姬塬地區(qū)長(zhǎng)6段儲(chǔ)層不同類(lèi)型成巖相微觀滲流特征研究

趙 煜，孫 衛(wèi)，桑 宇，陳 強(qiáng)

(西北大學(xué)地質(zhì)學(xué)系·大陸動(dòng)力學(xué)國(guó)家重點(diǎn)實(shí)驗(yàn)室，陜西西安 710069)

姬塬地區(qū)長(zhǎng)6段儲(chǔ)層不同類(lèi)型成巖相微觀滲流特征研究

趙 煜，孫 衛(wèi)，桑 宇，陳 強(qiáng)

(西北大學(xué)地質(zhì)學(xué)系·大陸動(dòng)力學(xué)國(guó)家重點(diǎn)實(shí)驗(yàn)室，陜西西安 710069)

鄂爾多斯盆地姬塬地區(qū)延長(zhǎng)組長(zhǎng)6段儲(chǔ)層屬低孔、低滲-特低滲透儲(chǔ)層。綜合利用掃描電鏡、鑄體薄片、X-衍射、真實(shí)砂巖微觀模型驅(qū)替實(shí)驗(yàn)對(duì)研究區(qū)長(zhǎng)6段儲(chǔ)層成巖相和微觀滲流特征進(jìn)行研究。結(jié)果表明，成巖相不同儲(chǔ)層的滲流特征之間存在明顯的差異，主要表現(xiàn)在流體進(jìn)入孔喉的驅(qū)替方式、波及面積、殘余油類(lèi)型等；利用真實(shí)砂巖微觀模型驅(qū)替實(shí)驗(yàn)綜合分析得出綠泥石膜膠結(jié)殘余粒間孔相是研究區(qū)最有利的成巖相，也是油氣富集的最主要地區(qū)之一，長(zhǎng)石溶蝕相次之。

姬塬地區(qū)；延長(zhǎng)組；長(zhǎng)6段儲(chǔ)層；成巖相；微觀滲流特征

姬塬地區(qū)位于陜西省定邊縣與寧夏自治區(qū)鹽池縣之間，構(gòu)造位置處于天環(huán)坳陷與伊陜斜坡兩個(gè)構(gòu)造單元之間，地質(zhì)條件比較復(fù)雜，勘探難度大，但資源量豐富，勘探前景良好。研究區(qū)北起西梁，南至姬塬，西起史家灣，東至馬家山，總面積1 300 km2左右，發(fā)育三疊系延長(zhǎng)組和侏羅系延安組兩個(gè)含油層系[1-5]。

1 儲(chǔ)層基本特征

根據(jù)多種實(shí)驗(yàn)資料綜合分析并結(jié)合前人的研究成果可知，在晚三疊系延長(zhǎng)期沉積演化過(guò)程中，研究區(qū)內(nèi)主要存在北西、北東兩大物源方向[2,6]；長(zhǎng)6段儲(chǔ)層為三角洲前緣亞相，有水下分流河道和分流間灣兩種沉積微相[5,7-9]；主要發(fā)育長(zhǎng)石砂巖，其次發(fā)育少量巖屑長(zhǎng)石砂巖(圖1)；主要的孔隙類(lèi)型有粒間孔與長(zhǎng)石溶孔；顆粒間的主要接觸方式是點(diǎn)-線接觸，主要的膠結(jié)類(lèi)型有孔隙膠結(jié)和薄膜膠結(jié)。姬塬地區(qū)長(zhǎng)6段儲(chǔ)層砂巖孔隙度為0.22%～17.5%，主要為8%～14%；滲透率為(0.01～5.69)×10-3μm2，主要為(0.2～0.8)×10-3μm2，屬低孔、低滲-特低滲透儲(chǔ)層[3]。

2 成巖相研究

在對(duì)研究區(qū)巖心觀察的基礎(chǔ)上，綜合運(yùn)用常規(guī)薄片、鑄體薄片、掃描電鏡及X-衍射等方法，認(rèn)為姬塬長(zhǎng)6段儲(chǔ)層的主要成巖作用類(lèi)型有壓實(shí)(壓溶)作用、膠結(jié)作用、交代作用以及溶蝕作用。根據(jù)中華人民共和國(guó)石油天然氣行業(yè)標(biāo)準(zhǔn)碎屑巖成巖階段劃分標(biāo)準(zhǔn)(SY/T 5477-2003)，對(duì)研究區(qū)的成巖階段進(jìn)行分析，認(rèn)為研究區(qū)成巖階段主要處于中成巖A期晚期，部分進(jìn)入中成巖B期的早期。

圖1 姬塬地區(qū)長(zhǎng)6段儲(chǔ)層砂巖分類(lèi)圖

成巖相組合類(lèi)型控制了儲(chǔ)層孔滲性能和微觀孔隙結(jié)構(gòu)特征。通過(guò)觀察大量的鑄體薄片和掃描電鏡照片研究微觀成巖特征，對(duì)姬塬地區(qū)長(zhǎng)6段儲(chǔ)層的成巖相進(jìn)行劃分，可以分為：①綠泥石膜膠結(jié)殘余粒間孔相，②長(zhǎng)石溶蝕相，③高嶺石膠結(jié)相，④碳酸鹽膠結(jié)相，⑤壓實(shí)壓溶相(圖2)。

2.1 綠泥石膜膠結(jié)殘余粒間孔相

該類(lèi)成巖相中保存了大量的粒間孔隙，儲(chǔ)集空間較大，儲(chǔ)層物性較好(圖3a)。此類(lèi)成巖相在長(zhǎng)61、長(zhǎng)62兩個(gè)層均有大面積發(fā)育，油氣富集，是研究區(qū)較為有利的成巖相。

該類(lèi)成巖相在三角洲前緣的水下分流河道部位普遍發(fā)育，物源方向主要為北西向，主要發(fā)育有長(zhǎng)石砂巖和巖屑長(zhǎng)石砂巖。這類(lèi)成巖相巖屑+云母的含量較高，而石英和長(zhǎng)石的含量差不多，所以，由巖屑、黑云母等水化析出的Fe2+和Mg2+為自生綠泥石的形成提供了較為有利的環(huán)境。葉片狀、絨球狀的綠泥石膜的產(chǎn)出方式主要為孔隙襯邊，其次是孔隙充填的方式。

2.2 長(zhǎng)石溶蝕相

該類(lèi)成巖相中長(zhǎng)石溶蝕所產(chǎn)生的大量次生溶孔，大大改善了儲(chǔ)層的物性，增強(qiáng)了其滲流特性(圖3b)。此類(lèi)成巖相在長(zhǎng)61、長(zhǎng)62兩個(gè)層均有大面積發(fā)育，為研究區(qū)最重要的成巖相類(lèi)型之一，也是油氣富集的最主要部位之一。

該成巖相區(qū)域在北西、北東兩大物源方向均有發(fā)育，屬水下分流河道沉積微相。巖性主要為長(zhǎng)石砂巖，碎屑成分主要為長(zhǎng)石和石英。填隙物主要有高嶺石、伊利石和鐵方解石，總?cè)芪g量長(zhǎng)61為1.49%，長(zhǎng)62為1.24%；儲(chǔ)集空間類(lèi)型主要為長(zhǎng)石溶孔和粒間孔，長(zhǎng)61、長(zhǎng)62壓實(shí)強(qiáng)度均為63%，長(zhǎng)61儲(chǔ)層平均孔隙度為11.92%，長(zhǎng)62孔隙度為10.57%；長(zhǎng)61滲透率為0.49×10-3μm2，長(zhǎng)62滲透率為0.67×10-3μm2。其物性僅次于綠泥石膜膠結(jié)殘余粒間孔相。

2.3 高嶺石膠結(jié)相

該類(lèi)成巖相最大的特點(diǎn)是高嶺石充填孔隙且含量高(圖3c)。該成巖相區(qū)域?yàn)楸蔽鳌⒈睎|兩個(gè)方向物源共同作用區(qū)，發(fā)育在水下分流河道和分流間灣微相中。長(zhǎng)61高嶺石達(dá)4.88%，膠結(jié)類(lèi)型主要為孔隙膠結(jié)(50%)；孔隙類(lèi)型以長(zhǎng)石溶孔為主，孔隙少，孔隙度為9.86%；在孔隙度降低的同時(shí)，滲透率也大大降低，滲透率為0.38×10-3μm2。長(zhǎng)62高嶺石含量為3.99%，以孔隙度式膠結(jié)為主(46.16%)，平均孔隙度為10.27%，滲透率為0.63×10-3μm2，是研究區(qū)僅次于綠泥石膜膠結(jié)殘余粒間孔相和長(zhǎng)石溶蝕相的較有利成巖相。

2.4 碳酸鹽膠結(jié)相

該類(lèi)成巖相最大的特點(diǎn)是碳酸鹽充填孔隙，碳酸鹽含量高(圖3d)。研究區(qū)主要為鐵方解石，長(zhǎng)61鐵方解石含量為6.06%，以孔隙膠結(jié)為主，孔隙少，孔隙類(lèi)型以溶孔為主，孔隙度為6.66%，滲透率為0.34×10-3μm2。長(zhǎng)62鐵方解石含量為8.65%，以孔隙膠結(jié)(40%)和薄膜-孔隙膠結(jié)(40%)為主，孔隙類(lèi)型為粒間孔為主(0.87%)，孔隙度為7.97%，滲透率為0.55×10-3μm2。

該成巖相區(qū)域?yàn)楸蔽髟磪^(qū)，屬分流間灣微相。早期的碳酸巖膠結(jié)作用增強(qiáng)了儲(chǔ)層的抗壓能力并阻止了其他膠結(jié)物的進(jìn)入，使原生孔隙得到了較為良好的保存。這些碳酸鹽膠結(jié)物后期被有機(jī)酸溶解，大大增加了儲(chǔ)層孔隙體積，但晚期充填于孔隙中的碳酸鹽膠結(jié)物將孔隙堵塞，儲(chǔ)層的孔隙度和滲透率大大降低。

2.5 壓實(shí)壓溶相

該成巖相由于碎屑巖石中石英較少，而長(zhǎng)石和巖屑+云母相對(duì)較多，所以部分層段在成巖過(guò)程中發(fā)生了較為強(qiáng)烈的壓實(shí)作用，顆粒呈點(diǎn)線狀與凹凸?fàn)罱佑|，排列緊密，塑性巖屑變形強(qiáng)烈(圖3e、f)。在晚成巖期，該成巖相中的泥質(zhì)組分由于差異壓實(shí)與離子交換的作用析出Ca2+，并遷移至附近的砂巖中，產(chǎn)生碳酸鹽膠結(jié)，該井區(qū)碳酸鹽膠結(jié)發(fā)育，局部含量高達(dá)12%以上，但是碳酸鹽膠結(jié)的出現(xiàn)一般是在成巖作用的晚期，而且難以溶蝕，所以大量的孔隙被充填，使砂體孔隙的連通性很差。雜基、鐵泥質(zhì)和黑云母多蝕變?yōu)橐晾?水云母)、高嶺石等黏土礦物。自生的伊利石主要分布于顆粒表面，充填孔隙堵塞喉道。酸性地層水也很難在其中運(yùn)移，溶蝕作用較弱，故研究區(qū)該成巖相儲(chǔ)層物性一般很差，長(zhǎng)61平均孔隙度7.93%，平均滲透率0.17×10-3μm2；長(zhǎng)62平均孔隙度6.57%，平均滲透率0.33×10-3μm2。

3 不同成巖相的微觀滲流特征

3.1 真實(shí)砂巖微觀模型水驅(qū)油實(shí)驗(yàn)

真實(shí)砂巖微觀模型(專利號(hào)：ZL931051703，國(guó)際專利主分類(lèi)號(hào)：G09B 23/40)是在保持地下原始巖心的各類(lèi)性質(zhì)和孔隙結(jié)構(gòu)的基礎(chǔ)之上，對(duì)巖心經(jīng)過(guò)洗油、烘干、切片、磨平并將薄片粘結(jié)在兩個(gè)玻璃片之間五個(gè)步驟制作而成。真實(shí)砂巖微觀模型的主要優(yōu)點(diǎn)是，通過(guò)顯微鏡可以直接觀察到流體在實(shí)際巖石孔隙內(nèi)的滲流特征。制作的模型規(guī)格一般為2.8 cm×2.5 cm×0.6 mm，承壓范圍為0.2～0.3 MPa，耐溫能力大約100 ℃。本次實(shí)驗(yàn)選取4個(gè)典型砂巖模型，具體參數(shù)見(jiàn)表1。

圖2 姬塬地區(qū)長(zhǎng)6段儲(chǔ)層成巖相平面展布圖

圖3 姬塬地區(qū)長(zhǎng)6段儲(chǔ)層鑄體薄片和掃描電鏡

模擬地層水參照地層水的礦化度，黏度為1mPa·s左右，為了便于觀察，加入甲基藍(lán)染色呈藍(lán)色。模擬油參照地層油，黏度為2.24 mPa·s左右，配制成后加入油溶紅染色呈紅色。

表1 姬塬地區(qū)長(zhǎng)6段儲(chǔ)層不同成巖相模型水驅(qū)油實(shí)驗(yàn)基本信息

3.2 飽和油過(guò)程的滲流特征

在模型飽和油時(shí)，油進(jìn)入模型主要有2種方式：①沿連通較好的大孔道指進(jìn)和繞流，較短時(shí)間內(nèi)在模型中形成比較穩(wěn)定的滲流通道，連通不好或小孔隙群中進(jìn)入的油較少或者不進(jìn)；②比較均勻地進(jìn)入模型。流體(油)進(jìn)入各模型的啟動(dòng)壓力不同，表明了不同成巖相對(duì)流體滲流控制作用的不同。

實(shí)驗(yàn)過(guò)程中發(fā)現(xiàn)，通過(guò)提高飽和油的壓力可以使模型內(nèi)油的滲流通道增加，而油在較低壓力下無(wú)法進(jìn)入的較小孔隙也開(kāi)始進(jìn)油，油的波及面積增大；但是有些模型隨著壓力的增加，所進(jìn)入的油仍然是沿著原有的通道進(jìn)行滲流，油的波及面積并沒(méi)有增大。產(chǎn)生這種現(xiàn)象是由于巖石孔隙結(jié)構(gòu)的非均質(zhì)性而產(chǎn)生的，對(duì)于孔隙結(jié)構(gòu)非均質(zhì)性較小的的模型，壓力的升高會(huì)使油的波及面積增大。

實(shí)驗(yàn)結(jié)果表明，H172、H184井模型的原始含油飽和度相對(duì)較高(表2)，所對(duì)應(yīng)的成巖相分別是綠泥石膜膠結(jié)殘余粒間孔相和長(zhǎng)石溶蝕相。造成這種現(xiàn)象的主要原因是綠泥石膜在一定程度上阻礙了壓實(shí)作用和膠結(jié)作用，使得原生粒間孔能夠保留下來(lái)，從而使孔隙度與滲透率最高；而溶蝕作用所形成的長(zhǎng)石溶孔使得儲(chǔ)層物性變好，孔滲也較高，因此，孔隙結(jié)構(gòu)的非均質(zhì)性是決定飽和油過(guò)程中滲流特征的主要因素。

3.3 水驅(qū)油過(guò)程的滲流特征

表2 各成巖相模型飽和油原始含油飽和度統(tǒng)計(jì)

微觀模型水驅(qū)油的滲流特征跟飽和油的滲流特征類(lèi)似，由于水驅(qū)油的特征不同，所以最終的驅(qū)油效率也是不相同的。根據(jù)前人的研究可知水驅(qū)油主要有活塞與非活塞兩種形式[10]。當(dāng)水進(jìn)入孔道后，可以發(fā)現(xiàn)注入水順著大孔隙的邊緣以非活塞的方式推進(jìn)，隨著注入的不斷增厚變多，可以將孔隙內(nèi)部的油驅(qū)替出來(lái)。

對(duì)于研究區(qū)的模型來(lái)說(shuō)，無(wú)論是非均質(zhì)性強(qiáng)的模型還是非均質(zhì)性弱的模型，注入水進(jìn)入模型孔隙時(shí)，均沿著主要的通道對(duì)油進(jìn)行驅(qū)替，大量的油被驅(qū)替出去，只殘留少量的油膜殘余油或者繞流殘余油；而對(duì)于不是主要滲流通道的部位，注入水主要有兩種現(xiàn)象：第一種是注水不進(jìn)；第二種是開(kāi)始有水進(jìn)入孔道，但是由于該類(lèi)孔道細(xì)小，連通性差等原因，往往在驅(qū)替了較短的時(shí)間后，水就不再進(jìn)入，只有少量的油被驅(qū)替出來(lái)，因而產(chǎn)生了大量的殘余油[11]。因此，主要滲流通道的驅(qū)替方式以活塞式驅(qū)油為主，而非主要滲流通道多發(fā)生非活塞式驅(qū)油或者流體無(wú)法進(jìn)入孔道而未發(fā)生驅(qū)替。

3.4 殘余油賦存狀態(tài)

水驅(qū)油后，可以觀察到仍然有大量的油未被驅(qū)出，形成殘余油。研究區(qū)長(zhǎng)6段主要為弱親油儲(chǔ)層，殘余油的形式主要以繞流殘余油和油膜殘余油的形式存在。研究區(qū)長(zhǎng)6段殘余油以繞流殘余油為主，它的主要形成原因是由于孔隙結(jié)構(gòu)的非均質(zhì)性，比較容易在網(wǎng)狀驅(qū)替、指狀驅(qū)替的過(guò)程中形成[12]。水驅(qū)油實(shí)驗(yàn)表明，注入水首先順著阻力比較小的孔道逐漸推進(jìn)，并以繞流的形式向兩邊擴(kuò)張變大而形成通道。由于這種繞流的產(chǎn)生，大量的油就以繞流殘余油的形式殘存于油層中而未被開(kāi)采出來(lái)。通過(guò)鏡下觀察可以發(fā)現(xiàn)，水驅(qū)后的模型在局部存在油膜殘余油，在水流通道上的油膜比較薄而角隅處油膜較厚。

3.5 估算驅(qū)油效率

水驅(qū)結(jié)束后，統(tǒng)計(jì)殘余油飽和度并計(jì)算驅(qū)油效率[13]，由表3可以看出，綠泥石膜膠結(jié)殘余粒間孔相驅(qū)油效率最高，長(zhǎng)石溶蝕相次之，碳酸鹽膠結(jié)相驅(qū)油效率最低。結(jié)合真實(shí)砂巖微觀水驅(qū)油實(shí)驗(yàn)估算的驅(qū)油效率，綜合分析得出，綠泥石膜膠結(jié)殘余粒間孔相是研究區(qū)最有利的成巖相，是油氣富集的最主要地區(qū)之一，長(zhǎng)石溶蝕相次之，這與儲(chǔ)層的物性特征相符合。

4 結(jié)論

(1)研究區(qū)長(zhǎng)6段儲(chǔ)層巖性主要為長(zhǎng)石砂巖與巖屑長(zhǎng)石砂巖，孔隙類(lèi)型主要為粒間孔和長(zhǎng)石溶孔；顆粒間主要接觸方式為點(diǎn)-線接觸，主要膠結(jié)類(lèi)型為孔隙膠結(jié)與薄膜膠結(jié)。

表3 各成巖相驅(qū)油效率統(tǒng)計(jì)

(2)研究區(qū)主要的成巖相類(lèi)型為綠泥石膜膠結(jié)殘余粒間孔相、長(zhǎng)石溶蝕相、高嶺石膠結(jié)相、碳酸鹽膠結(jié)相和壓實(shí)壓溶相，其中綠泥石膜膠結(jié)殘余粒間孔相和長(zhǎng)石溶蝕相為優(yōu)勢(shì)成巖相，高嶺石膠結(jié)相次之，碳酸鹽膠結(jié)巖相和壓實(shí)壓溶相最差。

(3)真實(shí)砂巖微觀水驅(qū)油實(shí)驗(yàn)結(jié)果表明：殘余油類(lèi)型以油膜殘余油和繞流殘余油為主，孔喉比小，主要為指狀-網(wǎng)狀驅(qū)替和網(wǎng)狀驅(qū)替，驅(qū)油效率最高；綠泥石膜膠結(jié)殘余粒間孔相，孔喉比較大，孔隙結(jié)構(gòu)相對(duì)較好，指狀-網(wǎng)狀驅(qū)替，驅(qū)油效率較高；碳酸鹽膠結(jié)相，孔喉比最大，孔隙結(jié)構(gòu)相對(duì)不好，指狀驅(qū)替，驅(qū)油效率最低。

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編輯：趙川喜

1673-8217(2017)01-0039-05

2016-06-24

趙煜，在讀碩士研究生，1990年生，2014年畢業(yè)于西安石油大學(xué)地球科學(xué)與工程學(xué)院地質(zhì)學(xué)專業(yè)，現(xiàn)從事油氣田地質(zhì)與開(kāi)發(fā)方面的研究工作。

國(guó)家科技重大專項(xiàng)大型油氣田及煤層氣開(kāi)發(fā)(2011ZX05044)；陜西省科技統(tǒng)籌創(chuàng)新工程基金(2015KTCL01-09)。

TE112.23

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