七里村油田長6油層組儲層特征及孔隙演化

杜貴超，胡雙全，石立華，魏繁榮

七里村油田長6油層組儲層特征及孔隙演化

杜貴超1，胡雙全1，石立華1，魏繁榮2

（1.陜西省延長石油（集團）有限責任公司研究院，西安710075；2.陜西省延長油田股份有限公司七里村采油廠，陜西延安717111）

通過孔滲、壓汞、薄片鑒定和掃描電鏡等分析資料，以鄂爾多斯盆地七里村油田三疊系延長組長6油層組儲層為研究對象，系統開展了儲層特征及孔隙演化等研究。結果表明：研究區長6油層組儲層砂巖以細粒長石砂巖為主，礦物成分成熟度低，結構成熟度高；儲層呈現出低孔、低滲—特低滲特征。長6儲層砂巖總體處于晚成巖A期，其經歷了強烈的成巖作用改造，孔隙度與滲透率相關性較差。影響儲層物性及孔隙演化的主要因素是機械壓實作用、溶蝕作用及膠結作用。機械壓實作用在早成巖期對儲層物性影響最大，可使粒間孔隙急劇減小，物性變差。主要的膠結類型為碳酸鹽膠結、石英次生加大及黏土礦物膠結，它們均使得物性進一步變差，而長石、巖屑顆粒及濁沸石膠結物的溶蝕作用改善了碎屑的孔喉結構，加大了次生孔隙空間，是物性得以改善的根本原因。

孔隙演化；成巖作用；儲層物性；延長組；七里村油田；鄂爾多斯盆地

0　引言

致密砂巖儲層作為重要的油氣儲層類型，是當前油氣勘探開發的重要目標［1］，其通常具有巖性致密、物性差、非均質性強及自然產能低等特點，是形成大面積低豐度巖性油藏的基礎［2-3］。致密砂巖儲層特征、成巖作用特征、孔隙演化以及形成機理等關鍵問題是當前國內外學者研究的重點及熱點。鄂爾多斯盆地三疊系延長組長6油層組發育典型的致密巖性油藏，砂巖儲層具有低孔、低滲—特低滲特征［4-5］。七里村油田作為陜北斜坡東部重要的油田之一，低孔、低滲和低產一直是制約該油田增儲上產的主要因素。因此，摸清研究區儲層特征及其主控因素則是油田生產過程中迫切需要解決的問題。本次研究以該油田長6油層為目的層，在20余口取心井巖心觀察的基礎上，通過常規物性、鑄體薄片、毛管壓力和掃描電鏡等分析資料，對長6儲層砂巖巖石學特征、成巖作用、儲層物性、孔隙發育特征及演化進行分析，以期為油田的合理開發提供地質依據。

1　區域地質概況

鄂爾多斯盆地是發育在華北克拉通盆地之上的一個多旋回疊合型盆地［6］，可劃分為伊盟隆起、渭北隆起、晉西撓褶帶、陜北斜坡、天環坳陷及西緣逆沖構造帶等6個一級構造單元。構造演化可分為中—新元古代坳拉槽裂陷盆地、早古生代邊緣海盆地、晚石炭世—中三疊世大型內陸克拉通盆地、晚三疊世—早白堊世殘余克拉通盆地及鄂爾多斯周緣斷陷盆地的形成等5個階段［7-8］。早、中三疊世時期，鄂爾多斯盆地仍屬于大華北陸相沉積盆地的一部分，晚三疊世末的印支旋回運動使鄂爾多斯盆地整體抬升，湖泊逐漸消亡，同時遭受抬升剝蝕［9-13］。上三疊統延長組即是在該盆地持續坳陷和穩定沉降過程中發育起來的，并以河流、三角洲、湖泊相為特征的陸源碎屑巖體系。

七里村油田位于鄂爾多斯盆地陜北斜坡東部（圖1），北部與甘谷驛油田相接，西部與姚店油田及川口油田相鄰。區域構造為一平緩的西傾單斜，面積為293 km2。地層傾角小于1°，千米坡降為7～ 10 m，內部構造簡單，局部具有差異壓實形成的低幅度鼻狀隆起。該油田開發層系為延長組長6油層組，埋深為300～800 m。

圖1　七里村油田構造位置及井位分布Fig.1　Tectonic division and well location of Qilicun Oilfield

根據巖性特征，鄂爾多斯盆地三疊系延長組可劃分為5個巖性段，自下而上依次為長石砂巖帶（T3y1）、油頁巖帶（T3y2）、含油帶（T3y3）、塊狀砂巖帶（T3y4）及瓦窯堡煤系（T3y5）。這5個巖性段又進一步劃分為10個油層組（表1）。本次研究的目的層為長6油層組，其位于T3y3巖性段內，厚70～170 m，平均厚度約150 m，巖性以灰綠色、灰黑色泥巖，泥質粉砂巖，粉砂質泥巖，淺灰、褐灰、淺灰綠色細砂巖及粉砂巖互層。根據沉積旋回及斑脫巖標志層發育特征，長6油層組可劃分為4個砂層組，分別為長61、長62、長63及長64。

表1　七里村油田三疊系延長組地層發育特征Table1　Strata column of Triassic Yanchang Formation in Qilicun Oilfield

2　儲層物性特征

2.1巖石學特征

七里村油田10口探井40余塊巖心樣品的薄片和掃描電鏡觀察及X射線衍射分析結果表明，研究區長6儲層巖性以細粒長石砂巖為主，少量中粒、細—極細粒長石砂巖及粉砂巖（圖2）。砂巖中石英體積分數為23%～38%，長石含量高，其中鉀長石的體積分數為為16%～38%，斜長石體積分數為13%～ 27%；巖屑為沉積巖巖屑（體積分數平均為3%）及黑云母（體積分數為1%～10%）；重礦物主要為少量綠簾石及榍石。膠結物含量較高，主要為方解石（體積分數為0～5%）及綠泥石膠結（體積分數為3%～7%），石英次生加大發育（體積分數為0～2%），其次為水云母（體積分數為1%～3%）及少量濁沸石膠結（體積分數為0～2%）。砂巖分選性中等—好，次棱角—次圓狀，顆粒呈點—線接觸，膠結類型主要呈接觸式—孔隙式膠結。粒徑主要為0.12～0.27 mm，最大粒徑為0.32 mm。

圖2　七里村油田三疊系延長組長62儲層砂巖組分特征Fig.2　Petrography characteristics of Chang 62reservoir sandstones of Triassic Yanchang Formation in Qilicun Oilfield

2.2儲層物性特征

七里村油田長6油層組的203塊巖心樣品孔隙度及滲透率數據分析表明，該區儲層孔隙度最大值為18.99%，最小值為4%，平均值為8.9%；滲透率最大值為2.64 mD，最小值為0.02 mD，平均值為0.33 mD。其中，孔隙度為7%～10%的樣品占73.4%，孔隙度大于10%的樣品僅占19.2%；滲透率為0.16～0.64 mD的樣品占73.9%，滲透率大于0.64 mD的樣品僅占16.2%。總體來看，該區長6儲層的物性較差，為典型的低孔、低滲及致密砂巖儲層（圖3）。

從樣品孔隙度與滲透率關系圖（圖4）來看，孔隙度值分布較為集中，主要為7%～10%，但滲透率值分布范圍較大，非均質性較強，并且孔隙度及滲透率的相關性較差。說明儲層中的砂巖孔隙遭受成巖作用的強烈改造，造成了現今孔隙類型及孔隙結構復雜，非均性強的整體格局（圖5）。

圖3　七里村油田三疊系延長組長6油層組孔隙度、滲透率分布Fig.3　Distribution of porosity and permeability of Chang 6 oil reservoir set of Triassic Yanchang Formation in Qilicun Oilfield

圖4　七里村油田三疊系延長組長6油層組孔隙度及滲透率關系Fig.4　Relationship between porosity and permeability of Chang 6 oil reservoir set of Triassic Yanchang Formation in Qilicun Oilfield

圖5　七里村油田長6儲層砂巖成巖作用階段劃分Fig.5　Diagenetic stages of Chang 6 reservoir sandstones in Qilicun Oilfield

3　孔隙演化特征

3.1儲層砂巖孔隙特征

在鑄體薄片鑒定及掃描電鏡觀察的基礎上，對七里村油田三疊系延長組長6砂巖儲層的孔隙類型和孔隙結構等微觀特征均進行了深入分析。結果表明，長6砂巖常見殘余原生粒間孔（圖版Ⅰ-1～Ⅰ-2）、粒間溶蝕孔（圖版Ⅰ-3）、長石以及巖屑粒內溶蝕孔（圖版Ⅰ-4），偶見裂縫。砂巖樣品面孔率為6%～8%，其中粒間孔占30%～50%，平均為36.5%；溶蝕孔隙占25%～50%，平均為37.5%；裂隙占2.7%。因此，研究區砂巖孔隙以殘余粒間孔及溶蝕孔為主，并發育少量裂隙（圖版Ⅰ）。溶蝕孔主要包括長石粒內溶孔及濁沸石膠結物粒內溶孔。

3.2孔隙演化特征及主控因素分析

3.2.1成巖作用及成巖序列

通過分析主要成巖作用特征與形成條件，結合巖石薄片、鑄體薄片及掃描電鏡等分析資料，根據自生礦物分布及鏡質體反射率（Ro）數據等，對七里村油田的成巖作用階段進行了劃分，并建立了成巖序列（參見圖5）。研究區長6砂巖經歷了早成巖期的成巖作用改造，現今主要處于晚成巖A期。

早成巖期，顆粒間為點接觸，成巖作用為早期綠泥石黏土膜膠結及早期方解石膠結等。該成巖期壓實作用較弱，孔隙類型為原生孔隙；晚成巖A期，顆粒間為點—線接觸，后期以線接觸為主，此時酸性流體侵入，早期方解石膠結物及長石、巖屑發生溶蝕，成巖作用為高嶺石及石英次生加大，孔隙類型主要為粒間孔及粒內溶孔。

七里村油田碎屑巖的典型成巖序列為：機械壓實→早期綠泥石黏土膜形成、早期碳酸鹽膠結物→有機酸進入→長石、巖屑顆粒溶蝕→自生高嶺石形成與石英次生加大→濁沸石充填、交代→長石、巖屑顆粒及濁沸石溶蝕→石油侵位作用→晚期碳酸鹽交代碎屑顆粒。

3.2.2建設性成巖作用

（1）溶蝕作用

七里村油田長6砂巖遭受了多期溶蝕作用。早成巖期，儲層砂巖埋藏較淺，壓實作用較弱，以粒間孔為主，孔隙的連通性較好，成巖環境以弱堿性為主，地表水體的侵入以及地層水的流動，使砂巖中部分暗色礦物、云母、長石等鋁硅酸鹽礦物以及早期方解石膠結物發生溶蝕，形成次生溶蝕孔隙。晚成巖A期，隨著地層埋深加大，溫度及壓力升高，有機質經歷熱演化后開始釋放大量有機酸，成巖環境以弱酸性—酸性為主。此階段，儲層砂巖中的暗色礦物、長石顆粒及早期碳酸鹽膠結物和濁沸石膠結物遭受溶蝕，形成了大量的次生孔隙，有效地改善了儲層的物性（圖版Ⅰ-4～Ⅰ-6、圖版Ⅱ-1～Ⅱ-2）。由于溶蝕作用的普遍發生，在研究區儲層中形成了粒間孔-溶孔型、溶孔-粒間孔型等孔隙組合類型。

根據砂巖樣品薄片面孔率統計及掃描電鏡觀察，溶蝕作用為長6儲層砂巖貢獻了1.5%～4.5%的次生孔隙，其中長石溶孔面孔率為1.1%～1.6%（圖版Ⅰ-5），濁沸石溶孔面孔率為1%～2.7%（圖版Ⅰ-4、圖版Ⅰ-6），巖屑溶孔面孔率約為0.4%，微孔隙及其他溶孔為0～0.5%。

（2）綠泥石膠結作用

綠泥石膠結物是七里村油田砂巖重要的成巖特征之一，其主要呈綠泥石黏土膜包裹碎屑顆粒，并以綠泥石充填孔隙和分散綠泥石晶體等形式產出（圖版Ⅱ-3～Ⅱ-4）。綠泥石膠結物在成巖作用早期到晚期均可形成（參見圖5）。綠泥石黏土膜多形成于碎屑沉積物沉淀之后及有效壓實作用發育之前，并包裹碎屑顆粒（圖版Ⅱ-1），隨著壓實強度的增加，綠泥石包膜的存在能抑制碎屑顆粒的進一步溶蝕，阻止巖石的致密化。

此外，石英次生加大對儲層砂巖的孔隙起破壞作用［14-16］。七里村油田石英次生加大的發育及分布與綠泥石膠結物關系密切。觀察發現，綠泥石膠結物含量高的樣品中，其能較好地包裹碎屑顆粒，在這種條件下，石英次生加大邊幾乎不發育（圖版Ⅱ-1）。綠泥石對石英次生加大的抑制作用主要體現在其包裹石英顆粒表面，并阻止富含硅質的孔隙流體與碎屑顆粒接觸而形成自生石英晶體。極少數情況下，富含硅質的孔隙流體會在較薄的綠泥石黏土膜外部重新結晶，形成石英次生加大并充填粒間孔隙。

（3）碳酸鹽膠結作用

七里村油田砂巖中碳酸鹽膠結物較為常見，且發育有2期碳酸鹽膠結物，即早期碳酸鹽膠結物和晚期碳酸鹽膠結物。早期方解石膠結一般與堿性湖水中碳酸鈣發生過飽和沉淀有關［17-18］。碳酸鹽膠結物對研究區砂巖孔隙起建設性作用，其主要體現在以下2個方面：①早期方解石往往形成于早成巖期，在碎屑顆粒未固結或弱壓實作用下，方解石晶體從孔隙流體中析出并充填于粒間，其雖然較大程度地降低了儲層孔隙度，但在成巖演化過程中能增強砂質沉積物的抗壓實能力，對保存粒間孔隙起到了積極作用；②在成巖作用后期的弱酸—酸性成巖環境下，早期碳酸鹽膠結物往往遭受酸性流體的溶蝕，在一定程度上有效地改善了儲層的儲集空間。

3.2.3破壞性成巖作用

（1）壓實、壓溶作用

七里村油田長6砂巖表現為強壓實特征。壓實作用使碎屑顆粒轉動，并呈定向排列，云母片等塑性碎屑發生嚴重變形，壓裂現象十分普遍，顆粒間呈線—面狀接觸，少量樣品呈凹凸狀接觸（圖版Ⅰ-1）。強烈的壓實作用是研究區儲層砂巖孔隙度降低的主要原因（圖版Ⅰ-2、圖版Ⅰ-6）。在塑性顆粒發生塑性變形的同時，原生孔隙進一步縮小；局部發生的壓溶作用促進了長石的溶蝕及石英次生加大的形成，從而減小了孔隙空間，使孔隙度降低。

（2）晚期碳酸鹽膠結作用

伴隨晚成巖A期，有機質經歷熱演化并大量排出有機酸，成巖環境在以弱酸性—酸性為主后，進一步轉化為弱堿—堿性，并在堿性成巖環境下，碳酸鹽膠結物（鐵方解石與鐵白云石）開始從孔隙流體中析出，并充填殘余粒間孔、粒間孔及粒內溶孔，導致孔隙空間進一步縮小。

（3）其他膠結作用

對七里村油田儲層砂巖孔隙度起破壞作用的膠結作用還包括硅質膠結及少量黏土礦物膠結等。硅質膠結在研究區儲層中分布較廣，但其含量較低，主要表現為石英顆粒表面的次生加大，其次為粒間的微粒和細粒硅質膠結。研究區由淺至深，石英次生加大作用逐漸加強。綜合分析認為，硅質膠結物主要來自長石和巖屑等顆粒的溶蝕作用，其往往充填粒間孔隙或堵塞喉道，破壞儲層砂巖的孔隙空間，但其含量較低，對儲層物性影響有限。黏土礦物對儲層物性的破壞作用主要體現在高嶺石及伊利石等膠結物上，其晶體充填砂巖孔隙空間，降低孔隙度，但同樣由于含量較低，對儲層物性影響有限。

4　結論

（1）七里村油田延長組長6儲層巖性以細粒長石砂巖為主，儲層物性較差，整體呈低孔、低滲—特低滲特征，其在埋藏演化過程中遭受了較強的成巖作用改造。主要成巖作用包括溶蝕作用，綠泥石膠結作用，碳酸鹽膠結作用，壓實、壓溶作用及其他膠結作用等。

（2）七里村油田延長組長6砂巖常見的孔隙類型有：殘余原生粒間孔、粒間溶孔、長石及巖屑粒內溶孔，偶見裂縫。形成有粒間孔-溶孔型、溶孔-粒間孔型等孔隙組合類型。

（3）壓實作用是七里村油田致密砂巖儲層形成的關鍵因素。同時，碳酸鹽膠結及硅質膠結等是砂巖儲層物性降低的主要原因。長石、巖屑顆粒及濁沸石膠結物溶蝕形成了大量的次生孔隙，是儲層砂巖物性改善的關鍵因素。

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圖版Ⅰ

圖版Ⅱ

（本文編輯：楊琦）

Reservoir characteristics and pore evolution of Chang 6 oil reservoir set in Qilicun Oilfield

DU Guichao1，HU Shuangquan1，SHI Lihua1，WEI Fanrong2
（1.Research Institute of Yanchang Petroleum Corporation，Xi’an 710075，China；2.Qilicun Oil Production Plant，Yanchang Oilfield Company Ltd.，Yan’an 717111，Shannxi，China）

Based on porosity and permeability measurements，mercury penetration，thin section analysis and SEM observations，this paper studied the reservoir characteristics and pore evolution of Chang 6 oil reservoir set of Triassic Yanchang Formation in Qilicun Oilfield，Ordos Basin.The result shows that reservoir sandstones are mainly fine grained arkose sandstone and characterized by low compositional maturity and high textural maturity.Reservoir properties of thestudyareashowlowporosityandlowtoextra-lowpermeabilityfeatures.Thereispoor correlationbetweenporosity and permeability，indicating strong diagenetic reformation of the reservoir sandstones.The Chang 6 reservoir is mainly in late diagenetic A stage.The main factors，influencing reservoir properties and pore evolution，are compaction，dissolution and cementation，among which compaction plays a key role in reservoir property reformation.The main cementation types include carbonate cementation，quartz overgrowth and clay mineral cementation，and they destroyed reservoir pores further.Dissolutions of feldspar，rock debris and laumontite cements widely occurred in the reservoir sandstones，andtheyincreasedthesecondaryporespacesandimprovedthereservoir properties.

pore evolution；diagenesis；reservoir properties；YanchangFormation；Qilicun Oilfield；Ordos Basin

P618.13

A

1673-8926（2015）01-0051-07

2014-04-02；

2014-09-15

杜貴超（1983-），男，博士，工程師，主要從事油氣勘探綜合地質研究工作。地址：（710075）陜西省西安市高新區科技二路7 5號。E-mail：duguichao@sina.com。