鄂爾多斯盆地吳定地區長6段儲層特征及物性影響因素研究

孟子圓，孫 衛，任大忠，劉登科，李冠男

（西北大學地質學系·大陸動力學國家重點實驗室，陜西西安 710069）

鄂爾多斯盆地吳定地區長6段儲層特征及物性影響因素研究

孟子圓，孫 衛，任大忠，劉登科，李冠男

（西北大學地質學系·大陸動力學國家重點實驗室，陜西西安 710069）

通過鑄體薄片、掃描電鏡、高壓壓汞、X衍射等實驗檢測方法，開展了鄂爾多斯盆地吳定地區延長組長6段儲層的物性研究，分析了沉積作用和成巖作用影響物性發育情況的規律。結果表明，研究區巖性主要為灰色細–極細粒長石砂巖，儲集空間類型主要有原始粒間孔和長石溶孔，可將儲層分為溶孔–粒間孔型儲層、溶孔型儲層及晶間微孔型儲層?？紫抖扰c滲透率呈現正相關性，不同孔隙類型的孔隙度和滲透率有明顯的分區現象。沉積作用和成巖作用共同主導著儲層物性演化，沉積作用主要影響泥質含量，壓實作用與孔隙度呈現負相關關系，膠結作用對物性有較為積極的改善，溶蝕作用在研究區不發育，對物性影響甚小。

鄂爾多斯盆地；長6段儲層；成巖作用；儲層特征

鄂爾多斯盆地吳定地區延長組長6段是長慶油田主力開發的層位之一，屬于典型的低滲透儲層，但由于其物性較差、孔隙結構復雜、油水分布規律不清等原因，制約了該地區的勘探開發工作[1–3]。本文利用鑄體薄片、掃描電鏡、常規壓汞、X衍射等巖心分析資料，對吳定地區長6段儲層的物性特征開展評價，從沉積及成巖角度分析物性影響因素。

1 區域地質背景

鄂爾多斯盆地是我國重要的含油氣盆地之一，吳定地區位于鄂爾多斯盆地伊陜斜坡構造單元中西部，地處陜西省定邊縣境內。吳定地區是近年增儲上產的主力地區之一，其開發層系主要為三疊系特低滲油藏，該地區三疊系地層東高西低，較為平緩（傾角一般小于1°），構造簡單，儲量豐富，具有良好的勘探發展前景[4–5]。研究區三疊系長6層段為三角洲前緣亞相，分別發育水下分流河道和分流間灣沉積微相，但該層段物性較差，微觀孔隙結構較為復雜，屬于典型的低滲透油藏[3，6]。

2 儲層巖石學特征

依照石油行業標準（SY/T 5368–2000），對鑄體薄片、掃描電鏡等巖石分析資料進行觀察統計，長6層段儲層主要巖性有灰色細粒砂巖和極細粒砂巖。巖石類型（圖 1）以長石砂巖為主，巖屑長石砂巖含量較少，巖石類型較為單一。

主要的陸源碎屑體積含量約為80.84%，其中石英、長石、巖屑的體積含量分別為25.86%，45.52%，9.46%。其中變質巖巖屑相對較多，約為5.8% ；火成巖巖屑次之，約為 2.32%；沉積巖巖屑最少，約為 1.36%。巖石成分成熟度較低。碎屑顆粒的粒徑為0.08～0.18 mm，最大粒徑均值約為0.19 mm；巖石的顆粒分選性好，顆粒磨圓度主要為次棱角狀；膠結類型以加大–孔隙型為主，存在少量薄膜–孔隙型和孔隙–薄膜型；黏土礦物以高嶺石、綠泥石、水云母居多；碳酸鹽類主要為鐵方解石，常見鐵方解石連晶狀充填孔隙，可見次生石英加大；鏡下可見層理發育，礦物多定向排列。

顆粒主要表現為點–線式接觸，說明壓實程度中等偏強。

3 儲層微觀孔隙結構特征

通過對鑄體薄片、掃描電鏡等資料的觀察和統計，原始粒間孔和次生溶孔為研究區長6段儲層的主要孔隙類型。其中長石溶孔相對巖屑溶孔較多，還有少量晶間微孔隙出現（圖1）?？紫督M合類型中，溶孔–粒間孔型占比最大，其次也存在一定數量的微孔型和溶孔型。根據高壓壓汞曲線的分析解釋，將研究區長段6儲層的孔隙結構分為3類（圖3、表1）：溶孔–粒間孔型，溶孔型，微孔型。低壓進汞曲線平緩，孔喉半徑較大，粒間孔較為發育，階梯特征明顯，具有雙孔隙結構特征。高壓進汞曲線平緩，孔喉半徑較小，主要發育微孔，雙孔隙結構不明顯。由于儲層壓實作用較強烈，喉道類型主要為片狀、彎片狀，喉道半徑為0.07～1.25 μm，在高嶺石、伊利石膠結及巖屑溶蝕處可見部分管束狀喉道，其喉道半徑小于0.5 μm。

圖1 吳定地區長6儲層典型成巖圖版

表1 吳定地區長6含油層段高壓壓汞參數統計

Ⅰ型（溶孔–粒間孔型）主要以殘余粒間孔和長石溶孔以及巖屑溶孔為儲集空間類型。主要孔隙度為 5%～16.9%，平均值 10.74%；主要滲透率為（0.1～1.0）×10–3μm2，平均值為 0.3×10–3μm2；排驅壓力0.2～0.8 MPa，平均值0.43 MPa；喉道半徑為0.1～1.0 μm，平均喉道半徑為0.42 μm；喉道分選系數較高，最大值為2.4，平均值為2；進汞飽和度相對較高。壓汞圖像更偏向左下方，說明大孔隙相對數量較多，有明顯的指示雙孔隙的階梯狀曲線，是較有利于油氣儲集的孔隙類型。

Ⅱ型 （溶孔型）主要以長石溶孔、巖屑顆溶孔等粒溶孔組成。孔隙度為6.0%～9.0%，平均值7.7%；滲透率為（0.05～0.15）×10–3μm2，平均滲透率0.11×10–3μm2；門檻壓力數值較大，平均值在 1.5 MPa；平均喉道半徑 0.12 μm，喉道分選系數為1.81。高壓壓汞曲線也有較明顯的階梯狀。

Ⅲ型（微孔型）的孔隙度相對較小，為2%～5%，平均值 3.4%；滲透率為（0.02～0.06）×10–3μm2，平均值 0.038×10–3μm2；門檻壓力大，約為 1.3 MPa；喉道半徑為0.03～0.8 μm，平均值0.25 μm；喉道分選系數為2.0。高壓壓汞曲線靠右上方，表明小孔隙、細喉道相對居多。

4 儲層物性

根據研究區長6段含油層段的巖心資料、鑄體薄片、掃描電鏡、壓汞曲線等資料，該段儲層孔隙度為 1.0%～18.1%、均值為 10.46%，滲透率為（0.028～15.9）×10–3μm2、均值為0.72×10–3μm2，屬于典型的低孔、特低滲–低滲油氣藏[7]。

根據41塊樣品的孔隙度與滲透率的統計分析，做出散點圖，可以看出孔隙度與滲透率具有良好的正相關性（圖2），且不同孔隙類型的孔隙度和滲透率有明顯的分區現象，Ⅰ類物性最好，是最有利的儲集空間類型；Ⅱ類物性較好，是僅次于Ⅰ類的儲集空間類型；Ⅲ類物性最差。

圖2 基于高壓壓汞分類的孔隙類型物性關系

5 儲層物性影響因素分析

5.1 沉積作用

沉積作用對于微觀孔隙結構的發育和儲層的物性具有重要意義。吳定地區長6段儲層為三角洲前緣亞相，發育的沉積微相有水下分流河道、分流間灣等[3，6]。水動力條件強弱會影響碎屑顆粒大小、雜基含量等，更會直接影響到孔隙和喉道的大小及分布。水動力較強時，沉積物顆粒較粗，泥質含量較少，沉積的砂體厚度大，砂體的孔隙度和滲透率也較高。隨著水動力減弱，雜基增多、砂體厚度變薄、物性變差，后期成巖作用對此類砂體改造較大，造成砂體孔隙度和滲透率降低[8]。因此，沉積作用對后期成巖作用也具有控制作用。根據研究區巖性與物性關系（圖3），反映水動力條件的泥質含量是影響儲集物性的重要因素之一，隨巖石泥質含量增多，

儲集物性變差。

5.2 成巖作用

5.2.1 壓實作用

壓實作用在研究區長6段儲層表現為破環性成巖作用，對原始砂體的孔隙結構造成了最主要的損失[9–10]。

研究區的壓實率與孔隙度整體孔隙度呈現負相關關系，從不同孔隙類型壓實率與物性關系（圖4、圖5）可以看出，Ⅰ型孔隙在壓實作用逐漸增強的過程中其孔隙度、滲透率迅速減小，壓實作用影響較大，說明壓實作用主要造成了粒間孔的損失。這是因為在壓實作用下，顆粒都趨于定向排列，剛性顆粒被壓碎后充填粒間孔，使得粒間孔體積迅速減小，破碎的顆粒分割孔隙和喉道，使得滲透率也降低。Ⅱ型孔隙在壓實作用逐漸增強的過程中孔隙度增大，滲透率減小，但影響較小。這是因為在壓實作用增強的同時，壓力、膠結物等條件發生了部分溶蝕作用，發育了溶孔，使得Ⅱ型孔隙度增加。但由于壓實作用對喉道的損害比較嚴重，所以滲透率呈降低趨勢。Ⅲ型孔隙在壓實作用逐漸增強的過程中孔隙度、滲透率逐漸增大，但影響較小。這是因為在壓實作用不斷增強的過程中，大孔隙被壓實或被填充為一個或好幾個小孔隙存在，且壓力造成儲層發育了大量微裂縫，因此，微孔孔隙體積增大。盡管壓實作用對喉道的破壞較為嚴重，但壓實作用產生的微裂縫是更為有效的滲流空間，因此，Ⅲ型滲透率會逐漸變好。

圖3 研究區長6段儲層巖性與物性關系

圖4 長6段儲層不同孔隙類型壓實率與孔隙度關系

圖5 長6段儲層不同孔隙類型壓實率與滲透率關系

5.2.2 膠結作用

根據觀察、分析和統計巖石鑄體薄片、掃描電鏡、X衍射黏土礦物分析等資料，發現研究區長 6段儲層中，孔隙結構發生的膠結作用類型主要分為黏土礦物膠結、碳酸鹽膠結和硅質膠結。膠結作用可以反映沉積物物化過程中對孔隙結構的影響。膠結作用主控因素有顆粒組分及物源、顆粒表層黏土膜、孔隙水的性質等。研究區內膠結作用帶來的影響具有雙面性，一方面，膠結物填充原始孔隙使儲層孔隙度減小，物性變差；另一方面，膠結物也起到了保護孔隙不受其他破壞性成巖作用的影響，膠結物在后期溶蝕作用中還可以起到幫助溶孔發育，增大孔隙度的作用[11–12]。

（1）黏土礦物膠結。研究區高嶺石膠結發育在中–細–極細砂巖中，多呈書頁狀或蠕蟲狀發育在顆粒表面。鏡下可見高嶺石結晶細小，結晶程度較差，整體呈斑狀填充孔隙，常見與碳酸鹽交代碎屑。

根據高嶺石含量與物性關系（圖6、圖7）可以看出，隨著高嶺石含量的增加，儲層物性有逐漸變好的趨勢。

圖6 長6段儲層高嶺石含量與孔隙度關系

圖7 長6段儲層高嶺石含量與滲透率關系

根據綠泥石含量與物性關系（圖8、圖9），可以得出隨著綠泥石膠結作用的增強，孔隙度有增加趨勢，但滲透率呈現減小趨勢。成巖早期，綠泥石薄膜充填粒間孔，但有效抵抗了后期壓實作用帶來的孔隙損失，使大部分原生孔隙保存下來，并且綠泥石膜有效阻隔了礦物與孔隙水的接觸，防止了石英、長石的次生加大。成巖中晚期，綠泥石膜增厚，吸附有機質，喉道堵塞，使滲流能力降低。

圖8 長6段儲層綠泥石含量與孔隙度關系

圖9 長6段儲層綠泥石含量與滲透率關系

伊利石膠結在研究區多發育于粗粉–極細粒長石砂巖中，大部分呈絲狀、絮狀充填孔隙，會分割喉道和孔隙，甚至堵塞喉道，損失部分孔隙，在研究區伊利石含量與物性關系不明顯。

（2）碳酸鹽膠結。研究區碳酸鹽膠結發育在中–細–極細砂巖中，主要碳酸鹽類型有鐵方解石，少量方解石、白云石。

（3）硅質膠結。硅質膠結在研究區內多發育在細–極細砂巖中，主要表現為石英質次生加大。5.2.3 溶蝕作用

溶蝕作用的強度影響著儲層物性的變化。早成巖階段以及中成巖階段的未成熟期和次成熟期的溶蝕孔不易于保存，很容易被壓實壓溶作用所損壞，或者被碳酸鹽膠結物充填。中成巖階段的成熟時期的溶蝕孔更易于保存，現在保留下來的次生孔隙大都是這個時期形成的[13]。研究區溶蝕作用發育普遍，常見長石、巖屑溶孔發育，以及礦物溶蝕后形成的黏土膜包裹的鑄?？?，碳酸鹽、黏土礦物溶孔較少。溶蝕作用使部分孔隙變大、連通，甚至形成大孔隙。因此綜合來說，溶蝕作用屬于對儲層物性有利的成巖作用。

根據研究區儲層的溶蝕率與孔隙度的關系（圖10），發現溶蝕率與孔隙度先呈正相關后呈負相關。原因是研究區溶蝕作用不發育，早期溶蝕作用使溶孔增多，孔隙度增大，而后溶蝕孔被高嶺石膠結物充填，形成許多高嶺石微孔。研究區高嶺石膠結作用相比溶蝕作用更加發育，造成的孔隙體積損失更多。

圖10 研究區長6段儲層溶蝕率與孔隙度關系

6 結論

（1）研究區長6段儲層發育三角洲前緣亞相，巖性以灰色細–極細粒長石砂巖為主，巖石成分成熟度較低，顆粒分選好、次棱角狀，填隙物以膠結物為主。

（2）研究區長6段儲層儲集空間以原始粒間孔和長石溶孔為主?？紫额愋涂煞譃棰裥停喝芸专C粒間孔；Ⅱ型：溶孔；Ⅲ型：微孔。Ⅰ型有明顯的指示雙孔隙的階梯狀曲線，是較有利于油氣儲集的孔隙類型。Ⅱ型有較明顯的階梯狀。Ⅲ型小孔隙、細喉道居多，不利于油氣成藏。不同孔隙類型的物性有明顯的分區現象。

（3）研究區長 6段儲層孔隙度為10.46%，滲透率為0.72×10–3μm2，屬于典型的低孔、特低滲–低滲油氣藏。滲透率與孔隙度均具有正相關性，不同儲層類型孔滲相關關系不同。

（4）研究區長6段沉積相影響儲層物性的主要因素是泥質含量：水動力條件越強，泥質含量越少，滲透率和孔隙度值越大。成巖作用與儲層物性關系密切，壓實作用與孔隙度呈負相關關系。膠結作用中以高嶺石膠結物為主，對物性起到較為積極的作用。溶蝕作用在研究區不發育，對物性影響較弱。

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TE122.2

A

1673–8217（2017）06–0026–05

2017–05–15

孟子圓，1994年生， 西北大學在讀研究生，現從事油氣地質與開發研究。

國家科技重大專項(2011ZX05044)；陜西省科技統籌創新工程計劃項目(2015KTCL01-09)；中國博士后科學基金(2015M582699)；陜西省自然科學基礎研究計劃-青年人才項目(2016JQ402)。

趙川喜