0 引言

辫状河相储集层是油气聚集的重要载体，在我国渤海湾盆地、松辽盆地、鄂尔多斯盆地及准噶尔盆地等均广泛发育大型辫状河储层油藏。Bridge等^[1-2]建立了辫状河单一河道与平均单河道满岸深度的关系；伍涛等^[3]认为沉积环境是影响砂体物性的主要因素；Rucsandr等^[4]综合探地雷达、岩心及露头分析，对辫状河储层进行了构型单元划分；Best等^[5]通过对孟加拉Jmuna辫状河相解剖发现，心滩坝大都呈平缓前积叠置向下游迁移的沉积模式。于兴河^[6]在Miall河流分类的基础上，提出了砂质辫状河的分类体系，并系统描述了辫状河沉积模式及地质模型；季汉成等^[7]将辫状河道沉积分为心滩与分支河道；Kelly^[8]利用现代及古代辫状河露头分析了心滩和单河道满岸深度、心滩长度与其宽度之间的关系；张勇等^[9]认为心滩与河道构成了河道亚相的2种最主要微相类型；汪彦等^[10]认为辫状河典型鉴别标志之一为其砂体具有“泛连通体”结构特征；刘钰铭等^[11]以大庆喇嘛甸油田为例表征了辫状河厚砂层内部夹层特征。Schuurman等^[12]基于物理模拟方法分析了大型辫状河砂坝的形成及动力学特征。金振奎等^[3]将辫状河河道砂体构型分为叠拼式、侧拼式和孤立式3类。目前，对辫状河的研究多集中于砂体构型、隔夹层分布和地质建模方面，如：罗超等^[14]、吴小军等^[15]分别总结了砂砾质辫状河隔夹层的类型；马志欣等^[16]认为辫状河主要包含心滩和辫流水道2种成因砂体类型，且表现为“宽滩窄道”特征；史乐等^[17]以露头数据库为基础，通过Composite法多次迭代得到了辫状河多期河道侧积与切割的理想模型；李柱正等^[18]建立了多层次辫状河厚层砂岩储层内部结构解剖方法；陈仕臻等^[19]总结出辫状河复合心滩坝、辫状河道、废弃河道及残余洪泛泥岩沉积4种主要成因单元；Wang等^[20]利用临盘油田各区块的全块体模型的变分函数值建立了辫状河储层砂泥岩相模型；甘泉^[21]认为导致辫状河分叉的3种心滩坝演化过程包括心滩坝加积、心滩坝与河岸分离以及心滩坝的局部分解；韩玫梅等^[22]总结了麻黄山地区延10辫状河的岩性及测井相特征。李磊等^[23]以陇东油区中部辫状河为例，综合地质、测井响应、平面展布等定性与定量、沉积学与测井学相结合的方法识别心滩和河道砂微相；赵辉等^[24]总结了靖安地区延10辫状河沉积，认为辫状河垂向叠置类型主要为块状厚层砂体，分段互层砂体和薄互层砂体发育较少，但对于辫状河储层微观特征的分析较少，尤其是相控下储层物性、孔喉特征等方面的认识已无法满足精细油藏描述的需要。鄂尔多斯盆地安边地区延10油层组属于典型的砂质辫状河沉积^[25]，延10储层也是本区主力油层之一。

以鄂尔多斯盆地安边地区延10储层为例，综合运用粒度分析、铸体薄片、扫描电镜、压汞和常规物性分析，并结合岩心和测井解释成果，以期阐明相控下的辫状河储层特征及主要控制因素，为辫状河相储层精细描述提供一定的理论基础地质依据。

1 地质背景

鄂尔多斯盆地是中国中部一个被造山带包围的大型多旋回陆内盆地，经历了中到晚更新世的演化、新元古代早期大陆裂谷和增生以及新元古代至早奥陶世被动边缘发育^[26-28]之后成为二叠纪之前华北地块的一部分^[29-30]。安边地区位于陕北斜坡中西部，该区侏罗系延安组自下而上可分为延10至延1共10个油层组，发育了一套辫状河-曲流河-三角洲沉积体系。延10油层组位于延安组底部，可分为延10₂和延10₁共2个小层，均属于砂质辫状河相，可进一步细分为河道(河床滞留沉积)、心滩及泛滥平原微相^[30](图 1)。

2 样品和测试方法

为了描述鄂尔多斯盆地安边地区的沉积环境，识别成岩矿物，解释成岩序列，对该区36口油井约750 m层段取心970个，岩心主要取自1 500~1 900 m。用SPM-300研磨成薄片，使用显微镜Leica-DM4500对样品进行岩石学特征、成岩作用及孔喉特征研究。对其中330个砂岩样品用NKT-T180显微图像粒度仪进行了粒度分析，对720个样品采用全自动孔渗联测仪HKY-300测定了孔隙度和渗透率，用FEI Quanta 400 FEG型扫描电子显微镜对160个样品进行了观察，对80个样品在18.5~19.5 ℃温度下，使用YG-97 A型压汞仪研究其孔喉分布特征。

3 沉积特征 3.1 岩石学特征

鄂尔多斯盆地安边地区延10地层沉积了一套厚层块状含砾中粗砂岩(“宝塔砂岩”)，地层厚度一般为70~80 m。970个薄片鉴定统计表明：延10油层组以长石石英砂岩和岩屑石英砂岩为主，碎屑颗粒主要为石英，其次为长石、岩屑和云母以及少量绿泥石，其中石英体积分数为61.3%~69.8%，平均为67.8%；长石平均体积分数为16.3%，岩屑平均体积分数为15.9%(图 2)。砂岩颗粒分选及磨圆度中等，点-线接触或线接触，颗粒以孔隙式-接触式胶结为主，胶结物主要为高岭石和硅质，少量方解石、长石质及伊利石。

3.2 沉积微相

安边地区延10油层组主要发育以河道、心滩及泛滥平原微相为主的辫状河沉积体系。野外露头可以清晰的三维展示辫状河沉积砂体厚度大，连续性好，多期河道纵横向叠置，呈厚层状产出[图 3(a)—(i)，图 4]。心滩表现为彼此叠置的巨厚砂层，泥质含量少，可见平行层理、楔状交错层理发育；河道沉积下部多为大型槽状交错层理、板状交错层理的含砾粗砂岩，底部对下伏细粒沉积的冲刷可形成冲刷-充填构造[图 3(e)]。

4 储集空间及孔喉结构 4.1 储集空间类型

通过970个铸体薄片和160个扫描电镜岩心资料分析，结果表明：鄂尔多斯盆地安边地区延10储层的储集空间以残余粒间孔和长石溶孔为主[图 5 (a)—(l)]，分别占面孔率为79.2% 和10.7%；少量微裂缝[图 5(g)]和晶间孔[图 5(c)，(f)，(i)，(l)]。晶间孔虽数量多，但体积小，部分为独立孔隙，只有和喉道相连通的晶间孔才可能成为有效孔隙。

4.2 孔喉结构特征

压汞分析测试资料可以很好地表征孔喉结构，延10油层组80个样品压汞分析结果如表 1所列：储层的排驱压力较低，一般为0.01~0.78 MPa，平均为0.18 MPa；中值压力为0.08~7.66 MPa，均值1.78 MPa；吼道中值半径为0.18~3.12 μm，平均为1.05 μm；最大进汞饱和度为56.01%~93.25%，均值为82.45%；退汞效率为18.11%~48.52%，均值为26.37%；歪度系数为0.58~4.61，均值为1.17，喉道分布以略显粗歪度为主；孔喉分选性中等—较好，分选系数均值为2.79。

根据上述测试的参数，将延10储层划分为3种喉道类型：①Ⅰ类中细喉道型，排驱压力低，分选中等，主要发育于心滩微相。②Ⅱ类微细喉道型，排驱压力中等，分选中等—较差，主要发育于心滩微相及河床滞留沉积。③Ⅲ类微喉道型，高排驱压力、高饱和中值压力，主要发育于河床滞留沉积及泛滥平原。

4.3 储层物性特征

根据720个岩心物性测试数据统计，结合测井解释成果表明：延10储层孔隙度为11.23%~ 17.95%，平均为14.27%，渗透率为5.35~56.57 mD，平均为15.52 mD，延10₂储层的物性略好于延10₁，但大都属于中低孔-中低渗特低渗储层。综合孔喉结构参数特征认为延10主要为中低孔-中低渗特低渗细喉型储层(图 6)。

5 储层主控因素分析 5.1 沉积微相是物性差异的基础

鄂尔多斯盆地安边地区延10储层为砂质辫状河沉积，据微相与物性统计，心滩平均孔隙度为14.31%，渗透率为18.51 mD；河道砂体因分选性略差，细粒沉积充填于含砾粗砂颗粒间，导致物性变差，平均孔隙度为14.25%，渗透率为13.27 mD；泛滥平原砂体多与泥质互层混积，物性较差，平均孔隙度仅为9.73%，平均渗透率为5.62 mD(图 7，图 8)。不同微相物性不同的主要原因是，从心滩到泛滥平原，颗粒分选变差，杂基增多。河道平均孔隙度低于心滩，但渗透率相差约5 mD，主要是因为河道砂岩颗粒分选略差，加之岩屑、长石含量多，在成岩过程中易蚀变为黏土矿物或被压实破碎，部分微小喉道被堵塞，降低了储层的渗透性。从孔隙度、渗透率及沉积微相平面展布特征来看，三者具有类似特征，物性明显受微相控制(图 9)。

5.2 成岩作用决定后期改造的程度

沉积物成岩之后，砂岩储层主要受各种成岩作用的改造。安边地区延10砂岩储层主要经历压实、胶结及溶蚀作用等，根据各成岩阶段及其孔隙演变特征，将其孔隙演化划分为早成岩早期、早成岩晚期及中成岩早期3个阶段(图 10)。

5.2.1 原始孔隙度恢复

沉积后的成岩作用可以在很大程度上改变储层岩石的结构特征及储集空间，根据孔隙度与分选系数的经验关系求取原始孔隙度^[32]:

$ {\mathit{\Phi} _1} = 20.91 + \frac{{22.90}}{S} $

(1)

式中：Φ₁为原始孔隙度，%；S为分选系数。

根据A93井等36口井330个样品粒度分析统计，分选系数为1.26~2.37，均值为1.51，据此计算原始孔隙度为30.57%~39.08%，均值为36.08%。根据样品分析实测孔隙度均值为14.27%，由于成岩作用损失的孔隙度约为21.81%。

5.2.2 压实作用及胶结作用

压实作用主要表现孔隙空间急剧缩小，刚性矿物(石英、长石)沿颗粒长轴半定向、定向排列，部分被压裂等，颗粒之间的接触关系主要为点-线接触、凹凸接触，少部分缝合线接触[参见图 5(a)，(d)，(h)，(k)]。快速压实后，延10储层又经历自生黏土矿物、硅质以及钙质等胶结作用(图 11)，胶结物对颗粒间孔隙的填充导致储集空间进一步损失(图 12)。硅质胶结常表现为石英次生加大，黏土矿物主要为绿泥石(叶片状)、高岭石(书页状或蠕虫状)和伊利石(丝缕状)，在颗粒间填充或覆于颗粒表面。根据经验公式可以计算因压实作用和胶结作用分别损失的孔隙度值。

$ {\mathit{\Phi} _2} = \frac{{({\mathit{\Phi} _{\rm{w}}} + {\mathit{\Phi} _{\rm{j}}}){\mathit{\Phi} _{\rm{s}}}}}{{{\mathit{\Phi} _{\rm{z}}}}} + C $

(2)

因压实作用降低的孔隙度值和损失率值

$ {\mathit{\Phi} _3} = {\mathit{\Phi} _1} - {\mathit{\Phi} _2} $

(3)

$ {F_{\rm{L}}} = \frac{{{\mathit{\Phi} _3}}}{{{\mathit{\Phi} _1}}} $

(4)

胶结作用后的剩余孔隙度及胶结作用的孔隙度损失率：

$ {\mathit{\Phi} _4} = {\mathit{\Phi} _2} - C $

(5)

$ {F_{\rm{C}}} = \frac{C}{{{\mathit{\Phi} _1}}} $

(6)

式中：Φ₂为压实后剩余粒间孔隙度，%；Φ_w为样品原生粒间孔总面孔率，%；Φ_j为样品实测胶结物的面孔率，%；Φ_s为样品实测孔隙度，%；Φ_z为总孔隙度的面孔率，%；C为现今的胶结物体积分数；Φ₃为压实作用损失的孔隙度，%；Φ₄为胶结作用损失的孔隙度，%；F_C为因胶结作用造成的孔隙度损失率，%。

根据恢复的砂岩原始孔隙度均值36.08%，延10储层压实损失孔隙度均值为17.93%，损失率49.69%，属于中等强度的压实作用；胶结作用造成的损失孔隙度均值10.52%，损失率为29.16%，即压实作用为定边油田延10储层减孔的主要因素，胶结作用为次要因素。

5.2.3 绿泥石膜抑制作用

绿泥石薄膜多见于粒度较粗的含砾中粗砂岩，黏土颗粒易吸附在颗粒表面形成绿泥石膜[图 11 (g)—(h)]，从而增加颗粒抗压能力，同时通过隔断孔隙水，阻止石英、长石等自生加大，抑制后期胶结，有利于残余粒间孔保存，常表现为绿泥石膜体积分数高时其面孔率相对较高^[33-35] (图 13)。

5.2.4 溶蚀作用

铸体薄片和扫面电镜分析表明：延10储层长石颗粒的溶蚀形成了大量的粒间溶孔和粒内微孔隙(参见图 11)。安边地区延10砂岩中，长石溶孔、岩屑溶孔、粒间溶蚀孔、胶结物及杂基溶孔均较有发育。根据80个样品数据计算分析得出：

$ {\mathit{\Phi} _{\rm{r}}} = \frac{{{\mathit{\Phi} _{\rm{m}}}{\mathit{\Phi} _{\rm{s}}}}}{{{\mathit{\Phi} _{\rm{z}}}}} \times 100\% $

(7)

式中：Φ_r为溶蚀作用增加孔隙度，%；Φ_m为溶蚀孔隙总的面孔率，%。

安边地区延10储层溶蚀作用至成岩中期，为储层提供了3.17%~9.22% 的次生孔隙，均值为7.19%。溶蚀作用对改善孔喉结构、增加储集空间很重要。

6 结论

(1) 鄂尔多斯盆地安边地区延10储层发育含砾砂质辫状河沉积，并可进一步划分为河道(河床滞留沉积)、心滩和泛滥平原微相，其中心滩微相是储层骨架砂体。储层岩性以长石石英砂岩和岩屑石英砂岩为主，储集空间主要为残余粒间孔-长石溶孔组合，面孔率分别为79.2%，10.7%。

(2) 鄂尔多斯盆地安边地区延10储层可识别3种喉道类型：Ⅰ类中细喉道型，主要发育于心滩微相；Ⅱ类微细喉道型，主要发育于心滩及河道微相；Ⅲ类微喉道型，主要发育于河道及泛滥平原微相。储层孔隙度为11.23%~17.95%，均值为14.27%，渗透率为5.35~56.57 mD，均值15.52 mD，延102储层物性略好于延101，但都属于中低孔-中低渗特低渗细喉型储层。

(3) 沉积微相是影响鄂尔多斯盆地安边地区延10储层物性特征的物质因素。心滩微相砂体平均孔隙度为14.31%，渗透率为18.51 mD；河道微相砂体平均孔隙度为14.25%，渗透率为13.27 mD；泛滥平原微相砂体平均孔隙度为9.73%，渗透率为5.62 mD。从心滩到泛滥平原，颗粒分选变差，杂基增多，堵塞填充微小孔喉，导致砂体物性变差。

(4) 后期成岩作用对鄂尔多斯盆地安边地区储层物性改造程度较大，主要破坏性成岩作用为压实作用和黏土矿物、硅质以及钙质的胶结作用，其中压实作用为主要因素(孔隙度损失率49.69%)，其次为胶结作用(孔隙度损失率29.16%)，建设性成岩作用主要为长石颗粒及部分胶结物的溶蚀作用；绿泥石膜可以抑制压实及胶结作用，有利于原生孔隙保存。