陜北地區(qū)長8油層組儲層特征及致密成因分析

周新平，楚美娟，張文選 陳璐

(中油測井油氣評價中心，陜西 西安 710061)

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陜北地區(qū)長8油層組儲層特征及致密成因分析

周新平，楚美娟，張文選 陳璐

儲層質量分析是石油地質研究的基礎，對油氣勘探開發(fā)具有重要意義。通過大量的普通薄片、鑄體薄片、掃描電鏡以及陰極發(fā)光等分析測試資料，從儲層巖石組構、巖石組分的角度對陜北地區(qū)長8油層組儲層特征及致密成因進行了研究。研究表明，區(qū)內長8油層組儲層以巖屑長石砂巖和長石砂巖為主，粒度細，填隙物含量高；孔隙類型主要為粒間孔，長石溶孔次之，為微孔-微細喉孔喉結構；儲層物性較差，屬特低孔、特低滲儲層。儲層巖石組構、巖石組分及成巖作用控制了儲層質量。利用儲層巖石組構估算了其原始物性，孔隙度為38%～42%，滲透率為5～10mD，原始物性一般。巖石組分中塑性碎屑含量高，抗壓實作用弱，填隙物以碳酸鹽膠結、綠泥石填隙為主，水云母、硅質次之，填隙物類型及較高含量影響了成巖作用及其強度，繼而最終造成了長8油層組儲層致密。

陜北地區(qū)；長8油層組；致密砂巖；巖石組構；填隙物

低滲透油氣藏是當今油氣勘探開發(fā)的熱點研究領域，隨著勘探開發(fā)的不斷深入，有關低滲透儲層的研究也在不斷深化。致密儲層地震識別、測井評價、儲層微觀特征、臨界物性、滲流機理、儲層改造等方面成果豐富[1～6]，尤其是在致密儲層成因研究方面，不同學者從沉積成巖過程、孔隙演化、成藏史與致密史耦合、模擬試驗等方面進行了研究[7～14]，重點分析了儲層成巖過程中成巖作用、水-巖作用、烴類充注等造成的影響，且普遍認為壓實作用、膠結作用是儲層致密的主要原因，而對儲層巖石組構、巖石組分在沉積成巖過程中所起作用還研究較少[15]。

鄂爾多斯盆地中生界長8油層組是姬塬、隴東地區(qū)的主力產層，而陜北地區(qū)長8油層組儲層致密，勘探尚未取得重大突破。近年來，隨著研究力度的不斷加大，在陜北地區(qū)吳起、高橋一帶發(fā)現了一批工業(yè)油流井，展現出較大的勘探潛力。筆者針對研究區(qū)儲層致密問題，通過大量的分析測試資料對研究區(qū)長8油層組儲層特征進行了研究，利用儲層巖石組構估算了原始物性，分析了巖石組構、巖石組分對成巖作用的影響，以期能從儲層巖石組成方面研究其致密成因，為尋找有利勘探甜點提供依據。

1 沉積背景

圖1 鄂爾多斯盆地長8油層組沉積模式圖

受盆地構造、湖盆底形、物源供給等影響，鄂爾多斯盆地中生界長8油層組主要發(fā)育西北、西南及東北3大沉積體系。陜北地區(qū)處于湖盆緩坡帶，受東北沉積體系控制，發(fā)育曲流河三角洲沉積，研究區(qū)長8油層組以三角洲前緣沉積為主(圖1)，水下分流河道、河口壩是主要儲集砂體[16，17]。砂體總體厚度大，達10～45m，但單層厚度薄，最厚約5m，以2m左右薄層砂體為主，且分布較為孤立。縱向巖性變化快，泥質夾層發(fā)育，砂巖、泥巖頻繁交互出現，反映了湖盆環(huán)境三角洲前緣動蕩的水動力條件。

2 儲層特征

2.1 巖石學特征

通過對巖石普通薄片統計分析，陜北地區(qū)長8油層組儲層整體粒度較細，主要為細砂巖-粉砂巖；巖石類型以巖屑長石砂巖和長石砂巖為主(圖2(a))。受物源區(qū)母巖類型控制，盆地長8油層組儲層碎屑組分、填隙物含量差異明顯。陜北地區(qū)石英、巖屑體積分數低，平均為26.68%、15.12%，長石體積分數較高，平均為30.68%。巖屑主要為變質巖屑，約為10.21%，火山巖屑、沉積巖屑體積分數均較低，平均為4.46%、0.45%。儲層填隙物體積分數高，平均為17.77%，以鐵方解石、綠泥石填隙為主，為5.86%、5.28%，水云母、硅質次之，為2.47%、1.21%，高嶺石、方解石、白云石較低，分別為0.32%、0.43%、0.97%(圖2(b))。

圖2 陜北地區(qū)長8油層組巖石類型三角圖(a)、填隙物分布柱狀圖(b)

2.2 孔隙類型及孔喉結構

儲層孔隙類型及結構特征決定了儲集空間特征及滲流能力，其復雜程度決定了儲層的非均質性。研究區(qū)長8油層組儲層孔隙類型多樣，主要為粒間孔，長石溶孔次之，巖屑溶孔、晶間孔、微裂隙均較少。面孔率低，平均為2.65%，儲層致密。

1)粒間孔 碎屑顆粒之間的剩余原生孔隙，由于壓實、膠結等作用孔隙變小，但沒有完全喪失，該類孔隙是研究區(qū)長8油層組儲層主要的儲集空間類型，主要分布在水下分流河道、河口壩等厚層砂體中(圖3(a))。

2)長石溶蝕孔 長石碎屑顆粒內形成的溶蝕孔隙，主要是在成巖中期被有機酸溶蝕形成，部分長石溶孔由于選擇性溶蝕作用，形成條帶狀溶孔順解理分布(圖3(b))。該類溶孔在研究區(qū)長8油層組儲層普遍存在，對儲層物性起建設性作用，但總體含量較低，對改善儲層物性作用有限。

圖3 陜北地區(qū)長8油層組致密儲層微觀特征

根據毛細管壓力參數統計分析，長8油層組儲層排替壓力、中值壓力均較大，分別為2.3MPa、15.3MPa，中值半徑小，分布范圍為0.02～0.06μm(平均0.04μm)，孔喉分選系數1.4，最大進汞飽和度63.4%，平均退汞效率低，為22.5%，具微孔-微細喉孔喉結構。

2.3 物性特征

通過對該區(qū)長8油層組51口井1707塊樣品物性測試資料的統計，孔隙度呈單峰分布，主要分布范圍為5%～10%(平均7.9%)(圖4(a))；滲透率差異較大，非均質性強，主要分布于0.01～0.3mD(平均0.14mD)(圖4(b))。研究區(qū)長8油層組儲層致密，物性較差，屬特低孔、特低滲儲層。

圖4 陜北地區(qū)長8油層組儲層孔隙度(a)、滲透率(b)直方圖

3 致密儲層成因分析

陜北地區(qū)長8油層組儲層致密主要受沉積、成巖等作用控制。該次研究主要針對儲層巖石組構、巖石組分分析儲層致密過程，結合成巖作用綜合研究儲層致密成因。

3.1 巖石組構對儲層的控制

圖5 陜北地區(qū)長8油層組原始孔隙度、 滲透率分布(據Sneider[18], 1978)

巖石組構主要包括碎屑的粒度、球度、分選、磨圓、雜基含量等，受控于水體能量，體現了沉積對儲層的控制作用。巖石組構不僅決定了砂巖的原始儲層質量，還影響了后續(xù)的成巖作用強度。儲層原始孔隙度主要受控于顆粒的分選，分選越好，原始孔隙度越高；而滲透率受粒度和分選的雙重控制，粒度粗、分選好的沉積物其原始滲透率越高。陜北地區(qū)長8油層組儲層砂巖粒度較細，粒度中值一般小于0.125mm，以極細粒-細粒為主，碎屑顆粒分選相對較好。通過Sneider圖版投影(圖5)，依據粒度中值、分選系數對原始物性進行了估算，長8油層組儲層原始孔隙度分布于36%～42%，主要分布區(qū)間為38%～40%；滲透率分布于1.2～20mD，主要分布區(qū)間為5～10mD。根據原始孔隙度計算公式：

式中：φ0為砂體原始孔隙度，1；S0為特拉斯克分選系數(粒度累積曲線上25%處的粒徑與75%處粒徑之比的平方根)，1。

研究區(qū)長8油層組儲層原始孔隙度平均為38.77%，與Sneider圖版投影相當，表明長8油層組儲層原始物性一般。

3.2 巖石組分對儲層的控制

3.2.1 塑性巖屑組分對儲層成巖作用的影響

研究區(qū)長8油層組儲層塑性巖屑組分體積分數較高，達12%，主要為千枚巖、片巖、板巖、泥巖等巖屑以及云母等碎屑顆粒。塑性巖屑及碎屑顆?？箟盒匀?，受壓易變形，其組分含量越高，壓實作用越強。壓實作用強度與埋深密切相關[10]，埋藏早期壓實作用最為明顯，該時期巖石顆粒相對疏松，在上覆巖層負荷下塑性組分易被壓實變形，在孔隙中形成假雜基，堵塞了原始孔隙及喉道，從而降低了儲層的孔隙度和滲透率，破壞了儲層儲集性能。即使是在最大埋深相當的儲層中，塑性組分體積分數與壓實率也呈現出明顯的正相關關系，隨著巖石中塑性組分體積分數的增加，壓實率呈現明顯升高的趨勢(圖6(a))。陜北地區(qū)長8油層組儲層的壓實率較高，普遍處于中等-強壓實階段，塑性組分含量高導致壓實作用較強是導致長8油層組儲層致密的原因之一。

圖6 陜北地區(qū)長8油層組儲層組分交會圖

3.2.2 填隙物類型及含量對儲層質量的影響

研究區(qū)長8油層組儲層填隙物含量高，占據了大量的孔隙空間，極大地減小了儲層物性，較高含量的填隙物是儲層致密的主要原因。

1)碳酸鹽膠結物 碳酸鹽膠結物是研究區(qū)長8油層組儲層主要的填隙物之一，約占填隙物總量的7.25%，發(fā)育方解石、鐵方解石、鐵白云石等膠結類型。根據大量的普通薄片、陰極發(fā)光薄片觀察分析，研究區(qū)長8油層組儲層發(fā)育3期方解石膠結，即早期泥晶方解石膠結、中期含鐵方解石或鐵方解石膠結、晚期鐵方解石膠結，且以中期、晚期鐵方解石膠結為主。

早期泥晶方解石膠結，方解石晶形通常為泥晶、微晶，部分重結晶具有晶粒結構(見圖3(c)、(d))，一般形成于準同生期或早成巖A期，含量較低，可被中期的鐵方解石交代。

中期含鐵方解石或鐵方解石膠結，呈晶粒狀分布于粒間孔和長石、巖屑粒內溶孔中。成分主要為含鐵方解石或鐵方解石(見圖3(e)、(f))，約占5%左右，形成于中成巖A期，可充填破壞早期形成的粒間孔等。

晚期鐵方解石膠結，多呈晶粒狀充填于粒間孔及各類溶蝕孔中。成分主要為鐵方解石，部分為鐵白云石(見圖3(j)、(h))，常交代石英、長石顆粒以及早期、中期碳酸鹽膠結物，是堿性成巖環(huán)境典型的自生礦物類型，分布普遍，約占2%～10%，形成于成巖晚期，特別是中成巖階段B期。

2)綠泥石膠結物 研究區(qū)長8油層組儲層中的綠泥石含量較高，主要為綠泥石填隙物，約占填隙物總量的5.28%，綠泥石膜襯邊較少。有關綠泥石膠結與物性的關系還存在爭議，多數學者[20，21]認為綠泥石膠結物以顆粒環(huán)邊方式產出，成巖早期有效增強了巖石顆粒的抗壓性，同時可阻礙巖石顆粒與孔隙流體的接觸，抑制石英次生加大、碳酸鹽膠結等其他膠結物的形成，保存了儲層孔隙。而另外一些學者[22]則認為綠泥石膠結物對孔隙的保存有負面影響，綠泥石膠結對保存砂巖孔隙的能力有限，物性較好的砂巖主要受其自身的巖石學特征決定。該次研究表明，綠泥石填隙物為自生綠泥石階段形成，晶形較好，晶粒粗大，主要充填于粒間孔、溶蝕孔中，在巖石顆粒間形成橋塞，降低了儲層物性(見圖3(i)、(j))。通過綠泥石填隙物體積分數與面孔率的交會圖可以看出，當綠泥石填隙物體積分數低于5%時，面孔率與其呈正相關關系，而當綠泥石填隙物體積分數超過5%時，面孔率與其呈負相關關系(圖6(b))。

前人研究成果[22]表明，綠泥石膠結物的形成經歷了原始顆粒沉積階段、原始顆粒表面黏土吸附成膜階段、顆粒初期壓實階段、環(huán)邊綠泥石化階段、自生綠泥石形成共5個階段。根據綠泥石膠結物的形成階段，認為導致研究區(qū)長8油層組儲層綠泥石填隙發(fā)育，綠泥石薄膜相對不發(fā)育的原因主要為以下3個方面：①水體能量不強，原始顆粒組構相對較差;②富含塑性巖屑、雜基等，顆?？箟簭姸鹊?，顆粒間綠泥石膜襯邊難以形成;③長石在富Fe流體作用下綠泥石化，自生綠泥石含量高。通過云母-綠泥石填隙物、火山巖巖屑-綠泥石填隙物體積分數交會圖(圖6(c)、(d))可知，綠泥石填隙物含量隨云母、火山巖巖屑含量的增加而增加。

3)水云母、硅質膠結物 由于研究區(qū)長8油層組儲層富含云母、長石等，可形成大量的K+離子，黏土礦物在富K+離子堿性環(huán)境下易形成伊利石，較高含量的云母、長石為水云母的形成提供了物質基礎。水云母呈絲縷狀充填于粒間孔隙或呈薄膜狀附著于顆粒表面，部分與自生石英伴生(見圖3(k)、(l))，從而降低了儲層物性。

3.3 破壞性成巖作用的影響

沉積作用控制了儲層的成分結構與空間展布，成巖作用則影響了儲層的儲集空間演化。隨著埋深增加，成巖條件(溫度、壓力、酸堿度、流體溶解度等)也不斷發(fā)生變化，導致成巖作用也呈現出明顯的差異性，從而影響了儲層的孔隙演化與物性分布。破壞性成巖作用是導致儲層致密的原因之一，研究區(qū)長8油層組儲層破壞性成巖作用主要為壓實作用、膠結作用、自生礦物的沉淀與轉化作用等。壓實作用過程中，巖石的礦物成分對儲集層物性有不同的影響，塑性組分在壓實作用過程中對原生孔隙具有較大的破壞作用。另外，膠結作用、自生礦物的沉淀與轉化作用在填隙物含量對儲層質量的控制中已有述及，不再贅述。

4 結論

1)陜北地區(qū)長8油層組儲層巖石類型主要為巖屑長石砂巖和長石砂巖，粒度細，填隙物含量高；孔隙類型以粒間孔為主，長石溶孔次之，為微孔-微細喉孔喉結構；儲層物性較差，屬特低孔、特低滲儲層。

2)儲層巖石組構決定了原始物性，也影響了后期的成巖作用。受曲流河三角洲沉積體系控制，研究區(qū)長8油層組儲層整體粒度較細、碎屑顆粒分選相對較好，但原始物性一般，先天條件不足。

3)儲層巖石組分中塑性碎屑含量較高，抗壓實作用弱；碳酸鹽巖膠結以中晚成巖階段的鐵方解石、鐵白云石為主，充填粒間孔及溶孔；受原始顆粒組構、塑性巖屑、雜基等影響，綠泥石主要為自生階段形成的綠泥石填隙，綠泥石膜襯邊較少；水云母、硅質膠結則進一步降低了儲層物性。填隙物類型及較高含量影響了沉積物的成巖作用及其強度，繼而最終造成了長8油層組儲層致密。

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[編輯] 鄧磊

2016-02-10

國家科技重大專項 (2011ZX05044，2011ZX05001)。

周新平(1984-),男,博士,工程師,主要從事石油地質研究工作，zhxp13_cq@petrochina.com.cn。

TE122.2

A

1673-1409(2016)35-0001-07

[引著格式]周新平，楚美娟，張文選，等.陜北地區(qū)長8油層組儲層特征及致密成因分析[J].長江大學學報(自科版),2016,13(35):1～7 .