代廷勇，李俊武，屈雪林，杜凌春，李凤杰

（成都理工大学沉积地质研究院，四川成都610059）

马坊地区长8油层组有利储层发育的控制因素分析

代廷勇，李俊武，屈雪林，杜凌春，李凤杰

（成都理工大学沉积地质研究院，四川成都610059）

通过铸体薄片、扫描电镜和物性分析，认为鄂尔多斯盆地马坊地区延长组长8油层组的储层为低孔低渗砂体。储层岩石类型以长石岩屑砂岩和岩屑长石砂岩为主，填隙物以伊利石和绿泥石粘土矿物和铁方解石胶结物为主，胶结作用对储层的破坏严重。储层孔隙类型以环边绿泥石膜形成的原生粒间孔和溶蚀孔。马坊地区长8油层组优质储层的分布主要受沉积作用和成岩相的影响。分流河道和水下分流河道主河道的位置是有利储层发育区。优质储层主要受高岭石弱溶蚀相、长石溶孔相、环边绿泥石薄膜相发育带的控制。马坊地区长8油层组优质储层分布于水下分流河道砂体和分流河道砂体有关的绿泥石薄膜相和长石溶孔相。

有利储层；长8油层组；成岩相；马坊地区；鄂尔多斯盆地

鄂尔多斯盆地延长组时期发育大型克拉通拗陷湖盆，马坊地区位于天环拗陷北部，发育大面积的湖相三角洲［1］。鄂尔多斯盆地中生代延长组是主要的含油层之一，长8油层组是主要的产油层。位于盆地西北部的马坊地区长8油层组，是近年来鄂尔多斯盆地在西北部的长8油层组油气勘探的重大突破。前人从沉积物源［2］、沉积相［3］、地层压力［4］和油藏特征［5］等方面进行了研究，并得出了一些认识，但是对于研究区的储层疏于梳理、缺乏系统地研究。随着勘探的深入，不断丰富的钻井和岩心资料，为该区储层特征的研究提供了基础。本文以马坊地区岩石样品（131块）、铸体薄片（89件）及扫描电镜（48件）等分析为基础，系统的研究马坊地区长8油层组储层特征，分析储层发育的控制因素，结合沉积特征、成岩作用和储集空间等要素，对长8油层组储层进行评价，进而总结出马坊地区长8油层组优质储层控制因素。

马坊地区上三叠统延长组自上而下分为10个油层组，依次分别为长1-长10油层组，其中长10－长8油层组为湖进阶段，长7油层组是延长湖泊的最大湖泛期，长6－长1油层组则为湖退阶段［6］。长8油层组根据岩性特征可以分为长81和长82两个油层段［7］。

1　沉积相特征与砂体展布

沉积地层的岩石类型及岩石空间组合特征受沉积相的控制，因此储层的发育和分布也受沉积相的控制［8］。马坊地区长8油层组沉积期主要发育湖泊三角洲沉积体系，物源来自北部及西北部，主要发育三角洲平原及三角洲前缘亚相（见图1），呈北西-南东向展布。三角洲平原的分流河道及三角洲前缘的水下分流河道是研究区主要储集层所在。主要发育三条分流河道，被分流间湾所分隔。

图1　鄂尔多斯盆地马坊地区长8油层组沉积相图Fig.1 The sedimentary facies map of the Chang 8 interval in Mafang area，Ordos basin

马坊地区长8油层组砂体整体呈北西-南东向展布，延伸性好，砂体厚度5 m～25 m，主要发育3条主砂体带。分流河道及水下分流河道控制砂体分布，砂体连续性好，厚度大，为研究区主要的有利储集层。

2　储层岩石学特征

通过扫描电镜、岩石薄片、铸体薄片分析测试，马坊地区长8油层组储层为灰白色、浅灰色、深灰色、灰黑色粗、中、细粒砂岩、粉砂岩及泥岩，岩性以长石岩屑砂岩、岩屑长石砂岩为主（见图2）。石英含量在19.5%～42%、平均为30.88%，长石含量2%～53.5%、平均为32.05%，各类岩屑的总含量在6.67%～41.7%、平均为31.63%，岩屑成分类型相对较复杂，以泥岩岩屑和云母为主，其次为变质岩屑，包括石英岩、石英片岩，偶见千枚岩岩屑和喷出岩为主的火山岩岩屑。碎屑颗粒大小主要以细、中粒为主，可见粗粒和不等粒，颗粒大多呈次棱角状，圆状、棱角状较少，分选程度以中、好为主，少量分选差，胶结类型较为多样，主要以颗粒支撑，孔隙式胶结为主，可见孔隙-基底式胶结。

图2　鄂尔多斯盆地马坊地区长8油层组砂岩分类图Fig.2 Rock types diagram of the Chang 8 interval in Mafang area，Ordos Basin

长8油层组砂岩储层填隙物类型多样，以粘土矿物、碳酸盐胶结物和硅质胶结物为主，含少量长石类胶结物。总体上杂基含量在5%～15.6%，平均含量为12.08%，成分主要为伊利石，次为绿泥石和高岭石粘土矿物，含量分别为5.35%、3.16%和3.57%；胶结物的含量在7.8%～18.6%，平均含量15.1%，以铁方解石为主，平均含量为9.9%，次为硅质和长石质，含量分别为4.32%和0.81%（见表1）。

表1　鄂尔多斯盆地马坊地区长8油层组砂岩填隙物含量Tab.1 Content of interstitial material of the Chang 8 interval in Mafang area，Ordos basin

3　储层孔隙类型

据铸体薄片和扫描电镜的分析，马坊地区长8油层组砂岩储层孔隙类型包括原生粒间孔隙、溶蚀孔、晶间孔、铸模孔和微裂缝等储层空间类型（见表2）。

表2　鄂尔多斯盆地马坊地区长8油层组主要孔隙类型及含量（%）Tab.2 Type and content of pore of the Chang 8 interval in Mafang area，Ordos basin

3.1原生粒间孔

长8油层组的原生粒间孔由环边绿泥石膜形成之后剩余的粒间孔隙［9］。孔隙形态主要为三角形、四边形或不规则形，以未充填为主（见图3a、b、c）。长8油层组的粒间孔含量为5.63%，其中长82油层段原生粒间孔面孔率高于长81油层段。

3.2溶蚀孔

溶蚀孔是指颗粒之间或颗粒内由溶蚀作用形成的再生孔隙，是易溶碎屑组分和粒间易溶胶结物或杂基被溶解后形成的分布于颗粒内和颗粒间的孔隙。从成分上可以分为长石溶孔和岩屑溶孔。

3.2.1粒间溶孔长8油层组储层中所见的粒间溶孔大多数是在原生孔隙基础上沿颗粒边缘或填隙物溶解扩大而成，大多数为原生粒间孔与次生粒间溶孔的混合孔隙（见图3d）。

3.2.2粒内溶孔指颗粒内的溶蚀孔隙。在长8油层组各类砂岩中常见，主要以长石粒内溶孔为主，由溶蚀作用产生（见图3e、f），其次为岩屑溶孔（见图3g）。长石和岩屑粒内溶孔常呈蜂窝状。马坊地区长8油层组的长石溶孔面孔率2.16%，岩屑溶孔的面孔率为0.51%。3.3晶间孔

主要为粘土矿物间的微孔，是由假杂基、长石、火山岩屑内或边缘弱溶蚀形成的小于0.01 mm的孔隙，此类孔隙在长8油层组砂岩中较常见，主要以淀高岭石晶间微孔为主（见图3h），高岭石含量通常为2%～6%，高岭石含量最高可达10%，高岭石中的晶间微孔为0.5%～3%，由于高岭石分布不均，仅发育在部分砂岩中，不是主的孔隙类型，因此这类孔隙对储层的贡献较小。

图3　鄂尔多斯盆地马坊地区长8油层组主要孔隙类型Fig.3 Pore types of the Chang 8 interval in Mafang area，Ordos Basin

4　储层物性特征

本次研究选取的百余口钻井的岩心的物性进行统计，马坊地区长8油层组孔隙度主要分布于6%～14%，占所统计井的87.6%，最高值可达17.94%；渗透率值主要分布于0.1×10-3μm2～2.0×10-3μm2，占所统计数值的94.3%（见图4），目前技术下孔隙度6%以下，渗透率0.07×10-3μm2以下的储层难以开采，作为无效储层，不参与统计，其有效储层平均孔隙度为9.51%，渗透率平均值为0.82×10-3μm2。总体上说，马坊地区长8油层组的物性较低，长81油层段的物性较好与长82油层段的物性。

图4　鄂尔多斯盆地马坊地区延长组长8油层组孔隙（左）和渗透率（右）对比图Fig.4 Porosity（left）and permenability（right）contrast of the Chang 8 interval in Mafang area，Ordos basin

5　优质储层控制因素

沉积相是控制储层物性的基础，在宏观上控制着储层物性的好坏，如研究区三角洲前缘水下分流河道微相和河口坝微相是储层发育的有利相带，但这些并不都是良好的储层，因为它还受成岩作用、物源条件等因素的影响［10］。

5.1沉积微相与储层关系

马坊地区长8油层组储层主要发育于三角洲平原分流河道和三角洲前缘水下分流河道砂体中，主要表现为不同沉积微相对储层物性的控制作用，特征如下：

从不同沉积微相及其储层物性对应的统计结果来看（见表3），长8油层组的沉积微相物性之间均具有相同的变化特征，分流河道砂体均有最好的孔隙度和渗透率平均值，其次是天然堤砂体，分流间洼地砂体储层物性最差。

表3　鄂尔多斯盆地马坊地区长8油层组各微相砂岩孔隙度和渗透率数据统计表Table 3 Data statistics of porosity and permeability of the microfacies sandbodies of the Chang 8 interval in Mafang area，Ordos basin

长82油层段分流河道砂体孔隙度和渗透率平均值分别为9.85%和0.964×10-3μm2，天然堤砂体的孔隙度和渗透率平均值分别为6.89%和0.453×10-3μm2，分流间洼地砂体的孔隙度和渗透率平均值分别为4.32%和0.256×10-3μm2。

长81油层段分流河道砂体孔隙度和渗透率平均值分别为9.31%和0.86×10-3μm2，天然堤砂体的孔隙度和渗透率平均值分别为7.32%和0.437×10-3μm2，分流间洼地砂体的孔隙度和渗透率平均值分别为4.52%和0.28×10-3μm2。

5.2成岩相与储层发育的关系

以岩石薄片及扫描电镜观察为基础，识别出马坊地区长8油层组建设性成岩作包括成岩早期绿泥石胶结物作用和溶蚀作用2种类型；破坏性成岩作用包括压实作用、胶结作用、自生矿物的形成和交代作用等类型，胶结类型包括碳酸盐胶结、水云母胶结和硅质胶结，按照成岩作用对储层孔隙发育的关系，将马坊地区长8油层组识别出环边绿泥石薄膜相、长石溶蚀相、高岭石弱溶蚀相、碳酸盐胶结相、水云母胶结相和硅质胶结相6种类型［11］。

通过对马坊地区长8油层组环边绿泥石薄膜相、长石溶孔相、高岭石弱溶蚀相和碳酸盐胶结相4种类型成岩相与物性间的统计（见表4）。其中建设性成岩相类型环边绿泥石薄膜相、长石溶孔相和高岭石弱溶蚀相均具有较好的孔隙度和渗透率值，环边绿泥石薄膜相、长石溶孔相和高岭石弱溶蚀相的孔隙度分别为8.26%、7.44%和7.15%，渗透率值分别为0.32× 10-3μm2、0.73×10-3μm2和0.29×10-3μm2；而破坏性成岩相类型碳酸盐胶结相则具有较低的物性值，其孔隙度和渗透率值分别为6.94%和0.24×10-3μm2。

综上所述，成岩相对储层物性具有控制作用，有利于储层物性发育的成岩相类型包括环边绿泥石薄膜相、长石溶孔相和高岭石弱溶蚀相和碳酸盐胶结相，而储层物性较低成岩相类型包括碳酸盐胶结相和硅质胶结相。

表4　鄂尔多斯盆地马坊地区长8油层组成岩相类型与储层物性关系表Tab.4 The relationship table of diagenetic facies types and reservoir property of the Chang 8 interval in Mafang area，Ordos basin

6　优质储层的分布规律

6.1储层分类评价

本次研究主要根据储层沉积相类型、砂层厚度，物性、含油饱和度以及孔隙类型分类结果，并综合考虑上述影响储层性能的各种因素，优选出储层评价的参数，对马坊地区长8油层组的储层进行分类和评价，将储层分为5种类型（见图5）。

图5　鄂尔多斯盆地马坊地区长8油层组储层评价图Fig.5 Reservoir evalution of the Chang 8 interval in Mafang area，Ordos basin

I类储层：该类型的储层物性好，孔隙度一般在12%以上，渗透率大于1.0×10-3μm2。储层中胶结和压实作用较弱，孔隙组合以原生粒间孔发育，有利的成岩相带为环边绿泥石胶结相和长石溶孔相，发育于分流河道、水下分流河道主河道的部位，砂体厚度一般大于12 m。此类储层是马坊地区长8油层组的优质储层，是主要评价目标。

Ⅱ类储层：储层物性较好，孔隙度在10%～12%，渗透率在（1.0～0.5）×10-3μm2，储层空间类型以原生粒间孔、次生溶孔为主，有利的成岩相带为环边绿泥石胶结相和长石溶孔相，发育于分流河道、水下分流河道主河道的部位，砂体厚度一般5 m～12 m。II类储层是马坊地区长8油层组相对优质储层，是该区长8油层组主要评价目标。

Ⅲ类储层：此类储层的孔隙度介于8%～10%，渗透率介于（0.3～0.5）×10-3μm2。储层砂岩压实中等，胶结物中杂基和自生粘土矿物较多，孔隙类型以粒内溶孔和晶间微孔为主，有利的成岩相带为高岭石弱溶蚀相，主要的沉积微相为分流河道边部、天然提、决口扇，砂体厚度累积一般5 m～10 m，此类储层为较好储层，也是下一步评价的主要目标。

Ⅳ类储层：该类储层不但压实作用较强，粘土矿物较多，储层孔隙度6%～8%，渗透率（0.3～0.1）×10-3μm2。发育少量次生孔隙，面孔率为较低，仅有1%～2%，有利的成岩相带为高岭石弱溶蚀相，发育于分流河道边部、天然提、决口扇，砂体厚度累积一般小于5 m。

Ⅴ类储层：该类储层为差储层，储层物性低，孔隙度小于6%，渗透率小于0.1×10-3μm2。主要的沉积微相为决口扇，是较差类型的储层。

6.2优质储层分布规律

根据前述沉积岩石学和沉积相研究成果，马坊地区延长组长8油层组砂岩优质储层形成的有利沉积微相为三角洲平原分流河道和三角洲前缘水下分流河道微相。优质储层主要受高岭石弱溶蚀相、长石溶孔相、环边绿泥石薄膜相发育带的控制［12］。

通过分析表明，马坊地区长8油层组有利的沉积-成岩相包括了以下类型：（1）有利的沉积-成岩相为与水下分流河道砂体和分流河道砂体有关的绿泥石薄膜相和长石溶孔相，（2）次有利的沉积-成岩相为与水下分流河道砂体和分流河道砂体有关高岭石弱溶蚀相，（3）不利的沉积-成岩相为天然堤和决口扇薄层砂体中碳酸盐胶结相、硅质胶结相和伊利石胶结相。

7　结论

（1）鄂尔多斯盆地马坊地区延长组长8油层组的储层为低孔低渗砂体。储层岩石类型以长石岩屑砂岩和岩屑长石砂岩为主，填隙物中主要粘土矿物为伊利石和绿泥石，胶结物主要为铁方解石，胶结作用对储层破坏严重。

（2）该区储层主要的孔隙类型为环边绿泥石膜形成的原生粒间孔和溶蚀孔，储层整体物性特征为孔隙度低，渗透率差，9.51%，渗透率平均值为0.82×10-3μm2。

（3）研究区优质储层的分布主要受沉积作用和成岩相的影响。沉积作用中的沉积相分布是控制储层物性好坏的是砂体的分布类型与位置，分流河道和水下分流河道主河道的位置是有利储层发育区。优质储层主要受高岭石弱溶蚀相、长石溶孔相、环边绿泥石薄膜相发育带的控制。马坊地区长8油层组优质储层分布于水下分流河道砂体和分流河道砂体有关的绿泥石薄膜相和长石溶孔相。

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Controlling factors of favorable reservoir development of the Chang 8 reservoir in Mafang area

DAI Tingyong，LI Junwu，QU Xuelin，DU Lingchun，LI Fengjie
（Institute of Sedimentary Geology，Chengdu University of Technology，Chengdu Sichuan 610059，China）

Based on the analysis of casting thin sections，SEM and physical property，this paper discussed the characteristics of sedimentary facies，pore types，physical properties and diagenetic facies on the the reservoir.The result shows that the reservoir of Chang 8 interval of Yanchang formation in Mafang area of Ordos basin is low porosity and low permeability sand body.The rock types of reservoir are mainly feldspar lithic sandstone and lithic arkose.The interstitial material are mainly illite clay mineral，chlorite clay mineral and ferrocalcite cement，and cementation damage reservoir seriously.The pore types of reservoir are primary interparticle pore with chlorite film rim and dissolved pore.The distribution of high quality reservoir of Chang 8 interval of Yanchang formation in Mafang area is controlled by sedimentation and diagenetic facies.The location of the main channel of distributary channel and submerged distributary channel is the favorable reservoir area.The high quality reservoiris controlled by kaolinite weak dissolution facies，feldspar dissolution pore facies and chlorite film rim facies.The high quality reservoir of Chang 8 interval of Yanchang formation in Mafang area distribute in chlorite film rim facies and feldspar dissolution pore facies about distributary channel sand body and submerged distributary channel sand body.

favorable reservoir；Chang 8 reservoir；diagenetic facies；Mafang area；Ordos basin

10.3969/j.issn.1673-5285.2015.05.022

TE122.22

A

1673-5285（2015）05-0091-07

2015－03-05

代廷勇，男（1989-），硕士研究生，主要从事沉积学及层序地层学学习和研究工作，邮箱：290994978@qq.com。