韩永林，刘军锋，余永进，王胜华，赵江涛

（中国石油 长庆油田分公司 第二采油厂，甘肃 庆阳745100）

鄂尔多斯盆地上里塬地区位于甘肃省环县东侧，处在鄂尔多斯盆地陕北斜坡西南部（图1），为一平缓的近南北向展布的西倾单斜；在单斜背景上由于差异压实作用，在局部可形成起伏较小的轴向近东西或北东向的鼻状隆起。根据标志层及沉积旋回特征，研究区下三叠统延长组的长7油层组可进一步划分为长7-3、长7-2和长7-1三个亚油层组，本文研究以长7-2、长7-1为主（图2）。

研究区长7油层组总体属于深湖－半深湖相沉积（图2），发育湖相泥岩、粉砂质泥岩、泥质粉砂岩和少量的粉细砂岩，是鄂尔多斯盆地重要的生油岩层。在上述环境中发育了一套以粉细砂岩为主的储集砂岩（图2），此套砂岩与长7生油层密切共生，具有良好的成藏条件。一般认为，深湖相、半深湖相沉积物颗粒细、物性差，开发难度大；然而，在鄂尔多斯盆地上里塬长7油层组致密油藏开发试验表明，此类油藏通过有效改造后，单井日产油可以达到15t以上，预示此类致密油藏开发将成为可能。因此，长7油层组也许会成为盆地内又一重要的油气勘探层位，具有重要的研究价值。

图1 鄂尔多斯盆地构造单元划分及研究区位置图Fig.1 Tectonic unit classification of Ordos Basin and location of study area

图2 上里塬地区A20井长7油层组沉积相柱状图Fig.2 The histogram of sedimentary facies of Chang 7oil group of Well A20

但这类储层的特点和成因又是什么？在其成岩演化过程中又受到哪些因素的影响？这些特征又将如何影响后续开发？针对上述问题，本文在众多研究成果的基础上［1－7］，充分利用室内物性分析、铸体薄片分析及压汞分析等实验室数据，对长7油层组储层特征进行系统研究，以期为盆地内致密油藏大规模开发提供指导。

1 储层沉积学特征

上里塬地区长7油层组沉积期主要受西南物源影响，储层砂体主要为发育于半深湖－深湖相环境浊流沉积所形成的浊积砂体［8－13］（图3），岩性以粉细砂岩为主，含少量的中砂岩，分选性差。总体上看，研究区内浊流成因的砂体规模小、砂体连续性好，有利于形成稳定的渗流单元；同时，它又常常被围在深湖相泥岩之中，与烃源岩充分接触，在排烃高压下，有利于成藏。因此，从沉积环境上看，这类沉积具有形成中孔储层及高油气充注度的条件。

同时，岩心观察和岩石薄片鉴定表明，研究区长7油层组储集砂体主要为中细粒砂岩，岩石类型主要为长石砂岩和岩屑长石砂岩（图4）。填隙物的质量分数为19.0%，以绿泥石、铁白云石为主；其中绿泥石含量最高，质量分数约为10.9%（图5）。

2 储层成岩作用

根据薄片观察，研究区主要发育破坏性成岩作用中的压实（压溶）作用、胶结作用及建设性成岩作用中的绿泥石膜、溶解作用和破裂作用。

图3 上里塬地区长7沉积相平面展布图Fig.3 The planar distribution of sedimentary facies of Member Chang 7in the Shangliyuan district

图4 上里塬地区长7砂岩成分三角分类图Fig.4 Plot of Q，F and R for Chang 7sandstone in the Shangliyuan area

图5 上里塬地区长7填隙物成分直方图Fig.5 Histogram of interstitial materials for Chang 7sandstone in the Shangliyuan area

压实作用是刚性岩屑颗粒发生挤压变形，颗粒之间形成线接触或凹凸状接触（图6-A），绿泥石及伊利石析出，呈薄膜状或衬垫式附着在碎屑颗粒表面并堵塞孔喉，造成原始孔隙度降低1/3左右［14］。压溶作用使颗粒接触处发生溶蚀，颗粒间接触关系为凹凸接触，甚至少量缝合线接触，同时石英及长石出现次生加大（图6-B）；绿泥石及伊利石等黏土薄膜被溶蚀，扩大了压溶物质的扩散并堵塞了渗滤通道，进一步降低砂岩的孔渗性。

胶结作用是矿物质在碎屑沉积物孔隙中沉淀，形成自生矿物并使沉积物固结为岩石的作用，它是使储层孔隙度降低的重要因素。研究区长7段胶结物成分复杂，主要为黏土矿物、碳酸盐矿物、硅质等。其中，绿泥石膜以早期的孔隙衬边或薄膜绿泥石和晚期的孔隙充填绿泥石两种形态赋存。绿泥石沉淀后继续生长所增加的机械强度平衡了埋藏成岩过程中不断增加的上覆载荷，使砂岩的原生孔隙及次生孔隙得以保存，并在一定程度上抑制了石英的胶结作用（图6-C、D）；但过多的绿泥石也会阻塞孔隙，导致原生孔隙减小、孔喉变窄、物性变差。统计结果表明，研究区绿泥石的质量分数＜6%时，其含量与物性关系并不明显；当绿泥石的质量分数＞6%时，绿泥石含量与物性表现出正相关特征；但是当绿泥石的质量分数＞12%之后，物性又会出现大的变化，并具有负相关特征。伊利石形成于较晚成岩阶段，扫描电镜下多为片状集合体，并呈栉壳状附着在颗粒表面，或者呈丝缕状或毛发状沿颗粒表面向孔隙与喉道处伸展，使微孔隙连通性变差。碳酸盐胶结作用在研究区较为发育，主要为铁白云石、铁方解石。含铁方解石常呈连晶状充填孔隙并交代碎屑；铁白云石则常沿白云岩屑边缘生长或充填孔隙、交代碎屑。早期的连晶状产出的方解石和成岩晚期形成的含铁碳酸盐胶结作用对储层常常起到破坏作用。

溶蚀作用主要是碎屑颗粒和填隙物的溶蚀，以长石溶蚀最为常见（图6-E）。长石、岩屑沿其解理缝、微裂缝及颗粒边缘被溶蚀形成溶蚀粒间孔，溶孔直径为3～30μm。溶解作用能有效增加孔隙度，但对改善渗透率影响不大。

破裂作用是岩石颗粒随着埋藏深度的增加，在上覆重力作用下，颗粒破裂形成微裂隙。微裂缝规模小，对渗滤作用贡献也不大（图6-F）。

各种成岩作用对储层孔隙度及渗透率演化影响较大，以孔隙度演化为例，经试验模拟表明，研究区长7油层组初始孔隙度约为38.2%，压实作用使原始孔隙损失21.0%，胶结作用使孔隙再损失14.6%，因此长7储层孔隙度变为2.6%；经过后期溶蚀作用，使孔隙度增加到10.1%左右。

3 储层微观结构特征

研究区长7油层组储层喉道类型以收缩喉道、片状或弯片状喉道及管束状喉道为主。最大连通孔喉半径（Rc10）平均为0.23μm，由孔喉半径分布及对渗透率贡献值图可见，孔隙空间主要由喉道半径＜0.3μm的孔喉提供，渗透率主要由0.1～0.3μm的微细喉提供（图7）。

根据研究区铸体图像分析（图8），长7储层的孔隙半径为1.9～70μm，大多数在10～50 μm，平均为40.84μm；喉道宽度为3.50～25.50 μm，大多数在3.50～13.50μm，平均为13.22 μm。综上所述，储层孔隙结构为中孔－细喉型。

图8 上里塬长7油层组储层孔隙半径与喉道宽度分布直方图Fig.8 Distribution histogram of the pore radius and throat width of Chang 7sandstone reservoir in Shangliyuan

统计分析结果表明，本区黏土矿物与孔、喉关系呈负相关；尤其与喉道半径的相关性较为明显（图9）。由于伊利石等充填粒间孔隙和喉道，导致孔喉半径随其含量增加变得更加细小复杂，进而对储层物性产生较大影响。

储层上覆地层载荷压应力形成的微裂缝、盆地抬升时形成的层间显微裂缝以及构造应力使岩石破裂产生的裂缝，在改善储层渗透率方面成效显著，同时还为溶蚀流体和油气运移提供渗流通道。区内少数钻井岩心中见有垂直、斜裂缝或微断层（图10）；铸体薄片及扫描电镜中多见清晰的微裂缝（图11）。裂缝及微裂缝的存在能改善储集岩孔隙的连通性，提高储层渗流能力。

图9 上里塬长7油层组孔隙半径、喉道半径与黏土矿物含量关系图Fig.9 Relationships between pore radius，throat radius and clay mineral content for Chang 7sandstone reservoir in Shangliyuan

图10 A23井同生沉积微断层Fig.10 Syngenetic deposition micro-faults of Well A23深度为2 174.74m

系统整理区内50块样品的压汞资料，结果表明，研究区储层微观结构非常复杂，压汞曲线具有排驱压力高、曲线平台平直段长、退汞效率低等显著特征（图12）。这说明储层中同等大小孔隙度多而集中、孔喉分选好，与低渗透储层相同，具有较好的储集空间。

4 储层特征对开发的影响

图11 A20井长7-2-2微裂缝Fig.11 Microfracture for Chang 7-2-2of Well A20深度为2 338.91m

储层特征研究对后期开发有着深远影响：研究区长7段储层为中孔细喉型，渗透率低，储层物性总体较差，尤其是储层中过多的绿泥石及伊利石胶结物使喉道变窄，储层物性较差，岩石致密，从而导致定向井开发单井产量低，如2011年围绕A20井投产定向井10口，前3个月平均日产液3.3m3，日产油2.2t，含水20.3%，投产1年后产量降为1t，开发效果不理想（图13）。鉴于上述储层特征及定向井开发井开发效果，采用水平井开发，并取得了较好效果，如2012年投产的10口水平井，井均试油日产纯油146.2t，前3个月平均日产液22.7m3，日产油12.7t，含水33.2%，开发效果较好。

图12 上里塬地区长7油层组毛管压力曲线及孔喉对孔渗贡献率图Fig.12 Capillary pressure curve and the contribution rate of the pore throat to porosity and permeability for Chang 7sandstone reservoir in the Shangliyuan area

图13 上里塬地区长7油层组水平井与定向井开发产量对比图Fig.13 Comparison chart of production between horizontal wells and directional wells for Chang 7sandstone reservoir in the Shangliyuan area

水平井开发效果明显优于定向井，与研究区长7储层特征密切相关。研究区储层处于生油岩之中，油气充注度较高，储量规模大；同时，储层中微裂缝发育，体积压裂改造后，以天然裂缝为基础形成人造缝网系统，可极大地提高储层渗流能力，一旦对储层实现成功开发，产量较高。目前，研究区2012年投产的10口水平井，初期产量是定向井的5.8倍，一年后是定向井的8.6倍，而且随着开发时间增长，增产效果更加明显。

5 结论

a.鄂尔多斯盆地上里塬长7储层以中孔细喉孔隙结构为主，油气充注度高，微裂缝较发育。

b.研究区储层处在烃源岩中，为自生自储油藏，砂体主要来自浊积水道沉积的浊积岩，这是储层具有中孔细喉、高油气充注度的成因。

c.研究区储层在成岩演化过程中，主要受到破坏性成岩作用中的压实作用、压溶作用及建设性成岩作用中的绿泥石膜、溶解作用和破裂作用的影响。

d.研究区储层特征影响后续开发，孔隙度中等－较低、喉道较小、渗透率较低使得定向井开发单产低，水平井开发提高了泄流面积，体积压裂沟通了天然微裂缝，从而使得单井产量显著提高，增产效果明显。

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