鄂爾多斯盆地隴東地區(qū)長8段儲(chǔ)層特征與儲(chǔ)層四性關(guān)系研究

邢長林，英亞歌

（1.大陸動(dòng)力學(xué)國家重點(diǎn)實(shí)驗(yàn)室·西北大學(xué)，陜西西安 710069；2.新疆龜茲礦業(yè)有限公司）

1 區(qū)域地質(zhì)特征

鄂爾多斯盆地位于華北地臺(tái)的西部，是一個(gè)多構(gòu)造體系、多旋回演化、多沉積類型的克拉通盆地，盆地經(jīng)歷了中晚元古代坳拉谷發(fā)展階段、早古生代淺海臺(tái)地發(fā)展階段、晚古生代濱海平原階段，至中生代進(jìn)入內(nèi)陸盆地演化階段。盆地邊緣變形較強(qiáng)，內(nèi)部變形構(gòu)造很微弱，只存在地層間斷或剝蝕，區(qū)域構(gòu)造呈現(xiàn)為西傾的平緩大單斜。整個(gè)盆地可以劃分為6個(gè)一級(jí)構(gòu)造單元，即北部伊盟隆起、西緣逆沖帶、西部天環(huán)坳陷、中部伊陜斜坡、南部渭北隆起和東部晉西撓褶帶［1］。

研究區(qū)地處鄂爾多斯盆地西南部，北起洪德、南至寧縣、西達(dá)演武、東到張岔，構(gòu)造上屬陜北斜坡與天環(huán)向斜的西南段，總面積約為2.5×104km2（圖1）。從區(qū)域構(gòu)造來講，研究區(qū)內(nèi)構(gòu)造相對(duì)簡單，斷層和褶皺不發(fā)育，缺乏油氣富集的二級(jí)構(gòu)造帶和構(gòu)造圈閉。在研究區(qū)小范圍內(nèi)存在一系列較小的鼻狀隆起，地表基本為第四紀(jì)黃土所覆蓋。

鄂爾多斯盆地延長組形成于中生代三疊系的內(nèi)陸盆地演化階段，經(jīng)歷了一個(gè)陸相大型湖盆從發(fā)生、發(fā)展到消亡的整個(gè)地史演化過程，因此沉積了一套完整的進(jìn)積－垂向加積－退積的沉積序列組成的砂泥巖地層（表1）。在湖盆的演化過程中，湖水發(fā)生了幾退幾進(jìn)，發(fā)育了多套良好的生儲(chǔ)蓋組合。從整體盆地的角度來看，在湖盆鼎盛期形成長8油層組的砂巖儲(chǔ)層成為盆地石油聚集最為集中的層位。對(duì)于本次研究區(qū)而言，延長組長8油層組的砂巖儲(chǔ)層無疑是本區(qū)最重要的儲(chǔ)層。

圖1 隴東地區(qū)構(gòu)造位置

本次研究的目的層是三疊系上統(tǒng)的延長組，主要是三角洲、湖湘及河流相。延長組從上到下分為10個(gè)層段，目的層延長組長8段在研究區(qū)大部分區(qū)域主要由上、下兩套巨厚層河流相和三角洲平原亞相的淺灰色灰質(zhì)中砂巖－細(xì)砂巖韻律層組成，層理構(gòu)造發(fā)育，中間夾薄層泥巖和暗色泥巖［2］。在盆地的沉降中心位置，為厚層泥巖和薄層砂巖互層。

表1 鄂爾多斯盆地三疊系延長組地層

2 儲(chǔ)層特征

2.1 巖性特征

研究區(qū)長8儲(chǔ)層主要巖性為巖屑長石砂巖，其次為長石砂巖和長石巖屑砂巖，砂巖具有石英含量低，長石含量高，巖屑含量較高以及成分成熟度低的特點(diǎn)。碎屑中石英含量25.04%～35.91%，平均含量30.34%，主要為單晶石英；長石含量15.27%～42.12%，平均含量35.46%，主要為斜長石和鉀長石，其次為條紋長石；巖屑含量9.02%～23.44%，平均含量13.44%，主要為火山巖屑和變質(zhì)巖屑，另有少量沉積巖巖屑；填隙物含量13.27%～20.21%，平均含量18.9%，主要為雜基和膠結(jié)物，其中雜基平均含量2.2%，膠結(jié)物主要為粘土礦物，其次為碳酸鹽，另有少量硅質(zhì)及凝灰質(zhì)。對(duì)儲(chǔ)層全巖X衍射礦物分析表明，石英平均含量33.9%，斜長石40.6%，鉀長石13.7%，碳酸鹽2.8%，粘土礦物9.0%。儲(chǔ)層巖石結(jié)構(gòu)主要以中細(xì)砂巖為主，細(xì)砂巖次之，粒級(jí)主區(qū)間分布在0.2～0.375mm；砂巖分選中－好，磨圓度以次棱角狀為主，顆粒支撐，點(diǎn)－線接觸。由于物源區(qū)和沉積環(huán)境的不同，研究區(qū)內(nèi)不同區(qū)塊巖石特征有所差異，鎮(zhèn)原、西峰、慶陽長8儲(chǔ)層中雜基含量較少，平均3.2%，合水雜基含量高7.5%，巖屑含量也較高，這會(huì)導(dǎo)致巖石在成巖演化過程中經(jīng)歷的壓實(shí)程度不同，前者小，物性好，后者高，物性較差［3－5］。

2.2 物性特征

由所得測井資料分析表明，隴東長8儲(chǔ)層巖心分析孔隙度為1.4%～16.6%，平均9.13%，滲透率為（0.0083～10.7）×10－3μm2，平均0.81×10－3μm2。其中沿西南－東北方向的鎮(zhèn)原－馬嶺、西峰－慶陽的物性參數(shù)為本區(qū)最好，孔隙度均值為10.91%，滲透率為1.2×10－3μm2；位于研究區(qū)東南部位的合水－固城物性參數(shù)較差，孔隙度均值為7.31%，滲透率為0.13×10－3μm2，產(chǎn)生物性的差異主要是因巖石特征差異所造成。由物性參數(shù)得出長8儲(chǔ)層為低孔低滲砂巖儲(chǔ)層，儲(chǔ)層孔滲關(guān)系具有正相關(guān)性，且隨深度增加而減小，不同地區(qū)因沉積物性質(zhì)不同，物性差異比較明顯，主要表現(xiàn)為巖石粒徑較粗、分選較好、雜基含量少、其物性參數(shù)高［5－7］?？诐B數(shù)值還明顯表現(xiàn)為受砂體所處沉積微相控制（表2）。

表2 沉積微相和孔、滲關(guān)系

2.3 電性特征

通過詳細(xì)的巖心觀察、測井資料對(duì)比分析以及各種分析化驗(yàn)資料的研究，研究區(qū)長8儲(chǔ)層電性具有如下特點(diǎn)：

泥巖層段聲波時(shí)差一般都比儲(chǔ)層層段聲波時(shí)差高；儲(chǔ)層中砂巖含量相對(duì)泥質(zhì)含量較高時(shí)自然伽馬顯示為低值，同時(shí)可參考深感應(yīng)、八側(cè)向和中感應(yīng)等測井曲線，其數(shù)值相應(yīng)的顯示為低值且曲線波動(dòng)不大；微電極顯示為低值、平滑；自然電位曲線與自然伽馬曲線均為低值且相對(duì)同時(shí)起伏；油層段的電阻率值要比鄰近水層電阻率高出1.8倍以上（圖2）。

2.4 含油性特征

對(duì)隴東地區(qū)300余口井的試油資料和油水日產(chǎn)量的研究分析得出，研究區(qū)長8儲(chǔ)層的產(chǎn)油井段居多，占總個(gè)數(shù)的近50%，水層次之約25%，兼有油水同層出現(xiàn)但為數(shù)不多占20%左右，干層較少不到5%，僅研究區(qū)少數(shù)幾口井段出現(xiàn)干層。據(jù)前人研究認(rèn)識(shí)可知，長81是研究區(qū)主要含油層段，探明含油面積沿砂體展布方向呈近南北向條帶狀連片分布，探明儲(chǔ)量和控制儲(chǔ)量區(qū)域面積較大；長82段含油相對(duì)較差，在部分地區(qū)有一定探明、控制和預(yù)測儲(chǔ)量。

圖2 西峰181井電性特征

3 儲(chǔ)層“四性”關(guān)系研究

儲(chǔ)層“四性”關(guān)系是指巖性、物性、含油性之間以及相應(yīng)的電性之間的關(guān)系。儲(chǔ)層內(nèi)巖性、物性、含油性之間既存在內(nèi)在聯(lián)系又相互制約，其中巖性起主導(dǎo)作用。巖石中碎屑顆粒的粗細(xì)、分選的好壞、粒序縱向上的變化特征以及泥質(zhì)含量、膠結(jié)類型等都直接影響著儲(chǔ)層屬性參數(shù)的變化。而儲(chǔ)層的電性則是巖性、物性、含油性的綜合反映［8］。

3.1 巖性與物性的關(guān)系

研究區(qū)長8砂巖主要為中細(xì)粒長石砂巖、巖屑長石砂巖、長石巖屑砂巖，砂巖中長石、巖屑含量較高，石英含量低，成分成熟度低。長8砂巖的填隙物平均含量為18.9%，以綠泥石和伊利石附著顆粒表面的形式膠結(jié)和高嶺石充填空隙的形式膠結(jié)，另有少量硅質(zhì)及凝灰質(zhì)填充。

分析表明，砂巖中碎屑顆粒的成分對(duì)孔隙度和滲透率的影響不明顯，但是其粘土礦物和碳酸鹽巖膠結(jié)物的類型和含量對(duì)砂巖的孔隙度和滲透率有很大的影響。長8儲(chǔ)層隨著砂巖中粘土礦物中綠泥石和伊利石含量的增多，砂巖的孔滲性也都有所減小；而長8層段砂巖中高嶺石含量的增大對(duì)其孔滲性有很大的影響，主要表現(xiàn)在隨著高嶺石含量的增加，砂巖的孔滲性得到改善。

碳酸鹽膠結(jié)物對(duì)儲(chǔ)層物性的影響主要表現(xiàn)在碳酸鹽含量高時(shí)，孔隙度和滲透率降低。對(duì)上里塬地區(qū)長8儲(chǔ)層中碳酸鹽巖含量與孔滲關(guān)系分析可以明顯反映出隨著儲(chǔ)層碳酸鹽巖膠結(jié)物含量的增加，儲(chǔ)層的孔隙度和滲透率逐漸降低。

3.2 孔隙性與滲透性的關(guān)系［9-13］

通過對(duì)研究區(qū)長8層段儲(chǔ)層300余口井各自的巖心孔隙度與滲透率的相關(guān)分析表明，巖心的滲透率隨著孔隙度增大而增大，兩者呈良好的指數(shù)正相關(guān)性（圖3），且相關(guān)系數(shù)較高，長8層段孔滲相關(guān)系數(shù)在75%以上的占80%左右。從圖上可以看出，對(duì)于西峰、合水地區(qū)，長81和長82層段的孔滲相關(guān)均較好。

圖3 隴東地區(qū)長8段孔滲關(guān)系

3.3 物性與電性的關(guān)系

儲(chǔ)層的電性主要指的是各種測井所獲得的反映地下地質(zhì)情況的信息即測井信息。從一定程度上講，研究儲(chǔ)層的巖性與物性之間的關(guān)系所反映的是純地質(zhì)方面的相關(guān)性，是從地質(zhì)理論角度出發(fā)檢驗(yàn)儲(chǔ)層質(zhì)量的好壞。分析巖性、物性與電性之間的關(guān)系則是利用測井資料與地下儲(chǔ)層各參數(shù)之間的內(nèi)在規(guī)律性來檢驗(yàn)測井方法及手段的精度。只有當(dāng)二者間有良好的對(duì)應(yīng)關(guān)系時(shí)，最終所建立的測井解釋模型才有可信度。

（1）孔隙度與聲波時(shí)差（AC）的相關(guān)分析。在研究區(qū)各取心井進(jìn)行巖性歸位后，將取得的不同井段樣品的孔隙度分析數(shù)據(jù)與對(duì)應(yīng)深度段的測井聲波時(shí)差進(jìn)行相關(guān)分析，結(jié)果表明：實(shí)際巖心所測孔隙度與其所對(duì)應(yīng)的聲波時(shí)差測井響應(yīng)（AC值）相關(guān)性相對(duì)好，以西峰和鎮(zhèn)原北地區(qū)為例，它們的孔隙度與聲波時(shí)差相關(guān)性如圖4所示。

（2）孔隙度與密度（DEN）的相關(guān)分析。通過對(duì)研究區(qū)巖心孔隙度與視密度的相關(guān)分析和統(tǒng)計(jì)表明，長8儲(chǔ)層的分析孔隙度與視密度的相關(guān)性較好。而將巖心分析孔隙度與其對(duì)應(yīng)的密度測井響應(yīng)（DEN值）進(jìn)行回歸分析，兩地區(qū)的孔隙度與測井密度的相關(guān)性如圖5所示。

圖4 長8巖心孔隙度與聲波時(shí)差的關(guān)系

圖5 長8巖心孔隙度與密度測井的關(guān)系

由此說明，研究區(qū)密度測井?dāng)?shù)據(jù)與聲波時(shí)差測井?dāng)?shù)據(jù)能較好地反映研究區(qū)目的層段砂體的孔隙度分布。

3.4 物性與含油性的關(guān)系

根據(jù)已有資料整理和前人總結(jié)認(rèn)識(shí)的研究區(qū)巖心含水飽和度資料與孔隙度和滲透率的相關(guān)性分析，認(rèn)為研究區(qū)長8層段儲(chǔ)層的孔隙度與含水飽和度呈現(xiàn)明顯的負(fù)相關(guān)性。由此說明，儲(chǔ)層的孔隙度仍然是控制儲(chǔ)層含油性的一個(gè)重要因素。

圖6為不同孔滲條件下巖心含油性的分布圖，圖中表明，孔滲性相對(duì)好的儲(chǔ)層其巖心的含油級(jí)別相對(duì)高，而孔滲性相對(duì)差的儲(chǔ)層其巖心的含油級(jí)別相對(duì)低，油斑級(jí)別一般發(fā)育在孔隙度大于6%，滲透率大于0.06×10－3μm2，小于這一參數(shù)的巖心除了個(gè)別情況外一般含油程度低，多為不含油特點(diǎn)［14－15］。從研究區(qū)目的層段油層的試油成果分析，油層試油產(chǎn)量較大的產(chǎn)層，儲(chǔ)層滲透率的貢獻(xiàn)基本上集中在大于0.06×10－3μm2的相對(duì)高滲段；隨著儲(chǔ)層滲透率的增大，油層試油的產(chǎn)油量也隨之增大。

圖6 隴東地區(qū)巖心孔滲性與巖心含油性散點(diǎn)分布

4 結(jié)論與認(rèn)識(shí)

鄂爾多斯盆地隴東地區(qū)延長組長8儲(chǔ)層是受三角洲沉積控制的砂巖儲(chǔ)層，砂體分布微相主要為三角洲前緣的水下分流河道和河口砂壩。儲(chǔ)層巖石類型主要為屑長石砂巖、長石巖屑砂巖和長石巖屑砂巖，富含巖屑、長石，成份成熟度低、結(jié)構(gòu)成熟度中－高，使得巖石經(jīng)歷了較強(qiáng)的壓實(shí)作用；長8層儲(chǔ)集性變化受沉積作用和成巖作用控制明顯，儲(chǔ)層厚度大，砂體發(fā)育，但砂巖物性與孔隙結(jié)構(gòu)均較差，儲(chǔ)層原始物性偏低，壓實(shí)、膠結(jié)和溶蝕作用控制了儲(chǔ)層孔隙結(jié)構(gòu)特征及儲(chǔ)層物性。通過對(duì)巖石的物性參數(shù)和孔隙結(jié)構(gòu)參數(shù)分析認(rèn)為該區(qū)儲(chǔ)層屬典型的低孔低滲儲(chǔ)集巖。

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