環(huán)江—劉峁塬地區(qū)長81儲層物性及其影響因素分析

陳文龍，張慶洲，云正文，嚴 婷，張 彬，楊軍俠

(1.中國石油長慶油田分公司超低滲透油藏研究中心，陜西西安710061;2.中國石油長慶油田分公司油藏評價處，陜西西安710061)

環(huán)江—劉峁塬地區(qū)位于鄂爾多斯盆地伊陜斜坡南部(圖1)，區(qū)域構造比較簡單，總體表現(xiàn)為一平緩的西傾單斜，地層傾角0.5度左右，僅在大單斜背景上發(fā)育一系列由差異壓實作用形成的東向西傾沒的低幅鼻狀隆起，寬度近3～5 km，這些鼻隆構造與砂體配合，有利于油氣的聚集。三疊系延長組長81油層組是該區(qū)目前增儲上產最主要的含油層系，建產潛力大。開展儲層物性其影響因素分析，對該區(qū)長8油藏的進一步勘探、開發(fā)具有重要意義。

表1 環(huán)江—劉峁塬地區(qū)長8儲層巖礦特征統(tǒng)計表

圖1 研究區(qū)位置圖

1 儲層巖石學特征

鏡下薄片(普通、鑄體)觀察結果表明，長81儲層組分特征為石英含量30.0%～43.0%，長石含量23.6%～34.8%，巖屑含量16.0%～30.0%，以變質巖屑、火成巖屑為主，沉積巖屑含量較少，不足1.0%(表1)，砂巖類型主要為巖屑長石砂巖，其次為長石巖屑砂巖(圖2)，以灰色、灰褐色細砂巖為主，細砂含量達到85%以上(表2)，砂巖分選好、磨圓度好，儲集砂巖磨圓度以次棱角狀為主，其次為次圓狀和棱角狀。上述分析表明，研究區(qū)距離源區(qū)較遠，儲層成分和結構成熟度均較高。

圖2 環(huán)江－劉峁塬長8油層組巖石組分圖

表2 環(huán)江－劉峁塬地區(qū)長8儲層粒度特征統(tǒng)計表

儲層填隙物由膠結物和雜基組成，其中膠結物主要為碳酸鹽礦物，平均鐵方解石含量為3.1%，方解石含量為2.8%;粘土礦物主要為綠泥石和水云母，綠泥石含量為3.0%，其主要產出狀態(tài)為孔隙襯里，即包膜綠泥石，綠泥石膜的存在使溶蝕的長石不易垮塌，并且可以阻止自生石英的生長，從而有效地保護孔隙(表2)。

2 儲層孔隙類型

儲層的孔隙類型與其儲集性能有極其密切的關系，分析儲層孔隙類型及其在成巖過程中的演化規(guī)律是尋找和預測有利產建目標區(qū)的重要手段。

儲層孔隙按成因可劃分為原生孔隙和次生孔隙。原生孔隙主要指碎屑顆粒的粒間孔隙。次生孔隙是指在沉積巖形成后，因淋濾、溶蝕、交代、溶解及重結晶等作用在巖石中形成的孔隙和縫洞。在成巖過程中，經壓實、膠結及壓溶等作用，原生孔隙將逐漸減少，與此同時，可溶性碎屑顆粒和易溶膠結物隨著埋深的增加會發(fā)生溶解和交代作用，從而促成碎屑巖中次生孔隙的發(fā)育。次生孔隙主要包括長石溶孔、巖屑溶孔和晶間孔等。

薄片觀察結果表明，環(huán)江－劉峁塬地區(qū)長81儲層孔隙類型包括殘余粒間孔，長石溶孔、巖屑溶孔(表3)，平均面孔率為3.68%。殘余粒間孔以三角形、四邊形及多邊形為主(圖3A)，是長81儲層最主要的儲集空間，占總孔隙的60.7%;其次為長石溶孔，占總孔隙的34.0%，其中長石常沿解理縫選擇性溶蝕，形態(tài)不規(guī)則，部分長石完全溶蝕，可形成鑄模孔(圖3B)，殘留有以綠泥石為主的泥晶套，孔內有少量的沿解理蝕變的絹云母殘余，部分長石溶孔和粒間孔相連，形成大孔隙。

圖3 長8儲層主要孔隙類型

表3 環(huán)江－劉峁塬地區(qū)長8儲層孔隙類型統(tǒng)計表

3 儲層孔隙結構

儲層孔隙結構是指砂巖儲集層中的空間結構，包括孔隙大小和分布、孔隙和喉道的連通關系、孔隙的幾何形態(tài)和微觀非均質特征、孔隙中粘土礦物成分及產狀等。

長8儲集砂巖巖性整體較為致密，孔隙結構屬于細小孔隙微細喉道，平均中值半徑為0.23 μm?？缀黼m然細小，但分選相對較好，分選系數(shù)為1.97，退汞效率相對較高，平均為32.35%(表4)，毛管壓力曲線中間平緩段較長(圖4)，表明長8儲集砂巖的孔隙喉道分布較集中，分選較好。

圖4 環(huán)江－劉峁塬地區(qū)長8儲層毛管壓力曲線圖

4 儲層物性特征

儲層物性特征是決定儲層儲集性能的關鍵，其直觀的表征為孔隙度和滲透率的大小。巖心分析結果表明，環(huán)江－劉峁塬地區(qū)長8儲層平均孔隙度為9.14%，一般介于6.0～＜10.0%(圖5);平均滲透率為0.36 mD，一般介于0.1～0.5 mD(圖6)，儲層物性整體上呈現(xiàn)出低孔、低滲特征，屬典型的超低滲(致密)油藏。

5 儲層物性影響因素分析

一般來講，影響砂巖儲層物性的因素可以歸納為宏觀和微觀兩個方面。宏觀因素主要包括構造運動和沉積環(huán)境，微觀因素則主要指碎屑沉積物本身的特點，如顆粒成份、物理化學性質、結構構造、填隙物成分和含量等。宏觀因素和微觀因素相互影響、相互制約，從而造成儲層較強的非均質性。通過對環(huán)江－劉峁塬地區(qū)長8儲層的巖芯描述、微觀結構研究，認為影響區(qū)內儲層物性的主要因素可歸納為沉積環(huán)境、骨架顆粒的物理化學性質及成巖演化作用等。

表4 環(huán)江－劉峁塬地區(qū)長8儲層孔隙結構統(tǒng)計表

圖5 環(huán)江－劉峁塬地區(qū)長8儲層孔隙度分布直方圖

圖6 環(huán)江－劉峁塬地區(qū)長8儲層滲透率分布直方圖

5.1 沉積環(huán)境對儲層物性的影響

環(huán)江－劉峁塬地區(qū)長81儲層位于三角洲前緣亞相水下分流河道，砂體以細砂－粉砂為主，粒度相對較細，因而整體孔滲性較差，但由于受河流和湖泊波浪的改造，砂體較純凈，顆粒分選性較好，雜基含量較少，膠結類型以孔隙膠結、接觸膠結為主，碎屑顆粒構成支架狀，使得有限的孔隙空間具有較好的連通性，有效孔隙度損失較小，在整體孔滲性較差的前提下卻具有較好的滲透性。

5.2 骨架顆粒的物理化學性質對儲層物性的影響

碎屑巖儲層中骨架顆粒按其物理性質可劃分為剛性、半塑性、塑性三種類型。

剛性顆粒主要包括石英、長石、隧石、石英巖屑和花崗巖巖屑等，這些顆粒由于硬度大，抗壓實能力強而不易發(fā)生形變，起著支撐砂巖骨架的作用，因此，剛性顆粒含量較高時，砂巖中的原生粒間孔隙容易保存。半塑性顆粒主要為各種火山巖巖屑、白云巖巖屑和少量灰?guī)r巖屑，這些巖屑具有一定的抗壓實能力，在早期機械壓實過程中不易變形，但在埋深超過2 500m時則發(fā)生明顯的變形，特別是白云巖巖屑較為集中的部位可以發(fā)生類似碳酸鹽巖。塑性顆粒包括泥質巖巖屑、千枚巖巖屑和云母類碎屑等由粘上礦物組成的顆粒，這些顆粒的特點是硬度低、塑性大、易被壓實、變形而發(fā)生塑性流動，并充填在原生粒間孔內而造成砂巖孔隙度損失，因此，這類巖屑含量較高時對儲層原生孔隙的保存極為不利，特別是當這種碎屑含量達到20%以上時，在壓實作用下，可使砂巖原生粒間孔迅速消失，對儲層損害較大。

環(huán)江－劉峁塬地區(qū)長8儲層中剛性顆粒石英及長石的含量較低(石英+長石平均為63.3%)，而易變形的變質巖屑、泥質巖巖屑、云母類含量相對較高(13.7%)，儲層埋深較大(大于2 700m)，因此，這也是造成該區(qū)儲層為低孔超低滲的主要原因。

儲層碎屑顆粒按化學性質可劃分為易溶顆粒和難溶顆粒。易溶顆粒主要包括長石、火山巖巖屑和碳酸鹽巖屑等，這些骨架顆粒是后期溶蝕改造并產生孔隙的物質基礎，對改善碎屑儲集巖物性有積極的作用;難溶顆粒主要為石英、隧石等硅質巖類，這些顆粒化學性質較為穩(wěn)定，在酸性流體作用下不易溶解，因此，對儲層物性影響不大。

環(huán)江－劉峁塬地區(qū)長8儲層長石+火成巖屑含量較高(37.8%)，在成巖后期，因淋濾、溶蝕、交代、溶解及重結晶等作用，形成的次生孔隙占到了儲層面孔率的近40%，從而有效改善了儲層物性。

圖7 環(huán)江－劉峁塬地區(qū)長8儲層儲層壓實作用強

5.3 成巖作用對儲層物性的影響

成巖作用對儲層物性具有明顯的控制作用，其影響包括改善和破壞兩個方面。由于成巖環(huán)境的不斷變換，有些成巖作用對儲層既有破壞性也有建設性。研究區(qū)長8儲層性質明顯受到成巖作用的影響和改造，其中對儲層物性改造較大的成巖作用主要有壓實作用、膠結作用和溶解作用。

5.3.1 壓實作用使儲層孔隙度大幅度下降

壓實作用是使顆粒被壓致密、原生孔隙度降低的重要原因之一，壓實作用對儲層物性的影響與碎屑巖儲集層的礦物成分和結構有關。一般而言，石英顆粒的抗壓實能力最強，長石次之，巖屑抗壓強度最小。陸源雜基含量低、抗壓性強的剛性顆粒(石英、長石)含量高、粒度粗、分選好的砂巖，壓實后以顆粒支撐為主，原生粒間孔降低程度相對較少;陸源雜基含量高、抗壓性弱的塑性顆粒(云母、泥質巖類等)含量高、粒度細，分選較差的砂巖，經壓實后，導致雜基支撐，塑性變形顆粒擠入孔隙，甚至造成假雜基產狀，小顆粒嵌入大孔隙內，原生粒間孔隙快速降低以至消失。長8砂巖中具較高的長石及巖屑，在埋藏過程中，因強烈的壓實作用，顆粒多呈點—線接觸，以線接觸為主，塑性巖屑或礦物如泥巖巖屑、云母等的彎曲變形，甚至被擠入粒間孔形成假雜基，從而造成巖石大量原生孔隙損失、滲透率變差(圖9)。由于環(huán)江長8儲層的石英含量較低，抗壓能力弱，原生粒間孔大幅損失，但同時，成巖壓實作用也可使長石等脆性礦物破裂，形成長石破裂縫并溶蝕擴大，提高了儲層的滲透性。

5.3.2 膠結作用對儲層物性具有雙重影響作用

環(huán)江—劉峁塬地區(qū)長8砂巖廣泛發(fā)育碳酸鹽膠結和綠泥石粘土膜。碳酸鹽膠結物主要為鐵方解石、方解石、鐵白云石，多以粒間膠結物、交代物或次生孔隙內充填物的形式出現(xiàn)，占據(jù)了孔隙的位置，縮小或堵塞喉道，降低了巖石的孔隙度和滲透率，從而使儲層物性變差，但成巖早期發(fā)生連晶方解石膠結作用，提供了碎屑顆粒間的支撐，有效地增強了巖石的抗壓實能力，使部分粒間孔隙得以保存，對儲層物性的改善具有一定的積極作用。綠泥石作為粘土礦物膠結物，賦存的主要狀態(tài)是孔隙襯里方式產出的粘土膜。粘土膜形成于早成巖早期之后，為近于等厚的環(huán)邊。環(huán)邊綠泥石的廣泛存在使巖石的抵抗壓實作用能力加強，同時使溶蝕作用形成的粒內孔隙或鑄?？紫兜靡员４?，并且可以阻止石英在顆粒表面成核，在一定程度上阻止石英的次生加大，從而有利于孔隙保存(圖8)。但過厚的綠泥石膜也可使喉道變得更彎曲，極大地降低了粒間孔的孔徑，從而使?jié)B透率降低(圖9)，甚至孔隙被完全充填。

圖8 綠泥石膜保護孔隙L3井

圖9 綠泥石膜破壞孔隙J30－46

5.3.3 溶解作用有效改善了儲層物性

研究區(qū)長8期溶蝕作用普遍，主要發(fā)生在早成巖晚期及晚成巖早期，以晚成巖期的溶蝕作用對砂體的次生溶孔的形成最為重要。研究區(qū)最主要的溶解礦物是長石，其次為早期形成的碳酸鹽膠結物被溶蝕。溶蝕作用具有以下特點:一是溶蝕作用廣泛，砂巖中各種易溶組分(包括易溶碎屑顆粒、雜基以及自生膠結物)均可見到溶蝕現(xiàn)象;二是溶蝕作用強烈，一些不易溶蝕的組分如石英骨架顆粒等也普遍發(fā)生了溶蝕。因此，由溶解作用形成的次生溶孔在研究區(qū)發(fā)育普遍，形成了一定規(guī)模的次生孔隙，如長石溶孔、巖屑溶孔等，由溶解作用造成的次生溶孔在研究區(qū)長8儲層中占砂巖總面孔率的39.2%，在很大程度上了改善了儲層的物性。因此，溶解作用產生的次生溶孔是研究區(qū)砂巖物性改善的主要原因之一。

6 結語

(1)環(huán)江—劉峁塬地區(qū)長8儲層砂巖主要為巖屑長石砂巖，其次為長石巖屑砂巖，成分和結構成熟度均較高。

(2)儲層發(fā)育粒間孔隙、粒內溶孔、晶間孔及微裂縫等多種孔隙類型，其中以剩余粒間孔隙最為發(fā)育。儲集砂巖巖性致密，孔隙結構總體上屬于細小孔隙微細喉道。

(3)儲層物性相對較差，總體屬于屬典型的超低滲(致密)油藏。但在大面積低滲背景下存在相對高滲區(qū)域。

(4)沉積環(huán)境、骨架顆粒的物理化學性質及成巖演化作用是影響區(qū)內長8儲層物性的主要因素。

[1]何自新.鄂爾多斯盆地演化與油氣[M].北京:石油工業(yè)出版社，2003.

[2]蒲秀剛，黃志龍，周建生.孔隙結構對碎屑儲集巖物性控制作用的定量描述[J].西安石油大學學報，2006.

[3]裘亦楠，薛叔浩.油氣儲層評價技術[M].北京:石油工業(yè)出版社，1997.

[4]羅順社，銀曉.鄂爾多斯盆地姬塬地區(qū)延長組長8沉積相的研究.石油天然氣學報，2008.

[5]鄭榮才，耿威等.鄂爾多斯盆地白豹地區(qū)長6砂巖成巖作用與成巖相研究[J].巖性油氣藏，2007.