鄂尔多斯盆地红河油田长8油层组致密砂岩储层“甜点”成因机制

王付斌，尹 伟，陈纯芳

(1.中国石化 华北油气分公司 勘探管理部，郑州 450006； 2.中国石化 石油勘探开发研究院，北京 100083)



鄂尔多斯盆地红河油田长8油层组致密砂岩储层“甜点”成因机制

王付斌1，尹 伟2，陈纯芳2

(1.中国石化 华北油气分公司 勘探管理部，郑州 450006； 2.中国石化 石油勘探开发研究院，北京 100083)

鄂尔多斯盆地红河油田长8油层组储层物性普遍具有低渗—致密特征，但局部发育储层“甜点”(即相对优质储层)，并控制着油气富集高产，因此，开展储层“甜点”成因机制研究对致密砂岩储层预测意义重大。通过大量岩石薄片、铸体薄片、阴极发光、扫描电镜、荧光薄片等的系统观察与统计，结合储层矿物组成、胶结物含量、物性测试分析，从沉积建造到成岩改造开展了储层物性影响因素的全过程分析，剖析沉积、成岩、破裂及油气侵位作用对致密砂岩储层储集性能的影响。结果表明，沉积作用是控制致密砂岩储层物性的第一位因素，奠定了致密砂岩储层发育的物质基础，并控制了其原始物性；成岩作用控制了致密砂岩储层的孔隙演化，其中建设性成岩作用控制了储层“甜点”的发育，并最终控制了孔隙型致密砂岩储层“甜点”分布；裂缝大大提高了致密砂岩储层渗流能力，并最终控制了裂缝—孔隙型致密砂岩储层“甜点”分布；油气侵位抑制了胶结作用的进行，是致密砂岩储层“甜点”重要的保持机制。

储层“甜点”； 沉积作用；成岩作用；油气侵位；长8油层组；红河油田；鄂尔多斯盆地

1 研究区概况

红河油田是中国石化近年来发现的一个亿吨级大油田，探明储量近2.0×108t，位于鄂尔多斯盆地西南缘镇泾地区(图1)，其主力层系为上三叠统延长组长8油层组(下文简称长8)，其中长81小层为最重要的产油层[1]。长81主要为长石岩屑砂岩和岩屑长石砂岩，以细砂岩、中砂岩为主，平均孔隙度为8.7%，平均渗透率为0.2×10-3μm2，为典型的致密砂岩储层[2]。原油主要来自长7底部张家滩页岩[3]。探明储量普遍具有“含油面积大，储量丰度低，储层普遍低渗-致密，无统一油水边界”等特征[4-5]，但局部发育储层“甜点”(即相对优质储层)，并控制着油气的富集高产[6-8]，因此，储层“甜点”成因机制及分布制约着本区致密砂岩油的规模勘探和效益开发。本文以沉积—成岩为主线，结合破裂与油气侵位开展致密砂岩储层物性影响因素的全过程分析，旨在揭示红河油田长8致密砂岩储层“甜点”的成因机制，为储层“甜点”预测提供地质依据。

2 致密砂岩储层“甜点”成因机制

前人对延长组致密砂岩储层“甜点”成因开展了大量基础研究工作，包括成岩作用与油气侵位对储层物性的影响[9]，绿泥石成因类型、形成环境及对储层孔隙的影响[10-13]，储层致密化的成因及孔隙演化史[14-15]，砂岩类型及矿物含量对储层物性的影响[16]，裂缝期次、方向及成因机制[17-20]。不难看出，前人成果多集中在影响致密砂岩储集物性的单一因素研究，很少从沉积(作用)建造、成岩(作用)改造、裂缝(作用)改善、油气侵位(保持作用)等影响储层物性演化的全过程剖析致密砂岩储层“甜点”形成机制。

图1 红河油田位置、探明储量及典型钻井分布Fig.1 Location and distribution of proved reserves and typical wells in Honghe oil field

2.1 沉积作用

沉积作用造就了致密砂岩储层“甜点”发育的物质基础(即砂岩粒度、含量、成分、沉积结构和构造)，并奠定了后期成岩演化的物质基础，是研究区影响致密砂岩储层物性的首要因素。在强水动力条件下形成的砂岩，其粒度越粗、成分成熟度越高，分选越好，其储层的物性就越好，指示了沉积作用对致密砂岩储层原始物性的控制和影响。红河油田长8主要发育西南物源辫状河三角洲砂体，主要为三角洲前缘水下分流河道砂体，其次为河口坝砂体，不同沉积作用形成的沉积微相控制了储层原始物性[21]。三角洲前缘水下分流河道砂体厚度为1.2～18.7 m，平均为7.1 m，孔隙度为5.6%～15.3%，平均为9.6%；河口坝砂体厚度为1.1～4.2 m，平均为2.9 m，孔隙度为4.2%～10.3%，平均为7.5%。由此可见，水下分流河道砂体厚度大，储层物性好。

2.2 成岩作用

成岩作用控制了致密砂岩储层的孔隙演化，其中建设性成岩作用控制了储层“甜点”的发育，并最终控制了致密砂岩孔隙型储层“甜点”分布。

红河油田长8致密砂岩储层发育多种成岩作用类型[22]，主要成岩作用包括压实作用(黑云母定向排列等)、胶结作用(石英次生加大，早、晚期碳酸盐胶结，尤其是晚期方解石胶结作用)、孔隙绿泥石衬里作用(绿泥石套膜)、溶蚀作用(早期方解石溶解，尤其是长石—岩屑的溶蚀作用)和破裂作用(形成裂缝)。根据成岩作用与储层致密化的关系，本文将成岩作用分为破坏性成岩作用和建设性成岩作用(图2)。主要破坏性成岩作用包括压实作用、胶结作用，它们减少了储层孔隙度、促进储层致密化，尤其是晚期碳酸盐胶结作用导致了储层致密无效；建设性成岩作用包括早成岩期绿泥石套膜作用、长石岩屑溶蚀作用，它们增加了储层孔隙度、抑制了储层致密化，控制了致密砂岩孔隙型储层“甜点”的分布。

图2 红河油田HH1057井长8储层成岩作用与储层致密化关系Fig.2 Relationship between diagenesis and densification of Chang8 reservoir in HH1057 well, Honghe oil field

2.2.1 压实作用

压实作用在红河油田长8普遍发育(图3a)，是导致储层致密化的最重要破坏性成岩作用[22-23]。压实强度与塑性颗粒形变有密切关系，假设研究区砂岩初始孔隙度为40%，常见塑性岩屑为黑云母和板岩岩屑，其他类型的岩屑在压实过程中形变忽略不计，研究中借用压实损失率(压损率)来进行压实强度评估。通过分析发现，当塑性岩屑含量超过20%时，压实过程异常显著，压损率超过0.75，导致其孔隙度低于8%；当塑性岩屑含量在10%～20%时，压损率在0.6～0.8之间，其孔隙度一般在10%左右；而当塑性岩屑含量低于10%时，压损率一般低于0.6，孔隙度普遍超过10%。由此可见，塑性岩屑含量与压实作用损失的孔隙量关系密切。

图3 红河油田长8致密砂岩典型成岩作用镜下特征Fig.3 Microscopic characteristics of typical diagenesis of Chang8 tight sandstones in Honghe oil field

2.2.2 胶结作用

一般来说，胶结作用对储层起负作用，自生矿物的充填会导致粒间孔隙的减少[15]。然而，早期自生矿物(如绿泥石套膜)也可以帮助抵抗机械压实，使部分粒间孔隙得以保存。同时，胶结物中的碳酸盐成分又可遭受溶解而促使次生孔隙发育[10-11]，增加孔隙度。

(1)方解石胶结作用。红河油田长8碳酸盐胶结物有两类：方解石和铁方解石。方解石主要发生在成岩早期，胶结规模大(图3b)[9]。铁方解石一般充填于环边绿泥石、伊利石及石英加大边发育后的残余粒间孔中(图3b)，不具溶蚀现象。铁方解石的晚成岩期与早成岩期相比，以次生溶蚀孔隙的充填为主，铁含量从边部到中心逐渐降低[15]。晚期碳酸盐胶结作用在红河油田长8储层中普遍发育，局部呈基底式胶结作用，可导致储层致密无效(图3b)[15]。但就一个河道砂体而言：平面上，砂体边部比中部碳酸盐胶结作用发育；纵向上，砂体顶底部比中部发育；致密砂岩储层孔隙度、渗透率与晚期碳酸盐胶结物含量呈负相关(图4)，是导致红河油田长8致密砂岩储层致密化的关键成岩作用。

图4 红河油田HH18井长8储层胶结作用、方解石含量与孔隙演化关系Fig.4 Relationship among cementation, calcite contents and porosity evolution of Chang8 reservoir in HH18 well, Honghe oil field

(2)石英次生加大作用。红河油田长8储层内硅质胶结物主要以石英次生弱加大的形式产出，现象普遍而典型。加大边厚约0.02～0.06 mm，个别可达0.1～0.2 mm。仔细分析后发现，多数次生加大并不彻底，有部分残余粒间孔隙，它们会被后期的其他类型胶结物充填。

(3)绿泥石胶结作用。红河油田长8自生绿泥石多呈微叶片状、纤维状晶体垂直碎屑颗粒表面生长，一般多发育薄膜状环边，形成了孔隙的衬边(图3c)，在一定程度上抵抗了压实作用并且抑制了胶结作用[10-12]。多口井统计结果表明，绿泥石胶结物含量与储层物性呈明显正相关，当绿泥石含量大于5%时，储层孔隙度普遍大于10%；当绿泥石胶结物含量小于5%时，储层孔隙度普遍小于8%(图5)。

2.2.3 溶蚀作用

长石、岩屑溶蚀作用在红河油田长8普遍发育(图3d)[23-25]，是改善致密砂岩储层物性的一个最重要的建设性成岩作用。究其原因主要是因为储层岩石类型为长石岩屑砂岩或岩屑长石砂岩，储层中长石、岩屑含量可达25%～65%，奠定了溶蚀作用发生的物质基础。以红河26井第12个样品长8镜下视域为例，在该视域内长石溶蚀率为72.5%，增孔率可达12.0%，实际增加孔隙度1%～2%，属中—强溶蚀作用，较好地改善了储层物性(图3d)。

图5 红河油田长8储层孔隙度与绿泥石含量关系Fig.5 Relationship between porosity and chlorite contents of Chang8 reservoir, Honghe oil field

统计结果表明，长8储层中与溶蚀作用密切相关的溶蚀孔隙对储层物性的改善具有一定程度的贡献，尤以长81储层最为发育，对储层“甜点”的贡献最大。据镜下统计，各类溶蚀孔隙在长81储层中合计达60%，长81储层次生溶蚀孔隙占总孔隙的35%，也进一步说明长石、岩屑溶蚀作用的重要性，这主要是与张家滩页岩成熟早期释放出来的有机酸等的溶蚀作用有关[26]。

2.3 裂缝作用

裂缝大大提高了致密砂岩储层渗流能力，并最终控制了裂缝—孔隙型致密砂岩储层“甜点”分布。红河油田位于盆地西南缘，受NEE、NW两组构造作用的影响，断裂及其相关裂缝非常发育。在其毗邻的崇信汭水河延长组野外露头可见两组近垂直的节理发育，HH1057、HH52、JH12等多口井岩心及镜下见裂缝发育(图6)，地震剖面和平面相干图上均能见到裂缝发育。

图6 红河油田长8致密砂岩野外、岩心、镜下裂缝发育的证据Fig.6 Evidence of fracture development from outcrop, core and microscope of Chang8 tight sandstones, Honghe oil field

图7 红河油田长8不同含油程度致密砂岩孔隙演化曲线Fig.7 Porosity evolution of Chang8 tight sandstones with different oil saturation, Honghe oil field

裂缝主要为构造成因，其发育受断层控制，主要发育垂直裂缝和高角度斜交裂缝，裂缝走向以NEE向为主，NW向发育程度低[18-20，27-28]。裂缝长度集中分布在10～20 cm和20～30 cm区间，宽度主要分布在0.1～1.0 mm之间。在沉积、成岩作用基础上，裂缝叠加进一步改善了致密砂岩储集性能，微裂缝孔隙度是基质孔隙度的2.74%,微裂缝渗透率是基质渗透率的12.15倍[17]。裂缝的发育最终控制了裂缝—基质型致密砂岩储层“甜点”分布，并控制致密砂岩油气的富集高产。

2.4 油气侵位

油气侵位抑制了胶结作用的进行，油气侵位是致密砂岩储层“甜点”重要的保持机制。统计结果表明：不含油砂岩，晚期碳酸盐岩呈基底式胶结，孔隙损失率可达8%～15%，储层致密无效；低含油饱和度砂岩，早期低含油饱和度的充注不能完全抑制胶结作用，随着后期成岩作用慢速推进，储层渗透率和油气产出性能逐渐降低，孔隙损失率可达5%～8%；高含油饱和度砂岩，早期油气充注抑制了胶结作用，大规模成藏后更易于原有孔隙的保存，当50%～60%的孔隙体积被油气占据或形成环孔套膜时，胶结作用趋于停滞，孔隙损失率小于5%，储层物性得到优化和加强(图7)。主要原因有两点：第一，烃类物质的聚集制约了胶结物的沉淀，导致含油砂岩的胶结物含量低于含水砂岩；第二，孔隙流体的碱度提高(有机质蚀变、黏土矿物转化)促进了含水砂岩中胶结作用的进行[29]。

3 结论

(1)沉积作用是控制致密砂岩储层物性的首要因素，它奠定了致密砂岩储层发育的物质基础，并控制了其原始物性。

(2)成岩作用控制了致密砂岩储层的孔隙演化，其中建设性成岩作用控制了储层“甜点”的发育，并最终控制了孔隙型致密砂岩储层“甜点”分布。

(3)裂缝大大提高了致密砂岩储层渗流能力，并最终控制了裂缝—孔隙型致密砂岩储层“甜点”分布。

(4)油气侵位一定程度上抑制了胶结作用进行，是致密砂岩储层“甜点”的重要保持机制。沉积、成岩、构造裂缝及油气侵位的最佳耦合是红河油田致密砂岩储层“甜点”预测的关键。

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(编辑 徐文明)

Forming mechanisms of reservoir “sweet spots” in tight sandstones of Chang8 Formation, Honghe oil field, Ordos Basin

Wang Fubin1, Yin Wei2, Chen Chunfang2

(1.ExplorationManagementDepartmentofSINOPECNorthChinaBranchCompany,Zhengzhou,Henan450006,China; 2.SINOPECPetroleumExploration&ProductionResearchInstitute,Beijing100083,China)

Reservoir “sweet spots” (that is, relatively high quality reservoirs) exist locally in the low-permeability, tight sandstone reservoirs of Chang8 Formation in the Honghe oil field, controlling hydrocarbon enrichment and production. This reservoir provides evidence and direction for prediction of tight sandstones to study their forming mechanisms. The impacts of sedimentation, diagenesis, fracturing and oil emplacement on reservoir quality of the tight sandstones during the whole reservoir evolution process from sedimentary construction to diagenetic reformation were systematically analyzed using rock sections, casting thin sections, cathode-luminescence, scanning electron microscopy, micro fluorescence observations and statistics, combined with the analyses of mineral composition, volume of cementation minerals and reservoir physical tests. The results indicate that sedimentation is the most important factor controlling tight sandstone reservoir properties by providing a material basis and controlling the original properties of tight sandstones. Diagenesis is another factor which controls the porosity evolution of tight sandstones, and construction diagenesis controls the formation of reservoir “sweet spots” in tight sandstones and the distribution of “sweet spots” in pore-type tight sandstone reservoirs. The superimposed reformation of structural fractures improves the reservoir properties of tight sandstones, especially the permeability, resulting in the distribution of “sweet spots” in fractured tight sandstone reservoirs. Oil emplacement inhibits cementation as one of the important mechanisms of “sweet spot” preservation in the tight sandstone reservoirs.

reservoir “sweet spot”; sedimentation; diagenesis; oil emplacement; Chang8 Formation; Honghe oil field; Ordos Basin

1001-6112(2017)04-0484-07

10.11781/sysydz201704484

2017-05-01；

2017-06-20。

王付斌(1973—)，男，硕士，高级工程师，从事油气勘探研究工作。E-mail:wderdos@163.com。

国家科技重大专项“中西部重点碎屑岩层系油气富集规律与勘探方向”(2016ZX05002-006)资助。

TE122.24

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