定边地区辫状河沉积储层主控因素

屈伟东 符超峰 安山 王涛 朱谨谨 杜晨

摘 要：辫状河储层的储集能力是由储集层的岩石性质所决定，包括孔隙度和渗透率，其中孔隙度决定储层的储存能力，渗透性决定储层的渗流能力。应用沉积学、石油地质学及储层地质学等学科，结合测井、岩心观察及分析化验等资料，系统的研究了定边地区辫状河储层沉积特征及主控因素。研究表明：定边地区延10油层组的岩石类型主要为岩屑石英砂岩、长石石英砂岩以及少量的石英砂岩;孔隙度主要分布于13.9%～17.5%，渗透率多集中于10～16×10-3 μm2，属中孔低渗储层;孔隙类型主要为粒间孔;储层类型属中孔、细喉型，排驱压力和中值压力相对较低;定边地区辫状河储层明显受控于沉积作用和成岩作用，其中，储层的砂体类型、厚度及展布和岩石学特征主要受沉积作用的影响，储层的储集能力主要受成岩作用的影响，压实作用和胶结作用会使储层的储集能力变差，而溶蚀作用会使储层的储集能力变好。

关键词：辫状河储层;定边地区;沉积作用;成岩作用

中图分类号：P 618.13 文献标志码：ADOI：10.13800/j.cnki.xakjdxxb.2019.0110文章编号：1672-9315（2019）01-0063-08

Main controlling factors of braided river sedimentary

reservoir in Dingbian Area

QU Wei dong1，FU Chao feng1，AN Shan2，WANG Tao1，ZHU Jin jin1，DU Chen1

（1.College of Earth Science and Resources，Chang’an University，Xi’an 710054 China;

2.Dingbian Oilfield，Yanchang petroleum Co.，Ltd.，Dingbian 718600，China）

Abstract：The capacity of braided river reservoirs is determined by the rock physics of the reservoir，including its porosity and permeability; porosity determines the reservoir storage capacity，and permeability determines the reservoir seepage capacity.Based on the sedimentology，petroleum and reservoir geology，combined with logging，core observations，and core analysis，the sedimentary characteristics and main controlling factors of braided river reservoirs were studied.The results show that the rock types are mainly lithic quartz sandstone，followed by feldspar quartz sandstone and a small amount of quartz sandstone.The porosity is mainly distributed at 13.9%～17.5%，permeability is mostly concentrated in10～16 ×10-3 μm2，belonging to middle

pore with low permeability;pore type is mainly intergranular pores;reservoir type is a middle pore，fine throat type.Expulsion and median pressure is relatively low; the physical properties of the braided river reservoir are obviously controlled by the sedimentary and diagenesis.The sand body type，thickness，distribution and petrological characteristics of the reservoir are mainly affected by sedimentation，and the reservoir capacity is mainly affected by the diagenesis.But the compaction

and cementation will make the reservoir capacity worse，and the dissolution will make the reservoir better.

Key words：braided river reservoir;Dingbian area;sedimentation;diagenesis

0 引 言

A.D.Miall等人按照河流在平面上的形態将其划分为辫状河、曲流河、网状河等。J.G Mcpherson 提出辫状河三角洲定义为辫状河前积体到停滞水体中所形成的富含砂砾的三角洲，其沉积物质由单条或多条底负载辫状河提供，是一种具独特属性的三角洲[1]。辫状河砂体具有河道短、快速迁移、垂向加积等特点，其沉积环境一般远离断裂带，基底沉降稳定，水浅、坡度不大，泥岩垂向频繁间互，具备岩性油气藏的成藏条件，砂体储集性和含油气性均好。早侏罗世时期，定边地区的陆源碎屑物由北部进入，形成辫状河三角洲，沉积地层为延安组，而延7～延10油层组为其主力的油层组。

近年来，许多学者对辫状河的发育、沉积特征、成因和砂体构型等都进行过深入研究。李文厚，于兴河等对吐哈盆地和内蒙古贷岱海湖现代三角洲沉积考察，认为辫状河三角洲主要发育于中国西部陆相盆地中，气候潮湿、地形高差较大和存在辫状河平原的盆地边缘，比扇三角洲有更好的储集性能和含油气性[2-3]。王彦等对准噶尔盆地西北缘辫状河沉积模式探讨，认为辫状河的沉积鉴别标志为岩石类型比较单一，沉积构造具有“二元结构”，砂体具有“泛连通体”的结构特征等[4]。伍涛等对张家口地区辫状河砂体的成因探讨，认为沉积作用是影响砂体的物性的的主要因素，粒度中值和泥质含量与物性密切相关，胶结物对孔隙度的影响大于渗透率，根据辫状河砂体成因划分了3级层次界面和6种岩石学相[5-6]。金振奎等对不同地区辫状河河道砂体构型研究，划分为叠拼式（完全叠拼型、不完全叠拼型和交错叠拼型）、侧拼式（侧切型和似侧切型）和孤立式三种类型，辫状河相带和构造运动是控制辫状河砂体构型的主要因素[7]。李凤杰等对鄂尔多斯盆地华池地区延安组延9油层组沉积演化研究，认为延9油层组发育有辫状河、辫状型曲流河和网状河3种类型的河流，是延10油层组的继承与发展[8-9]。时志强等对鄂尔多斯中南部地区中侏罗世延安期沉积研究，认为中侏罗世延安期发育冲积扇-河流、河湖三角洲和网状河-残余湖泊沉积体系。延10期发育冲积扇-河流沉积体系，低弯度砾砂质河道发育[10]。但是，针对辫状河的主控因素研究相对较少。因此本文以鄂尔多斯盆地定边地区辫状河为例，通过多口井的岩心观察、孔隙度和渗透率测试、压汞分析和岩石薄片鉴定等方法，分析定边地区延10储层岩石类型、物性和孔隙结构特征，以及研究储层物性主要控制因素，为本区油气勘探和开发提供重要依据。

1 区域地质特征

鄂尔多斯盆地富含多种能源，是重要的勘探开发区域，盆内构造简单，盆地边缘断裂褶皱较发育，面积约25×104 km2，进一步将其划分为伊盟隆起、晋西挠褶带、渭北隆起、伊陕斜坡、天环拗陷和西缘逆冲构造带等6个一级构造单元[11-13]。

在晚三叠世末受印支运动的影响，盆地整体抬升，使三叠系延长组顶部遭受风化、剥蚀等，形成一系列沟壑起伏的古地貌特征。在早侏罗世盆地下沉，富县组与延安组依次沉积，与上三叠统延长组呈不整合接触。到中侏罗世延安组早期富县组河谷下切充填沉积，到延安期末特别是在延10期，侵蚀河谷开始填平补齐，古地形差异减小，最终演化为沼泽平原环境。定边地区延10地层厚度和岩性差异形成的压实构造继承了延长顶面的高地形[14-16]。

定边地区位于伊陕斜坡西部（图1），该地区构造形态简单，地层倾角小于1°，表现为东高西低的西倾单斜构造，只在局部地区发育小型的鼻状隆起。研究区延10段在定边地区广泛沉积，厚度为29.5～44.5 m;发育辫状河三角洲沉积体系，其沉积微相主要为辫状河道和河道间;在岩性剖面上，表现为砂多泥少，砂层厚且粗的特点。沉积微相组合类型也主要为辫状河道与河道间的交互，且辫状河道沉积占有优势[17]。

2 储层岩石学特征

2.1 岩石类型

通过对定边地区30多口探井资料的研究，以及延10油層组的铸体薄片镜下观察和鉴定，认为定边地区延10油层组岩性主要为岩屑石英砂岩和

长石石英砂岩，其次为少量石英砂岩（图2），平均石英含量67.69%，平均长石含量5.89%，平均岩屑含量26.42%.

2.2 结构特征

研究区延10储层岩石颗粒粒度以中-细粒为主，粒度主要0.1～0.4 mm;分选性中等;磨圆度较高，以次棱角状-次圆状为主;颗粒间接触方式以线-凹凸接触为主，次之为点-线接触;颗粒以孔隙式胶结为主。

2.3 填隙物成分

填隙物的含量平均为26.16%，主要填隙物成分主要以云母、绿泥石、高岭石、方解石、铁白云石及石英质，可见少量的菱铁矿（表1）。

3 储层物性特征

储层物特征主要用孔隙度和渗透率2大参数来表达。研究储层两大参数对储层的沉积相、储层非均质性、储量计算和储层综合评价等有着重要意义，同时也是油藏分布规律及预测有利开发区块研究的基础[18-20]。

3.1 孔隙度和渗透率

通过对定边地区延101，延102，延103储层岩心分析化验资料统计（表2，图3，图4），延101储层孔隙度分布范围在13.9%～17.5%之间，频率分布主体集中在17%，平均值15.4%;渗透率最大值为33×10-3 μm2，最小值为6.8×10-3 μm2，频率分布主体集中在16×10-3 μm2，平均值17.75×10-3 μm2.延102储层孔隙度分布范围在13.4%～16.5%之间，频率分布主体集中在15%～16%，平均值15.1%;渗透率最大值为27×10-3 μm2，最小值为5.5×10-3 μm2，频率分布主体集中在14～16×10-3 μm2，平均值13.8×10-3 μm2.延103储层孔隙度分布范围在12.6%～15.8%之间，频率分布主体集中在14%～15%，平均值14.4%;渗透率最大值为19.4×10-3 μm2，最小值为3.5×10-3 μm2，频率分布主体集中在8～10×10-3 μm2，平均值9.9×10-3 μm2.

通过岩心分析化验资料统计的孔隙度和渗透率，认为定边地区储层物性属于中孔低渗储层。孔隙度与渗透率有较好的正相关性，随孔隙度增加渗透率也增加（图5），反映为延10的砂体连通性较好，储层类型为孔隙型储层。

3.2 孔隙类型

延10储层孔隙类型主要有4类（表3）：粒间孔、粒内孔、铸模孔、长石溶孔，最为发育为粒间孔，占到面孔率的73.5%，是延10油层主要的储集空间类型，其次为长石溶孔，占面孔率的12.2%，溶孔以长石溶孔为主中心，微裂隙含量很少。面孔率一般在9.8%左右，孔隙组合主要为粒间孔-溶孔。

3.3 孔隙结构

从典型的毛管压力曲线可见（图6）：延10油层砂岩平均孔径7.22 μm，中值压力2.6 MPa，排驱压力0.12 MPa，喉道中值半径中等，孔喉分选较好，分选系数2.8，退汞效率48.50%，最大进汞饱和度平均在7%（表4）。参考贾玉琴[21]储层评价标准，本区延安组储层微观结构中孔、细喉为主。

4 储层主控因素

辫状河储层物性是由沉积环境（相）、成岩作用和岩石学特征等因素所决定的[22-23]。通过对定边地区延10油层组储层的研究分析，认为影响储层物性主要由两大因素。即沉积作用和成岩作用，成岩作用又包括压实、胶结和溶蚀作用。

4.1 沉积作用对辫状河储层的控制

沉积作用对辫状河储层控制主要表现在砂体类型、厚度和展布特征，以及一些岩石学特征，如岩石粒度、结构、成分成熟度和构造等方面。沉积相带决定了储层的分布和物性，对于辫状河砂

体，河道主砂体的物性较好，而边缘较差。

根据沉积相划分，认为定边地区延10油层组以辫状河沉积为主，其中河漫滩、河道沙坝则相对发育。砂体厚度大部分分布在55～65 m.在定边地区的中部砂体厚度普遍在57 m以上，并且砂体连片分布，研究认为该带处正是位于河道发生汇合与分叉，该区域砂体分布规模和沉积厚度比较理想，能形成油气成藏的有利储集体（图7）。

4.2 成岩作用对辫状河储层的控制

4.2.1 压实作用

压实作用主要受岩石成分、结构成熟度和埋藏深度等因素控制，表现在碎屑颗粒紧密排列使孔隙体积变小、孔渗变差，颗粒定向排列，紧密接触，颗粒以点、线、凹凸接触，刚性颗粒破裂;云母、泥岩碎屑等塑性组分受压变形、扭曲，并被挤入刚性颗粒之间的原生孔隙，阻塞孔隙;压实作用主要表现在石英颗粒次生加大及缝合线接触等[24]。

定边地区主要发育两种压实作用，一种以物理性质为主，浅埋藏的机械压实作用;另一种以化学作用为主，深埋藏的化学压实作用为主，镜下普遍可见云母、长石等矿物有明显的定向排列特征，泥巖屑等塑性物质发生塑性变形，碎屑颗粒间的接触关系普遍为线接触，则说明该区的压实作用强度大，属中强至强烈压实。同时，镜下观察发现长石、石英等碎屑颗粒的相互镶嵌，表明该地区砂岩埋藏深度较深，化学压实作用较为强烈。部分石英颗粒及少量长石颗粒由于压溶作用形成了次生加大边，其占据了部分粒间孔，导致了储层物性进一步降低。因此，在机械压实和化学压实双重作用，使储层物性变差（图8（a）（b）（c）（d）（e））。

4.2.2 胶结作用

胶结作用是另一种破坏成岩作用，对储层物性影响较大。砂岩多数为中等至弱胶结，胶结物的成分主要为粘土矿物、硅质胶结物和碳酸盐胶结物等，其次，发育少量黄铁矿、长石质胶结物和凝灰质胶结物等。

在研究区内，薄片鉴定过程中见绿泥石垂直于碎屑颗粒表面分布，以叶片状为主，呈栉壳状结构（图8（f））。研究认为，绿泥石生长可持续到晚成岩早期或者更晚，它以充填粒间孔和交代岩屑等物质，存在于砂岩中，当它充填孔隙时，使储层物性变差，同时也有骨架颗粒支撑作用，为次生溶蚀孔隙的形成提供了通道和空间。

碳酸盐胶结物在定边地区延10油层组较为发育，主要是铁方解石和铁白云石。区内大量发育铁方解石和铁白云石在原生孔隙及次生孔隙中。碳酸盐胶结物大部分不均匀充填在原生孔隙空间，使孔隙变差，降低了储层的性能同时增加了储层非均质性。由于碳酸盐具有较弱的溶蚀作用，可适当的改变储层物性，可形成中孔低渗或低孔低渗的致密储集层。

4.2.3 溶蚀作用

溶蚀作用发生在成岩作用的各个阶段，对储集空间是一种重要的建设作用。岩石颗粒的溶蚀作用主要为直接溶蚀和间接溶蚀。

如长石和岩屑等不稳定颗粒，在粒内孔直接溶蚀;还有一些矿物颗粒发生交代作用，在粒内孔和粒间孔被间接溶蚀[25]。

定边地区延10油层组储集岩中最普遍的是长石的溶蚀作用图（8（g）（h）），其次浊沸石和方解石的溶蚀作用，但溶蚀较弱。在显微镜下可观察到长石中部溶解而形成的内溶孔和长石颗粒边缘因溶蚀而形成的锯齿状。分析认为，溶蚀作用开始于长石碎屑颗粒内部的解理缝或双晶面产生机械破裂，最先形成一些微裂缝;其次，粒间溶液并沿着破裂的解理面或微裂缝渗透，使溶解长石形成大量的粒间溶孔和粒内微孔。中-晚期成岩过程中产生大量酸性流体及表生成岩阶段的大气降水是导致岩屑和易溶胶结物发生溶解的主要动力和介质。微裂缝对储层的建设也起着不容忽视的作用。在定边地区延10储层砂岩中，面孔率一般在9.8%左右。由此可见，溶蚀作用使本区储层物性变好的主要因素。

5 结 论

1）延10油层组岩石类型的主要成分为岩屑石英砂岩和长石石英砂岩及少量的石英砂岩，砂岩粒度以中-细颗粒为主，磨圆度次圆状-次棱角状为主，同时也反映了储层中砂岩的结构成熟度较高，成分成熟度较低的特点;

2）延10储层的孔隙度主要分布于13.9%～17.5%，渗透率多集中于10～16×10-3 μm2，属于中孔低渗储层。孔隙度与渗透率有较好的正相关性，随孔隙度增加渗透率也增加;

3）延10储层的发育受到沉积作用和成岩作用的共同控制和影响。其中沉积作用决定了储层的分布，成岩作用对储层起决定作用，压实和胶结作用为破坏性成岩作用，使储层物性变差，而溶蚀作用是建设性成岩作用，使储层物性改善。

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