摘要：在大量岩心、铸体薄片及物性等资料统计分析的基础上, 对鄂尔多斯盆地王家湾区长2油层组储层的沉积学、岩石学、物性等特征及孔隙类型、孔隙结构等进行了深入研究, 并对储层进行了分类评价。研究结果表明,研究区长2油层组岩性主要为细粒长石砂岩;储集层具有成分成熟度低、结构成熟度高的特点;孔隙类型主要为粒间孔隙、溶蚀孔隙，属于低孔~低渗和特低孔~特低渗储层。利用储层物性和孔隙结构参数将长2储层划分为4类储层, 其中Ⅱ、III类储层是研究区的主要储集层。

关键词: 储层; 物性; 评价; 长2油层组; 王家湾区; 鄂尔多斯盆地 1.研究区地质概况王家湾区位于陕西省子长县余家坪乡西部。区内属黄土高原侵蚀的峁梁地貌，地形较为复杂，地面海拔1100~1400m。本区构造单元特征与所在的陕北斜坡总体为平缓西倾单斜的总体特征基本相符，局部地区发育鼻状构造，个别区域有小高点出露。主要含油层系为上三叠统延长组长2油层组。从大的沉积背景来看，鄂尔多斯盆地长2期由于湖盆的持续收缩，大部分地区的沉积进一步平原、沼泽化，河流或平原分流河道较为发育。安塞及其以北广大地区的辫状河沉积十分发育，由于物源区的抬升，沉积的粒度相对较粗，成为重要的油气聚集区。通过岩电特征也发现该区长2沉积具有河流相下粗上细的二元结构，但沉积旋回并不完整，叠置的巨厚块状砂层频繁出现，因此本人认为本区的长2油层组属辫状河沉积。 2.储层的岩石学特征根据岩心观察及室内岩石薄片镜下鉴定结果，王家湾区长2油层组储层岩性主要为一套浅灰色、灰白色块状细砂岩，占砂岩总量的80%以上，其次为少量的粉细砂岩、中细砂岩及粉砂岩，占砂岩总量的10%以上(图1)。 图1王家湾区长2油层组砂岩类型及相对含量图 Fig. 1 The sandstone type and relative content of Chang 2 oil layer in Wangjiawan area 1.1碎屑矿物组合特征通过铸体薄片镜下鉴定结果表明，本区长2油层组储层砂岩中碎屑颗粒占62~93%，以长石为主，其次为石英、岩屑、云母和少量的重矿物。其中：

　　长石：相对含量为28~57%，平均48.47%，正长石、斜长石均有，斜长石含量稍多于正长石，长石颗粒风化程度深，斜长石绢云母化常见;

　　石英：相对含量19~35%，平均26.66%;

　　岩屑：含量一般为3~4%，平均3.14%，以沉积岩岩屑为主;

　　黑云母：含量一般为2~28%，平均8.18%，常发生泥化而呈假杂基充填于粒间孔隙中。

依据砂岩成因分类方案，王家湾区长2油层组砂岩为长石砂岩，含少量的岩屑长石砂岩(图2)。 图2 王家湾区长2油层组砂岩成分分类图 Fig. 2 Rock classification in Chang 2 oil layer in Wangjiawan area 1.2填隙物组合特征一、杂基

　　杂基主要为泥质及细粉砂，分布不均匀，含量1~22%不等。杂基充填于粒间孔中，部分被绿泥石和方解石胶结物交代。

　　二、胶结物

绿泥石含量0~5%，平均3.96%;方解石0~15%，平均2.09%;白云石0-2%，平均0.03%;石英加大0~2%，平均0.35%;长石加大0~2%，平均0.35%;偶见少量硬石膏、硅质、伊蒙混层、重晶石、黄铁矿等(图3)。 图3王家湾区长2油层组胶结物成分及含量图 Fig. 3 The cement compositione and content of Chang 2 oil layer in Wangjiawan area 根据本区取心井样品的粒度分析资料可知，该区碎屑颗粒的主要粒级为0.1～0.3mm(2<Φ<3)，碎屑颗粒呈次圆～次棱角状，分选中等～好，颗粒支撑，线接触或点～线接触，胶结类型为孔隙式或薄膜～孔隙式，偶见方解石呈嵌晶式胶结。 3.储集岩物性及孔隙结构特征 3.1 储集物性特征长21亚组：孔隙度最小为1.1%，最大可达22.86%，平均13.17%，分布范围较大，但主要分布在12~18%之间，占总样品数的74.47%。

　　长22亚组：孔隙度最小为1.38%，最大为19.68%，平均11.86%，比长21油层亚组各个小层均小，主要分布在12~16%之间，占总样品数的58.88%。

　　长21亚组：渗透率在0.01~791.98×10-3μm2之间，平均52.28×10-3μm2，主要分布在0.5~40×10-3μm2之间，占全部样品数的67.59%。

　　长22亚组：渗透率在0.05~758.85×10-3μm2之间，平均12.54×10-3μm2，主要分布在0.5~25×10-3μm2之间，占全部样品数的73.77%。

　　岩心分析结果表明，王家湾区长2储层物性较差，据孔隙度、渗透率分级标准(表1)，主要为一套低孔~低渗到特低孔~特低渗储层。

　　表1孔隙度、渗透率分级标准

Tab.1 The classification standard of porosity、permeability 级别 特高 高 中 低 特低 孔隙度(%) >30 25~30 15~25 10~15 <10 渗透率(×10-3μm2) >2000 500~2000 100~500 10~100 <10 孔隙度与渗透率具较明显的相关关系，表现为孔隙度大者渗透率一般也较高，(图4)。 图4王家湾区长2孔隙度—渗透率关系图 Fig. 4 The relation between porosity and permeability of Chang 2 oil layer in Wangjiawan area 3.2孔隙类型本区长2由于早期压实作用不甚强烈，根据岩石铸体薄片及扫描电镜等分析，砂岩中以粒间孔最为发育，储集空间主要为粒间孔隙与溶蚀孔隙，两者可占总孔隙的70%以上，其次为微孔隙、裂隙孔等。

　　①粒间孔隙：原生粒间孔主要是指未被胶结物充填的原生粒间孔，或被绿泥石粘土衬边包围或半包围的碎屑颗粒之间的原生粒间孔，此类孔隙孔径较大(图版I-1)。其次为次生石英加大、早期成岩方解石胶结物充填后剩余的粒间孔以及被黑云母、泥岩等塑性变形形成的假杂基占据后剩余的粒间孔，这类孔隙相对较小。由于本区早期压实作用不甚强烈，原生粒间孔在长2砂岩中保留较好，是本区主要的储集空间，占岩石总孔隙的30.0%~50.0%(表2)。

　　②溶蚀孔隙

　　溶蚀孔隙是由碎屑颗粒、自生矿物胶结物或交代物的可溶部分被溶解形成的。在本区溶蚀孔隙可占岩石总孔隙的30.7%~35.0%(表2)，仅次于粒间孔隙，是本区主要的储集空间之一。

　　粒间溶孔是填隙物(粘土、碳酸盐矿物)和长石、岩屑等碎屑颗粒边缘溶蚀形成的孔隙(图版I-3，I-4，I-5)，它使原生孔隙部分恢复和扩大或形成新的次生孔隙。

　　超大孔是由长石、岩屑等不稳定组分完全溶蚀后形成的，孔径较大，孔径相当于周围碎屑颗粒直径的一倍以上，据铸体薄片观察，最大孔径可达200μm以上(图版I-2)。

　　粒内溶孔：主要由长石，其次为云母和岩屑内部局部被溶蚀所形成，粒内溶孔多沿解理缝或裂纹而发育(图版I-6)。

　　表2 王家湾区长2油层组砂岩孔隙类型及面孔率统计表

Tab.2 Statistics of pore type and plane porosity of of Chang 2 oil layer in Wangjiawan area 层位 井名 孔隙类型(%) 面孔率(%) 样品数 粒间孔 铸模孔 溶孔 裂隙孔 长21 45.4 1.2 32.9 0.6 7.9 101 长22 34.7 34.7 0.5 6.5 31 3.3孔喉大小根据区内子146、8165、8175、子95等4口取心井33块样品的毛管压力分析资料，王家湾区长2砂岩储层的排驱压力(pd)、中值压力(p50)、最大连通孔喉半径(Rd)、中值孔喉半径(R50)、孔喉半径均值(Rm)等反映孔喉大小及分布的参数与储层物性之间具有一定的相关性(图5)，这些参数变化较大，反映出了砂岩中孔喉分布的非均质性。其中排驱压力为0.035~9.751MPa，最大连通孔喉半径0.077~21.640μm;中值压力0.098~7.832MPa，中值孔喉半径(R50)为0.096~7.687μm。 图5排驱压力、最大孔喉半径、中值压力及中值孔喉半径与孔隙度关系图 Fig. 5 The relation between drainage pressure、maximum radius of pore throat、median pressure、median radius of pore throat and porosity 3.4孔隙结构类型及特征根据本区长2砂岩的实际情况，结合Pittman(1979)和Archie(1952)按基质结构及孔隙大小的经典分类，以及前人对鄂尔多斯盆地三叠系延长组储层研究成果，提出适合本区储层孔隙和喉道的分级标准和命名原则(表3)。综合岩石铸体薄片、图像孔隙、毛管压力曲线及扫描电镜等资料，将本区长2油层组储层砂岩的孔隙结构划分为以下几种类型：I.大孔粗喉型;II.大孔中细喉型;III.中孔中细喉型;IV.小孔中细喉型;V.小孔细喉型。其中后两类为非有效储层和非储层，第一类为最佳储层，它和第二类在本区分布广泛。

　　表3王家湾区长2油层组砂岩孔隙、喉道分级标准

　　Tab.3 The classification standard of pore, throat of Chang 2 oil layer in Wangjiawan area 孔隙级别 平均孔径(μm) 喉道级别 平均喉道直径(μm) 大孔隙 >80 粗喉道 >3.0 中孔隙 80~50 中细喉道 3.0~1.0 小孔隙 50~10 细喉道 1.0~0.5 细孔隙 10~0.5 微细喉道 0.5~0.2 微孔隙 <0.5 微喉道 <0.2 研究发现，本区长2砂岩孔隙结构具有以下特点：

　　(1)喉道一般呈正偏态、粗歪度，孔隙呈负偏态细歪度。随着储层物性变差，喉道主峰值向细喉道方向移动，而孔隙主峰值基本不变，说明渗透率主要决定于大喉道的数量。

　　(2)物性随喉道分选变好而变差，歪度变粗而变好，为鄂尔多斯盆地延长组砂岩的独特之处。 4.储层物性的影响因素王家湾区长2油层属低孔低渗近致密砂岩储层, 主要受沉积微相和成岩后生作用等因素控制[2]。 4.1成岩作用对储层物性的改造影响储层发育的成岩作用包括压实作用、胶结作用和溶蚀作用。 4.1.1压实作用对储层物性的影响压实作用的强度通常与埋深、地温及碎屑矿物成分等有关(郑浚茂、庞明，1989)早期成岩阶段发生的机械压实作用可导致砂岩颗粒间的紧密排列、位移及再分配，云母类及塑性岩屑发生膨胀及塑性变形，本区长2砂岩中由于含较多塑性碎屑如黑云母(2%~28%，平均8.18%)和火山岩岩屑，特别是黑云母在长2地层中分布普遍且非常不均匀，一般倾向于富集在粒度较细的砂岩中，多呈薄层状顺层分布，此种情况下黑云母的含量较高。这些塑性碎屑在埋藏压实过程中发生扭曲、膨胀及塑性变形并挤入粒间孔隙中，从而使相当一部分原生粒间孔隙丧失。大量砂岩粒间孔隙度的埋藏改造作用研究(Paxton et al，1990，Szabo et al，1991)表明，在埋深至1500m时，由碎屑的再分配使砂岩的粒间体积迅速降低到28%，之后随埋藏深度的加大，粒间体积减小幅度缓慢，至2400m时，粒间体积降为26%，因此，早期成岩阶段的压实作用是造成砂岩原生孔隙大量丧失的主要原因。 4.1.2胶结作用对储层物性的影响长2砂岩由胶结作用造成的孔隙度丧失为3.0%~30%，平均8.5%。长2砂岩胶结物以绿泥石和碳酸盐胶结物为主。其中碳酸盐胶结物是造成砂岩物性变差的主要胶结物，碳酸盐胶结物含量与砂岩孔隙度和渗透率呈较明显的负相关性(图6)。而砂岩中绿泥石薄膜及片状粒

　　间充填物通过堵塞一部分孔隙喉道及造成粒间微孔隙增加而使砂岩的渗透率有所降低。但是大量石英颗粒周围的绿泥石薄膜的存在阻止了次生石英加大的形成以及一部分粒间碳酸盐胶

结物的沉淀，从而使相当一部分原生粒间孔隙得以保存。绿泥石薄膜抑制了石英次生加大及部分方解石胶结物的沉淀而保存的原生粒间孔隙远远大于由其产生的孔隙度丧失。 图6王家湾区长2油层组砂岩碳酸盐岩胶结物含量与孔隙度渗透率关系图 Fig.6 The relation between carbonate cements content and porosity、permeability of Chang 2 oil layer in Wangjiawan area 4.1.3溶解作用对储层物性的影响砂岩储集层的溶解作用形成了各种类型的次生孔隙，作为本区储层主要的孔隙类型之一，溶蚀孔隙对改善砂岩储层的储集性能起到了建设性的作用。根据显微镜及扫描电镜分析，发现本区溶蚀作用主要发生在中成岩阶段，此时有机质已进入低成熟~成熟阶段。在这一时期，

　　长2河流相河道间暗色泥页岩、碳质泥岩和煤层中丰富的有机质在中成岩阶段发生分解使孔隙流体介质呈酸性。这种酸性介质进入砂岩导致孔隙流体pH值的大幅度降低，使长石、岩屑等不稳定颗粒直接溶解形成溶蚀粒内孔，碳酸盐交代物发生溶解而使颗粒间接被溶，形成溶蚀粒内孔及溶蚀粒间孔。本区长2储层因溶解作用而增加的孔隙度为2.1%~10.5%，平均6.8%。

　　通过对影响本区储层物性的主要因素分析，认为成岩作用对砂岩储集层物性的影响既有建设性也有破坏性。压实作用、碳酸盐、粘土矿物的胶结作用是破坏储集层孔隙度、降低渗透率的主要因素;而粘土薄膜形成作用和溶蚀作用的发育则保存了原生粒间孔隙并且产生次生溶蚀孔隙，改善了储集层的物性。 4.2 沉积微相类型对储层的影响沉积环境是影响储层储集性能的地质基础[1],不同沉积微相砂岩储集性存在明显的差异。本区长2油层组属辫状河沉积，从本区资料来看，发育河床滞留、心滩、河漫滩等沉积微相，由于河床滞留及心滩难以区别，在此统称为主河道沉积，而河漫及堤岸统称为河道间。研究区长2油层组不同沉积微相孔渗统计结果表明主河道砂体储层物性最好，形成研究区主要的储集体。延长组砂岩粒度大小与物性存在明显的正相关性, 孔隙度、渗透率随粒径的减小而降低。砂岩粒径大小对储层物性的影响与沉积环境对储层物性的制约具有较好一致性, 砂岩粒度越细, 往往杂基含量越高。研究区内粉砂岩中杂基含量明显高于细砂岩, 因此粒度总体较细的粉—细粒砂岩储层决定了其原始孔渗性较差的基本特点。 5.储层分类及评价标准根据研究区实际储层发育及生产特征, 笔者参考砂岩储集岩的孔隙类型、毛细管压力等参数的分类评价标准(罗蛰潭、王允诚, 1986) , 结合本区低孔、低渗特点对研究区储层进行分类评价(表42)，将其划分为四类，即I类(好)储集层、II类(中等)储集层、III类(差)储集层、IV类(极差)储集层。根据本区的储层综合评价结果(表5)认为，王家湾区长2油层组主要发育II类和III类储层。

　　表4王家湾区长2油层组储层综合评价主要参数指标

　　Tab.4 Reservoir classification standards of Chang 2 oil layer in Wangjiawan area 参数指标 储 层 类 型 I类 II类 III类 IV类 孔隙度(%) 15.0~25.0 12.0~17.0 10.0~15.0 2.0~10.0 渗透率(×10-3μm2) >50.0 50.0~10.0 10.0~0.5 <0.5 排驱压力(MPa) <0.1 0.05~0.2 0.1~0.5 >1.0 中值压力(MPa) <0.5 0.6~5.0 1.0~5.0 >5.0 最大连通孔喉半径(μm) >15.0 4.0~16.0 2.0~12.0 0.1~1.5 中值孔喉半径(μm) 2.5~5.0 0.15~1.2 0.15~0.72 0.01~0.1 孔喉半径均值(μm) 1.5~5.0 0.8~2.15 0.7~1.25 0.01~0.25 优势孔喉半径(μm) >5.0 2.0~5.0 0.5~2.0 0.01左右 岩 性 中～细砂岩

　　细砂岩 细砂岩

　　粉～细砂岩 粉-细砂岩

　　细砂岩 粉砂岩

　　钙质砂岩 表5 王家湾区长2油层组储层综合评价结果

　　Tab.5 The results of Comprehensive evaluation of of Chang 2 oil layer reservoirs in Wangjiawan area 层位 Ⅰ类(%) Ⅱ类(%) Ⅲ类(%) Ⅳ类(%) 样品数 长21 10.0 45.0 35.0 10.0 20 长22 0.0 53.8 23.1 23.1 13 结论1、本区长2油层组储层主要为细粒长石砂岩，孔隙类型以粒间孔、溶孔为主，孔隙式胶结或薄膜～孔隙式胶结，胶结物主要为绿泥石和方解石，主要为一套低孔~低渗到特低孔~特低渗储层。孔隙结构主要为大孔粗喉型及大孔中细喉两种类型。

　　2、通过对影响本区储层物性的主要因素分析，认为成岩作用对砂岩储集层物性的影响既有建设性也有破坏性。压实作用、碳酸盐、粘土矿物的胶结作用是破坏储集层孔隙度、降低渗透率的主要因素;而粘土薄膜形成作用和溶蚀作用的发育则保存了原生粒间孔隙并且产生次生溶蚀孔隙，改善了储集层的物性。

　　3、通过储层的岩性、物性、渗流特征等方面的分析，对储层进行了评价，本区长2油层组储层以II类和III类储层为主，其次为IV类和I类储层。 参考文献：[1] 郑浚茂,庞明.碎屑储集岩的成岩作用研究[M].北京:中国地质大学出版社,1988.25-98.

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