正寧-宜君地區(qū)長8儲層特征及物性影響因素

張棟梁，梁曉偉，劉　森，趙永剛，牛小兵，王成玉

(1.西安石油大學地球科學與工程學院，陜西西安 710065；2.低滲透油氣田勘探開發(fā)國家工程實驗室；3.中國石油長慶油田分公司勘探開發(fā)研究院)

正寧-宜君地區(qū)長8儲層特征及物性影響因素

張棟梁1，梁曉偉2,3，劉森1，趙永剛1，牛小兵2,3，王成玉2,3

(1.西安石油大學地球科學與工程學院，陜西西安 710065；2.低滲透油氣田勘探開發(fā)國家工程實驗室；3.中國石油長慶油田分公司勘探開發(fā)研究院)

摘要：通過巖心觀察、薄片鑒定、掃描電鏡、圖像粒度、圖像孔隙及高壓壓汞等分析測試手段,研究了鄂爾多斯盆地南部正寧-宜君地區(qū)長8儲層特征及物性影響因素。研究表明，長8儲層巖石類型主要是細-極細粒長石巖屑砂巖和巖屑長石砂巖，以碳酸鹽膠結(jié)物為主，孔隙類型主要是粒間孔和長石溶孔；長8儲層屬于淺水湖泊三角洲型致密油砂巖儲層；長8儲層物性受沉積、成巖和孔隙結(jié)構(gòu)等方面因素影響，長石顆粒含量高、碳酸鹽膠結(jié)物含量高及孔隙結(jié)構(gòu)較差是造成研究區(qū)長8儲層低滲的主要原因。

關(guān)鍵詞：鄂爾多斯盆地；長8儲層；儲層特征；致密油砂巖儲層；物性影響因素

鄂爾多斯盆地延長組大型坳陷湖盆為一向東開口的內(nèi)陸湖盆[1]，湖盆的演化歷史顯示盆地南部上三疊統(tǒng)延長組廣泛發(fā)育三角洲-湖泊沉積體系，盆地延長組砂巖儲層具有低孔、特低滲的特點[2-3]。20世紀七八十年代長慶油田等多家單位對該地區(qū)延長組進行了地質(zhì)普查，隨后的勘探一直處于停滯階段，近年來隨著油田勘探開發(fā)的需求，該區(qū)又成為了勘探重點，勘探重點層位為長6、長7、長8油層組。眾所周知，鄂爾多斯盆地中南部、西南部及東南部延長組長6、長7油層組發(fā)育重力流型致密油層，現(xiàn)已成為盆地重要的勘探開發(fā)領(lǐng)域[4-7]，而以淺水湖泊三角洲前緣沉積為主的長8油層組是否發(fā)育致密油砂巖儲層？目前尚無定論。加之盆地南部長8油層組勘探程度低，儲層研究工作極其薄弱，已經(jīng)影響到該地區(qū)油氣勘探部署工作的進一步開展。本文以鄂爾多斯盆地南部正寧-宜君地區(qū)長8油層組為例，在現(xiàn)有資料的基礎(chǔ)上，結(jié)合巖心、測井、錄井及多種測試分析資料，對研究區(qū)長8儲層特征進行分析，探討儲層物性影響因素，以期為該地區(qū)油氣勘探深入研究提供重要的地質(zhì)理論依據(jù)。

1地質(zhì)概況

正寧-宜君地區(qū)位于鄂爾多斯盆地南部，地跨陜、甘兩省，北起張家灣，南至柳林，西起盤客，東至黃陵，面積約1.2萬 km2。區(qū)域構(gòu)造上位于陜北斜坡和渭北隆起兩大構(gòu)造單元，延長期該地區(qū)屬于鄂爾多斯湖盆南緣構(gòu)造沉降較明顯的凹陷區(qū)之一。

研究區(qū)長8沉積時期主要受近南部、東北部和西南部三個物源體系控制，近南物源對于長8油層組沉積體系的影響較東北物源和西南物源更為明顯；物源主要為大陸島弧上地殼長英質(zhì)源、安山弧源等，同時還有一定的活動大陸邊緣和大洋島弧的古生代雜砂巖的混入[8]。該地區(qū)長8沉積時期地形十分平坦，水體整體較淺，以淺水湖泊三角洲為特色，以三角洲前緣為主，主要發(fā)育水下分流河道、遠砂壩、分流河道側(cè)翼、分流間灣和前三角洲泥等沉積微相[9-10]。在物源條件的影響及淺水湖泊三角洲的控制下，長8油層組主要發(fā)育淺灰色、灰色細砂巖和極細砂巖、粉砂質(zhì)泥巖，夾暗色泥巖，局部見中砂巖。研究區(qū)長8油層組厚度為80～100 m，兩分性明顯，長81平均厚度約43 m，長82平均厚度約41 m，其中長81為該地區(qū)主力層。

2儲層特征

2.1儲層巖石學特征

本次研究根據(jù)37口井巖心觀察、砂巖薄片鑒定和圖像粒度資料分析認為，正寧-宜君地區(qū)長8儲層砂巖類型主要是細-極細粒長石巖屑砂巖和巖屑長石砂巖，少量的長石砂巖和巖屑砂巖(圖1)。

圖1　正寧-宜君地區(qū)長8儲層砂巖類型三角圖

該區(qū)長8儲層砂巖碎屑組分中石英顆粒含量12.00%～61.00%，平均含量28.29%，以單晶石英為主，石英顆粒周緣見次生加大；長石顆粒含量7.50%～56.00%，平均含量30.00%，以鈉長石為主，少量鉀長石；巖屑含量5.00%～33.70%，平均含量20.32%，以各種低變質(zhì)的片巖巖屑為主，其次為巖漿巖巖屑，沉積巖巖屑含量最低。成分成熟度為0.56，表現(xiàn)為較低的成分成熟度；顆粒分選較差，多為次棱角～次圓狀，表現(xiàn)為中等結(jié)構(gòu)成熟度。

該區(qū)長8儲層砂巖中雜基含量約4.5%，主要為高嶺石、伊利石、少量綠泥石等泥級黏土礦物及細粉砂級碎屑。研究區(qū)長8儲層砂巖中膠結(jié)物含量為4.5%～37.3%，平均含量14%，以碳酸鹽膠結(jié)物為主，陰極發(fā)光表明晚期方解石膠結(jié)物含二價鐵較多，發(fā)暗橙紅色光，早期方解石膠結(jié)物常發(fā)明亮的黃色，含量極少[11]；其次為自生黏土礦物，包括伊利石、綠泥石和高嶺石；硅質(zhì)膠結(jié)物較少；少量的白云石和長石質(zhì)。膠結(jié)類型以孔隙式和加大-孔隙式為主，其次為孔隙-薄膜式、薄膜式、壓嵌-接觸式和薄膜-加大式，見基底式、加大-鑲嵌式、孔隙-接觸式、連晶-孔隙式、壓嵌式和壓嵌-孔隙式。

2.2儲層物性特征

2 984個巖心樣品統(tǒng)計表明：長81小層孔隙度分布在5.00%～15.09%，平均值7.15%，主要分布在小于11%的孔隙度區(qū)間，占樣品總數(shù)的98.65%，滲透率分布在(0.036～15.66)×10-3μm2，平均值0.146×10-3μm2，主要分布在小于0.36×10-3μm2的滲透率區(qū)間，占樣品總數(shù)的95.71%；長82小層孔隙度分布在5.00%～17.76%，平均值為7.85%，也主要分布在小于11%的孔隙度區(qū)間，占樣品總數(shù)的93.02%，滲透率分布在(0.03～8.656)×10-3μm2，平均值0.12×10-3μm2，主要分布在小于0.3×10-3μm2的滲透率區(qū)間，占樣品總數(shù)的96.86%。長81小層孔隙度平均值稍低于長82小層，滲透率平均值稍高于長82小層。

賈承造、鄒才能等(2012)提出了中國致密油儲層的物性標準：孔隙度小于10%，滲透率小于1×10-3μm2，厚度為10～80 m[6,12]。依此標準，從沉積環(huán)境和物性上講，研究區(qū)長81和長82儲層應該屬于淺水湖泊三角洲型致密油砂巖儲層。

2.3孔隙和裂縫類型

通過砂巖鑄體薄片鑒定和圖像孔隙分析認為，研究區(qū)長8儲層孔隙類型包括原生孔隙、次生孔隙及微裂隙3大類，包括粒間孔、粒間溶孔、長石溶孔、巖屑溶孔、沸石溶孔、碳酸鹽溶孔、晶間孔、微裂隙等10個亞類?？紫额愋涂傮w上以原生孔隙為主，其次為次生孔隙和微裂隙(圖2)。

圖2　正寧-宜君地區(qū)長8儲層孔隙類型分布直方圖

原生孔隙以粒間孔形式出現(xiàn)，主要包括原生粒間孔和殘余粒間孔，殘余粒間孔是長8儲層主要的孔隙類型之一，其在電子顯微鏡下常見綠泥石、伊利石等黏土礦物呈顆粒環(huán)邊狀。次生孔隙主要包括長石溶孔、巖屑溶孔、沸石溶孔、碳酸鹽溶孔等次生溶孔類型，長石溶孔尤為發(fā)育。此類次生溶孔主要由酸性水介質(zhì)沿長石解理或雙面晶選擇性溶蝕，或在巖屑中溶蝕不穩(wěn)定組分而成，孔隙大小不等，形態(tài)不規(guī)則，邊緣為鋸齒狀或港灣狀。粒間溶孔和晶間微孔較少見，晶間微孔因其孔隙細小且連通性差而意義不大。

裂縫主要包括構(gòu)造縫和微裂縫兩類。巖心中的構(gòu)造縫主要是垂直縫和高角度縫，薄片中見開啟的構(gòu)造縫，但多數(shù)充填嚴重，主要被方解石和黏土礦物充填；微裂縫(微裂隙)寬度一般為1～7 μm，長度一般為120～200 μm，長度范圍僅限于穿透一個單個的碎屑顆粒，未穿透周緣顆粒，研究區(qū)長8儲層微裂縫含量相對較少但對改善儲層物性極為重要。

2.4孔隙結(jié)構(gòu)特征

正寧-宜君地區(qū)長81、長82儲層砂巖面孔率分別僅為1.973%和1.453%。圖像孔隙分析和壓汞分析得出：長8儲層孔喉中值半徑大部分分布于0.042～0.198 μm，最大孔喉半徑大部分分布于0.18～0.70 μm，孔隙結(jié)構(gòu)類型以小孔微喉型和小孔微細喉型為主，孔隙結(jié)構(gòu)較差。

鄒才能等(2013)研究認為，鄂爾多斯盆地上三疊統(tǒng)延長組長6致密砂巖儲層的主體孔徑為0.05～0.90 μm，屬于納米級孔喉系統(tǒng)[12]。研究區(qū)長8儲層的孔喉中值半徑和最大孔喉半徑的主要分布范圍反映出該區(qū)長8儲層屬于典型的致密油砂巖儲層，儲層孔隙喉道較小和孔隙喉道分布不均勻也表明長8儲層孔隙結(jié)構(gòu)的非均質(zhì)性強。

3物性影響因素

正寧-宜君地區(qū)長8儲層屬于淺水湖泊三角洲型致密油砂巖儲層，儲層致密化是儲層物性急劇變差的主要原因，然而儲層致密化的成因極其復雜，本文僅從沉積、成巖和孔隙結(jié)構(gòu)等方面入手，分析儲層物性的影響因素，從而為研究區(qū)長8儲層致密化研究提供有力支撐。

3.1沉積因素

研究區(qū)長8油層組沉積時期主要屬于淺水湖泊三角洲前緣沉積環(huán)境，產(chǎn)出大量的巖屑長石砂巖。圖3表明，該區(qū)長81儲層砂巖中，隨著碎屑顆粒長石含量的增加，滲透率隨之降低，長石含量與滲透率呈明顯的負相關(guān)關(guān)系。鄂爾多斯盆地中部長6致密油砂巖儲層巖性以長石砂巖和巖屑質(zhì)長石砂巖為主，也表現(xiàn)出長石含量高，成分成熟度低，物性差的特點[13]。

圖3　長81油層組滲透率與長石含量交會圖

研究區(qū)長8儲層砂巖薄片鑒定結(jié)果表明：長石風化程度中等，鉀長石發(fā)生絹云母化，斜長石發(fā)生高嶺石化。長石對儲層物性的影響可能是由于長石表面次生的高嶺土和絹云母對油氣具有吸附作用，吸水膨脹后堵塞原來的孔隙和喉道。

3.2成巖因素

研究區(qū)長8儲層砂巖薄片鑒定及掃描電鏡分析認為，影響儲層物性的成巖作用類型主要包括壓實作用、膠結(jié)作用和溶蝕作用。

3.2.1 壓實作用

研究區(qū)長8儲層砂巖的機械壓實作用顯著，隨著埋深的加大，機械壓實作用使碎屑顆粒由游離狀、點接觸狀逐步調(diào)整為點-線接觸，并且鏡下薄片鑒定可見到長石經(jīng)壓實作用而破裂的現(xiàn)象。據(jù)薄片資料統(tǒng)計分析得出，研究區(qū)長8儲層砂巖平均視壓實率約為64%，平均視壓實損失的孔隙度達約為22%。壓實作用造成粒間孔隙的大量損失，是造成儲層物性降低的原因之一。

3.2.2 膠結(jié)作用

薄片鑒定結(jié)果表明，研究區(qū)長8儲層砂巖膠結(jié)作用明顯，碳酸鹽膠結(jié)物是儲層中最主要的膠結(jié)物，以鐵方解石為主，平均含量為4.60%，存在明顯的早、中、晚三期鐵方解石膠結(jié)現(xiàn)象；黏土礦膠結(jié)物表現(xiàn)出伊利石、綠泥石環(huán)邊和高嶺石膠結(jié)。膠結(jié)作用導致孔隙和喉道堵塞，儲層粒間孔隙度降低。研究認為，研究區(qū)長8儲層砂巖的孔隙度隨著碳酸鹽膠結(jié)物含量的增加而降低，呈現(xiàn)明顯的負相關(guān)。

3.2.3 溶蝕作用

鏡下薄片鑒定和掃描電鏡分析發(fā)現(xiàn)，溶蝕作用對長8儲層物性的影響較強。由于晚期有機質(zhì)熱成熟過程中釋放出的CO2進入孔隙流體中，使水介質(zhì)呈較強的酸性，這些酸性的溶蝕流體不僅可以擴大、增加巖石孔隙，還可以改善孔隙的連通性和滲流條件[14]。主要表現(xiàn)在：溶蝕作用發(fā)生在碎屑長石和部分巖屑中，溶解程度不均一，部分顆粒僅發(fā)生弱溶蝕，而有的則溶蝕強烈，僅殘余顆粒的外形，溶孔的分布同樣具有不均一性?？傮w而言，溶蝕作用形成的次生孔隙改善了儲層的物性。

3.3孔隙結(jié)構(gòu)因素

儲層孔隙結(jié)構(gòu)是指儲集巖所具有的孔隙和喉道的幾何形狀、大小、分布及其相互連通和配置關(guān)系[15]。圖4表明，研究區(qū)長81儲層的滲透率隨著排驅(qū)壓力的增大而降低，滲透率與排驅(qū)壓力呈明顯的負相關(guān)關(guān)系，例如Ta19井和Zh66井對比發(fā)現(xiàn)：Ta19井長81排驅(qū)壓力為3.059 MPa，其滲透率為0.10×10-3μm2；Zh66井長81排驅(qū)壓力為1.142 MPa，其滲透率為0.30×10-3μm2。研究區(qū)長81儲層的滲透率隨著中值半徑的增大而增大，滲透率與中值半徑呈明顯的正相關(guān)關(guān)系，Ta19井長81中值半徑為0.062 μm，其滲透率為0.10×10-3μm2；Zh66井長81中值半徑為0.141 μm，其滲透率為0.30×10-3μm2。

圖4　長81儲層物性與排驅(qū)壓力、中值半徑關(guān)系

4結(jié)論

(1)正寧-宜君地區(qū)長8儲層砂巖以細-極細粒巖屑長石砂巖和長石巖屑砂巖為主，分選性較差，碳酸鹽礦物和黏土礦物是該區(qū)主要的膠結(jié)物類型，碳酸鹽膠結(jié)物以鐵方解石為主，白云石含量少，膠結(jié)類型以孔隙式和加大-孔隙式膠結(jié)為主。

(2)研究區(qū)長81小層平均孔隙度7.50%，平均滲透率0.146×10-3μm2；長82小層平均孔隙度7.85%，平均滲透率0.12×10-3μm2；長8儲層主要發(fā)育粒間孔、長石溶孔和巖屑溶孔等，裂縫主要包括構(gòu)造縫和微裂縫兩類；從儲層沉積環(huán)境、巖石學特征、物性特征、孔隙結(jié)構(gòu)等方面認為該區(qū)長8儲層屬于淺水湖泊三角洲型致密油砂巖儲層。

(3)儲層物性影響因素研究表明，該區(qū)儲層物性主要受到沉積因素、成巖因素及孔隙結(jié)構(gòu)因素共同影響。隨著長石含量的增加，滲透率隨之降低；壓實作用是降低物性的原因之一；孔隙度隨著碳酸鹽膠結(jié)物含量的增加而降低；溶蝕作用形成的次生孔隙改善了儲層物性；滲透率隨著排驅(qū)壓力增大而降低，隨著中值半徑增大而增大。

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編輯：吳官生

文章編號：1673-8217(2016)01-0048-04

收稿日期：2015-11-11

作者簡介：張棟梁,1990年生，2012年畢業(yè)于西安石油大學地質(zhì)學專業(yè)，在讀研究生，研究方向為沉積學與儲層地質(zhì)學。

基金項目：中國石油科技創(chuàng)新基金研究項目(2011D-5006-0103)；陜西省教育廳專項科研計劃項目(14JK1567)；國家科技重大專項計劃項目(2011ZX05044-3)；國家自然科學基金項目(61401355)。

中圖分類號：TE112.23

文獻標識碼：A