鄂尔多斯盆地作为我国中生界大型沉积盆地之一，其内部构造样式简单，地层发育平缓，蕴藏着丰富的油气资源^[1-3]。什社地区位于鄂尔多斯盆地陕北斜坡西南部，北至白马，西至西峰，面积约1000 km²。研究区长3油藏勘探程度相对较低，但自2003年以来，相继发现了宁21、西90、板19及宁124等出油井点，并在宁21井区、西90井区投入滚动开发，实施效果良好。勘探结果显示，什社地区长3₁段是长3的主力含油层，说明长3₁油层组具有较高的石油资源潜力。但目前关于什社地区储层地质方面的综合研究较少，因而弄清研究区长3₁储层特征，合理对其进行分类和综合评价，对于什社地区长3₁油层组的后续挖潜工作具有重大意义。

1.   样品与实验

本次研究共采集41个实验样品，分别来自研究区内12口探井的长3₁油层组，且均取自岩心(见图 1)。通过常规物性实验，对岩心的孔隙度及渗透率进行分析，并测定岩心油—水饱和度。同时制作岩石薄片及铸体薄片直接观察孔吼大小、分布、连通及胶结情况等，铸体薄片厚度一般为0.03 mm，面积不小于15 mm×15 mm。由于不同矿物在扫描电镜中会呈现出其特征的形貌，如高岭石在扫描电镜中常呈假六方片状、假六方板状、假六方似板状；蒙脱石一般为卷曲的薄片状；绿泥石单晶通常呈六角板状，集合体则呈叶片状堆积或定向排列等，故用扫描电镜来鉴定不同矿物成分。另外，本次研究采用压汞法测定岩石毛管压力曲线，主要用于描述孔吼大小及分布等一系列特征参数。

图  1  研究区与采样点位置图

Figure  1.  Location map of the study area and sample collection sites

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2.   实验结果与分析

2.1   储层岩石学特征

什社地区延长组长3期主要发育三角洲前缘沉积^[4]，储集岩主要是水下分流河道砂岩。依据砂岩分类标准^[5]，可以得出浅灰色细—中粒长石岩屑砂岩和岩屑长石砂岩为研究区长3₁储层的主要岩石类型(见图 2)。在陆源碎屑成分中，石英、长石、岩屑的含量分别为44.09%、20.83%和23.40%，三者的比例接近于2:1:1。岩屑成分中以含有较为丰富的白云母碎片为特征，中基性喷发岩岩屑、中浅变质岩屑等成分含量较高，构成了岩屑的主要组成部分。

图  2  什社地区长3₁砂岩分类三角图

Figure  2.  The sandstone classification of Chang 3₁ in Shishe area

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长3₁砂岩中填隙物的种类较为单一，含量为11.09%，大体上由粘土矿物、碳酸盐胶结物及硅质、长石质胶结物组成，其它成分的填隙物含量较少。粘土矿物中则以伊利石、高岭石为主，二者含量基本相当，分别占到了2.33%和2.10%；碳酸盐胶结物中方解石含量最少，仅占到0.25%，含量最多的为铁白云石，占1.18%，铁方解石居中，占到了0.25%。

长3₁砂岩基本上在细—中粒的粒度范围，分选程度中等，磨圆主要为次棱角状；砂岩颗粒间以点—线接触、孔隙—薄膜式胶结为主，也可见孔隙—加大和薄膜—孔隙式等胶结类型。

2.2   储层物性特征

长3₁储层物性实验结果表明：什社地区砂岩孔隙度值为7.2%~15.8%，平均值为13%；渗透率值为0.03~34.39 mD，平均值为6.07 mD。依据石油行业标准^[5]，什社地区长3₁储集砂体属于低孔—特低孔、特低渗—超低渗储层。

2.3   储层孔隙类型

通过铸体薄片的观察，发现什社地区长3₁砂岩储层的孔隙类型丰富多样，其中主要储集空间为粒间孔、长石溶孔，其次为岩屑溶孔，也有少量的粒间溶孔、晶间孔等其他孔隙类型(见图 3)。据统计，研究区样品的平均面孔率为8.3%，原生孔隙类型主要为粒间孔，多呈不规则的形态发育在砂岩骨架颗粒之间，其面孔率为5.4%，占到了总面孔率的63.29%；另外一种重要的储集空间为长石溶孔，是由长石碎屑颗粒中的可溶物质在一定条件下被溶解而形成^[6-7]，其面孔率为1.8%，占到了总面孔率的21.53%；而岩屑溶孔在研究区分布则相对较少，面孔率仅为0.6%，占总面孔率的6.94%；其它类型孔隙如晶间孔，粒间溶孔等，占总面孔率的8.24%(见表 1)。

图  3  什社地区长3₁储层孔隙类型

Figure  3.  Pore types of Chang 3₁ reservoirs in Shishe area

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表  1  什社地区长3₁砂岩储层孔隙类型

Table  1.  Pore types of Chang 3₁ sandstone reservoirs in Shishe area

孔隙类型	面孔率/%			所占面孔率 比例/%
	最大值	最小值	平均值
粒间孔	10	0.3	5.4	63.29
长石溶孔	3.2	0.3	1.8	21.53
岩屑溶孔	1.9	0.2	0.6	6.94
其它	2.5	0.1	0.2	8.24

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2.4   孔隙结构特征

经砂岩薄片观察发现研究区发育的吼道类型，除管束状喉道较为少见外，其他吼道类型如孔隙缩小型喉道、片状或弯片状喉道和缩颈型喉道均较为发育(见图 4)。结合压汞曲线特征分析，什社地区长3₁储层平均排驱压力为0.26 MPa，中值压力平均值为1.32 MPa，最大连通喉道半径平均值为2.88 μm，中值半径平均值为0.63 μm，最大进汞饱和度为88.84%，退汞效率为27.15%。压汞曲线特征表明，研究区长3₁储层粒度偏细，吼道半径较小，曲线有着较长的平台段，表明储层分选较好，依据前人的分级标准^[8]，孔喉结构类型为大孔微细喉型、中孔微喉型，属于特低渗储层压汞曲线(见图 5)。

图  4  什社地区长3₁储层主要发育的喉道类型

Figure  4.  Main throat types of Chang 3₁ reservoirs in Shishe area

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图  5  什社地区长3₁毛细管压力曲线

Figure  5.  Capillary pressure curves of Chang3₁ in Shishe area

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3.   储层影响因素分析

3.1   沉积作用主控储层物性

鄂尔多斯盆地长3₁时期湖盆大面积萎缩，三角洲建设性发育。在此背景下，研究区主要发育三角洲前缘沉积亚相^[9-11]，水下分流河道砂体作为其最主要的储集体类型，在研究区内广泛发育。且河道越发育的地区，其相应砂体的孔隙度、渗透率相对也越好。研究区砂地比与储层的孔隙度和渗透率均呈正相关关系(见图 6)，说明储层物性受沉积微相控制作用明显，在水下分流河道主带上储层物性较好。

图  6  什社地区长3₁储层孔隙度、渗透率与砂地比相关性

Figure  6.  Correlation between porosity, permeability and sand-stratum ratio respectively of Chang 3₁ reservoirs in Shishe area

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3.2   成岩作用影响孔隙类型分布

成岩作用对于储集层的改造有建设性一面也有破坏性的一面。成岩作用早期，由于压实和胶结作用，往往会在很大程度上破坏储层内的原生孔隙，使其分布规律发生变化，从而对储层的储集性能产生一定的影响；而随着埋深不断增加，成岩作用中后期，沉积物和自生胶结物的溶蚀作用会引起次生孔隙的形成，在一定程度上改善储层的储集物性，形成有利的储集空间^[12-16]。研究发现本区长3₁时期，储层经历的主要成岩作用类型有压实—压溶作用、胶结作用和溶蚀作用，其中机械压实作用贯穿始终，成岩阶段各个过程中都一直存在，作用时间最长，影响力度由强变弱。

3.2.1   压实—压溶作用

成岩早期，随埋深不断增加，压实强度增加较快，对储层的改造较为明显。此时，研究区长3₁储层原生孔隙度降低、物性变差的主要原因可归结于机械压实作用的影响，且在局部地区压溶作用明显。主要表现为：(1) 颗粒间的接触关系发横变化，逐渐由点接触向点—线接触、线接触演化，凹凸接触和缝合线接触在局部可见；(2) 储层原生孔隙损失严重，导致孔隙连通性变差；(3) 碎屑颗粒发生定向排列，塑性颗粒如泥质岩屑等发生强烈的弯曲变形、并可见云母碎片的蚀变变形(见图 7a、7b)。

图  7  什社地区长3₁储层铸体薄片和电镜扫描照片

a—西86井1531.43 m长3₁颗粒凹凸接触，压实作用强烈，致密结构特征；b—西63井1483.6 m长3₁塑性岩屑强烈变形，具压溶现象，少量高岭石充填孔隙，可见孔不发育; c—西78井1416.0 m长3₁少量自生高岭石及绿泥石充填孔隙；d—西281井1431.14 m长3₁自生高岭石粘土充填粒间孔喉生长；e—西78井1416.0 m长3₁部分孔隙中充填自生铁白云石；f—西63井1483.6 m长3₁云母及塑性岩屑变形，石英加大常见，铁白云石和高岭石充填孔隙，具粒间孔及长石溶孔；g—西78井1416.0 m长3₁加大状石英普遍胶结充填残余孔喉连通形态；h—西89井1455.14 m长3₁全貌，粒间残余孔较发育，石英次生加大普遍可见；i—板19井1602.6 m长3₁颗粒溶蚀孔；j—西90井1502.1 m长3₁粒间孔、溶孔

Figure  7.  Casting thin section and SEM photographs of Chang 3₁ reservoirs in Shishe area

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3.2.2   胶结作用

(1) 粘土矿物胶结

本区各层位均广泛发育有大量的自生粘土矿物，主要包括绿泥石、伊利石和高岭石等，个别层段可见到伊蒙混层。经岩石薄片分析，什社地区长3₁储层中发育的自生粘土矿物主要为伊利石(2.33%)和高岭石(2.10%)，绿泥石(0.43%)在研究区含量相对较少。在扫描电镜下，可观察到高岭石、绿泥石等粘土矿物颗粒主要以孔隙充填的方式分布(见图 7c、7d)。

(2) 碳酸盐胶结

研究区碎屑岩储层中碳酸盐胶结作用普遍存在，通常是以胶结物、交代物的形式充填在粒间孔隙当中，或是以次生孔隙内的填充物形式出现。在岩石薄片和扫描电镜下可观察到，研究区长3₁储层的部分孔隙中充填有自生的铁白云石，并且可观察到有明显的多期次形成特征，晶体大小也有所差异，这主要是受到不同成岩阶段过程中温度、介质环境的影响^[17](见图 7e、7f)。

(3) 硅质胶结

研究区长3₁储层中碎屑岩的成分成熟度较低，从而造成硅质胶结物含量相对较少。主要以石英次生加大状态充填在残余孔喉中，或是以自形石英晶体的形式产出在碎屑石英颗粒的表面、粒间孔壁上(见图 7g、7h)。

3.2.3   溶蚀作用

研究表明，什社地区长3₁段储层砂岩中发育有大量的溶蚀孔，且以长石溶孔为主(见图 7i、图 7j)。溶蚀孔隙作为研究区的主要储集空间，其含量仅次于粒间孔(见表 1)。显然，成岩过程中有机酸溶蚀作用形成了大量的次生孔隙，且这些次生孔隙对于改善研究区长3₁储层的储集物性起到了至关重要的作用。

3.2.4   成岩相分布

什社地区长3₁储层主要发育粒间孔—长石溶蚀相、硅质—伊利石胶结相、伊利石胶结相等成岩相。其中，粒间孔—长石溶蚀相是最为有利的成岩相带(见图 8)。位于有利成岩相带上的储层孔隙类型以粒间孔、长石溶孔为主。

图  8  什社地区长3₁成岩相平面图

Figure  8.  Diagenetic facies of Chang 3₁ in Shishe area

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4.   储层综合评价

前人在储层综合评价方面已经作出大量工作^[18-22]，由于不同的沉积盆地、不同的油气田的地质情况不尽相同，所以并没有形成统一的评价标准，具体到每个研究区的储层评价，往往都是采取特定的综合评价方法。在吸纳前人研究工作经验的基础上，本文从影响储层储集性能的多因素出发，结合储层孔隙的发育类型，最终建立了一个适合什社地区储层的综合分类评价标准(见表 2)。

表  2  什社地区长3₁储层分类评价表

Table  2.  Classification evaluation of Chang 3₁ reservoir in Shishe area

分类标准	Ⅰ	Ⅱ	Ⅲ
沉积微相	水下分流河道	河道侧翼、河口坝	分流间湾
渗透率/mD	≥3.0	3.0~1.0	1.0~0.5
孔隙度/%	≥12.0	12.0~10.0	10.0~8.0
孔隙类型	粒间孔—溶孔	粒间孔—溶孔、微孔	微孔
储层评价	优质储层	相对优质储层	一般储层

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依据该储层分类综合评级标准，什社地区长3₁储层类型以Ⅰ类、Ⅱ类储层最为发育，其中Ⅰ类优质储层面积212 km²，位于水下分流河道发育之处，在研究区内呈片状、条带状展布，分布面积较广；Ⅱ类相对优质储层面积为120 km²，主要发育在河道侧翼、河口坝砂体中，分布面积有限；Ⅲ类储层分布面积局限，主要发育在分流间湾等砂体较薄的地方(见图 9)。

图  9  什社地区长3₁储层分类综合评价

Figure  9.  Classitied and comprehensive evaluation of Chang 3₁ reservoirs in Shishe area

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5.   结论

(1) 什社地区长3₁砂岩岩石类型主要为中—细粒浅灰色长石岩屑砂岩和岩屑长石砂岩，颗粒接触类型整体上以点线接触为主，线接触较为常见，局部可见镶嵌接触，分选、磨圆中等。

(2) 研究区长3₁储层物性总体较差，为低孔—特低孔、特低渗—超低渗储层，局部发育相对高孔渗区；孔隙类型以粒间孔为主，长石溶孔次之；孔喉结构属于大孔微细喉型、中孔微喉型，孔喉结构较差；孔隙缩小型喉道、缩颈型喉道以及片状或弯片状喉道为研究区发育的主要喉道类型，管束状喉道在研究区则较为少见。

(3) 什社地区长3₁储层的储集性能和孔隙类型的分布主要受到沉积环境和成岩作用的影响。相对高孔渗带主要分布在水下分流河道砂体发育的区域；成岩作用对储层物性则有着双重影响，储集体在沉积后受到压实、胶结作用的影响，原生孔隙基本消失，后经溶蚀作用的改造，使得储层物性有了很大的改善。

(4) 依据储层综合分类评价标准，什社地区长3₁储层可划分为3类，以Ⅰ类、Ⅱ类储层最为发育。