層的運聚集具有極大的改善作用。如果裂縫發(fā)育，儲集層物性較差時，裂縫可以改善孔滲條件，油氣可以聚集成藏。

(2)安定組沉積末期長9輸導(dǎo)層頂面石油優(yōu)勢運移路徑的模擬結(jié)果顯示，杏河地區(qū)向鐮刀灣東方向、西河口-安塞-下坪、沿河口-馮莊北為油氣有利勘探區(qū)帶。

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