鄂爾多斯盆地志丹油田西北部延長(zhǎng)組長(zhǎng)6—長(zhǎng)9致密儲(chǔ)層微觀特征

孫 昆，白玉彬，陳 瑩，龐長(zhǎng)旭，賀姣姣

(1.延長(zhǎng)油田股份有限公司 志丹采油廠，陜西 延安 717500； 2.西安石油大學(xué) 地球科學(xué)與工程學(xué)院，陜西 西安 710065)

引 言

鄂爾多斯盆地致密油氣資源非常豐富，是我國(guó)致密油氣的重要生產(chǎn)基地，是西氣東輸工程的主要?dú)庠粗?。近年?lái)，國(guó)內(nèi)石油消費(fèi)量日益增長(zhǎng)，而鄂爾多斯盆地可供勘探的地區(qū)越來(lái)越少。志丹油田地處鄂爾多斯盆地陜北斜坡中西部(圖1)，以往勘探開(kāi)發(fā)主力油層為上三疊統(tǒng)延長(zhǎng)組長(zhǎng)6油層組，次為長(zhǎng)2油層組和侏羅系延10油層組。2010年以來(lái)，延長(zhǎng)組中下組合石油勘探獲得重要突破，在長(zhǎng)7—長(zhǎng)9油層組均發(fā)現(xiàn)規(guī)模工業(yè)油流井，初步展示良好的石油勘探前景，然而，絕大部分油井具有低產(chǎn)特征，不同層位石油產(chǎn)量及富集程度有差異。主要原因之一是長(zhǎng)6—長(zhǎng)9儲(chǔ)層物性極差，平均孔隙度不足10%，為致密儲(chǔ)層[1]。目前對(duì)這種儲(chǔ)層的地質(zhì)研究還比較薄弱，特別是在儲(chǔ)層微觀特征研究方面[2-5]。志丹油田西北部順寧地區(qū)延長(zhǎng)組下組合近年來(lái)勘探成效顯著，已經(jīng)在長(zhǎng)6—長(zhǎng)9油層組發(fā)現(xiàn)規(guī)模產(chǎn)油井，但在儲(chǔ)層微觀特征方面沒(méi)有開(kāi)展過(guò)系統(tǒng)研究，影響了對(duì)油藏分布規(guī)律的深入認(rèn)識(shí)。鑒于此，筆者以志丹油田西北部勘探新區(qū)為例，通過(guò)對(duì)長(zhǎng)6—長(zhǎng)9致密儲(chǔ)層特征的分析和對(duì)比，明確儲(chǔ)層物性的影響因素，進(jìn)而為該區(qū)下一步石油勘探提供地質(zhì)依據(jù)。

圖1 鄂爾多斯盆地構(gòu)造單元?jiǎng)澐旨把芯繀^(qū)位置Fig.1 Division of structural units in Ordos Basin and position map of the study area

1 巖石學(xué)特征

根據(jù)研究區(qū)10口井巖心觀察描述及百余塊常規(guī)薄片鑒定結(jié)果(圖2)，長(zhǎng)6—長(zhǎng)9儲(chǔ)層巖石類型主要為細(xì)粒長(zhǎng)石砂巖，少量巖屑長(zhǎng)石砂巖，其中長(zhǎng)9儲(chǔ)層部分為中粒長(zhǎng)石砂巖。碎屑組分主要以長(zhǎng)石和石英為主，其次為巖屑，成分主要為火山巖和變質(zhì)巖巖屑。長(zhǎng)6—長(zhǎng)9儲(chǔ)層砂巖礦物成分及含量相似，所不同的是長(zhǎng)9儲(chǔ)層巖屑含量偏高，體積分?jǐn)?shù)平均19.3%。長(zhǎng)6—長(zhǎng)9砂巖儲(chǔ)層分選性和顆粒磨圓度均較高，泥質(zhì)雜基少，體積分?jǐn)?shù)不足5%；長(zhǎng)6—長(zhǎng)9砂巖膠結(jié)物總量基本一致，體積分?jǐn)?shù)平均在10%以上，膠結(jié)物類型及體積分?jǐn)?shù)均相似，主要為碳酸鹽膠結(jié)物(體積分?jǐn)?shù)5%～8%)，占膠結(jié)物總量的60%以上；其次為黏土礦物膠結(jié)物，少量的硅質(zhì)和長(zhǎng)石質(zhì)膠結(jié)物(圖3)。碳酸鹽膠結(jié)物中主要以方解石為主，部分含鐵，形成鐵方解石，鐵白云石少見(jiàn)。

圖2 志丹油田西北部長(zhǎng)6—長(zhǎng)9砂巖成分三角圖Fig.2 Sandstone composition triangulation of Chang 6-Chang 9 formation in northwestern Zhidan Oilfield

圖3 志丹油田西北部長(zhǎng)6—長(zhǎng)9儲(chǔ)層膠結(jié)物類型及分布Fig.3 Types of cements in Chang 6-Chang 9 formation and their content in northwestern Zhidan Oilfield

2 物性特征

根據(jù)18口井總計(jì)500余塊巖心實(shí)測(cè)物性分析統(tǒng)計(jì)，研究區(qū)長(zhǎng)6—長(zhǎng)9儲(chǔ)層物性分布特征總體相似，滲透率主要分布在(0.1～2.0)×10-3μm2，孔隙度主要分布在4%～14%(圖4)，根據(jù)現(xiàn)行儲(chǔ)層分類評(píng)價(jià)標(biāo)準(zhǔn)[6-8]，長(zhǎng)6—長(zhǎng)9為典型的致密儲(chǔ)層，這與鄂爾多斯盆地其他地區(qū)相關(guān)儲(chǔ)層物性特征一致[1]。但不同層位儲(chǔ)層物性差異明顯，其中長(zhǎng)6儲(chǔ)層物性較好，長(zhǎng)7—長(zhǎng)9儲(chǔ)層物性特征非常相似，物性差(表1)。需要注意的是，長(zhǎng)6—長(zhǎng)9儲(chǔ)層中實(shí)測(cè)孔隙度最大值可達(dá)19.7%，滲透率最大值可達(dá)269.14×10-3μm2(表1)，這些樣品顯然是由于發(fā)育微裂縫而導(dǎo)致物性變好[8-9]。

圖4 志丹油田西北部長(zhǎng)6—長(zhǎng)9儲(chǔ)層物性分布Fig.4 Physical property distribution of Chang 6-Chang 9 formation in northwestern Zhidan Oilfield

層位樣品/塊滲透率/10-3μm2孔隙度/%最小值最大值平均值中值最小值最大值平均值中值長(zhǎng)62410.01 46.61 1.26 0.54 0.9 19.7 10.1 10.3 長(zhǎng)7970.02 82.51 1.46 0.26 1.3 13.5 7.4 7.3長(zhǎng)8590.02 76.86 3.46 0.25 0.5 16.4 6.8 6.2長(zhǎng)91110.01 296.14 2.49 0.24 0.3 15.7 7.6 7.4

3 孔隙結(jié)構(gòu)特征

40塊樣品鑄體薄片和掃描電鏡鑒定結(jié)果(圖5)揭示，研究區(qū)長(zhǎng)6—長(zhǎng)9儲(chǔ)層主要發(fā)育溶蝕孔隙(占總孔隙的3.1%)、殘余粒間孔(平均1.4%)及少量的裂隙孔和晶間孔，其中溶蝕孔隙主要包括粒間溶孔(平均1.4%)和粒內(nèi)溶孔(平均1.7%)。平均面孔率4.6%，其中，長(zhǎng)6為5.4%，長(zhǎng)7為4.2%，長(zhǎng)8為3.7%，長(zhǎng)9為4.9%。以長(zhǎng)7儲(chǔ)層為例對(duì)比本區(qū)與志丹縣吳堡地區(qū)，兩區(qū)直線距離約30 km，雖主要儲(chǔ)集空間類型均為溶蝕孔隙，但本區(qū)長(zhǎng)7儲(chǔ)層面孔率明顯高于吳堡地區(qū)(平均面孔率約3%)[10]，由此反映陸相儲(chǔ)層具有極強(qiáng)的非均質(zhì)性。

50塊含油砂巖壓汞分析表明：研究區(qū)長(zhǎng)6—長(zhǎng)9儲(chǔ)層孔隙結(jié)構(gòu)大體相似，但亦有差異。長(zhǎng)6儲(chǔ)層排驅(qū)壓力平均為0.28 MPa，中值壓力為2.3～9.4 MPa，平均喉道半徑0.15～0.86 μm；長(zhǎng)7排驅(qū)壓力平均為0.35 MPa，中值壓力為3.36～6.58 MPa，平均喉道半徑0.11～0.34 μm；長(zhǎng)8排驅(qū)壓力平均為0.78 MPa，中值壓力為3.32～5.80 MPa，平均喉道半徑0.05～0.2 μm；長(zhǎng)9排驅(qū)壓力平均為0.31 MPa，中值壓力為1.37～10.27 MPa，平均喉道半徑0.13～0.78 μm。對(duì)比發(fā)現(xiàn)，長(zhǎng)6儲(chǔ)層孔隙結(jié)構(gòu)最好，長(zhǎng)7和長(zhǎng)9次之，長(zhǎng)8最差，這與儲(chǔ)層物性分布特征一致。

圖5 志丹油田西北部長(zhǎng)6—長(zhǎng)9儲(chǔ)層孔隙類型分布Fig.5 Pore types of Chang 6-Chang 9 formation in northwestern Zhidan Oilfield

4 成巖作用特征

根據(jù)研究區(qū)8口井40塊樣品巖石薄片、鑄體薄片、掃描電鏡等鑒定分析，長(zhǎng)6—長(zhǎng)9致密砂巖均經(jīng)歷了較強(qiáng)的成巖作用。其類型主要有壓實(shí)作用、膠結(jié)作用和溶蝕作用，不同類型的成巖作用對(duì)儲(chǔ)層孔隙保存程度具有明顯的影響和控制。

4.1 壓實(shí)作用

研究區(qū)長(zhǎng)6—長(zhǎng)9儲(chǔ)層中部現(xiàn)今平均埋深1 940 m，埋藏史恢復(fù)后地史時(shí)期長(zhǎng)6—長(zhǎng)9古埋深平均約3 000 m[10]，因此，長(zhǎng)6—長(zhǎng)9砂巖儲(chǔ)層經(jīng)歷了強(qiáng)烈的壓實(shí)作用。在顯微鏡下的特征表現(xiàn)為：顆粒間接觸關(guān)系主要以線接觸為主(圖6)，其次為點(diǎn)接觸及凹凸接觸；殘余粒間孔保存較少，且鑄體薄片下觀察孔隙之間的連通性很差(圖6(b)、圖6(c)、圖6(l))；塑性礦物抗壓性弱，如云母類等大多順層面分布且受壓變形(圖6(a)、圖6(k))。以不同礦物主導(dǎo)的巖石的抗壓能力有顯著差異[11]，當(dāng)巖石中黏土及黑云母等塑性礦物高時(shí)，顆粒排列緊密，原生孔隙少有保存(圖6(a)、圖6(k))；早期碳酸鹽巖膠結(jié)發(fā)育時(shí)，顆粒間多以點(diǎn)接觸或者顆粒呈漂浮狀，壓實(shí)程度低(圖6(g))；巖屑含量高時(shí)，粒間孔多不發(fā)育，壓實(shí)程度增強(qiáng)(圖6(b))。

4.2 膠結(jié)作用

膠結(jié)作用在長(zhǎng)6—長(zhǎng)9儲(chǔ)層中廣泛發(fā)育，主要以碳酸鹽巖膠結(jié)物為主，其次為各種黏土礦物膠結(jié)物，硅質(zhì)膠結(jié)在砂巖中廣泛發(fā)育，但其含量相對(duì)較少。

表2 志丹油田西北部長(zhǎng)6—長(zhǎng)9儲(chǔ)層黏土礦物質(zhì)量分?jǐn)?shù)Tab.2 Mass fraction of clay minerals in Chang 6-Chang 9 formation of northwestern Zhidan Oilfield

圖6 志丹油田西北部長(zhǎng)6—長(zhǎng)9儲(chǔ)層成巖作用類型Fig.6 Diagenesis types of Chang 6-Chang 9 reservoir in northwestern Zhidan Oilfield

4.2.1 黏土礦物膠結(jié)作用 研究區(qū)自生黏土礦物平均總體積分?jǐn)?shù)不足3%，以伊利石為主，其次為綠泥石和伊蒙混層，有少量高嶺石(表2)。伊利石主要呈發(fā)絲狀附著于顆粒表面，鏡下亦見(jiàn)充填在自生石英晶體中間的伊利石(圖6(e))。綠泥石多以薄膜狀態(tài)附著于顆粒表面， 在鑄體薄片下常?？梢?jiàn)因原油侵染而呈現(xiàn)黑色(圖6(c))，掃描電鏡下可見(jiàn)顆粒表面葉片狀綠泥石密集分布，包裹在顆粒表面而形成環(huán)邊狀(圖6(d))。大量研究表明，綠泥石膜的形成可以有效阻止石英加大或者自生石英晶體的析出，對(duì)孔隙保存具有明顯的積極作用[12]，然而，本次通過(guò)大量的觀察和分析，發(fā)現(xiàn)綠泥石膜發(fā)育的粒間孔中仍然可析出大量自生石英晶體(圖6(d))，綠泥石膜的形成與孔隙的保存沒(méi)有明顯的關(guān)系。

4.2.2 碳酸鹽膠結(jié)作用 碳酸鹽巖膠結(jié)是研究區(qū)最重要的膠結(jié)類型，其中，方解石是最重要的碳酸鹽膠結(jié)物，其平均體積分?jǐn)?shù)可達(dá)6.8%，形態(tài)多呈連晶狀或以膠結(jié)原生孔隙為主(圖6(f)，圖6(g))。大部分方解石膠結(jié)物由于含鐵原因，顏色多呈肉紅色。

4.2.3 硅質(zhì)膠結(jié)作用 硅質(zhì)膠結(jié)在長(zhǎng)6—長(zhǎng)9儲(chǔ)層中普遍發(fā)育，但其平均體積分?jǐn)?shù)不足1%，主要以自生石英晶族產(chǎn)出在粒間孔中(圖6(d)，圖6(e))，其次為石英加大邊(圖6(j))。研究發(fā)現(xiàn)，雜基含量低的砂巖中，硅質(zhì)膠結(jié)比較發(fā)育，而在云母高或雜基含量高的砂巖中，硅質(zhì)膠結(jié)比較少見(jiàn)或不發(fā)育。

4.3 溶蝕作用

長(zhǎng)6—長(zhǎng)9儲(chǔ)層孔隙類型以各種溶孔為主，其次為殘余粒間孔。研究表明，長(zhǎng)石類礦物形成的各種粒間和粒內(nèi)溶孔是最重要的溶孔類型(圖6(h)，圖6(i)，圖6(j))，溶蝕作用的結(jié)果常常使大部分長(zhǎng)石顆粒溶蝕殆盡，形成鑄模孔，從而有效增大了儲(chǔ)集空間。

5 儲(chǔ)層物性影響因素

5.1 沉積環(huán)境及沉積相對(duì)儲(chǔ)層物性的影響

志丹油田西北部延長(zhǎng)組長(zhǎng)6—長(zhǎng)9時(shí)期均主要為三角洲-湖泊沉積環(huán)境，但沉積相類型不盡相同。其中長(zhǎng)6及長(zhǎng)8時(shí)期、長(zhǎng)7沉積中晚期、長(zhǎng)9沉積早—中期主要為三角洲相中的三角洲前緣亞相類型，長(zhǎng)7沉積早期及長(zhǎng)9沉積晚期為半深湖-深湖相[10]。沉積相是影響儲(chǔ)層物性的第一要素，直接決定后期的成巖演化程度和路徑[11]。

從沉積微相類型來(lái)看，水下分流河道儲(chǔ)層物性最好，水下天然堤次之，水下分流間灣物性最差(表3)。沉積微相類型與水動(dòng)力的強(qiáng)弱關(guān)系密切，水下分流河道水動(dòng)力強(qiáng)，巖性主要為細(xì)砂巖，分選性及磨圓度均很好，先天條件中原生孔隙發(fā)育，后期雖有膠結(jié)但仍保存了較多殘余粒間孔，同時(shí)溶孔在該類砂巖中發(fā)育，因此，成為最好的儲(chǔ)層。水下天然堤及水下分流間灣巖性相對(duì)更細(xì)，單砂體厚度一般不足1 m，主要發(fā)育厚層泥巖，因此，可以作為側(cè)向上石油聚集的遮擋層。

表3 志丹油田西北部長(zhǎng)6—長(zhǎng)9沉積微相與儲(chǔ)層物性及巖性的關(guān)系Tab.3 Relationship between sedimentary microfacies and reservoir physical property and lithology of Chang 6-Chang 9 formation in northwestern Zhidan Oilfield

5.2 成巖作用對(duì)儲(chǔ)層物性的影響

5.2.1 壓實(shí)作用對(duì)儲(chǔ)層物性的影響 隨著沉積物埋藏深度的不斷增大，上覆負(fù)荷不斷增加，顆粒之間變得越來(lái)越緊密，隨之孔隙空間不斷變小[13]，因此，壓實(shí)作用是沉積盆地中孔隙空間減小的重要因素。假定砂巖原始孔隙度為40%[14]，計(jì)算得出長(zhǎng)6—長(zhǎng)9砂巖由壓實(shí)作用造成的原始孔隙度平均喪失26.23%，喪失率為65.58%(圖7)。相比較而言，砂巖中抗壓能力較強(qiáng)的石英及長(zhǎng)石顆粒相對(duì)較低，而云母類或泥巖巖屑較高時(shí)，壓實(shí)作用更為強(qiáng)烈，原始粒間孔喪失更大(圖6(a)，圖6(k))。

圖7 志丹油田西北部長(zhǎng)6—長(zhǎng)9砂巖膠結(jié)物體積分?jǐn)?shù)與粒間孔隙的關(guān)系Fig.7 Plot of intergranular pore volume ratio and cement volume fraction of Chang 6-Chang 9 formation in northwestern Zhidan Oilfield

5.2.2 膠結(jié)作用對(duì)儲(chǔ)層物性的影響 膠結(jié)作用是繼機(jī)械壓實(shí)作用后，破壞儲(chǔ)層物性的第二要素[15]。總體來(lái)看，膠結(jié)作用對(duì)原始孔隙度的破壞率平均為19.23%，最大可達(dá)40%(圖7)。膠結(jié)物類型及形成時(shí)間的差異造成不同成巖作用階段膠結(jié)作用對(duì)孔隙度破壞的程度有差異。早期形成的碳酸鹽膠結(jié)物有效阻止了壓實(shí)作用，但由于儲(chǔ)集空間被膠結(jié)物占據(jù)，孔隙幾乎破壞殆盡(圖6(g))，而碳酸鹽膠結(jié)物總量與儲(chǔ)層物性呈現(xiàn)明顯的負(fù)相關(guān)性(圖8)。綠泥石膜有效阻止了石英加大邊的形成，但未能有效阻止自生石英晶體的析出(圖6(d))。

5.2.3 溶蝕作用對(duì)儲(chǔ)層物性的影響 綜合前人關(guān)于志丹地區(qū)的研究成果[8]，結(jié)合區(qū)域熱演化背景[16]，根據(jù)碎屑巖成巖階段劃分標(biāo)準(zhǔn)[17]，研究區(qū)長(zhǎng)6—長(zhǎng)9儲(chǔ)層已經(jīng)達(dá)到中成巖階段A期，處于大量生油階段。該階段有機(jī)質(zhì)在熱演化的過(guò)程中通過(guò)去羧基作用，釋放大量的水和二氧化碳[18]，這些酸性水隨著初次運(yùn)移的發(fā)生排入砂體中，從而造成長(zhǎng)石顆粒的溶蝕。根據(jù)溶蝕增孔量計(jì)算公式[19]，長(zhǎng)6—長(zhǎng)9儲(chǔ)層平均增孔量為3.1%，增孔率為7.8%。

5.2.4 裂縫對(duì)儲(chǔ)層物性的影響 根據(jù)前人研究，鄂爾多斯盆地延長(zhǎng)組宏觀裂縫主要為構(gòu)造成因，形成于侏羅紀(jì)末期和白堊紀(jì)末期—古近紀(jì)[20]；微裂縫的成因與區(qū)域構(gòu)造應(yīng)力場(chǎng)的演化密切相關(guān)，同時(shí)成巖作用亦可促進(jìn)微裂縫的形成和發(fā)展[21]。巖心及鏡下觀察發(fā)現(xiàn)，研究區(qū)長(zhǎng)6—長(zhǎng)9儲(chǔ)層宏觀和微觀裂縫均非常發(fā)育。根據(jù)15口探井巖心錄井資料描述，8口井在巖心中觀察到高角度宏觀裂縫，且部分裂縫帶含油性好于基質(zhì)部分巖心；36塊樣品鏡下觀察統(tǒng)計(jì)，11塊樣品中均發(fā)現(xiàn)了微裂縫(圖6(j)，圖6(k)，圖6(l))，同時(shí)熒光特征顯示裂縫帶含油性好(圖9)，是石油運(yùn)移的通道之一。

圖8 志丹油田西北部長(zhǎng)6—長(zhǎng)9儲(chǔ)層物性與碳酸鹽膠結(jié)物的關(guān)系Fig.8 Plots of reservoir property parameters and carbonate cement mass fraction of Chang 6-Chang 9 formation in northwestern Zhidan Oilfield

圖9 志丹油田西北部長(zhǎng)6—長(zhǎng)9含油砂巖熒光特征Fig.9 Fluorescence characteristics of oil-bearing sandstone of Chang 6-Chang 9 formation in northwestern Zhidan Oilfield

6 結(jié) 論

(1)志丹油田西北部長(zhǎng)6—長(zhǎng)9儲(chǔ)層巖石類型一致，均為細(xì)粒長(zhǎng)石砂巖，主要膠結(jié)物為方解石，其次為自生黏土礦物，有少量石英質(zhì)和長(zhǎng)石質(zhì)。

(2)長(zhǎng)6—長(zhǎng)9均為致密儲(chǔ)層，長(zhǎng)6儲(chǔ)層物性相對(duì)較好，長(zhǎng)7—長(zhǎng)9儲(chǔ)層物性相似，物性極差；儲(chǔ)層孔隙類型主要以長(zhǎng)石溶孔為主，其次為殘余粒間孔，次生孔隙的發(fā)育改善了儲(chǔ)層物性?？紫督Y(jié)構(gòu)復(fù)雜，整體變化趨勢(shì)與儲(chǔ)層物性一致，長(zhǎng)6孔隙結(jié)構(gòu)最好，長(zhǎng)7與長(zhǎng)9次之，長(zhǎng)8最差。

(3)儲(chǔ)層物性的差異與沉積相及成巖相關(guān)系密切。不同類型沉積相的儲(chǔ)層物性差異明顯。壓實(shí)作用是破壞儲(chǔ)層物性最重要的成巖類型，膠結(jié)作用進(jìn)一步強(qiáng)化了儲(chǔ)層致密程度。相對(duì)優(yōu)質(zhì)的儲(chǔ)層發(fā)育在水動(dòng)力強(qiáng)的水下分流河道等環(huán)境中，同時(shí)需要具備弱膠結(jié)、強(qiáng)溶蝕的成巖條件。構(gòu)造裂縫對(duì)儲(chǔ)層孔隙度影響較小，但增強(qiáng)了儲(chǔ)層滲流能力，有效改善了儲(chǔ)層的滲透率。