李樹同，時孜偉，牟煒衛(wèi),3，羅安湘，王琪，鄧秀芹，張文選，李陽,3，閆燦燦,3

1.甘肅省油氣資源研究重點實驗室/中國科學院油氣資源研究重點實驗室，蘭州 730000 2.中國石油長慶油田公司勘探開發(fā)研究院，西安 710021 3.中國科學院大學，北京 100049

0 引言

自2013年長慶油田油氣年產(chǎn)量突破5 000萬噸(油氣當量)以來，已經(jīng)成為我國陸上第一大油氣產(chǎn)區(qū)[1]。近年，在鄂爾多斯盆地三疊系延長組長8相繼發(fā)現(xiàn)了億噸級的西峰油田、姬塬油田，這兩大油田的發(fā)現(xiàn)為長慶油田油氣產(chǎn)量突破及穩(wěn)產(chǎn)5 000萬噸(油氣當量)做出了重要貢獻[2]。西峰和姬塬地區(qū)長8油氣勘探的突破，為鄂爾多斯盆地的石油勘探在區(qū)域和層位上的突破提供了新的勘探思路，具有非常重要的現(xiàn)實指導和理論意義。從鄂爾多斯盆地延長組長8勘探成果來看，自從發(fā)現(xiàn)西峰和姬塬油田后，在盆地其他區(qū)域的長8至今尚未取得實質(zhì)性的突破[2- 3]。從前人研究成果來分析[4- 14]，盆地其他地區(qū)的長8應該具有與姬塬、西峰油田相似的沉積環(huán)境、儲層類型、烴源巖等成藏條件，盆地其他地區(qū)的長8似乎具備石油成藏的地質(zhì)條件，而至今尚未取得石油勘探突破的原因是什么，是否為成藏過程中的如儲層、烴源巖、運移、保存等方面存在一定的差異？

關于姬塬和西峰地區(qū)長8儲層、成藏等方面的研究已有豐碩的研究成果，這些成果為姬塬和西峰長8油田的勘探和開發(fā)提供了重要的理論依據(jù)和技術指導[8- 10]。目前來講，系統(tǒng)地對比分析兩地區(qū)長8油藏的共性與差異性，對繼續(xù)深入認識鄂爾多斯盆地長8油藏特征及成藏規(guī)律是十分必要，也具有重要石油地質(zhì)意義。眾所周知，儲層是油氣最終聚集和保存的場所，因此，儲層在整個油氣成藏中扮演著重要角色，發(fā)揮著重要的作用。筆者擬從儲層特征及孔隙演化角度入手，對比分析西峰和姬塬油田長81低滲透儲層的砂體結構及模式、巖石類型、粒度、分選、孔隙類型及演化等方面的迥異性。對兩個油田在長81儲層特征及孔隙演化進行全面地、系統(tǒng)地對比研究，旨在歸納出二者在儲層方面的共性與差異，總結出鄂爾多斯盆地長8油藏成藏的儲層條件，為鄂爾多斯盆地其他地區(qū)長8的油氣勘探與開發(fā)提供儲層地質(zhì)研究理論，為在低滲透儲層中尋找“甜點”提供可借鑒的研究思路。

1 地質(zhì)背景

鄂爾多斯盆地是我國大型的拗陷型盆地，盆地橫跨陜、甘、晉、寧、蒙五省區(qū)，總面積約25×104km2[1]，研究區(qū)分別位于寧夏回族自治區(qū)境內(nèi)的姬塬地區(qū)和陜西省境內(nèi)的陜北地區(qū)(圖1)，姬塬地區(qū)位于鄂爾多斯盆地的中西部地區(qū)，而西峰地區(qū)位于盆地西南部。鄂爾多斯盆地三疊系延長組自下而上分為10個油組(長10—長1)，其中長8油組分為2個亞段(長81、長82)，巖性整體上較細以粉砂巖、中—細砂巖為主，長8油層組地層厚范圍在40～80 m之間[1]。鄂爾多斯盆地在三疊系延長期為湖泊—三角洲沉積，其中在長10—長8期屬于延長湖盆發(fā)育階段，沉積體為河流—三角洲沉積，其沉積微相主要為水上與水下分流河道為主，河口壩相對不太發(fā)育[6- 7,11- 14]。鄂爾多斯盆地三疊系長8沉積屬于淺水三角洲沉積，長8物源主要存在東北、西北、西南三大物源區(qū)，其中西峰和姬塬地區(qū)長8沉積體的物源分別來自西南和西北物源[6- 7]。西峰、姬塬地區(qū)長8砂體以水下分流河道砂體為主要儲集體，其他類型的砂體不太發(fā)育，砂體在空間上連續(xù)性好，沉積厚度大，儲層的物性相對較差，屬于低滲透儲層[9- 10]。長8油藏的油源主要來自上覆的長7烴源巖，屬于上生下儲的近源成藏[5,8]。

2 砂體結構及成因模式

鄂爾多斯盆地晚三疊系延長湖經(jīng)歷了發(fā)生、發(fā)展到消亡的演化歷史，長8期為延長湖的發(fā)展階段，在延長湖的長81期湖水開始擴張，湖水向外擴張動力較強，湖平面上升[1- 2,11- 13,15- 16]。姬塬和西峰地區(qū)長81砂體主要以水下分流河道砂體為主，其他類型的砂體不太發(fā)育。姬塬地區(qū)長81水下分流河道砂體為多期疊置的水下分流河道砂體，但砂體疊加期次不明顯，其在垂向、縱向連續(xù)性較好，且具有明顯的退積特征(圖2)；而西峰地區(qū)長81砂體垂向、縱向連續(xù)性同樣較好，且具有明顯的垂向加積特征。兩地區(qū)長81砂體在空間上具有很好的連續(xù)性。通過巖芯觀察發(fā)現(xiàn)，姬塬和西峰地區(qū)長81水下分流河道砂體主要發(fā)育斜層理、交錯層理、沙紋層平行層理等，而河道底部的沖刷面均不太發(fā)育表明河流入湖的水動力相對較弱[17- 21]。通過粒度分析表明研究區(qū)長81砂體以細砂巖和極細砂巖為主，從另一個角度說明研究區(qū)長81沉積期水動力較弱。另外，姬塬和西峰地區(qū)長81砂巖巖石成份分析表明，兩地區(qū)長81砂巖石英較低而長石含量較高，含較多的巖屑，成分成熟度較低，說明兩地區(qū)在長81期屬于近物源沉積[1,21]。

綜合分析認為，姬塬地區(qū)長81期在基準面上升過程中，湖水向外擴張動力強，且湖水擴張動力大于河流入湖動力[1]；姬塬地區(qū)距離西北物源區(qū)較近，沉積搬運距離較短，因此，物源供給相對穩(wěn)定、充足，在相對弱的河流入湖動力和強的湖水擴張動力的共同作用下，河道和河口壩砂體提前被動卸載沉積，在湖平面不斷的上水過程中，湖水向外擴張動力逐漸加強，砂體逐漸后退被動卸載沉積，形成了垂向疊加期次不明顯、縱向連續(xù)性好的“連續(xù)退積式”厚層砂體[1,21](圖3)。西峰區(qū)長81期延長湖平面快速上升，使得湖水快速向外擴張且動力較強，同時河流入湖動力強[21]，研究區(qū)物源來自盆地的西南區(qū)，其距離物源區(qū)較近搬運距離較短，且由于此時期物源供給穩(wěn)定、充足，河流入湖動力和湖水向外擴張動力強度相等的情況下，大量的河道砂體快速卸載沉積，形成了垂向、縱向連續(xù)性好，且垂向疊加期次不明顯的“頂牛模式”厚層砂體(圖3)。

圖2 姬塬、西峰地區(qū)長81砂體連井剖面圖Fig.2 The well profiles of Chang 81 sand body in Xifeng and Jiyuan area

圖3 姬塬、西峰地區(qū)長81砂體成因模式圖(左：姬塬地區(qū)，右：西峰地區(qū))Fig.3 Genesis model of Chang 81 sand body in Jiyuan and Xifeng area (left: Jiyuan area, right: Xifeng area)

3 儲層類型及其特征

通過巖石薄片鑒定表明(圖版Ⅰ)，姬塬油田和西峰油田長81儲層砂體石英含量分別為30.30%，28.83%，石英和巖屑含量姬塬油田的長81高于西峰油田長81(表1)。長石含量分別為25.08%，29.4%；長石含量姬塬油田的長81低于西峰油田長81(表1)。姬塬油田和西峰油田長81儲層砂體均為巖屑長石砂巖和長石巖屑砂巖，雖然兩個研究區(qū)屬于不同的物源區(qū)[9- 10]，但巖石類型及巖石成分含量二者差別并不大(圖4)。

表1 西峰、姬塬地區(qū)延長組長81儲層碎屑組分含量表

圖4 西峰、姬塬地區(qū)長81儲層巖石成份圖Fig.4 Reservoir rock composition of Chang 81 in Xifeng and Jiyuan area

圖5 西峰、姬塬地區(qū)延長組長81儲層粒度分選圖Fig.5 Reservoir size sorting of Chang 81 in Xifeng and Jiyuan area

姬塬和西峰地區(qū)長81儲層砂體主要以細砂—極細砂巖為主，具體差別為中砂、極細砂和粉砂巖含量姬塬地區(qū)高于西峰油田，細砂巖姬塬地區(qū)略低于西峰地區(qū)(圖5)。姬塬和西峰地區(qū)長81儲層砂體分選主要以較好為主，其次為中等、較差，具體差別為分選好、中等、較差所占比例姬塬地區(qū)高于西峰地區(qū)，較好則姬塬地區(qū)低于西峰地區(qū)(圖5)。從儲層砂體粒度和分選特征來看，均以細砂巖為主，分選較好為主，二者差別不大，其造成細微差別的原因可能與物源及其物源搬運距離存在一定的關系[10,21]。

4 儲層孔隙特征及改造與演化

4.1 儲層孔隙類型及特征

通過對姬塬和西峰地區(qū)長81巖石鑄體薄片和掃描電鏡觀察(姬塬地區(qū)213個、西峰地區(qū)340個)分析，研究區(qū)長81儲層砂體孔隙類型以粒間孔、粒間溶蝕孔、粒內(nèi)溶蝕孔為主(圖版Ⅰ- C～F)，少量發(fā)育微裂縫和晶間孔等。姬塬地區(qū)長81儲層面孔率為2.08，粒間孔占0.76%，長石溶孔占1.07%，巖屑溶孔占0.17%，晶間孔占0.06%，微裂隙占0.02%[1]；西峰地區(qū)長81儲層中粒間孔占1.08%；長石溶孔占0.6%；巖屑溶孔占0.09%；晶間孔占0.02%；微裂隙占0.07%(圖6)。兩研究區(qū)長81儲層的面孔率差別不大，粒間孔、巖屑溶孔、晶間孔姬塬地區(qū)低于西峰地區(qū)，而溶蝕孔姬塬地區(qū)高于西峰地區(qū)。

圖6 姬塬、西峰地區(qū)長81砂體孔隙類型Fig.6 The Pore types of sand body of Chang 81 in Jiyuan and Xifeng area

4.2 儲層孔隙后期改造與演化

成巖作用直接或間接影響儲層埋藏后孔隙演化及大小，對致密儲層孔隙度及滲透性能具有重要的影響作用，隨著儲層埋藏加深各種成巖條件(溫度、壓力、酸堿度、流體溶解度)發(fā)生明顯變化，導致成巖特征存在明顯的差異性，控制了儲層的孔隙演化與物性特征[22- 25]。姬塬和西峰地區(qū)長81成巖作用類型主要有機械壓實作用、碳酸鹽膠結、綠泥石膜膠結和溶蝕作用等，其中機械壓實作用、碳酸鹽膠結是破壞性成巖作用，溶蝕作用和綠泥石膜膠結則是建設性的成巖作用[27]。目前，可通過視壓實率、視膠結率、視溶蝕率等定量指標能夠更加明確地反應各類成巖作用對儲層物性的定量影響[26- 28]。

4.2.1 視壓實率

視壓實率是表征原始沉積物孔隙空間被壓實的程度，與儲層原始孔隙度、填隙物體積、面孔率及次生孔隙體積密切相關[27]。通過大量鑄體薄片計算與統(tǒng)計研究區(qū)長8儲層的視壓實率，并根據(jù)壓實程度分級標準發(fā)現(xiàn)：姬塬和西峰地區(qū)長81砂體均以中等壓實為主，中等壓實比例達到70%以上(圖版Ⅰ- G，H)，視壓實率的平均值姬塬地區(qū)略大于西峰地區(qū)(圖7A)。

原生孔隙=20.91+22.9/(δ1/δ2)1/2

圖7 姬塬、西峰地區(qū)長81成巖作用對儲層孔隙影響分析圖a.視壓實率；b.視膠結率；c.視溶蝕率；d.孔隙度演化Fig.7 The influence of diagenesis on reservoir porosity of chang 81 in Jiyuan and Xifeng areaa.apparent compacting rate; b.apparent cementing rate; c.apparent dissolution rate; d.porosity evolution

式中，δ1：第一四分數(shù)，為25%處的粒徑值；δ2：第三四分位數(shù)，為75%處的粒徑值。一般：視壓實率(a)>70%，壓實程度強；30%

為了評價壓實對砂巖孔隙度影響，又引入公式：

壓實剩余孔隙度=[(粒間孔面孔率+膠結物溶孔面孔率)/總面孔率)]×物性分析孔隙度+膠結物含量

壓實損失孔隙度=原始孔隙度-壓實剩余孔隙度

壓實孔隙度損失率=壓實損失孔隙度/原始孔隙度

通過對研究區(qū)長81砂體壓實損失孔隙度和壓實孔隙度損失率計算表明：研究區(qū)的壓實程度中等，其壓實損失的孔隙度均大于20%，且二者壓實作用平均損失孔隙度相差不大(圖7D)。

4.2.2 視膠結率

視膠結率是表征膠結作用對原始孔隙空間體積影響程度的參數(shù)，視膠結率大小與膠結物的含量有關。由于膠結作用的時間長短、膠結作用的強度以及膠結作用的速度等決定了膠結物的含量，因此膠結作用的強度是通過巖石薄片空間中膠結物的含量來確定。一般而言，視膠結率值越大，膠結作用越強，則儲層物性也越差。視膠結率的計算結果表明：姬塬和西峰地區(qū)長81砂體的膠結程度主要為弱—中等(圖版I，J)，視膠結率平均值姬塬地區(qū)強于西峰地區(qū)(圖7B)。

一般，b>70%，膠結程度強；30%

為了評價膠結作用對砂巖孔隙度的影響引入公式：

膠結剩余孔隙度=(粒間孔面孔率/總面孔率)×物性分析孔隙度

膠結損失孔隙度=壓實剩余孔隙度-膠結剩余孔隙度

膠結孔隙度損失率=膠結損失孔隙度/原始孔隙度

姬塬和西峰地區(qū)長81砂體平均膠結損失孔隙度損失率為13.87%和11.99%，姬塬地區(qū)膠結孔隙度損失程度高于西峰地區(qū)(圖7D)。膠結作用是研究區(qū)砂巖儲層物性變差的重要因素之一。

4.2.3 視溶蝕率

視溶蝕率是表征儲層溶蝕作用的強弱，通過鑄體薄片或圖像分析資料確定次生溶蝕面孔率與總面孔率的大小，進而可以定量評價溶蝕作用的強度。視溶蝕率的計算結果表明：姬塬和西峰地區(qū)視溶蝕率程度處于中等—強(圖版Ⅰ- K，L)，但是姬塬地區(qū)強溶蝕所占比例大于50%，溶蝕程度較西峰地區(qū)強(圖7C)。

一般，c<25%，弱溶蝕；25%60%，強溶蝕。

為了評價溶蝕作用對砂巖孔隙度的影響引入公式：

次生孔隙度=(溶蝕面孔率/總面孔率)×物性分析孔隙度

對溶蝕增加孔隙度進行計算，結果表明：姬塬和西峰地區(qū)長81砂體溶蝕增加孔隙度分別為3.71%和2.79%，姬塬地區(qū)高于西峰地區(qū)(圖7D)。

4.2.4 儲層孔隙演化過程分析

沉積物自埋藏以后，儲集空間的再分配即孔隙演化過程中，起主要作用的是成巖作用的演化[23- 27]。筆者通過對壓實、膠結、交代和溶蝕等成巖作用對姬塬和西峰地區(qū)長81砂巖儲層影響的差別進行了定量數(shù)據(jù)的對比分析，同時采用計點統(tǒng)計的方法求取各成巖作用對孔隙度演化的貢獻值，建立儲集層成巖演化過程中孔隙度參數(shù)演化的定量模型，分析致密儲層孔隙演化過程(圖7D)。

壓實作用是儲層物性變差的主要控制因素之一，它嚴重制約著后期膠結作用發(fā)育程度。姬塬和西峰地區(qū)長81砂體壓實作用孔隙度損失率一般在原始孔隙度的50%以上，但由于兩地區(qū)的巖性組分都是以巖屑長石砂巖或者長石巖屑砂巖為主，塑性組分含量足夠多，且?guī)r石粒度都是以細砂或極細砂為主，故導致壓實作用平均損失孔隙度相差不大。早成巖膠結作用對儲層的影響有兩方面因素：第一，早期綠泥石黏土膜和早期方解石的存在能夠抑制壓實作用，減弱壓實作用程度；第二，早期膠結物的存在，尤其是早期方解石的出現(xiàn)，充填在原生粒間孔中，堵塞孔隙，使孔隙度減小。研究區(qū)對比發(fā)現(xiàn)，姬塬地區(qū)長81砂體更發(fā)育綠泥石黏土膜，故其早期成巖膠結作用影響下的孔隙度損失比西峰地區(qū)長81砂體小。溶蝕作用對儲層孔隙具有明顯的改造使其孔隙增加，沉積物的原始組分和結構、被溶組分類型及含量、溶蝕流體類型及豐富程度、膠結物含量等是控制溶蝕作用發(fā)生的主要因素。從早期方解石膠結的含量來看，姬塬地區(qū)長81砂體低于西峰地區(qū)，故導致了其溶蝕增加孔隙度高于西峰地區(qū)。從巖石成份特征來分析，姬塬和西峰地區(qū)長81儲層砂巖的巖性均以巖屑長石砂巖和長石巖屑砂巖為主，可為溶蝕產(chǎn)生提供大量的可溶組分，且長7烴源巖在全盆范圍內(nèi)廣泛分布，能夠為溶蝕提供大量的酸性流體。同時，在研究區(qū)內(nèi)流體的運移動力主要依靠過剩壓力，而姬塬地區(qū)的剩余壓力差較西峰地區(qū)大[8]，故溶蝕能力更強，其溶蝕增加孔隙度更高。中成巖階段膠結作用使姬塬和西峰地區(qū)的原始孔隙度損失最少在7%左右，雖然姬塬地區(qū)長81地層中成巖膠結損失孔隙度為10.93%，但是由于伴隨長石的溶蝕產(chǎn)生的自生高嶺石在其中占3%左右，因此其總損失較小，中成巖作用是儲層物性變差的最終原因。

通過研究區(qū)儲集層成巖演化過程中孔隙度參數(shù)演化的定量模型的分析可知：就成巖作用過程而言，姬塬和西峰地區(qū)長81砂體壓實損失孔隙度中等、膠結損失孔隙度少、溶蝕增加孔隙度中等，這三方面成巖作用因素是導致現(xiàn)今孔隙度相對較高的主要原因。

5 結論

(1) 西峰和姬塬地區(qū)長81儲層均為水下分流河道砂體，具有近物源、供給穩(wěn)定、充足，在空間上連續(xù)性好、厚度大的共性；但其沉積模式存在差異，姬塬地區(qū)長81水下分流河道砂體疊加期次不明顯，為“連續(xù)退積式”沉積模式，而西峰地區(qū)具有明顯的垂向加積特征，為“頂牛”沉積模式。

(2) 西峰和姬塬地區(qū)長81儲層的孔隙類型均以粒間孔和溶蝕孔為主。但存在粒間孔、巖屑溶孔、晶間孔姬塬地區(qū)低于西峰地區(qū)，而溶蝕孔姬塬地區(qū)高于西峰地區(qū)的差異。

(3) 壓實作用和膠結作用是造成西峰和姬塬地區(qū)長81儲層孔隙損失減少的共同原因，現(xiàn)今兩地區(qū)長81孔隙度約7%。在孔隙度形成演化過程中存在一定的差異：姬塬和西峰地區(qū)長81砂體平均膠結損失孔隙度損失率為13.87%和11.99%，姬塬地區(qū)膠結孔隙度損失程度高于西峰地區(qū)，而溶蝕增孔率分別為3.71%和2.79%，姬塬地區(qū)溶蝕增孔率高于西峰地區(qū)。

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