鄂爾多斯盆地黃陵油田延長組長6儲(chǔ)層致密成因

張曉磊，章輝若，劉 鑫， 張忠義，李繼宏

(1. 中國石油長慶油田分公司勘探開發(fā)研究院，陜西西安 710018；2. 低滲透油氣田勘探開發(fā)國家工程實(shí)驗(yàn)室；3. 中國石油長慶油田分公司勘探部)

1 研究區(qū)概況

黃陵油田位于鄂爾多斯盆地東南部，區(qū)域地質(zhì)構(gòu)造位于鄂爾多斯盆地伊陜斜坡南部，鄰近渭北隆起。晚三疊世，鄂爾多斯盆地東南部沉降較大，沉積物呈南厚北薄分布特征，黃陵油田臨近沉降區(qū)，具有多物源供屑的條件[1-2]。根據(jù)古流向、砂巖碎屑組分特征和重礦物組合特征分析，認(rèn)為黃陵油田長6期沉積受東北物源和南部物源共同控制，沉積過程中長6期湖水變深，大面積深水區(qū)呈北西-南東向延伸。該區(qū)臨近生烴中心，烴源巖發(fā)育，油層厚度大，具有良好的油氣勘探潛力[3]，是油田增儲(chǔ)上產(chǎn)的重要后備領(lǐng)域。

黃陵油田勘探始于20世紀(jì)50年代，由于該區(qū)成藏條件比較復(fù)雜，同時(shí)受勘探技術(shù)與工藝水平的限制，勘探一直未取得突破。近年來對(duì)該區(qū)的成藏地質(zhì)條件進(jìn)行了重新認(rèn)識(shí)和評(píng)價(jià)，在延長組長6油層實(shí)現(xiàn)了勘探的突破，2013年在三疊系延長組長6油藏提交了石油探明地質(zhì)儲(chǔ)量。然而，在生產(chǎn)及研究過程中發(fā)現(xiàn)，該區(qū)長6油層巖礦成份及成巖特征復(fù)雜，表現(xiàn)出儲(chǔ)層物性差、裂縫發(fā)育、非均質(zhì)性強(qiáng)等特征。因此，開展黃陵油田延長組長6儲(chǔ)層致密原因分析研究，探尋有利儲(chǔ)層分布規(guī)律，對(duì)指導(dǎo)該區(qū)的石油勘探和開發(fā)工作具有重要的實(shí)際意義。

2 儲(chǔ)層巖石學(xué)及物性特征

通過對(duì)研究區(qū)巖石薄片的統(tǒng)計(jì)表明，黃陵油田長6儲(chǔ)層巖石類型主要以巖屑長石砂巖為主，石英、長石含量近等，巖屑含量較高(表1)。研究區(qū)變質(zhì)巖屑、巖漿巖屑和沉積巖屑均發(fā)育，顯示多物源供給的特征。受近南部物源影響，云母含量高，平均含量為9.05%，填隙物總量為16.25%，主要成分有水云母、鐵方解石、綠泥石、鐵白云石、硅質(zhì)等，其中水云母、鐵方解石、綠泥石含量相對(duì)較高。

表1 黃陵油田長6儲(chǔ)層巖礦特征統(tǒng)計(jì) %

長6砂巖結(jié)構(gòu)成熟度較高，粒度較細(xì)，粒徑主要在0.10～0.25 mm，最大粒徑0.33 mm，絕大多數(shù)儲(chǔ)層巖石樣品都在細(xì)砂巖(0.12～0.5 mm)粒級(jí)范圍；碎屑顆粒以次棱角狀為主，磨圓度中等-差，反映出沉積水動(dòng)力條件一般較弱。膠結(jié)類型以孔隙式膠結(jié)為主，其次為薄膜-孔隙、孔隙-薄膜膠結(jié)。

據(jù)巖心資料物性分析，黃陵油田三疊系長6儲(chǔ)長6儲(chǔ)層孔隙度主要分布范圍6.0%～12.0%，平均值8.3%；滲透率主要分布范圍(0.02～0.12)×10-3μm2，平均值0.07×10-3μm2，長6砂巖為一套特低孔、特低滲儲(chǔ)層。滲透率在垂向上差異大，儲(chǔ)層非均質(zhì)性強(qiáng)。孔、滲相對(duì)高值區(qū)主要分布在重力流沉積河道主帶，而河道兩側(cè)儲(chǔ)層較為致密。

3 儲(chǔ)層孔隙結(jié)構(gòu)特征

根據(jù)砂巖鑄體薄片及掃描電鏡等資料，黃陵油田長6砂巖儲(chǔ)層孔隙類型以粒間孔、長石溶孔為主，見少量微裂隙。區(qū)內(nèi)最主要的儲(chǔ)集空間為粒間孔，從顯微鏡下觀察顯示，粒間孔多為三角形-多邊形或不規(guī)則形狀。溶蝕孔隙主要為長石的粒內(nèi)溶孔，長石溶孔的發(fā)育程度與各儲(chǔ)集層內(nèi)長石的含量和膠結(jié)物的含量有關(guān)，長石溶孔的發(fā)育程度隨著膠結(jié)物含量的增高而降低。

根據(jù)毛管壓力參數(shù)統(tǒng)計(jì)分析，長6儲(chǔ)層排驅(qū)壓力2.25 MPa，中值壓力為16.47 MPa，中值半徑為0.06 μm，孔喉分選系數(shù)2.42，最大進(jìn)汞飽和度僅81.39%，平均退汞效率35.43%，從曲線形態(tài)來看，以Ⅱ類曲線為主[4]，長6儲(chǔ)層孔隙結(jié)構(gòu)以小孔微喉、小孔微細(xì)喉型為主。長6儲(chǔ)層排驅(qū)壓力較高，巖石孔隙結(jié)構(gòu)差，可能是由于深湖相重力流水動(dòng)力條件和混源的物源供給所致。

4 儲(chǔ)層致密原因分析

4.1 埋深大，壓實(shí)作用強(qiáng)烈

沉積物沉積后，在壓實(shí)作用影響下，孔隙流體排出，能量重新分配。這依賴于構(gòu)造沉積格局、盆地演化史及成巖演化史，其結(jié)果直接控制了孔隙的縱向分布和孔喉結(jié)構(gòu)特征。壓實(shí)作用存在于沉積巖成巖作用的全過程，但對(duì)沉積巖儲(chǔ)層來說，最為重要的還是早期階段的壓實(shí)作用[5-7]。

黃陵油田延長組砂巖儲(chǔ)層在中白堊世達(dá)到最大埋深[8]，長6砂巖最大埋深可達(dá)到2 050 m，最大埋深遠(yuǎn)大于現(xiàn)今埋深(1 200 m)，儲(chǔ)層在埋藏成巖過程中經(jīng)歷了較大的埋深，是造成儲(chǔ)層強(qiáng)壓實(shí)的主要原因。研究區(qū)壓實(shí)作用表現(xiàn)較明顯，特別是鏡下見到顆粒定向排列，云母片的壓彎或折斷，泥質(zhì)顆粒或其它軟質(zhì)碎屑的塑性變形，甚至被擠入粒間孔形成假雜基碎屑。長6 砂巖顆粒以線接觸為主，局部為縫合線接觸。

通過砂巖原始孔隙體積與壓實(shí)后的粒間體積進(jìn)行對(duì)比，可以得出不同層段巖石的視壓實(shí)率，從而反映壓實(shí)作用的強(qiáng)弱和壓實(shí)對(duì)儲(chǔ)層物性的影響[9]。 當(dāng)視壓實(shí)率大于70%，壓實(shí)程度強(qiáng)；視壓實(shí)率為30%～70%，壓實(shí)程度中等；視壓實(shí)率小于30%，壓實(shí)強(qiáng)度弱。該區(qū)長6砂巖儲(chǔ)層視壓實(shí)率為75%，處于強(qiáng)壓實(shí)程度。壓實(shí)作用對(duì)研究區(qū)儲(chǔ)層的影響程度較大，是導(dǎo)致長6砂巖儲(chǔ)層致密的一個(gè)最重要因素。

4．2 填隙物含量高為壓實(shí)作用提供了物質(zhì)基礎(chǔ)

研究區(qū)雜基含量高，填隙物成分復(fù)雜，為壓實(shí)作用提供了物質(zhì)基礎(chǔ)。不同的礦物組成使得它們對(duì)儲(chǔ)層儲(chǔ)集性能的影響也不同。研究區(qū)填隙物含量為7.5%～26.3%，總體上看填隙物含量與孔滲具有一定的負(fù)相關(guān)性，即隨著填隙物含量越高，儲(chǔ)層物性具有下降趨勢(shì)(圖1)。云母分布主要受母質(zhì)類型和水浪淘洗作用的影響。長6期由于受南部物源影響，云母含量明顯增高，尤其是近源的局部地區(qū)含量高達(dá)12.0%以上(圖2)，這些塑性巖屑在壓實(shí)過程中, 極易發(fā)生形變而占據(jù)孔隙空間，是造成儲(chǔ)層強(qiáng)壓實(shí)的另一主要原因。

圖1 填隙物含量與滲透率關(guān)系

圖2 黃陵油田長6儲(chǔ)層云母含量分布

巖石成分和巖石粒度也是壓實(shí)作用的主要影響因素。塑性顆粒含量越高，壓實(shí)越強(qiáng)。而塑性顆粒與砂巖的粒度有一定的關(guān)系，粒度越粗，塑性顆粒含量相對(duì)減小；而粒度越細(xì)，情況正好相反[10]。黃陵油田長6砂巖粒度較細(xì)，以細(xì)砂、極細(xì)砂為主，所占比例為80.01%～89.62%。砂巖中塑性顆粒含量大壓實(shí)作用加強(qiáng)，孔隙度降低。

4.3 碳酸鹽膠結(jié)含量高，儲(chǔ)層物性差

據(jù)薄片、掃描電鏡觀察，研究區(qū)內(nèi)碳酸鹽膠結(jié)作用發(fā)育，鐵方解石為主要的碳酸鹽膠結(jié)物，鐵方解石除充填孔隙外，還含有大量的交代碎屑顆粒及填隙物，極大地降低了儲(chǔ)層的儲(chǔ)滲性能[11]。區(qū)內(nèi)延長組砂巖碳酸鹽膠結(jié)物含量介于3.5%～15.8%，平均為5.34%。盡管碳酸鹽膠結(jié)物易于溶蝕，但碳酸鹽膠結(jié)物主要形成于晚成巖期，沒能發(fā)生強(qiáng)烈的溶蝕作用，因而對(duì)儲(chǔ)層物性的影響以負(fù)作用為主。

黃陵油田膠結(jié)物對(duì)粒間體積喪失率為20%～50%，可見儲(chǔ)層后期膠結(jié)物對(duì)其物性影響是重要因素(圖3)。砂巖中碳酸鹽膠結(jié)物含量較高可能形成致密的鈣質(zhì)層，將厚儲(chǔ)層分割成隔夾層比較發(fā)育的儲(chǔ)層，使有效儲(chǔ)層的厚度降低。碳酸鹽膠結(jié)物含量與孔隙度及滲透率有一定負(fù)相關(guān)性(圖4)，孔隙度及滲透率隨碳酸鹽膠結(jié)物含量的增加而變差[12]。碳酸鹽含量較高是導(dǎo)致儲(chǔ)層物性差的重要原因。

圖3 膠結(jié)物含量與粒間體積相關(guān)性

圖4 碳酸鹽含量與滲透率關(guān)系

5 結(jié) 論

(1)黃陵油田長6儲(chǔ)層巖石類型以巖屑長石砂巖為主，填隙物含量高，成份復(fù)雜，砂巖結(jié)構(gòu)成熟度較高，粒度較細(xì)；儲(chǔ)集空間以粒間孔、長石溶孔為主，見少量微裂隙，孔隙結(jié)構(gòu)以小孔微喉及小孔微細(xì)喉型為主，為一套特低孔、特低滲儲(chǔ)層。

(2)由于受南部物源影響，儲(chǔ)層填隙物含量高，尤其是云母含量，為壓實(shí)作用提供了物質(zhì)基礎(chǔ)；砂巖儲(chǔ)層在埋藏成巖過程中經(jīng)歷了較大的埋深，處于強(qiáng)壓實(shí)程度，是造成儲(chǔ)層致密的主要原因。

(3)研究區(qū)碳酸鹽膠結(jié)作用發(fā)育，鐵方解石為主要的碳酸鹽膠結(jié)物，膠結(jié)物對(duì)粒間體積喪失率為20%～50%，碳酸鹽膠結(jié)物含量與孔隙度及滲透率具有負(fù)相關(guān)性；碳酸鹽含量高是導(dǎo)致儲(chǔ)層物性差的另一重要原因。

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