鄂爾多斯盆地南部長(zhǎng)8致密儲(chǔ)層微觀特征及控制因素

李　鵬，屈紅軍，楊桂林，曹文淵，李　嬌

(西北大學(xué)地質(zhì)學(xué)系，陜西西安　710069)

儲(chǔ)層微觀特征包括儲(chǔ)層的沉積與成巖特征，前者主要決定了儲(chǔ)層的巖石類型并對(duì)后續(xù)的成巖作用產(chǎn)生影響，后者則包括了儲(chǔ)層的壓實(shí)程度、膠結(jié)類型、次生溶孔的發(fā)育特征等內(nèi)容，是致密儲(chǔ)層物性及次生孔隙發(fā)育的主要控制因素。前人對(duì)致密儲(chǔ)層的特征及控制因素開展了大量的研究[1-7]，認(rèn)為儲(chǔ)層致密過程中對(duì)原生孔隙度的破壞作用主要為壓實(shí)作用和膠結(jié)作用；沉積環(huán)境、儲(chǔ)層巖石學(xué)特征、流體、構(gòu)造、埋藏等都會(huì)對(duì)儲(chǔ)層微觀特征產(chǎn)生影響從而降低或者提高儲(chǔ)層物性。因此，研究?jī)?chǔ)層微觀特征并探討其控制因素是油氣勘探開發(fā)過程中的重要內(nèi)容。

致密油已經(jīng)成為國內(nèi)外非常規(guī)油氣勘探開發(fā)的熱點(diǎn)及重點(diǎn)[8-12]，賈承造采用資源豐度類比法預(yù)測(cè)中國致密油地質(zhì)資源量達(dá)(106.7～111.5)×108t，研究區(qū)所在的鄂爾多斯盆地南部三疊系延長(zhǎng)組是以后勘探開發(fā)的重點(diǎn)，其中研究區(qū)長(zhǎng)6、長(zhǎng)7、長(zhǎng)8油層組為主力層位。研究區(qū)的油氣分布范圍受生烴凹陷控制，油氣以垂向運(yùn)移為主，疊置復(fù)合砂體為成藏有利區(qū)帶，生儲(chǔ)蓋配置良好，宏觀上具有全區(qū)含油的特點(diǎn)，其中大規(guī)模砂體疊置復(fù)合形成的巖性圈閉易形成大中型油藏，資源勘探潛力巨大[13]。但同時(shí)研究區(qū)長(zhǎng)6、長(zhǎng)7、長(zhǎng)8油層組具有儲(chǔ)層致密的特點(diǎn)，嚴(yán)重制約了油藏的勘探開發(fā)。前人對(duì)研究區(qū)致密油開展了大量的工作，對(duì)儲(chǔ)層的宏觀特征取得了一定的認(rèn)識(shí)[14-17]：水下分流河道一般為優(yōu)質(zhì)儲(chǔ)層發(fā)育區(qū)，并且通過大量的沉積學(xué)工作確定了沉積相類型及宏觀展布。但是對(duì)儲(chǔ)層微觀特征及控制因素的研究主要是針對(duì)長(zhǎng)6、長(zhǎng)7等濁積巖體系；而長(zhǎng)8油層組研究較少且不夠深入，僅將致密化成因簡(jiǎn)單地歸納為壓實(shí)作用和膠結(jié)作用，而且忽視了次生孔隙對(duì)儲(chǔ)層物性的改善作用，不能有效指導(dǎo)儲(chǔ)層的預(yù)測(cè)和評(píng)價(jià)工作。針對(duì)前人工作的不足，本次研究以基礎(chǔ)地質(zhì)研究為基礎(chǔ)，結(jié)合多種測(cè)試手段，對(duì)研究區(qū)長(zhǎng)8儲(chǔ)層的微觀特征進(jìn)行精細(xì)刻畫并深入探討其控制因素。

1　區(qū)域地質(zhì)概況

研究區(qū)的地理位置處于慶陽—富縣區(qū)域，構(gòu)造位置處于陜北斜坡南部，構(gòu)造簡(jiǎn)單，為一個(gè)平緩單斜構(gòu)造，部分區(qū)域發(fā)育寬緩的鼻狀構(gòu)造(圖1)。研究層位于三疊系延長(zhǎng)組長(zhǎng)8段。研究區(qū)長(zhǎng)8油層組的沉積特征主要受控于三角洲前緣沉積古水流體系[13]，沉積微相以水下分流河道和水下分流間灣為主，巖性以深灰色、灰色中—細(xì)粒長(zhǎng)石砂巖為主。儲(chǔ)層壓汞孔隙度平均為9.9%，滲透率平均為0.6 mD，孔隙度、滲透率變化較大，儲(chǔ)層非均質(zhì)性較強(qiáng)，根據(jù)行業(yè)標(biāo)準(zhǔn)(SY/T 6285—2011)為典型的低孔低滲儲(chǔ)層。趙靖舟通過對(duì)全球致密油儲(chǔ)層的調(diào)研及對(duì)致密油藏的研究，將這類儲(chǔ)層歸為致密儲(chǔ)層[17]。

圖1　研究區(qū)位置Fig.1　The location of research area

2　儲(chǔ)層巖石學(xué)特征

根據(jù)砂巖薄片鑒定分析資料，研究區(qū)長(zhǎng)8油層組以深灰色、灰色、中細(xì)砂巖為主，碎屑骨架顆粒成分主要為石英、長(zhǎng)石和巖屑。采用三角分類投點(diǎn)圖(SY/T 5368—2000)，長(zhǎng)8油層組的巖石類型為長(zhǎng)石砂巖或巖屑長(zhǎng)石砂巖，填隙物含量平均為12.2%，主要填隙物中方解石的含量最高，平均為3.4%；綠泥石、石英加大、長(zhǎng)石加大的平均含量分別為2.3%、1.4%、1.4%(表1)。

3　儲(chǔ)層孔喉及物性特征

3.1　儲(chǔ)層孔隙類型

依據(jù)鑄體薄片及掃描電鏡照片觀察，研究區(qū)的孔隙類型主要為原生粒間孔、長(zhǎng)石溶孔、巖屑溶孔、晶間孔和微裂縫。其中原生粒間孔和長(zhǎng)石溶孔是主要的儲(chǔ)集空間；巖屑溶孔由于分布數(shù)量有限或者孔吼連通性較差，對(duì)儲(chǔ)層的物性改善起到的作用很小。

圖2　長(zhǎng)8油層組砂巖成分分類及碎屑組分含量Fig.2　Sandstone components and types of Chang-8 reservoir in southern Ordos basinⅠ.石英砂巖；Ⅱ.長(zhǎng)石石英砂巖；Ⅲ.巖屑石英砂巖；Ⅳ.長(zhǎng)石砂巖；Ⅴ.巖屑長(zhǎng)石砂巖；Ⅵ.長(zhǎng)石巖屑砂巖；Ⅶ.巖屑砂巖

層位雜基/%膠結(jié)物/%泥質(zhì)綠泥石方解石石英加大長(zhǎng)石加大長(zhǎng)81最小值1.01.01.01.01.0最大值6.06.013.02.03.0平均值2.72.44.91.41.4長(zhǎng)82最小值1.01.01.01.01.0最大值7.04.03.03.03.0平均值2.82.32.01.41.4長(zhǎng)8平均值2.72.33.41.41.4

鑄體薄片觀察可見，砂巖粒間孔的形態(tài)較簡(jiǎn)單，以三角形、四邊形及多邊形為主，孔的大小和分布較均勻；平均面孔率為1.83%，分布和形態(tài)受剛性顆粒和定向碎屑顆粒排列制約(圖3a)。長(zhǎng)石溶孔形態(tài)不規(guī)則，部分長(zhǎng)石完全溶蝕，形成鑄?？祝埩粲幸跃G泥石為主的泥晶套；部分長(zhǎng)石的溶孔和粒間孔相連，形成超大孔隙(圖3b)，平均面孔率為0.66%。巖屑溶孔為巖屑顆粒內(nèi)部易溶礦物組分發(fā)生溶蝕而形成的孔隙，巖屑溶孔相對(duì)于長(zhǎng)石溶孔，形態(tài)大小不規(guī)則(圖3c、3d)；研究區(qū)長(zhǎng)8儲(chǔ)層巖屑溶孔的平均值雖較晶間孔高，但提供孔隙的數(shù)量有限，平均面孔率為0.139%。晶間微孔主要為粒間碳酸鹽膠結(jié)物和自生石英及高嶺石、綠泥石等黏土礦物晶間孔(圖3e)，顆粒重結(jié)晶作用產(chǎn)生的晶間孔隙較少，但這類孔隙細(xì)小并且孔吼細(xì)，連通性較差，對(duì)儲(chǔ)層物性的影響較小，易形成較高孔隙度、很低滲透率的致密儲(chǔ)層。微裂縫在研究區(qū)長(zhǎng)8油層組砂巖中不常見，僅在部分砂巖中可見到少量微裂縫，多石英、巖屑顆粒內(nèi)，細(xì)而短(圖3f)，對(duì)孔隙度和滲透率的改善幾乎沒有作用。儲(chǔ)層的孔隙類型及相對(duì)比例說明原生粒間孔及長(zhǎng)石溶孔為主要的儲(chǔ)集空間，構(gòu)造作用對(duì)儲(chǔ)層影響較小，儲(chǔ)層致密及相對(duì)有利區(qū)的分布受沉積作用和成巖作用的共同控制。

3.2　孔隙結(jié)構(gòu)特征

孔隙結(jié)構(gòu)是指巖石所具有的孔隙和喉道的幾何形態(tài)、大小、分布及其相互連通關(guān)系，其直接決定著儲(chǔ)層的儲(chǔ)集和滲流性能。本次研究中利用巖石薄片與掃描電鏡相結(jié)合、壓汞分析獲得研究區(qū)長(zhǎng)8油層組表征儲(chǔ)層的孔喉微觀特征。

研究區(qū)長(zhǎng)8油層組砂巖樣品的毛管壓力曲線(圖4)形態(tài)差異較大，參數(shù)的分布范圍也較寬，壓汞孔隙度相對(duì)比較集中，平均值為11.3%；壓汞滲透率的變化范圍為0.08～1.72 mD，變化范圍較大，平均值為0.28 mD；門檻壓力(排驅(qū)壓力)的變化范圍為0.28～4.91 MPa，平均值為3.02 MPa；中值壓力變化范圍為1.02～36.04 MPa，平均值為16.28 MPa；中值半徑變化范圍為0.02～0.73 μm，平均值為0.13 μm；分選系數(shù)變化范圍為0.02～0.49，平均值為0.08；均值變化范圍為0.02～0.51，平均值為0.09。參數(shù)變化范圍較大，以低值較多，說明孔隙較小，喉道半徑較小，孔隙與喉道之間的連通性一般，分選差，儲(chǔ)層非均質(zhì)性較強(qiáng)。

3.3　儲(chǔ)層物性特征

圖3　研究區(qū)孔隙類型Fig. 3　Pore characteristics and types of Chang-8 reservoir in southern Ordos basin a.粒間孔分布受剛性顆粒制約(Z110井，1884.5 m)；b.長(zhǎng)石粒內(nèi)溶孔(Z145井，1896.7 m)；c.長(zhǎng)石和巖屑粒內(nèi)溶孔(Z172井，1837.6 m)；d.綠泥石充填殘余碎屑溶孔(X182井，2146.4 m)；e.絨球狀綠泥石晶間微孔(X185井，2259.5 m)；f.微裂縫(Z158井，1837.8 m)

圖4　研究區(qū)長(zhǎng)8儲(chǔ)層毛管壓力曲線特征Fig.4　The characteristics of capillary pressure curves of Chang-8 reservoir in southern Ordos basin

儲(chǔ)層的微觀特征控制了儲(chǔ)層的物性特征，研究區(qū)長(zhǎng)8油層組層段砂巖巖樣的實(shí)測(cè)孔隙度為7.95%、滲透率為0.35 mD。通過孔隙度與滲透率的分布散點(diǎn)擬合分析，研究區(qū)長(zhǎng)8油層組砂巖儲(chǔ)層孔隙度與滲透率呈線性正相關(guān)關(guān)系，整體表現(xiàn)出滲透率值隨著孔隙度的增加而增加，相關(guān)程度高(圖5)。整體上反映了其砂巖儲(chǔ)層具有物性相對(duì)較差、非均質(zhì)性強(qiáng)、孔隙結(jié)構(gòu)復(fù)雜等特點(diǎn)，主要儲(chǔ)集空間為粒間孔及溶蝕孔，裂縫不發(fā)育。

圖5　研究區(qū)長(zhǎng)8油層組儲(chǔ)層孔隙度與滲透率關(guān)系Fig.5　The relationship between reservoir porosity and permeability of Chang-8 reservoir in research area

4　儲(chǔ)層微觀特征控制因素

4.1　差異壓實(shí)控制粒間孔

由于砂巖骨架礦物顆粒類型不同，壓實(shí)作用在研究區(qū)表現(xiàn)出差異性特征。研究區(qū)長(zhǎng)8油層組中，長(zhǎng)石砂巖及石英礦物含量較高的砂巖中，在埋藏深度在1000 m以下時(shí)，石英長(zhǎng)石顆粒仍少見縫合線接觸或鑲嵌接觸(圖6a)，表明砂巖骨架顆粒的結(jié)構(gòu)比較穩(wěn)定，不易被進(jìn)一步壓實(shí)。巖屑長(zhǎng)石砂巖中，由于塑性巖屑含量較高，塑性巖屑容易被受力擠壓呈假雜基出現(xiàn)(圖6b)，片狀云母被壓彎呈波浪狀充填孔隙(圖6c)，顯示出較強(qiáng)的壓實(shí)作用，并導(dǎo)致巖屑砂巖的有效孔隙度和滲透率明顯降低?？傮w而言，壓實(shí)作用對(duì)巖屑長(zhǎng)石砂巖的原生粒間孔破壞作用較強(qiáng)，是這類儲(chǔ)層物性變差的主要控制因素；長(zhǎng)石砂巖的壓實(shí)作用相對(duì)較弱，原生粒間孔相對(duì)得以保存。

4.2　早期方解石膠結(jié)致密化儲(chǔ)層

研究區(qū)的碳酸鹽膠結(jié)物主要是方解石、鐵方解石以及少量的白云石。方解石是研究區(qū)最為常見的碳酸鹽膠結(jié)物，為早期碳酸鹽礦物，是壓實(shí)期以前砂層孔隙水沉淀的產(chǎn)物。砂巖薄片中常見方解石膠結(jié)形成的含鈣砂巖和鈣質(zhì)致密砂巖(圖6d、6e)，掃描電鏡下方解石晶體常呈鑲嵌狀充填于孔隙空間(圖6f)。

研究區(qū)長(zhǎng)8儲(chǔ)層方解石膠結(jié)作用發(fā)育，方解石膠結(jié)物呈微晶狀，晶型完整，溶蝕作用不發(fā)育；說明早期方解石膠結(jié)物可能一定程度上抑制了壓實(shí)作用。但早期方解石膠結(jié)作用強(qiáng)烈，填充孔隙之間并阻塞吼道，流體流動(dòng)困難，難以形成大規(guī)模次生孔隙，因此早期方解石膠結(jié)是儲(chǔ)層致密化的重要成因。

4.3　襯墊式綠泥石有利于原生粒間孔保存

綠泥石研究區(qū)長(zhǎng)8油層組砂巖中含量最高的黏土礦物其相對(duì)含量分布在13%～82%，平均為63.8%，產(chǎn)狀類型主要為孔隙襯墊式及孔隙充填式。薄片觀察和掃描電鏡分析發(fā)現(xiàn)，長(zhǎng)8油層組砂巖中多在粒間孔隙環(huán)邊發(fā)育孔隙襯墊式的自生綠泥石薄膜，并在掃描電鏡下呈現(xiàn)為針葉狀或葉片狀形態(tài)特征(圖6g、6h)，部分可見砂巖粒間孔隙內(nèi)呈孔隙充填式的絨球狀自生綠泥石集合體(圖6i)。

研究區(qū)長(zhǎng)8油層組砂巖的綠泥石多呈襯墊式綠泥石薄膜產(chǎn)出，且綠泥石含量與孔隙度、滲透率多呈正相關(guān)關(guān)系，砂巖綠泥石對(duì)研究區(qū)內(nèi)儲(chǔ)層砂巖孔隙度和滲透率具有建設(shè)性作用。薄片鑒定中可見綠泥石呈薄膜狀產(chǎn)出的顆粒間壓實(shí)作用較弱，且溶蝕作用不強(qiáng)烈，顆粒間以點(diǎn)—線接觸為主，原生粒間孔和原始孔隙結(jié)構(gòu)較好地保存；不發(fā)育綠泥石膠結(jié)區(qū)域顆粒間為凹凸接觸，原生粒間孔和原始孔隙結(jié)構(gòu)被破壞。研究區(qū)被綠泥石膠結(jié)物包裹的石英較少發(fā)育次生加大，其主要的機(jī)理有抑制壓溶作用，減少石英次生加大的物質(zhì)來源；阻止石英次生加大的增長(zhǎng)；阻止富含 SiO2的孔隙流體在碎屑石英表面成核，如果被包裹的碎屑石英失去了成核作用的能力，就不能形成共軸生膠結(jié)物[21-22]。因此，研究區(qū)長(zhǎng)8油層組綠泥石膠結(jié)通過增加顆?？箟簩?shí)能力、抑制石英次生加大，形成有利的孔喉結(jié)構(gòu)等保護(hù)儲(chǔ)集巖物性。

4.4　有機(jī)酸促進(jìn)長(zhǎng)石溶蝕

研究區(qū)內(nèi)發(fā)育長(zhǎng)石顆粒、巖屑顆粒和部分黏土質(zhì)雜基等溶解作用，主要表現(xiàn)在長(zhǎng)石顆粒的溶解。研究區(qū)長(zhǎng)8油層組由于長(zhǎng)石和巖屑含量較多，在地層酸性流體的作用下易形成次生溶蝕孔隙(圖6j)，常見長(zhǎng)石溶孔呈伸長(zhǎng)狀部分溶蝕(圖6h)，或者全部溶蝕形成超大孔隙，這些次生溶蝕孔不僅增加了儲(chǔ)集空間，而且溝通了孔隙，極大地提高了儲(chǔ)層的滲透率(圖6l)。

沉積演化形成長(zhǎng)8儲(chǔ)集層與長(zhǎng)7烴源巖垂向上相互疊置的關(guān)系，隨著地層埋深增大，在烴類形成過程中生成的有機(jī)酸對(duì)次生溶孔的形成具有重要作用，據(jù)蘭葉芳[5]研究，長(zhǎng)8次生孔隙的形成受長(zhǎng)7烴源巖的分布和厚度的影響，研究區(qū)長(zhǎng)7張家灘頁巖全區(qū)分布，厚度在40～50 m之間，鏡質(zhì)體反射率(Ro)分布范圍在0.7%～1.0%，生烴過程中形成的大量有機(jī)酸為后續(xù)次生孔隙的形成提供了良好的流體環(huán)境。

圖6　成巖作用微觀特征Fig.6　Micro-characteristics of diagenesisa.碎屑定向分布(X15井，1194.3 m)；b.粒間孔分布受剛性顆粒制約(X53井，1344.75 m)；c.壓彎云母充填孔隙(X77井，1978.22 m)；d.鐵方解石和網(wǎng)狀黏土充填孔隙(Z28井，1657.9 m)；e.方解石充填孔隙(X77井，1979.3 m)；f.方解石晶體呈鑲嵌狀(X77井，979.3 m)；g.粒間孔環(huán)邊的綠泥石薄膜(Zh63井，2214.2 m)；h.綠泥石充填殘余碎屑溶孔(N65井，1627.7 m)；i.充填孔隙的絨球狀綠泥石(B105井，1893.8 m)；j.伸長(zhǎng)狀長(zhǎng)石溶孔(Z145井，1896.7 m)；k.長(zhǎng)石溶孔及巖屑溶孔(Z172井，1837.6 m)；l.長(zhǎng)石溶孔(B105井，1893.8 m)

5　結(jié)論

(1)研究區(qū)長(zhǎng)8儲(chǔ)層巖石類型主要是長(zhǎng)石砂巖和巖屑長(zhǎng)石砂巖，填隙物以方解石和綠泥石為主。孔隙類型包括原生粒間孔、長(zhǎng)石溶孔、巖屑溶孔、晶間微孔和微裂紋，主要儲(chǔ)集空間為原生粒間孔和長(zhǎng)石溶孔；孔吼連通性較差，分選差，非均質(zhì)性較強(qiáng)，造成滲透率變小，不利于后期開發(fā)。

(2)沉積—成巖作用控制了研究區(qū)儲(chǔ)層巖石類型、填隙物特征、微觀孔隙類型、微觀孔隙結(jié)構(gòu)等儲(chǔ)層微觀特征。差異化壓實(shí)作用對(duì)原生粒間孔的破壞作用較強(qiáng)，特別是巖屑含量較高的砂巖；早期方解石膠結(jié)使儲(chǔ)層致密化；襯墊式綠泥石膠結(jié)有利于原生粒間孔保存，是儲(chǔ)層建設(shè)性的成巖作用；烴源巖生排烴過程中產(chǎn)成的酸性介質(zhì)為后續(xù)長(zhǎng)石次生溶孔的形成提供了流體條件，形成研究區(qū)廣泛分布的長(zhǎng)石溶蝕孔。

(3)綜合分析研究區(qū)長(zhǎng)8致密儲(chǔ)層微觀及控制因素，綠泥石膠結(jié)與次生溶蝕發(fā)育帶為勘探的有利區(qū)帶。