鄂爾多斯盆地姬嫄地區(qū)長6儲(chǔ)層特征及影響因素

張景軍， 李凱強(qiáng)， 邢貝貝

(1.東北石油大學(xué) 地球科學(xué)學(xué)院， 黑龍江 大慶 163318；

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鄂爾多斯盆地姬嫄地區(qū)長6儲(chǔ)層特征及影響因素

張景軍1， 李凱強(qiáng)1， 邢貝貝2

(1.東北石油大學(xué) 地球科學(xué)學(xué)院， 黑龍江 大慶 163318；

2.大慶油田采油二廠地質(zhì)大隊(duì)， 黑龍江 大慶 163414)

采用巖心觀察、薄片鑒定、掃描電鏡、壓汞分析等方法，結(jié)合大量物性數(shù)據(jù)及前人研究成果,對(duì)姬嫄地區(qū)長6儲(chǔ)層特征進(jìn)行研究，并分析其影響因素。結(jié)果表明：研究區(qū)巖石以巖屑長石砂巖和長石砂巖為主，原生粒間孔和長石溶孔為主要孔隙類型，孔喉半徑小，儲(chǔ)層孔隙度較低，滲透率極低。該區(qū)不同沉積微相儲(chǔ)層具有不同儲(chǔ)集物性，分流河道砂體儲(chǔ)層物性較好，河道間洼地、分流間灣、半深湖-深湖砂體儲(chǔ)層較差；云母、千枚巖等的壓實(shí)壓溶使儲(chǔ)層物性變差；長石、灰?guī)r等的溶蝕使物性變好；而膠結(jié)物的發(fā)育對(duì)儲(chǔ)層物性的影響具有爭議?？傮w來說，研究區(qū)儲(chǔ)層物性較差，為低孔超低滲儲(chǔ)層，強(qiáng)烈的壓實(shí)作用是儲(chǔ)層呈現(xiàn)致密化的重要原因。

姬嫄地區(qū)； 長6儲(chǔ)層； 儲(chǔ)層特征； 影響因素

0 引 言

隨著我國油氣勘探程度的不斷提高，西部非常規(guī)儲(chǔ)層的勘探開發(fā)逐漸引起人們的重視[1-2]。鄂爾多斯盆地是西部重要的含油氣盆地，勘探開發(fā)潛力巨大，盆地長6砂巖儲(chǔ)層是重要的油氣儲(chǔ)層。前人對(duì)盆地不同區(qū)域長6儲(chǔ)層開展了大量研究工作，但大部分研究針對(duì)隴東地區(qū)，如黃思靜等[3-5]對(duì)隴東地區(qū)的儲(chǔ)層特征進(jìn)行了深入的分析，而針對(duì)位于盆地西部的姬嫄地區(qū)儲(chǔ)層的研究不多，且研究內(nèi)容較為片面。筆者在總結(jié)前人研究成果的基礎(chǔ)上，運(yùn)用掃描電鏡、偏光顯微鏡等對(duì)所取得的樣品進(jìn)行觀察分析，采用大量的研究數(shù)據(jù)，對(duì)該區(qū)的長6儲(chǔ)層特征進(jìn)行了較為深入的研究，并分析其影響因素，以期更清晰地認(rèn)識(shí)該儲(chǔ)層，為進(jìn)一步勘探開發(fā)提供參考。

1 區(qū)域概況

鄂爾多斯盆地是一個(gè)整體穩(wěn)定沉降、坳陷遷移、構(gòu)造簡單的大型多旋回克拉通盆地，包括伊盟隆起、西緣沖斷構(gòu)造帶、陜北斜坡、天環(huán)坳陷、晉西撓褶帶、渭北隆起等構(gòu)造單元[6-7]。姬嫄地區(qū)具體位置如圖1所示。該區(qū)域位于盆地西緣，北以鹽池為界，南至堵后灘—長官廟，西到大水坑—洪德一線，東達(dá)堆子梁—吳起一帶，面積約1.2×104km2，屬于天環(huán)凹陷和陜北斜坡兩個(gè)構(gòu)造單元的過渡地帶，地勢平坦。長6期區(qū)域發(fā)育有辮狀河三角洲沉積體系，有東北和西南兩個(gè)物源，儲(chǔ)層孔隙度較低，滲透率極低，為典型的致密儲(chǔ)層。

圖1 研究區(qū)位置

2 儲(chǔ)層特征

2.1 巖石學(xué)特征

該區(qū)域巖石以灰綠色、灰黑色細(xì)粒巖屑長石砂巖和長石砂巖為主，其次為長石巖屑砂巖，其余類型砂巖較少，如圖2所示。碎屑成分中石英質(zhì)量分?jǐn)?shù)平均值為33.57%，長石為35.79%，巖屑為17.99%，填隙物為12.65%，成分成熟度為0.57，成熟度較低。研究區(qū)巖屑以變質(zhì)巖巖屑為主，白云巖、高變巖、千枚巖含量較高，云母含量高；塑性巖屑含量高于剛性巖屑；填隙物中雜基含量遠(yuǎn)低于膠結(jié)物含量，膠結(jié)物以黏土礦物為主，相對(duì)含量為53.97%，碳酸鹽巖膠結(jié)物相對(duì)含量為38.11%，硅質(zhì)膠結(jié)為7.92%。受物源影響膠結(jié)物類型在不同區(qū)域具有差異性，東部主要為綠泥石膠結(jié)，西部主要為高嶺石膠結(jié)，而伊利石膠結(jié)主要集中在研究區(qū)南部。巖石粒度主要分布在0.10～0.26 mm，整體粒度較細(xì)；分選性較好；磨圓度以次棱角為主，總體結(jié)構(gòu)成熟度較高。

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

2.2 儲(chǔ)集空間特征

2.2.1 宏觀孔隙類型

表1 姬嫄地區(qū)長6儲(chǔ)層各種孔隙體積分?jǐn)?shù)

Table 1 Volume fraction various pore of Chang 6 reservoirs in Jiyuan area

孔隙φ-/%x/%原生孔隙殘余粒間孔3.03055.94次生孔隙粒間溶孔 0.3506.46長石溶孔 1.13020.86巖屑溶孔 0.2805.17晶間孔 0.2204.06沸石溶孔 0.0070.13微裂隙 0.1903.51微孔 0.2104.32

2.2.2 微觀結(jié)構(gòu)特征

儲(chǔ)層的微觀結(jié)構(gòu)特征主要指孔隙和喉道的特征，在實(shí)際生產(chǎn)中常用壓汞法進(jìn)行研究，常用的參數(shù)值有排驅(qū)壓力、退汞效率、中值壓力、中值半徑、分選系數(shù)、歪度等。通過這些參數(shù)值可以準(zhǔn)確分析儲(chǔ)層孔喉半徑值、分選性等。

根據(jù)研究區(qū)591個(gè)樣品的毛管壓力資料，姬嫄地區(qū)長6儲(chǔ)層排驅(qū)壓力(p1)較高,平均值為2.21 MPa，最大值可達(dá)72.42 MPa；退汞效率(η)較低,平均值為26.58%；中值壓力(p2)較小,平均值為8.02 MPa；中值半徑(r)較低，平均值為0.14 μm，最大值為0.98 μm；分選系數(shù)(R)較高，平均值為1.54，最大值為4.16；歪度分布區(qū)間為0.06～0.15，平均值為0.12，最大值為0.18，屬于細(xì)歪度(表2)。由以上數(shù)據(jù)可知，該區(qū)長6儲(chǔ)層滲透率極低，孔喉半徑小，分選性較差，喉道分布較分散，儲(chǔ)層微觀非均質(zhì)性明顯。綜合各種觀察分析數(shù)據(jù)并參照文獻(xiàn)[8]關(guān)于延長組孔隙結(jié)構(gòu)分類標(biāo)準(zhǔn)，認(rèn)為長6儲(chǔ)層孔隙結(jié)構(gòu)為細(xì)孔隙微細(xì)喉道。

表2 研究區(qū)毛管壓力測試參數(shù)

2.3 物性特征

姬嫄地區(qū)長6砂巖儲(chǔ)層的孔隙度較低，主要分布于4%～15%，占樣品總數(shù)的91%，平均值為10.18%；滲透率極低，主要分布于0.08×10-3～0.51×10-3μm2，占樣品總數(shù)的85%，平均值為0.34×10-3μm2。受該區(qū)域長6儲(chǔ)層較為發(fā)育的裂縫影響，個(gè)別樣品的滲透率遠(yuǎn)高于平均值，達(dá)4.09×10-3μm2。目前技術(shù)條件下，孔隙度6%、滲透率0.07×10-3μm2以下的儲(chǔ)層難以開采，作為無效儲(chǔ)層不參與統(tǒng)計(jì)[9]。由此得有效儲(chǔ)層平均孔隙度為11.47%，平均滲透率為0.46×10-3μm2。

3 儲(chǔ)層物性影響因素

砂巖儲(chǔ)層的影響因素可以從沉積和成巖兩個(gè)角度進(jìn)行分析，研究區(qū)沉積相以三角洲相為主，湖相僅分布在南部小片區(qū)域，依據(jù)成巖作用對(duì)儲(chǔ)層物性的影響，可將其分為積極性和消極性兩類。

3.1 沉積相

研究區(qū)亞相以三角洲前緣為主，三角洲平原僅分布于北部，微相類型為水上分流河道、水下分流河道、河道間洼地、分流間灣等(圖3a )。分流河道微相發(fā)育的沉積砂體是三角洲沉積體系的主體，其砂體儲(chǔ)層平均孔隙度為14.46%，平均滲透率為0.62×10-3μm2，砂體粒度整體較粗，成分成熟度較高，泥質(zhì)雜基含量較少，儲(chǔ)集物性較好，其砂體儲(chǔ)層沉積厚度較厚，分布面積廣，橫向和縱向連通性高，為有利的沉積微相(圖3b )；分流間灣和湖相沉積物泥質(zhì)沉積較多，粒度更細(xì)，分選差，平均孔隙度為6.25%，平均滲透率為0.26×10-3μm2，孔滲性低，儲(chǔ)集物性較差且分布面積有限，其發(fā)育的儲(chǔ)層為差儲(chǔ)層。

a 沉積相

b 有利儲(chǔ)層

Fig. 3 Chart of sedimentary facies and distribution of favorable reservoir in study area

3.2 成巖作用

3.2.1 成巖作用演化模式

依據(jù)前人研究成果，結(jié)合對(duì)薄片的觀察及巖心分析數(shù)據(jù),得到姬塬地區(qū)長6儲(chǔ)層成巖作用類型及演化模式,如圖4所示。

由該區(qū)域成巖作用劃分及演化模式可知，早成巖A期主要為壓實(shí)作用和綠泥石膠結(jié)，早成巖B期壓實(shí)作用進(jìn)一步增強(qiáng)(壓溶作用)，并開始出現(xiàn)石英次生加大和各種類型的膠結(jié)作用，在早成巖階段后期中成巖階段早期有機(jī)質(zhì)開始成熟脫酸，此時(shí)儲(chǔ)層中的孔隙水pH值開始下降，溶蝕作用拉開序幕。

3.2.2 壓實(shí)(壓溶)作用

研究區(qū)碎屑顆粒接觸形式主要為線-面接觸，凹凸-縫合線接觸也較多(圖5a)，部分顆粒被壓裂，由此可知，該區(qū)長6儲(chǔ)層所經(jīng)受的壓實(shí)作用比較強(qiáng)烈。分析數(shù)據(jù)發(fā)現(xiàn)，塑性巖屑含量與儲(chǔ)層孔隙度呈負(fù)相關(guān)關(guān)系，說明該區(qū)含量較高的塑性巖屑是該區(qū)孔隙度較低的重要原因，塑性巖屑在上覆地層壓力下會(huì)發(fā)生變形，并充填在剛性顆粒之間(圖5b、5c)，這種變化導(dǎo)致原生孔隙大量損失。

成巖作用類型同生期早成巖期中成巖期ABAB壓實(shí)作用壓溶作用次生加大長石次生加大 石英次生加大 膠結(jié)作用高嶺石膠結(jié) 伊利石膠結(jié) 綠泥石膠結(jié) 碳酸鹽膠結(jié) 溶蝕作用長石溶蝕 膠結(jié)物溶蝕 階段劃分依據(jù)Ro/%<0.350.35～0.500.50～1.201.20～2.0I/S混層中S層相對(duì)含量/%>7050～7015～50≤15礦物學(xué)標(biāo)志 云母水解和黏土化綠泥石環(huán)邊膠結(jié)自生石英石英長石次生加大自生鈉長石

圖4 姬塬地區(qū)長6砂巖成巖作用類型及演化模式

Fig. 4 Diagenesis types and evolution patterns of Chang 6 sandstone in Jiyuan area

3.2.3 膠結(jié)作用

研究區(qū)各種類型膠結(jié)物含量如表3所示。由表3可知，研究區(qū)黏土礦物膠結(jié)物中綠泥石含量最高，其次為伊利石，高嶺石發(fā)育最差，其中綠泥石大多以5～8 μm的等厚包膜形態(tài)包裹碎屑顆粒，部分呈集合體狀充填在孔隙中；伊利石呈發(fā)絲狀，高嶺石呈書頁、蠕蟲集合體狀發(fā)育在粒間孔隙中(圖5d～5f)。碳酸鹽膠結(jié)物以鐵白云石和鐵方解石為主，硅質(zhì)膠結(jié)以石英次生加大為主(圖5g)。膠結(jié)物的發(fā)育會(huì)擠占儲(chǔ)層原有的空間，堵塞喉道；但其發(fā)育也會(huì)增加儲(chǔ)層的抗壓能力并為后期溶蝕作用提供物質(zhì)基礎(chǔ)，有利于原生孔隙的保存和次生孔隙的生成。

a 碎屑顆粒呈線-面接觸形式 b 云母受強(qiáng)烈的擠壓變形 c 壓實(shí)作用使塑性巖屑變形

d 綠泥石膜包裹在石英顆粒表面 e 伊利石在粒間孔隙絲狀充填 f 高嶺石在粒間充填

g 自生石英在粒間生長 h 長石溶蝕呈長條狀 i 膠結(jié)物被溶蝕呈蜂窩狀

表3 研究區(qū)各種類型膠結(jié)物含量

3.2.4 溶蝕作用

研究區(qū)長6儲(chǔ)層次生孔隙較為發(fā)育，各類溶蝕孔隙約占總孔隙的40%，其中以長石溶孔最為發(fā)育，占20%左右，這與其含量相對(duì)較高和易于溶蝕的原因分不開。在鏡下可觀察到各種形態(tài)的次生孔隙，如長石溶蝕常呈現(xiàn)出長條狀孔隙，長石溶孔與毛發(fā)狀伊利石相伴生，個(gè)別長石甚至全部被溶蝕僅殘余綠泥石包膜，各類膠結(jié)物被溶蝕呈蜂窩狀(圖4h,4i)。這些次生溶孔大大增加了儲(chǔ)層孔隙度，為該區(qū)域致密儲(chǔ)層儲(chǔ)集油氣作出了較大貢獻(xiàn)，同時(shí)，酸性孔隙水在巖層流動(dòng)過程中對(duì)滲流通道的溶蝕改造也會(huì)使?jié)B透率增加，對(duì)儲(chǔ)層滲透率的提高具有積極作用。

3.3 膠結(jié)物發(fā)育

膠結(jié)物發(fā)育對(duì)儲(chǔ)層物性具有雙重影響，該區(qū)廣泛發(fā)育的綠泥石膜和綠泥石填隙會(huì)占據(jù)儲(chǔ)層儲(chǔ)集空間，使物性變差；而早期形成的綠泥石膜會(huì)增強(qiáng)儲(chǔ)層的抗壓能力，包裹在碎屑顆粒表面的綠泥石膜會(huì)抑制石英和長石的次生加大，有利于粒間孔隙的保存，使儲(chǔ)層物性變好[10]；早期碳酸鹽膠結(jié)可以在壓實(shí)過程中為碎屑顆粒提供支撐作用，而后期碳酸鹽膠結(jié)的發(fā)育則會(huì)使儲(chǔ)層物性變差。剛性石英顆粒的存在有助于原生孔隙的保存，但隨著石英次生加大(硅質(zhì)膠結(jié))的不斷進(jìn)行，自生石英會(huì)占據(jù)原有的粒間孔隙，使儲(chǔ)層孔隙度降低，同時(shí)，儲(chǔ)層中的各類膠結(jié)物在孔隙水的作用下發(fā)生溶蝕，產(chǎn)生各類次生孔隙。因此，膠結(jié)物的發(fā)育對(duì)儲(chǔ)層物性的影響具有爭議。從該區(qū)域的成巖劃分及演化模式來看，除綠泥石膠結(jié)外，各類膠結(jié)物發(fā)育均較晚，此時(shí)壓實(shí)作用已進(jìn)行得較為徹底，碎屑顆粒的接觸關(guān)系已趨于穩(wěn)定[11]。膠結(jié)物對(duì)碎屑顆粒的支撐到底能起到多大作用，且對(duì)顆粒的支撐與對(duì)儲(chǔ)層空間的擠占堵塞，哪一點(diǎn)更占優(yōu)勢現(xiàn)有的資料和研究手段無法得到確切答復(fù)，而膠結(jié)物被溶蝕后產(chǎn)生的次生產(chǎn)物是被孔隙水帶走還是留在原地重新生成其他物質(zhì)再次擠占儲(chǔ)集空間，也同樣需要進(jìn)一步研究[12]。因此，膠結(jié)物的發(fā)育對(duì)儲(chǔ)層物性產(chǎn)生積極還是消極的影響需要深入討論。

4 結(jié) 論

(1)姬嫄地區(qū)長6儲(chǔ)層砂巖以巖屑長石砂巖和長石砂巖為主；石英和長石含量較高，巖屑填隙物較低，成分成熟度Q/(F+R)值較低；巖屑以變質(zhì)巖巖屑為主，塑性巖屑含量較高，填隙物以各類膠結(jié)物為主，黏土礦物含量最高，碳酸鹽巖和硅質(zhì)膠結(jié)物較低。

(2)該區(qū)域碎屑顆粒以細(xì)粒、次棱角狀為主，分選性較好，結(jié)構(gòu)成熟度較高；儲(chǔ)集空間以殘余粒間孔隙為主，次生長石溶孔也較發(fā)育，孔隙度低；孔喉分選性較差，孔喉半徑小，儲(chǔ)層微觀非均質(zhì)性較強(qiáng)，滲透率極低。該儲(chǔ)層為低孔超低滲儲(chǔ)層。

(3)影響研究區(qū)長6儲(chǔ)層儲(chǔ)集物性的因素有沉積和成巖兩個(gè)方面。沉積方面，分流河道微相下發(fā)育的儲(chǔ)層物性較好，分流間灣和半深湖-深湖的砂體儲(chǔ)層物性較差。成巖方面，塑性巖屑的壓實(shí)作用使該區(qū)儲(chǔ)層物性變差，長石、灰?guī)r等易溶組分的溶蝕作用則大大改善儲(chǔ)層的儲(chǔ)集物性；膠結(jié)物的發(fā)育對(duì)儲(chǔ)層物性的影響需要更深入的研究。

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(編校 荀海鑫)

Characteristics and influence factor analysis of Chang 6 reservoir in Jiyuan area Ordos Basin

ZhangJingjun1，LiKaiqiang1，XingBeibei2

(1.School of Geosciences, Northeast Petroleum University, Daqing 163318, China； 2.Brigade of Petroleum Geology, Second Oil Production Plant of Daqing Oilfield Limited Company, Daqing 163414, China)

This paper introduces a study and analysis of the petrological characteristics and influence factors of Chang 6 sandstone reservoir in Jiyuan area. This study builds on such methods as core observation, thin section identification, scanning electron microscope, and mercury intrusion analysis, combined with a large amount of physical data and previous research results. The results show that the study area is dominated by lithic feldspathic sandstones and feldspar ones; primary intergranular pore and feldspar dissolved pore are the dominant pore types, featuring the small-radius pore and throat and the very low reservoir porosity and permeability. Depending on the reservoirs of sedimentary microfacies, reservoir physical properties vary from better physical properties in distributary channels to poor ones in depression and split Bay, semi deep lake-deep lake sand reservoir; these properties are classified as poor due to the compaction effect of mica and phyllite and as good thanks to the Erosion of feldspar, limestone, accompanied by a persisting controversy as to the effect of cement on the physical properties of the reservoir. The study area owes its poor reservoir physical property to the occurrence of lower porosity and super low permeability. The strong compaction of cuttings is an important contributor to the densification of Chang 6 reservoir.

Jiyuan area; Chang 6 reservoir; reservoir characteristics; influence factor

2016-06-09

國家自然科學(xué)基金項(xiàng)目(41472125)

張景軍(1973-)，男，吉林省長春人，副教授，博士，研究方向：火山巖儲(chǔ)層和油氣成藏與保存條件，E-mail:zhangjingjun73@126.com。

10.3969/j.issn.2095-7262.2016.05.005

P618.13

2095-7262(2016)05-0490-06

A