近些年，随着岩性油藏成藏理论的不断发展完善以及勘探思路的转变，相继在鄂尔多斯盆地延长组长8油层组发现了西峰、姬塬和环江等亿吨级大油田。与这些大油田的成藏条件相比，鄂尔多斯盆地周家湾地区长8油层组同样具备紧邻长7烃源灶、规模大且连续性较好的三角洲前缘砂体可作为油气储集体和有效的油气运移通道等有利成藏条件，说明该区也具备形成大油田的地质条件^[1-8]。然而，这些地区分属不同的沉积物源体系，因此，各地区储层特征又具有明显的差异。目前，对周家湾地区的研究主要集中在物源方向和沉积相等方面，对储层特征的研究仍较薄弱，优质储层形成的条件、控制因素及分布规律尚不清楚，这些问题已成为制约该区油气勘探和开发的瓶颈。

对此，在综合运用铸体薄片、扫描电镜以及压汞等分析化验资料的基础上，对鄂尔多斯盆地周家湾地区延长组长8储层的岩石学、孔隙结构以及物性等基本特征进行研究，并对影响储层发育的主控因素进行分析，以期为该区长8油层组优质储层的预测和下一步油气规模勘探与效益开发提供地质依据。

周家湾地区地理位置隶属于吴起—靖边地区，处于鄂尔多斯盆地一级构造单元陕北斜坡（图 1），其整体构造起伏较为平缓，坡度小于1°。该区具有多沉积旋回、多层系含油的特点^[1]，主要含油层系为三叠系延长组，其次为侏罗系延安组。

图 1

Fig. 1

下载eps/tif图 图 1 鄂尔多斯盆地周家湾地区区域构造位置 Fig. 1 The regional structure location of Zhoujiawan area in Ordos Basin

研究区延长组形成于湖盆发育的鼎盛时期，经历了由湖进到湖退的完整过程^[1-4]。长8油层组沉积时期介于初次湖泛期和最大湖泛期之间，期间湖平面经历了快速上升和下降的变化，形成了三角洲的进积和退积沉积^[4-8]，相应的可将长8油层组划分为上部的长8₁和下部的长8₂共2个小层，每个小层的地层厚度均为35~45 m（图 2）。2个小层的岩性均主要为灰色、浅灰色细砂岩和粉砂岩，岩石的成分成熟度低，以曲流河三角洲和浅湖沉积为主，发育三角洲平原、三角洲前缘及半深湖—深湖亚相。该区长8₁小层以三角洲前缘水下分流河道砂体为主，局部发育河口坝砂体或“坝上河”式复合砂体[图 2（a）]；长8₂小层主要为多期三角洲平原分流河道砂体垂向叠置，底部发育三角洲前缘水下分流河道砂体、河口坝砂体及“坝上河”式复合砂体[图 2（b）]。

图 2

Fig. 2

下载eps/tif图 图 2 周家湾地区长8油层组综合柱状图 Fig. 2 Comprehensive lithologic column of Chang 8 reservoir in Zhoujiawan area

周家湾地区延长组长8储层岩性主要为三角洲前缘亚相沉积的粉砂岩和细砂岩。对研究区85块样品的薄片数据统计结果表明：长8储层砂岩长石含量略高于石英含量，岩屑含量较高，体积分数分别为30.2%，27.8%和22.2%。其中，长8₁小层石英与长石的含量相当，略高于岩屑含量；长8₂小层石英、长石及岩屑含量较为接近（表 1）。

表 1(Table 1)

表 1 周家湾地区长8储层砂岩碎屑组分统计 Table 1 Clastic components of Chang 8 reservoir in Zhoujiawan area % 层位 φ（石英） φ（长石） φ（岩屑） φ（填隙物） 火成岩 变质岩 沉积岩 其他 长81 13.8~70.0（30.2） 11.3~59.0（33.1） 0~10.5（6.3） 0~25.3（11.8） 0~7.0（1.5） 0~21.1（2.6） 0~37.8（14.5） 长82 15.2~45.0（25.3） 15.0~55.0（27.2） 0~27.4（7.7） 0~24.8（16.8） 0~10.0（0.2） 0~20.1（8.7） 0~36.3（14.1）   注：括号内为平均值

下载CSV 表 1 周家湾地区长8储层砂岩碎屑组分统计 Table 1 Clastic components of Chang 8 reservoir in Zhoujiawan area

长8储层岩石类型以岩屑长石砂岩和长石岩屑砂岩为主（图 3）。长8₁小层有少量长石砂岩，岩屑体积分数平均为22.2%，其中火成岩岩屑体积分数平均为6.3%，变质岩岩屑体积分数平均为11.8% [图 4（a）]，沉积岩岩屑含量较低，体积分数平均为1.5%；长8₂小层岩屑含量高于长8₁小层（表 1）。

图 3

Fig. 3

下载eps/tif图 图 3 周家湾地区长8储层砂岩成分三角图 Fig. 3 Triangular diagram of sandstone components of Chang 8 reservoir in Zhoujiawan area

图 4

Fig. 4

下载eps/tif图 图 4 周家湾地区长8储层镜下显微照片 Fig. 4 The micrographs of Chang 8 reservoir in Zhoujiawan area （a）砂岩中岩屑含量高，主要为千枚岩等变质岩岩屑以及中酸性喷出岩岩屑，云母及塑性岩屑变形，颗粒沿长轴呈定向分布，1井，长82，2 150.4 m；（b）颗粒表面发育叶片状绿泥石，粒间发育石英加大，2井，长82，2 063.6 m；（c）高岭石呈书页状，充填孔隙，交代碎屑，3井，长82，2 282.0 m；（d）铁方解石呈晶粒镶嵌状充填孔隙、交代碎屑，铁白云石沿碎屑边缘交代普遍，偶见长石溶孔，4井，长81，1 988.93 m；（e）构造裂缝贯穿颗粒及填隙物，裂缝未被充填，1井，长82，2 150.6 m；（f）粒间方解石充填孔隙，5井，长82，2 125.5 m；（g）铁方解石充填孔隙并交代碎屑，孔隙较发育，6井，长82，2 126.3 m；（h）孔隙较发育，连通性较好，长石溶蚀强烈，7井，长82，2 130.9 m；（i）绿泥石膜不完全充填形成的残余粒间孔-粒内溶孔，8井，长82，2 205.9 m

长8储层的填隙物含量总体较高，长8₁和长8₂小层的填隙物体积分数分别为14.5%和14.1%，类型主要为绿泥石、铁方解石及水云母，高岭石不发育（表 2）。绿泥石在镜下主要呈叶片状附着于颗粒表面[图 4（b）]；高岭石在扫描电镜下多呈书页状集合体充填于孔隙之间[图 4（c）]；铁方解石呈晶粒镶嵌状充填孔隙，并交代长石颗粒[图 4（d）]。

表 2(Table 2)

表 2 周家湾地区长8储层填隙物含量 Table 2 Contents of interstitial material of Chang 8 reservoir in Zhoujiawan area 层位 φ(填隙物）% 样品数/块 高岭石 水云母 绿泥石膜 网状黏土 方解石 铁方解石 桂质 其他 长81 0~6.0(0.2) 0~13.0(3.1) 0~23.5(3.6) 0~9.5(0.8) 0~23.0(0.3) 0~32.0(2.9) 0~9.5(2.0) 0~7.3(1.6) 56 长82 0~12.0(0.9) 0~15.0(1.8) 0~13.0(3.9) 0~8.2(0.5) 0~30.0(0.9) 0~30.2(4.8) 0~4.0(1.0) 0~3.8(0.3) 43   注：括号内为平均值

下载CSV 表 2 周家湾地区长8储层填隙物含量 Table 2 Contents of interstitial material of Chang 8 reservoir in Zhoujiawan area

砂岩铸体薄片和扫描电镜观察结果表明，周家湾地区长8油层组长8₁和长8₂小层的平均面孔率接较近，分别为2.52%和2.59%（表 3）。孔隙类型以粒间孔和长石溶孔为主，晶间孔不发育，可见构造缝[图 4（e）]。粒间孔主要是经压实后未被胶结物充填满的残余原生孔隙，其填充物多为铁方解石、绿泥石及方解石等[图 4（b），4（c），4（f），4（g）]。溶孔主要由长石、岩屑等易溶组分颗粒或粒间充填的胶结物溶蚀后所形成[图 4（h），4（i）]。

表 3(Table 3)

表 3 周家湾地区长8储层孔隙类型统计 Table 3 Pore types of Chang 8 reservoir in Zhoujiawan area % 层位 粒间孔 溶孔 晶间孔 微裂隙 面孔率 长石 岩屑 其他 长81 0 ~7.9(1.15) 0 ~5.9(1.09) 0 ~1.0(0.13) 0 ~0.7(0.01) 0 ~0.8(0.10) 0 ~1.3(0.04) 0.2 ~10.0(2.52) 长82 0 ~8.1/1.02 0 ~4.3(1.22) 0 ~1.5(0.22) 0 ~0.8(0.01) 0 ~2.3(0.03) 0 ~3.7(0.10) 0 ~11.5(2.59)   注：括号内为平均值

下载CSV 表 3 周家湾地区长8储层孔隙类型统计 Table 3 Pore types of Chang 8 reservoir in Zhoujiawan area

通过对研究区36块岩心压汞数据的分析，周家湾地区长8储层具排驱压力中等、中值压力高、喉道半径小、进汞饱和度低、退汞效率低等特征，整体属高排驱压力-微喉道型储层。其中，长8₁小层排驱压力为0.95~4.55 MPa，平均为1.84 MPa；中值压力为4.24~43.23 MPa，平均为13.63 MPa；中值半径为0.02~0.17 μm，平均为0.09 μm；最大进汞饱和度为52.48%~85.73%，平均为71.30%；退汞效率为18.30%~37.55%，平均为25.23%。长8₂小层排驱压力为0.10~2.16 MPa，平均为0.82 MPa；中值压力为1.21~36.05 MPa，平均为8.96 MPa；中值半径为0.02~0.61 μm，平均为0.21 μm；最大进汞饱和度为54.86%~94.54%，平均为83.83%；退汞效率为4.94%~38.39%，平均为28.45%。

长8₁与长8₂小层储层毛管压力曲线形态基本相似，属典型的致密储层毛管压力曲线。大多数样品有明显的平缓段，反映出孔隙分选中等—较好，且以小孔隙为主，相比而言，长8₂小层的孔喉比长81小层的略粗一些（图 5）。同时，长8₂小层样品中与纵轴平行的束缚水饱和度段发育较为明显，而长81小层的样品则不明显，反映出长8₂小层储层含水饱和度要比长8₁小层低^[9]。整体而言，毛管压力曲线反映出储层质量整体偏差。

图 5

Fig. 5

下载eps/tif图 图 5 周家湾地区长8储层毛管压力曲线 Fig. 5 Capillary pressure curves of Chang 8 reservoir in Zhoujiawan area

根据研究区48口井3 791件样品物性分析数据统计，长8₁小层孔隙度为0.36%~16.05%，平均为8.03%，主要为4.0%~10.0%，渗透率为0.001~ 5.610 mD，平均为0.17 mD，主要为0.02~0.30 mD；长8₂小层物性略好于长8₁小层，其孔隙度为0.69%~ 16.58%，平均为8.17%，主要为4.5%~10.0%，渗透率为0.002~8.800 mD，平均为0.25 mD，主要为0.04~0.45 mD。整体上，研究区长8₁和长8₂小层均属于典型低孔、超低渗致密储层。

储层物性主要受沉积环境和成岩作用的影响，不同的沉积环境影响岩石的成分、类型及粒度等，再加上经历的成岩作用过程不同，导致储层物性具有明显的差异^[10]。

通过岩心观察和测井相识别，对研究区280余口井进行了沉积微相判识，结合储层物性分析数据，对不同沉积微相储层的物性参数进行了对比（表 4）。结果表明：水下分流河道和分流河道微相的物性明显要好于其他微相（图 6），其平均孔隙度分别为9.13%和8.77%，平均渗透率分别为0.34 mD和0.26 mD，表明沉积微相对储层物性具有明显的控制作用。这主要是由于水下分流河道和分流河道的沉积水动力均较强、颗粒粒度分选与磨圆性均较好、泥质含量较低所导致的，而分流间湾和分流间湾洼地砂体厚度均较小，并呈现砂泥互层、泥厚砂薄的特征。由于这种岩性组合特征，在砂泥界面处，甚至整段砂岩层内的碳酸盐胶结一般都较强，致使物性普遍较差。

表 4(Table 4)

表 4 周家湾地区长8储层不同沉积微相孔隙度和渗透率统计 Table 4 Porosity and permeability of different sedimentary microfacies of Chang 8 reservoir in Zhoujiawan area 沉积微相 孔隙度/% 样品数/块 渗透率/mD 样品数/块 最小值 最大值 平均值 最小值 最大值 平均值 水下分流河道 4.94 16.58 9.13 984 0.030 7.31 0.34 946 分流河道 5.46 15.79 8.77 1 617 0.040 8.80 0.26 1 582 分流间湾 0.55 13.02 6.83 594 0.003 3.11 0.09 565 分流间湾洼地 0.36 10.62 5.79 701 0.001 1.46 0.06 658

下载CSV 表 4 周家湾地区长8储层不同沉积微相孔隙度和渗透率统计 Table 4 Porosity and permeability of different sedimentary microfacies of Chang 8 reservoir in Zhoujiawan area

图 6

Fig. 6

下载eps/tif图 图 6 周家湾地区长8储层不同沉积微相孔隙度与渗透率 Fig. 6 The porosity and permeability of different sedimentary microfacies of Chang 8 reservoir in Zhoujiawan area

在前人研究的基础上^[10-18]，结合研究区铸体薄片、扫描电镜、X射线衍射及阴极发光等分析，对周家湾地区长8致密砂岩储层的成岩作用进行了研究。结果表明，该区成岩作用程度较强，主要包括压实作用、胶结作用和溶蚀作用，其中压实作用、胶结作用使储层孔渗条件变差，溶蚀作用对增大储层孔隙具有积极作用。

研究区长8致密砂岩储层中石英等刚性颗粒含量较低，长石及岩屑等塑性颗粒含量较高，这也在一定程度上导致岩石的抗压实能力不强；再加上岩石粒度较细，以细砂岩为主，更容易遭到压实，致使储层孔隙度大幅减小。压实作用在镜下具体表现为颗粒呈定向排列，颗粒之间以线接触为主；塑性颗粒及岩屑在压实作用下发生弯曲、变形、断裂，甚至被挤入粒间孔隙中形成假杂基，使原生粒间孔隙变小，最终导致储层物性变差[参见图 4（a），4（e）]。

在整个成岩演化过程中，早期压实作用对原生孔隙的影响最为直接和明显，后期随着颗粒进一步变得紧密，以及胶结物的形成，岩石能够有效抵抗上覆地层的压力，使部分原生粒间孔隙得以保存^[19]。前人针对砂岩储层总结出了孔隙度与沉积物埋深之间的变化关系，在早成岩阶段，孔隙度损失率为0.75%/100 m；到中、晚成岩阶段，孔隙度损失率为0.55%/100 m ^[19]。经计算，研究区长8₁和长82小层砂岩孔隙度损失量分别为17.6%和16.0%，均属中等—强压实程度。

胶结作用对储层物性主要起破坏作用。根据铸体薄片分析，研究区胶结作用类型主要有黏土矿物胶结、碳酸盐胶结和硅质胶结。

根据薄片鉴定、扫描电镜及黏土X射线衍射分析，黏土矿物胶结物主要有绿泥石和水云母，其体积分数分别为3.72%和2.53%；高岭石和网状黏土含量较低，体积分数分别为0.66%和0.68%。绿泥石产状以绿泥石环边、薄膜为主[参见图 4（b）]，充填孔隙型少见。在镜下，环边绿泥石常与剩余粒间孔具有较好的伴生关系[参见图 4（i）]，说明绿泥石膜的发育可以有效提高砂岩的抗压实能力，对原生粒间孔的保存具有积极意义^{[9, 11-12, 16]}。究其原因，早期绿泥石环边包裹在颗粒表面，虽然占据了一定量的原生孔，但其中一部分被占据的原生孔又转化形成了黏土矿物晶间孔，并且还抑制了不同胶结物对原生粒间孔隙的侵占和破坏^[17]。此外，高岭石、水云母等充填于孔隙之中，堵塞喉道，也在一定程度上降低了储层的孔隙度和渗透率[参见图 4（c）]。

从铸体薄片观察中可见研究区碳酸盐胶结尤为常见[参见图 4（d），4（f），4（g）]，这一认识与岩心观察结果较为一致，钙质胶结段岩心呈灰色、灰白色，含油性较差，滴盐酸后迅速大量起泡。碳酸盐胶结物类型以铁方解石为主，其次为方解石，其体积分数分别为3.96%和0.62%，平面上局部体积分数大于5%。由于碳酸盐胶结物多充填于原生粒间孔隙及各类溶孔中，导致随着碳酸盐胶结物含量的增加，面孔率与渗透率均呈降低的趋势（图 7）。这是除压实作用外导致该区储层致密的重要原因。

图 7

Fig. 7

下载eps/tif图 图 7 周家湾地区长8储层面孔率（a）和渗透率（b）与碳酸盐胶结物含量的关系 Fig. 7 The relationships of carbonate cement content with area-porosity (a) and permeability (b) of Chang 8 reservoir in Zhoujiawan area

长8储层中硅质体积分数为1.49%，产状以石英次生加大、孔隙充填式为主[参见图 4（d）]，这也会堵塞或占据一部分孔隙和喉道，致使孔隙度和渗透率降低。

溶蚀作用是形成次生溶蚀孔隙的重要机制，能使原来已丧失储集能力的储层再次“重生”。据薄片鉴定数据统计，研究区长8储层溶蚀作用很普遍，主要是长石的溶蚀，其次为岩屑的溶蚀，胶结物溶蚀少见。由于溶蚀程度的不同，被溶蚀的长石颗粒边缘呈港湾状、锯齿状，甚至残骸状[参见图 4（h）]。其主要原因是在成岩晚期干酪根成熟生烃的过程中会产生大量CO₂，其溶于地层水后增强了地层水的酸性，进而增强了地层水的溶蚀能力，而且酸性流体与长石等矿物中的Al³⁺络合，加速了长石等矿物的溶蚀。这样不仅可以增加岩石孔隙，还可以改善孔隙的连通性^[16-19]。

研究区长8储层溶蚀现象较为普遍，但发育程度不高。据薄片数据统计，长8₁小层次生溶孔低于长8₂小层，分别为1.53%和1.94%。其主要原因是由于长8储层整体塑性组分含量高，再加上后期压实、胶结作用程度强烈，导致大量孔隙损失，造成后期酸性流体流动不畅，溶蚀速度缓慢，同时溶蚀作用产生的长石等溶解物不能被完全带走，继续沉淀在孔隙周围。因此，研究区溶蚀作用仅在局部粒度相对较粗、分选较好以及原生孔隙度较高的地方较强。

此外，长8₁小层沉积期研究区大面积的三角洲前缘砂体更靠近前端，砂岩粒度较细，云母等片状矿物及塑性含量相对较高，因而导致早期压实作用对原生粒间孔的破坏更为强烈，并且使后期溶解了CO₂的酸性地层水难于进入储层，导致溶蚀强度普遍偏弱。

（1）周家湾地区延长组长8储层岩石类型以岩屑长石砂岩和长石岩屑砂岩为主，整体具有高岩屑含量和高填隙物含量的岩矿特征，填隙物类型主要为铁方解石、水云母和绿泥石。

（2）在细粒、高填隙物含量的影响下，周家湾地区长8储层压实作用程度较强，再加上碳酸盐、水云母胶结作用的影响，导致长8储层面孔率整体较低（仅为2.5%左右），孔隙类型以粒间孔和长石溶孔为主，孔隙结构为小孔、微细喉型，具有高排驱压力、高中值压力、小喉道半径、低退汞效率的特征。物性总体较差，渗透率约为0.2 mD，属于典型超低渗致密储层。

（3）周家湾地区长8油层组有利储层分布主要受沉积微相和成岩作用的控制，其中分流河道和水下分流河道微相是有利的沉积相带，绿泥石膜胶结作用和长石溶蚀作用有效保护和改善了储层的孔渗条件。