鄂爾多斯盆地東西部長2低滲透儲(chǔ)層微觀特征對比研究

摘" 要：綜合鑄體薄片、掃描電鏡、高壓壓汞和常規(guī)物性等實(shí)驗(yàn)結(jié)果，研究對比了鄂爾多斯盆地東部和西部長2低滲透儲(chǔ)層微觀特征。結(jié)果表明，東西部均表現(xiàn)為低滲透，但西部長2儲(chǔ)層孔隙度總體好于東部。東部長2儲(chǔ)層為中-細(xì)粒長石砂巖，方解石和綠泥石為主要的膠結(jié)物；西部長2儲(chǔ)層以中-細(xì)粒長石砂巖為主，次為巖屑長石砂巖，高嶺石、綠泥石及鐵白云石為主要膠結(jié)物。孔隙類型主要以原生粒間孔為主，次為長石溶孔；西部長2儲(chǔ)層平均孔喉半徑及退汞效率均優(yōu)于東部，反映出孔喉的連通性好。物源與沉積環(huán)境不同是造成東西部長2儲(chǔ)層原始孔隙差異的主因。深埋藏、強(qiáng)壓實(shí)作用是控制東西部長2低滲透儲(chǔ)層形成的主因之一，壓實(shí)平均減孔率西部長2儲(chǔ)層高于東部；膠結(jié)作用是促使長2儲(chǔ)層物性進(jìn)一步變差的主因之二；溶蝕作用造成的孔隙度增加是長2低滲透儲(chǔ)層形成的關(guān)鍵。

關(guān)鍵詞：成巖作用；物性影響因素；儲(chǔ)層微觀特征；長2油層組；鄂爾多斯盆地

鄂爾多斯盆地石油資源主要儲(chǔ)集于三疊系延長組致密儲(chǔ)層。致密油藏單井產(chǎn)能低、開發(fā)成本高，經(jīng)濟(jì)效益不及延長組上部的長2常規(guī)油藏。目前對長2油藏的主要認(rèn)識(shí)有：沉積微相對長2油藏的分布具有重要的控制作用 [1]，盆地東部長2主要發(fā)育砂質(zhì)辮狀河沉積 [2]，西部發(fā)育曲流河沉積[3]；東西部儲(chǔ)層均以中孔-特低滲型為主，成巖作用是控制儲(chǔ)層物性的主要因素 [4]；東部長2儲(chǔ)層裂縫對物性具有重要影響 [5]；長2油藏的富集受鼻狀隆起、側(cè)向遮擋、有利沉積相帶及直接蓋層的綜合控制 [6]。

鄂爾多斯盆地東西部長2儲(chǔ)層在物源、沉積環(huán)境、埋藏?zé)嵫莼瘹v史、成巖作用及演化等方面存在明顯差異，決定了儲(chǔ)層微觀特征及孔隙結(jié)構(gòu)的差異。前人相關(guān)研究多集中于鄂爾多斯盆地某一具體地區(qū)，對東西部長2儲(chǔ)層微觀特征的差異性研究程度較低。本文以鄂爾多斯盆地東部（延安地區(qū)）和西部（定邊地區(qū)）為例，通過長2儲(chǔ)層微觀特征的對比研究，明確了儲(chǔ)層物性的影響因素。

1" 長2儲(chǔ)層巖石學(xué)特征對比

1.1" 碎屑成分特征

西部長2儲(chǔ)層主要為長石砂巖，次為長石巖屑砂巖，東部為長石砂巖（圖1）。東西部長2儲(chǔ)層礦物含量差異顯著，東部石英體積含量為23%～47%，平均26%，長石18%～59%，平均51%，巖屑7.7%；西部石英為30%～55%，平均43.89%，長石18%～57%，平均27.93%，巖屑13.25%。東部呈 “石英含量低，長石含量高”的特點(diǎn)，而西部恰恰相反。

1.2" 填隙物特征

東西部長2砂巖填隙物總量差別不大，西部（平均12.26%）略高于東部（平均10.86%），但在膠結(jié)物的類型上具顯著的差異。高嶺石、方解石、鐵白云石、綠泥石含量明顯有別，西部富含高嶺石（4.96%）、鐵白云石（1.59%），而東部高嶺石和鐵白云石含量較低，但方解石（4.63%）和綠泥石（3.92%）較高。

2" 長2儲(chǔ)層物性與孔隙結(jié)構(gòu)特征

2.1" 物性特征

東部長2孔隙度為8%～18%，平均13.15%，中值11.40%；滲透率為0.5×10-3～50×10-3" μm2，平均6.97×10-3" μm2。西部孔隙度為12%～23%，平均16.10%，中值為15.66%；滲透率為1×10-3～20×10-3" μm2，平均8.24×10-3" μm2（圖2）。據(jù)石油天然氣行業(yè)標(biāo)準(zhǔn) [7]，東西部長2均屬于低孔、低滲儲(chǔ)層，西部長2孔隙度與滲透率略好于東部。

2.2" 孔喉大小分布特征

據(jù)鑄體薄片鏡下孔隙鑒定結(jié)果，東部長2平均孔徑為40～120 μm，平均75 μm，大孔隙（大于 80 μm）占50%，中孔隙（80～50 μm）占41.7%，小孔隙占（50～10 μm）8.3%，屬以中-大孔隙為主的儲(chǔ)層。西部長2平均孔徑為30～120 μm，大孔隙（大于80 μm）占54.3%，中孔隙（80～50 μm）占34.3%，小孔隙少見，為以大孔隙為主的儲(chǔ)層。

東部長2平均孔喉為0.030～1.864 μm，平均0.490 μm，其中微喉道（小于0.2 μm）和微-細(xì)喉道（0.2～0.5 μm）均占21.4%，細(xì)喉道（0.5～1.0 μm）占14.3%，中細(xì)喉道（1.0～3.0 μm）占42.9%。西部長2平均孔喉半徑為0.354～3.970 μm，平均1.762 μm，其中微喉道（小于0.2 μm）和微細(xì)喉道（0.2～0.5 μm）均占比較小，細(xì)喉道（0.5～1.0 μm）占10%，中細(xì)喉道（1.0～3.0 μm）占65%，粗喉道（大于3.0 μm）占15%。東部長2孔喉類型為大-中孔、中細(xì)-微細(xì)喉道型，而西部為大孔-中孔、粗-中細(xì)喉道型 [8]，西部長2孔喉半徑大于東部（圖3）。

2.3" 孔隙結(jié)構(gòu)特征

東部長2儲(chǔ)層排驅(qū)壓力為0.107～1.854 MPa，中值壓力1.043～7.554 MPa。中值孔喉半徑為0.097～0.702 μm，平均0.383 μm。最大進(jìn)汞飽和度為54.572%～91.569%，平均79.977%，退汞效率19.400%～40.460%，表明孔喉連通性較差（圖4）。

西部長2排驅(qū)壓力為0.01～0.402 MPa，中值壓力0.295～6.461 MPa。中值孔喉半徑0.116～2.541 μm，平均0.869 μm。最大進(jìn)汞飽和度為71.532%～82.130%，平均78.648%，退汞效率35.247%～47.918%，孔喉連通性及孔隙結(jié)構(gòu)明顯優(yōu)于東部長2儲(chǔ)層（圖4）。

3" 長2儲(chǔ)層成巖作用特征

3.1" 壓實(shí)作用

東西部長2儲(chǔ)層均經(jīng)歷了較強(qiáng)烈的壓實(shí)作用。顯微鏡下常見長石脆性礦物沿解理裂開及云母等塑性礦物變形等特征（圖5-a，e，f）。碎屑顆粒之間均以線接觸或線-凹凸接觸為主（圖5-a，b，e，f），常見早期方解石膠結(jié)物充填粒間孔隙。西部長2儲(chǔ)層壓實(shí)程度強(qiáng)于東部，粒間孔隙保存程度略差。

3.2" 膠結(jié)作用

東西部長2砂巖膠結(jié)類型以粘土礦物和碳酸鹽巖膠結(jié)為主，長2儲(chǔ)層高嶺石、綠泥石含量差異較大。東部綠泥石以薄膜狀（厚度5～10 μm）覆蓋于礦物顆粒表面（圖5-a，d），對原生粒間孔的保護(hù)具有重要作用。一方面可提高巖石抗壓實(shí)能力[9]；另一方面可抑制石英加大和自生石英的形成 [9，10]，為東部長2粒間孔高于西部的重要因素；西部粒間孔中部分充填高嶺石，孔隙遭嚴(yán)重破壞。

東部長2相對富集方解石，而西部長2富集鐵白云石。西部長2孔隙發(fā)育程度較高，更有利于鐵離子富集，且西部埋藏深，在溫度和壓力的作用下，F(xiàn)e3+轉(zhuǎn)化為Fe2+并與孔隙中的碳酸鹽巖反應(yīng)形成含量較高的鐵白云石（圖5-f） [11]。

3.3" 溶蝕作用

長2溶蝕孔隙主要包括長石粒內(nèi)溶孔、粒間溶孔和巖屑溶孔（圖5-a，b，e，f）。不同孔隙類型對比，西部長2儲(chǔ)層長石粒內(nèi)溶孔發(fā)育，東部長2粒間溶孔發(fā)育，巖屑溶蝕孔隙東西部含量差異不大。

4" 長2儲(chǔ)層差異的影響因" " " "素分析

4.1 物源與沉積環(huán)境

鄂爾多斯盆地東西部長2沉積時(shí)期物源不同 [12]。東部物源主要來自大青山、陰山古陸，原始沉積物質(zhì)含有大量的長石類礦物 [13]；西部沉積碎屑物質(zhì)的來源則為元古界花崗巖、變質(zhì)巖和下古生界的火成巖 [14]。東部長2時(shí)期為辮狀河沉積，西部為曲流河沉積（圖6），雖均為長石砂巖，但西部長2相對富含石英，東部富含長石，巖屑含量西部高于東部，這不僅造成原始孔隙度東西部的差異，同時(shí)也使得2個(gè)地區(qū)埋藏成巖-孔隙演化的方式有別。現(xiàn)今西部長2儲(chǔ)層物性好于東部，尤其是孔隙度（表1），即與物源和沉積環(huán)境有關(guān)。

4.2" 成巖作用

4.2.1" 壓實(shí)作用

東部長2儲(chǔ)層現(xiàn)今埋深400～900 m，而西部埋深1 800～2 100 m。在地質(zhì)歷史時(shí)期，東部長2最大埋深達(dá)2 500 m，而西部最大埋深約2 800 m [15]。根據(jù)Beard和Weyl.的研究結(jié)果[16]，砂巖原始孔隙度與粒徑大小和分選系數(shù)密切相關(guān)。減孔率是指在各種成巖作用下，導(dǎo)致孔隙損失的程度，通過對東西部原始孔隙度和減孔率的計(jì)算可直觀反映成巖作用對儲(chǔ)層物性的影響。計(jì)算出東部長2原始孔隙度為34.65%～42.89%，平均37.46%，西部原始孔隙度為33.69%～37.07%，平均35.42%；東部壓實(shí)減孔率40.97%～60.16%，平均48.00%；而西部壓實(shí)減孔率為31.80%～45.84%，平均42.64%（圖7）東部壓實(shí)減孔率高于西部。

4.2.2" 膠結(jié)作用

膠結(jié)物類型、含量及形成時(shí)間不同，對儲(chǔ)層孔隙的影響程度亦有差異 [17]。東西部長2儲(chǔ)層中高嶺石和碳酸鹽巖對儲(chǔ)層物性的破壞最大，而綠泥石膜有效保護(hù)了粒間孔隙。當(dāng)碳酸鹽巖膠結(jié)物含量小于4%時(shí)，未對物性產(chǎn)生明顯影響；當(dāng)其含量大于4%時(shí)，與儲(chǔ)層物性顯示負(fù)相關(guān)（圖8）。除上述影響因素外，在西部由巖漿活動(dòng)和構(gòu)造作用形成的熱液流體與圍巖作用會(huì)產(chǎn)生大量的鈉長石充填于孔隙之中，造成膠結(jié) [18]，而東部地區(qū)深層斷裂不發(fā)育，熱液流體少，膠結(jié)作用弱。東部長2儲(chǔ)層膠結(jié)減孔率為32.21%，而西部膠結(jié)減孔率為36.65%，西部的膠結(jié)略強(qiáng)于東部（圖7）。

4.2.3" 溶蝕作用

通過對東西部長2砂巖鑄體薄片鏡下觀察和統(tǒng)計(jì)，西部地區(qū)的溶蝕現(xiàn)象較東部顯著，這可能與西部經(jīng)歷高的古地溫梯度及熱液流體有關(guān)[18]。西部長2次生孔隙占總孔隙比例為16%～75%，平均43%；而東部次生孔隙占比20%～44%，平均32.80%。溶蝕作用是西部長2儲(chǔ)層物性好于東部的主要原因。

5" 結(jié)論

（1） 鄂爾多斯盆地長2儲(chǔ)層?xùn)|部砂巖富集長石，主要膠結(jié)物為方解石和綠泥石，西部砂巖相對富集石英，膠結(jié)物為高嶺石和鐵白云石。

（2） 西部長2儲(chǔ)層物性優(yōu)于東部，殘余粒間孔為主要的孔隙類型，次為溶蝕孔隙。西部長2儲(chǔ)層孔喉半徑和退汞效率均高于東部，孔喉連通性好。

（3） 東部長2儲(chǔ)層原始孔隙度略高于西部，壓實(shí)減孔率東部高于西部，西部長2膠結(jié)減孔率略高于東部，次生孔隙發(fā)育，為西部長2儲(chǔ)層物性高于東部的主要原因。

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Comparative Study on Microscopic Characteristics of Chang-2 Low Permeability Reservoir in the East and West of Ordos Basin

FangZhou1， Zhao Zhencheng2， Bai Yubin1，2

（1.School of Earth Sciences and Engineering， Xi' an Petroleum University，Xi'an，Shaanxi，710065，China;2.Shaanxi Key Laboratory of Petroleum A ccumulation Geology，Xi' an，Shaanxi，710065，China）

Abstract：Based on the results of casting thin section， scanning electron microscope， high pressure mercury injection and conventional physical properties， the microscopic characteristics of Chang 2 low permeability reservoirs in the eastern and western Ordos Basin ware studied and compared. The results show that the eastern and western parts are low permeability， but the porosity of Chang 2 reservoir in the western part is generally better than that in the eastern part. The eastern Chang 2 reservoir is medium-fine feldspar sandstone， calcite and chlorite are the main cements; the western Chang 2 reservoir is dominated by medium-fine feldspar sandstone， followed by lithic feldspar sandstone， kaolinite， chlorite and iron dolomite as the main cement. The pore types are mainly primary intergranular pores， followed by feldspar dissolved pores; the average pore throat radius and mercury removal efficiency of Chang 2 reservoir in the west are better than those in the east， reflecting good pore throat connectivity. The difference of provenance and sedimentary environment are the main cause of the original porosity difference of the east and west Chang 2 reservoir. Deep burial and powerful compaction are one of the main factors controlling the formation of low permeability reservoirs in the western and eastern Chang 2 low permeability reservoir， and the average porosity reduction rate in the west is higher than that in the east. Cementation is the main reason for further deterioration of Chang 2 reservoir physical properties; the increase of porosity caused by dissolution is the key to the formation of Chang 2 low permeability reservoir.

Key words： Diagenesis;Factors affecting petrophysical properties;Microscopic characteristics of reservoir;Chang 2 member;Ordos Basin