鄂爾多斯盆地吳起地區延長組長6 儲層特征及其控制因素

王 朋，孫靈輝，王 核，李自安

（1.中國科學院廣州地球化學研究所，廣州 510640；2.中國科學院研究生院，北京 100864；3.中國石油勘探開發研究院，北京 100083）

0 引言

致密油氣是全球一種非常重要的非常規資源［1-2］，儲集層致密是致密油氣的最典型特征。致密砂巖微觀特征是致密油勘探開發的研究熱點與難點［3］，是復雜成巖作用和較強非均質性下尋找優質儲層、探明油水分布規律，指導致密油氣藏經濟有效開發的基礎。前人對致密砂巖儲層微觀特征［4］、儲層致密與油氣充注的時序［5］、致密化成因及相對優質儲層的發育機理［6-8］、以及致密儲層對油氣富集的控制作用進行了大量研究。鄂爾多斯盆地三疊系延長組致密砂巖油儲層是致密砂巖儲層研究的典型實例，諸多學者相繼開展了致密砂巖儲層特征及成巖作用［9-11］、致密化過程與機理［12-14］及優質儲層形成分布的因素［15-16］等研究，認識到物源供給、沉積環境及巖石學特征控制了原始孔隙特征，而成巖作用對原始孔隙進行了改造，二者共同控制了甜點的發育。延長組是鄂爾多斯盆地致密砂巖油的主要產油層位，其中長6 油層組是一套重要的產層，含油面積大、油層厚度大、儲層致密等特征，屬于典型的低滲透致密油藏［17-20］。

延長組致密砂巖儲層具有砂體廣泛式、全局式發育，成巖作用改造儲層強烈、孔隙結構復雜的總體特征［21-25］，這些原因導致密砂巖儲層具有強烈的非均質性，儲層特征在橫向上和縱向上變化很快［26］，不同地區致密儲集層可動流體含量差異明顯［27-29］。以往的研究更多的是以整個延長組為研究對象或更多地集中在長7 油層組，鑒于不同地區和不同層段儲層差異性顯著，有必要對單一地區和層段做精細研究。本文以吳起地區長6 油層組為對象，通過孔滲測試、鑄體薄片、掃描電鏡及高壓壓汞等手段，查清長6 儲層巖石學特征、物性及孔隙特征、孔隙結構特征及儲層類型，重點分析成巖作用對儲層發育的控制作用，以期指導儲層評價。

1 地質概況

長6 油層組沉積時期，受東北、西南兩大物源的控制，盆地東北緩坡和西南陡坡分別發育大型曲流河、辮狀河三角洲體系，交匯在湖盆中部地區。吳起地區位于伊陜斜坡中西部（圖1），呈向西微傾的平緩單斜，地層傾角大約為0.5°［30］，局部構造基本不發育。延長組沉積時期，湖盆地形平坦且面積大、水域廣但水體淺，發育完整的河流—三角洲—半深湖—深湖沉積體系，成藏條件良好，生儲蓋組合優越［21，31］。延長組劃分為長10—長1 等10 個油層組，長10—長8 主要發育三角洲平原和前緣沉積，長7 發育半深湖—深湖亞相沉積，長6 主要發育三角洲前緣水下分流河道及河口壩砂體，長4+5—長1 由于湖盆萎縮，主要發育三角洲平原及前緣沉積［31］。長6 油層組沉積時期，受東北、西南兩大物源的控制，盆地東北緩坡和西南陡坡分別發育大型曲流河、辮狀河三角洲體系，交匯在湖盆中部地區。

長6 油層組是吳起地區石油產出的重要層段。長6 油層組可劃分為長61、長62、長63等3 個亞油層組，其中長61厚度為42～44 m，長62厚度為39～41 m，長63厚度為38～40 m。根據目前勘探成果，吳起地區及周邊長6 油藏主要分布在長61亞油層組，且平面上油藏分布差異較大。總體上，分流河道沉積的砂體與分流間灣形成的泥巖相互配置而形成的巖性圈閉及砂體致密化程度的差異形成的物性遮擋，形成了準連續型致密油藏，不同地區或不同層位富集程度差異明顯。前人研究認為長61亞油層組儲層含油性主要受砂體厚度、泥質含量以及儲層物性綜合控制［30］。

圖1 鄂爾多斯盆地構造單元劃分（a）與延長組地層綜合柱狀圖（b）Fig.1 Division of structural units in Ordos Basin（a）and stratigraphic column of Yanchang Formation（b）

2 儲層巖石學特征

鑄體薄片鑒定表明，鄂爾多斯盆地吳起地區長6 油層組礦物成分以長石和石英為主，次為方解石、白云石及鐵白云石等碳酸鹽礦物和伊利石、綠泥石及伊/蒙混層等黏土礦物（圖2）。儲層顆粒分選中等—較好，磨圓度為次棱—次圓狀，多為接觸式膠結。利用圖版可以判斷該地區長6 油層組巖石類型主要為長石砂巖，另有少量巖屑長石砂巖（圖3）。

圖2 吳起地區長6 儲層巖石學特征（a）含泥極細粒—細粒長石砂巖，分選較差，棱角—次棱角狀，綠泥石薄膜吸附有機質，孔隙-薄膜膠結，曾44 井，2 147.36～2 147.46 m，單偏光；（b）含鈣極細—細粒巖屑長石砂巖，分選中等，棱—次棱角狀，綠泥石薄膜發育，孔隙-薄膜膠結，曾44 井，2 148.67～2 148.77 m，單偏光；（c）細粒含泥長石砂巖，鐵方解石連晶膠結，云母變形較強，呈假雜基充填，新2 井，2 091.69～2 091.75 m，單偏光；（d）中—細粒長石砂巖，伊利石充填孔隙，綠泥石薄膜膠結，發育殘余粒間孔隙，吳191 井，1 834.74～1 834.85 m，單偏光；（e）細－中粒巖屑長石砂巖，綠泥石、伊利石、有機質充填孔隙，樓22 井，2 067.49～2 067.59 m，單偏光；（f）細粒長石砂巖，粒間孔發育，吳191 井，1 590.60～1 590.70 m，單偏光Fig.2 Petrology characteristics of Chang 6 reservoir in Wuqi area

圖3 吳起地區及鄰區長6 儲層巖石類型三角圖Ⅰ.石英砂巖；Ⅱ.長石石英砂巖；Ⅲ.巖屑石英砂巖；Ⅳ.長石砂巖；Ⅴ.巖屑長石砂巖；Ⅵ.長石巖屑砂巖；Ⅶ.巖屑砂巖Fig.3 Triangle diagram of rock type of Chang 6 reservoir in Wuqi and adjacent areas

3 儲層物性及微觀結構

3.1 儲層物性

利用常規物性測試數據繪制孔隙度-滲透率交會圖（圖4），按照《油氣儲層評價方法》（SYT6285—2011）中儲層劃分的標準，判定鄂爾多斯盆地吳起地區長6 油層組多屬于特低孔-低孔超低滲儲層，少量屬于超低孔-超低滲儲層。極少量屬于特低滲儲層，且多數是因裂縫的發育造成的。

通過統計表明，所測巖心樣品孔隙度為1.10%～24.32%，主要為6%～12%，平均孔隙度為9.45%；滲透率為0.05～0.50 mD，平均值為0.34 mD（圖5）。

圖4 吳起地區長6 油層組孔隙度-滲透率交會圖Fig.4 Crossplot of porosity and permeability of Chang 6 reservoir in Wuqi area

圖5 吳起地區長6 儲層孔隙度（a）與滲透率（b）直方圖Fig.5 Histogram of porosity（a）and permeability（b）of Chang 6 reservoir in Wuqi area

3.2 儲層儲集空間類型

（1）殘余粒間孔。吳起地區長6 油層組殘余粒間孔主要賦存于碎屑顆粒之間，如石英顆粒［圖6（a）］，多發育綠泥石包殼，形狀多為三角形、多邊形或不規則形，孔徑相對較小［圖6（a）—（c）］。

（2）溶蝕孔。長石溶孔是吳起地區長6 油層組最常見的溶孔類型，一般在長石顆粒解離面發生選擇性溶蝕［圖6（b）］。可見長石溶孔常與殘余粒間孔相連，形成殘余粒間孔與溶蝕孔的復合孔，孔徑較大，大者可超過100 μm，使得儲層滲透率得到改善。

圖6 吳起地區長6 儲層儲集空間類型（a）細粒長石砂巖，殘余粒間孔及部分溶孔，吳191 井，1 836.70 m，SEM；（b）殘余粒間孔及長石溶孔，新2 井，2 087.03 m，SEM；（c）巖屑長石砂巖，殘余粒間孔，曾44 井，2 149.03 m，SEM；（d）巖屑長石砂巖，伊利石晶間微孔，曾44 井，2 151.65 m，SEMFig.6 Reservoir space types of Chang 6 reservoir in Wuqi area

（3）晶間孔。吳起地區長6 油層組儲層晶間微孔主要為伊利石等自生黏土礦物以及云母的解理縫［圖6（d）］。

3.3 儲層孔隙結構特征

孔隙結構特征通常用孔隙及喉道的大小、形狀、連通情況、配置關系來表征。高壓壓汞實驗所獲取的毛管壓力曲線是最常用的評價巖石孔隙結構的一種參數，可以定量表征孔隙結構特征（表1）。

根據進汞曲線特征可將樣品分為4 類（圖7）。第1 類包括吳191-127、吳191-107 和吳191-96 等3 個樣品，排驅壓力最低，平均為0.30 MPa。初期，進汞曲線平緩，說明此時的孔隙數量較多且主要被大喉道溝通，孔喉連通性好。隨后進汞曲線變陡，說明喉道變窄、連通性變差。第2 類包括吳191-77、吳191-48 和吳191-67 等3 個樣品，高壓壓汞排驅壓力稍大，平均為0.51 MPa。中值半徑較大，分選系數和變異系數較第1 類變小，說明比第一類樣品孔喉分布更均勻。第3 類包括吳71-63、吳191-135、吳71-60 等4 個樣品，高壓壓汞排驅壓力較高，平均為0.93 MPa。這類樣品進汞曲線平緩段較長，說明孔喉分布較均勻，連通性較好。吳71-56 樣品進汞曲線陡升，最大進汞飽和度最小，中值壓力最大，中值半徑最小，說明該樣品孔喉半徑較小，連通性較差。第4 類包括其他6 塊樣品，排驅壓力最大，平均達3.17 MPa，它們的中值半徑都較小，孔滲條件較差。

表1 吳起地區長6 儲層高壓壓汞實驗特征參數Table 1 Parameters of high-pressure mercury injection experiment of Chang 6 reservoir in Wuqi area

圖7 吳起地區長6 儲層高壓壓汞實驗毛管壓力曲線Fig.7 Capillary pressure curves in high-pressure mercury injection experiment of Chang 6 reservoir in Wuqi area

高壓壓汞實驗具有較大的進汞壓力，汞可以進入較小的孔隙及喉道中，因此，具有較寬泛的微觀孔隙結構表征范圍，能夠得到幾納米到幾微米的孔徑分布（圖8 中的孔徑大，為0.002 5～7.000 0 μm）。由于本次實驗未進行恒速壓汞實驗來表征更大的孔喉分布（幾十微米到幾百微米），但卻在掃描電鏡下觀察到了這些更大的孔隙，故統計了掃描電鏡圖像上的孔隙大小來近似得到這些更大孔隙的數量占比，與前人用高壓壓汞和恒速壓汞聯合獲得的孔喉分布可以對比［29，32］。如圖8 所示，不同樣品間稍有差異，W191-113 樣品峰值孔喉半徑最小，0.10～0.25 μm 的孔喉占比大約位8%；W191-77 和W191-135 樣品峰值孔喉半徑稍大，分別為0.5～1.0 μm 和0.8～1.3 μm；W191-127 樣品峰值孔喉半徑最大，3～5 μm 的孔喉占比為9%左右。

圖8 吳起地區長6 儲層孔喉分布特征Fig.8 Pore throat distribution of Chang 6 reservoir in Wuqi area

4 儲層主控因素

4.1 沉積作用的影響

儲層發育影響因素的研究較多，并普遍認為沉積作用與成巖作用均是影響儲層物性的關鍵因素［22，33-34］。不同的沉積環境中形成的砂體的成分與結構構造不同，并影響了其成巖作用。已發現，巖屑類型及含量、云母類礦物含量及碎屑顆粒粒度均對成巖作用影響巨大［11，24］，不同沉積環境中發育的砂巖（強牽引流成因的分流河道中細砂巖、快速遞變懸浮沉積成因的濁流粉細砂巖以及砂質碎屑流細砂巖）具有明顯不同的巖石組構［22］。吳起地區長6 油層組整體屬于三角洲前緣亞相，微相類型主要有水下分流河道、河口壩、水下分流間灣等（圖9）。統計發現，水下分流河道砂體的孔隙度平均為9.8%，滲透率平均為0.45 mD；河口壩砂體的孔隙度平均為7.9%，滲透率平均為0.27 mD；水下分流間灣的孔隙度平均為5.9%，滲透率平均為0.17 mD。可見沉積環境對儲層發育的影響顯著。

圖9 沉積環境對儲層物性的影響Fig.9 Influence of sedimentary environment on reservoir properties

4.2 成巖作用的影響

判定成巖階段的主要依據包括古溫度、有機質成熟度（Ro）、自生礦物、黏土礦物組合及伊/蒙的轉化。吳起地區長7 油層組烴源巖的有機質成熟度（RO）為0.8%～1.3%［35］，其上覆地層長6 油層組的有機質成熟度應與之相近。吳起地區長6 油層組伊利石相對體積分數為10%～70%，平均約為30%。伊/蒙混層相對體積分數為5%～30%，平均為16%。

吳起地區長6 儲層經歷了較強的壓實作用，顆粒以點—線狀接觸。常見剛性顆粒（石英）破裂和塑性成分（云母）變形。綠泥石多形成于早期成巖階段，含量不均。伊利石呈絲狀附著在顆粒表面，常見伊利石搭橋，一定程度上堵塞了微孔。

通過薄片觀察鑒定發現，吳起地區長6 儲層壓實以點—線接觸為主，縫合線接觸較不發育，可以發現軟組分（云母）常見一定程度的變形［圖10（a）］。除壓實作用外，通過薄片鑒定及掃描電鏡觀察，發現膠結類型主要包括硅質膠結、黏土礦物膠結以及碳酸鹽膠結。

石英是常見的硅質膠結物，以石英次生加大為主。成巖早期形成的石英加大主要為明顯的加大邊［圖10（b）］。成巖中后期形成的石英加大主要呈六方錐狀，常發育于顆粒內部。

圖10 吳起地區長6 儲層成巖作用特征（a）黑云母遭受擠壓定向排列，無可見孔，吳71 井，2 128.57 m，單偏光；（b）石英加大顯著，伊利石充填孔隙，絹云母化，有機質侵染呈深褐色，鐵方解石膠結交代，溶孔較為發育，新2 井，2 025 m，單偏光；（c）細粒鈣質巖屑長石砂巖，鐵方解石連晶狀膠結并交代碎屑，新2 井，2 085.93 m，單偏光；（d）中—細粒長石砂巖，鐵方解石膠結，伊利石綠泥石充填孔隙，有機質充填孔隙，吳191 井，1 834.40 m，單偏光；（e）長石砂巖，綠泥石充填孔隙，曾44 井，2 148.12 m，SEM；（f）巖屑長石砂巖，伊利石充填孔隙，曾44 井，2 149.42 m，SEM；（g）長石砂巖，次生石英充填孔隙，曾44 井，2 148.12 m，SEM；（h）含碳酸鹽質極細砂巖，膠結物方解石、白云石緊密充填于顆粒間，樓22 井，1 095.68 m，SEMFig.10 Diagenesis of Chang 6 reservoir in Wuqi area

綠泥石膠結普遍，在成巖作用早期和晚期均可發育。成巖作用早期，綠泥石呈鱗片狀附著于顆粒表面。隨著成巖作用進行，開始自生并呈單晶針葉狀，分布較為零散［圖10（e）］。綠泥石薄膜以及后期生成的單晶綠泥石會一定程度上阻塞孔隙，降低孔隙度及滲透率［36］，同時，綠泥石薄膜可以阻止巖石與孔隙流體接觸，降低水巖作用反應程度，自生礦物發育受阻［37］。綠泥石還能起到一定的支撐作用，減小壓實作用對孔隙的破壞。吳起地區長6 段孔隙度與綠泥石含量呈明顯正相關［圖11（a）］，說明綠泥石對孔隙的支撐保護作用更為明顯。

伊利石主要以絲狀、絲片狀附著于顆粒表面，絲狀搭橋現象普遍［圖10（f）］，填充或阻塞了微孔隙和喉道，常對儲層起到破壞作用。孔隙度與伊利石含量存在弱的負相關關系［圖11（b）］，說明伊利石膠結物對儲層物性起到了一定的破壞性作用。

吳起地區碳酸鹽膠結較為發育，膠結物主要包括鐵方解石、方解石［圖10（h）］，還有少量的鐵白云石等。鐵方解石在成巖作用A 期膠結形成，主要是隨著地層埋深增加，黏土礦物及變質巖巖屑與地層流體發生反應，釋放出大量的Fe2+以及Mg2+［38］，并進一步發生水巖作用形成新的碳酸鹽礦物。孔隙度與碳酸鹽膠結物含量呈負相關［圖11（c）］，說明碳酸鹽膠結對儲層物性具有一定的破壞性作用。

圖11 吳起地區長6 儲層孔隙度與綠泥石（a）、伊利石（b）和碳酸鹽膠結物（c）含量相關圖Fig.11 Relationship of porosity with the content of chlorite（a），illite（b）and carbonate cement（c）of Chang 6 reservoir in Wuqi area

溶蝕作用形成豐富的次生孔隙，能夠明顯改善儲層物性［39］。對于致密砂巖儲層，溶蝕作用可提供儲集空間和運移通道。通過觀察，吳起地區長6 儲層的長石、巖屑等碎屑顆粒，以及濁沸石填隙物都發生了不同程度的溶蝕（圖12）。溶蝕作用主要形成于中成巖A 期，該階段所生成的有機酸進入地層流體中，在酸性環境下，長石與濁沸石成為主要的溶蝕礦物，形成次生溶孔［40］。

圖12 吳起地區長6 儲層溶蝕作用特征（a）巖屑長石砂巖，長石溶蝕，曾44 井，2 149.42 m，SEM；（b）部分碎屑顆粒發生溶蝕產生溶孔，吳191 井，1 830.66 m，SEM；（c）濁沸石溶蝕殘余溶孔形態，吳191 井，1 838.13 m，SEM；（d）碎屑溶蝕孔中有自生石英充填，樓22 井，2 069.41 m，SEMFig.12 Dissolution characteristics of Chang 6 reservoir inWuqi area

5 結論

（1）鄂爾多斯盆地吳起地區長6 油層組巖石類型主要為長石砂巖，另有少量巖屑長石砂巖。儲層孔隙度為6%～12%，平均為9.45%。滲透率為0.05～0.50 mD，平均為0.34 mD。

（2）殘余粒間孔和溶蝕孔均是鄂爾多斯盆地吳起地區長6 油層組主要的孔隙類型，晶間孔次之。高壓壓汞表明存在4 種不同的孔隙結構，它們的孔喉分布范圍和頻率稍有差異，Ⅰ類樣品大孔隙較多，峰值孔喉半徑達3～5 μm，孔喉連通性好，Ⅱ，Ⅲ類樣品次之，Ⅳ類樣品最差。

（3）鄂爾多斯盆地吳起地區長6 油層組成巖作用階段總體處于晚成巖A 期。膠結作用對儲層發育具有不同的影響，綠泥石膠結更多地支撐保護了孔隙，伊利石膠結和碳酸鹽膠結不同程度地阻塞了孔隙。溶蝕作用廣泛，長石、巖屑顆粒以及濁沸石填隙物形成的次生溶孔對儲層物性有明顯的改善作用。