鄂尔多斯盆地马岭油田长81储层特征

摘 要：基于岩心、测井资料及普通薄片、铸体薄片、扫描电镜、X衍射、物性和压汞等化验分析资料，研究了鄂尔多斯盆地马岭油田长8储层特征。结果表明：该套储层的储集空间以粒间孔和长石溶孔为主要储集空间，喉道类型以片状或弯曲片状喉道为主，管束状喉道和缩颈型喉道次之，孔吼组合类型主要为大-中孔微喉型；孔隙总体分布在8%～10%，渗透率总体分布在0.3～1mD，为典型的低孔-特低孔、超低渗-特低渗孔隙性储层；储层质量受沉积相和成岩作用综合影响，随着砂地比的增大物性有变好的趋势，早期因压实及胶结而物性变差的储层也因溶蚀作用而有所改善。

关键词：鄂尔多斯盆地 马岭油田 储层特征 成岩作用

马岭油田是鄂尔多斯盆地发现最早的油田之一。原油主要赋存于侏罗系延安组储层中[1]。自1971年4月庆1井在侏罗系延10油组获得工业性油流开始，马岭油田进入了全面的勘探开发阶段[2]，自1987年开始年产油量大幅度递减[3]。近几年油气勘探工作向下部延长组扩展，在长8油层组取得了重大突破，实现了“马岭油田下面找马岭”的目标。据前人分析[4]，目前马岭油田主要针对整个延长组研究较多，对长8油层组的研究还比较薄弱，因此本文对长81储层特征进行了分析，明确了储层的物性特征及其影响因素，旨在为储层有利区预测提供资料。

一、区域地质概况

鄂尔多斯盆地可以划分为六个一级构造单元[5]，马岭油田位于鄂尔多斯盆地伊陕斜坡构造单元的西南部，构造主要为一个向西倾斜的平缓鼻状隆起带。马岭油田延长组长8油藏主要发育在长81期[4]，地层埋藏较浅（2300m），平均厚度为44.4m，为一套辨状河三角洲沉积体系。亚相主要为水下分流河道和间湾（图1a）。水下分流河道砂体发育，河道叠加，河道较宽，河道宽一般在4～8km，河道最厚处达砂体厚度在12m以上，岩性以中、细砂岩为主（图1b）。

二、储层岩石学特征

长81油层组岩石类型主要为岩屑长石砂岩和长石岩屑砂岩，含少量的岩屑砂岩，岩屑以中基性喷发岩岩屑、中浅变质岩屑如千枚岩等为主，并含有丰富的云母碎片。砂岩以细-中粒为主，极细-细粒和细粒次之，分选以中等-好为主，磨圆度以次棱角状为主，接触方式主要为点-线接触、线接触，胶结类型以孔隙式为主。填隙物组分平均占14.6%，其中胶结物占7.63%，杂基占6.97%，这些胶结物和杂基主要分布于粒间孔和孔隙吼道中。

三、储层孔吼特征

1.储集空间类型

通过镜下分析表明，孔隙主要包括粒间孔、长石溶孔、岩屑溶孔、晶间孔、微裂隙等多种类型，其中前三种孔隙类型含量最高，尤以粒间孔和长石溶孔为主要储集空间。

2.孔隙结构

储层的孔隙结构是岩石的微观物理性质，指岩石所具有的孔隙和吼道的几何形状、大小、分布及其相互联通关系，比常规物性更能全面深入的反应储层的产能、渗透能力及储集能力。根据该区毛管压力曲线特征和镜下分析，将孔隙结构分为3类，孔吼组合以大-中孔微喉型为主。Ⅰ类孔隙结构：其孔隙度变化范围为7.2%～12.8%，渗透率变化范围为0.02～1.11 mD，储层分选较好，排驱压力变化范围为0.19～2.34，平均为1.22，中值压力变化范围为1.61～7.07，平均3.99，中值半径变化范围为0.1～0.47，平均为0.23。Ⅱ类孔隙结构：其孔隙度变化范围为5.2%～15.2%，渗透率0.02～2.98 mD，排驱压力变化范围为0.41～4.17，平均为1.75，中值压力变化范围为1.00～26.02，平均7.26，中值半径变化范围为0.03～0.75，平均为0.18。Ⅲ类孔隙结构：其孔隙度变化范围为2.0%～9.9%，渗透率0.02～0.34 mD，排驱压力变化范围为0.17～9.57，平均为3.58。

四、储层物性

1.储层物性特征

长81储层孔隙度分布在7.03～14.97%，平均孔隙度10.77%；渗透率分布在0.10～5.42 mD，平均渗透率0.94 mD，孔隙度与渗透率符合正态分布，孔隙度总体分布在8%～12%，渗透率0.3～1mD，据储层物性参数等级划分标准，长81属典型的低孔-特低孔、超低渗-特低渗储层。

2.储层孔渗相关性

通过物会可知，孔隙度与渗透率之间呈明显的正相关性，即渗透率随孔隙度的增长呈指数增加。这种正相关趋势说明本区主要为孔隙性储层。

五、储层的影响因素

1.沉积相带

储层的厚度、形态和分布范围是受沉积相带控制的，除此之外，其还控制了砂岩的成分、结构成熟度、填隙物含量及岩石原是孔隙度和渗透率，对后期成岩作用起着重要的作用，是造成储层优劣的内在条件。通过孔隙度和渗透率与不同砂地比的交会可知，储层物性与砂地比呈正相关关系。因此，研究区储层物性受沉积微相控制作用明显，砂地比越大，越靠近主河道，储层物性越好。

2.成岩作用

通过镜下观察，物性分析等综合判断，本区对储层影响最大的成岩作用为压实作用、胶结作用和溶蚀作用。

2.1压实作用

研究区储层中岩屑、长石含量普遍较高，长石平均含量26.5%，最高达39.6%，岩屑平均含量26.9%，最高达51.2%。储层抗压实能力较差，储层埋藏较深，经历了中等强度的压实作用，颗粒之间以线接触、点-线接触为主，甚至出现凹凸接触和缝合线接触。抗压强度较低的岩屑和长石含量高和中等压实强度共同形成了研究区特低孔特低渗的特征。

2.2胶结作用

本区胶结作用主要为硅质胶结和碳酸盐岩胶结。①硅质胶结：一方面由于小颗粒填充了大颗粒之间的部分原生空间，以及由于石英加大使得原生孔隙缩小，最终导致岩石的孔隙度降低。另一方面，由于小颗粒的填充具有堵塞孔隙的作用，以及由于石英加大使得部分颗粒与颗粒之间的接触更紧密，导致渗流喉道缩小，孔隙与孔隙之间的连通性变差，渗透率急剧降低。②碳酸盐岩胶结：此类胶结物在研究区较为普遍，平均含量为4.34%，以铁方解石为主。主要是堵塞孔隙和喉道，使得储层渗透率明显减小。

2.3溶蚀作用

溶蚀作用可使储集空间增大，从而改变储层物性。通过薄片观察可知，本区溶蚀作用以长石溶蚀作用为主，溶蚀孔隙作为主要的储集空间，含量仅次于粒间孔；某些薄片的溶蚀孔隙的面孔率甚至超过了粒间孔面孔率。

可以看出，孔隙度和渗透率与分选系数呈现正相关的关系，即孔喉分选越差，孔隙度和渗透率反而越高。究其原因，则主要是成岩过程中形成的溶蚀孔改善了储层的储集性能，形成较大的孔喉，造成了分选差时渗透率反高的特殊地质规律。

六、结论

1.鄂尔多斯盆地长81油层组岩石类型主要为岩屑长石砂岩和长石岩屑砂岩，砂岩以细-中粒为主，磨圆度以次棱角状为主，接触方式主要为点-线接触、线接触，胶结类型以孔隙式为主。

2.鄂尔多斯盆地长81储层的储集空间以粒间孔和长石溶孔为主要储集空间，喉道类型以片状或弯曲片状喉道为主，管束状喉道和缩颈型喉道次之，孔吼组合类型主要为大-中孔微喉型；孔隙总体分布在8%～10%，渗透率总体分布在0.3～1mD，孔渗之间呈正相关关系，为典型的低孔-特低孔、超低渗-特低渗孔隙性储层。

3.储层质量受沉积相和成岩作用综合影响，随着砂地比的增大物性有变好的趋势，早期因压实及胶结而物性变差的储层也因溶蚀作用而有所改善。同时由于溶蚀而是分选系数变大，造成了分选差时渗透率反高的特殊地质规律。

参考文献

[1]杨俊杰.鄂尔多斯盆地构造演化与油气分布[M].北京：石油工业出版社，2002.

[2]段毅，吴保祥，郑朝阳，等.鄂尔多斯盆地马岭油田延9油层组油气运移研究[J].沉积学报，2008，26（4）.

[3]马春林，王瑞杰，罗必林，等.鄂尔多斯盆地马岭油田长8油层组储层特征与油藏分布研究[J].天然气地球科学，2012，23（3）：514.

[4]张厚福，等.石油地质学[M].北京：石油工业出版社，1999：105.

作者简介：朱悦（1988-），女，2010年大学毕业，硕士生，现从事储层地质学方面的研究工作。