鎮(zhèn)北地區(qū)長4+5油層組儲層特征與控制因素

萬慈昡，陳洪德，趙俊興，李鳳杰

（油氣藏地質(zhì)及開發(fā)工程國家重點(diǎn)實(shí)驗(yàn)室（成都理工大學(xué)），成都 610059）

鎮(zhèn)北地區(qū)長4+5油層組儲層特征與控制因素

萬慈昡，陳洪德，趙俊興，李鳳杰

（油氣藏地質(zhì)及開發(fā)工程國家重點(diǎn)實(shí)驗(yàn)室（成都理工大學(xué)），成都 610059）

通過觀察巖石及鑄體薄片和常規(guī)物性分析等方法，對鄂爾多斯盆地鎮(zhèn)北地區(qū)長4＋5油層組儲層砂體的巖石學(xué)特征、成巖作用、儲集類型和主要控制因素進(jìn)行了分析。研究表明：長4＋5油層組儲層砂體的孔隙主要以粒間孔和長石溶孔為主，粒間溶孔次之；成巖作用包括建設(shè)性成巖作用和破壞性成巖作用，建設(shè)性成巖作用包括溶蝕作用、綠泥石黏土膜形成作用，破壞性成巖作用包括機(jī)械壓實(shí)作用、石英及長石的次生加大、碳酸鹽膠結(jié)作用，其中壓實(shí)作用和碳酸鹽膠結(jié)是造成本區(qū)砂巖原生孔隙大量喪失的主要原因。以成巖作用為基礎(chǔ)，建立了鎮(zhèn)北地區(qū)長4＋5油層組5種成巖相類型。儲層的發(fā)育受沉積相、成巖作用和成巖相的影響。有利儲層發(fā)育的沉積微相砂體類型為三角洲平原分流河道和三角洲前緣水下分流河道砂體，有利的成巖作用和成巖相為長石溶孔相、高嶺石弱溶蝕相和綠泥石環(huán)邊殘余孔相。

儲層特征；成巖作用；長4＋5油層組；鄂爾多斯盆地

低滲透率砂巖儲層廣泛存在于各含油盆地之中，是近年來中國油氣勘探的重要對象。目前在中國的探明儲量中，低滲透、超低滲透油藏儲量逐年上升，尤其是特低、超低滲透油藏探明儲量的比例越來越大。由于低滲透油田開發(fā)在中國石油工業(yè)持續(xù)發(fā)展中的作用越來越重要，對低滲透砂巖儲層形成的地質(zhì)認(rèn)識也越來越深入［1］。

鄂爾多斯盆地鎮(zhèn)北地區(qū)三疊系延長組長4＋5油層組屬于特低、超低滲油藏，其平均滲透率僅為1.1×10－3μm2，有效儲層平均孔隙度為12.26%［1］。儲層微觀結(jié)構(gòu)與滲流特征以及該儲層致密及超低滲等特點(diǎn)是影響油層產(chǎn)能的重要因素［2］。而鎮(zhèn)北地區(qū)位于鄂爾多斯盆地西南部，是多油層疊合的含油富集區(qū)，具有良好的資源潛力及勘探開發(fā)前景，但主控因素及富集規(guī)律尚不明確［2］。由于長4＋5油層組儲層物性差異也較大，因此，開展儲層特征研究，尤其是分析長4＋5油層組試油高產(chǎn)井的儲層砂巖的巖石學(xué)特征、成巖作用類型、孔隙類型和物性特征，可深化對優(yōu)質(zhì)儲層形成機(jī)理和分布規(guī)律的認(rèn)識，尋找有利勘探方向。

鄂爾多斯盆地延長組為大型拗陷湖泊發(fā)育期，接受陸相河流—三角洲—湖泊沉積，保存了厚達(dá)千米的生、儲、蓋組合。根據(jù)巖、電性特征及含油性的差異，自上而下可劃分為長1—長10等10個油層組。其中長10—長7油層組為湖盆擴(kuò)張期，長6—長1油層組為湖盆收縮期。長4＋5油層組主要為辮狀河三角洲沉積體系，包括三角洲平原和前緣2種沉積亞相，主要的儲集砂體包括三角洲平原分流河道和三角洲前緣水下分流河道砂體［3，4］。

1 儲層特征

1.1 巖石學(xué)特征

鎮(zhèn)北地區(qū)長4＋5油層組儲層砂巖主要為灰白色、深灰色、灰褐色、灰黑色極細(xì)、細(xì)、中砂巖和含泥粉砂巖，巖性以巖屑長石砂巖、長石巖屑砂巖為主，巖屑砂巖次之。通過對薄片鑒定資料統(tǒng)計(jì)表明，碎屑成分平均占全巖（面積分?jǐn)?shù)）87.42%，其中石英占35%～55%，平均為48.65%；長石占14%～25%，平均為17.87%；巖屑占13%～31%，平均為18.38%；云母占1%～4.5%，平均為2.57%。巖屑中主要為變質(zhì)巖屑、巖漿巖屑，其中變質(zhì)巖巖屑平均含量7.73%。碎屑顆粒大小以極細(xì)—細(xì)粒、細(xì)—中粒為主，不等粒次之；顆粒大多呈棱角、次棱角—次圓狀，而圓狀較少；分選程度以中、中—好為主，其次為差；膠結(jié)類型主要是孔隙型，接觸關(guān)系以點(diǎn)-線狀為主，線-凹凸?fàn)罱佑|次之。

長4＋5油層組砂巖儲層填隙物的面積分?jǐn)?shù)平均值為12.75%。鈣質(zhì)膠結(jié)物的面積分?jǐn)?shù)為1%～12%，平均為3.96%，其中以鐵方解石為主，平均約為2%；水云母面積分?jǐn)?shù)為0.5%～7.5%，平均為3.28%，最高達(dá)12%；高嶺石面積分?jǐn)?shù)為1%～7%，平均為1.89%；綠泥石面積分?jǐn)?shù)為0.2%～1%，平均為0.3%；硅質(zhì)膠結(jié)物形成石英的次生加大的面積分?jǐn)?shù)為0.5%～7.5%，平均為2.23%。

1.2 孔隙類型

1.2.1 原生粒間孔

鎮(zhèn)北地區(qū)延長組長4＋5油層組砂巖中原生粒間孔的面積分?jǐn)?shù)主要介于4.5%～7.3%之間，最高可達(dá)10.2%［5］。綠泥石膜對原生粒間孔具有保存作用［6］，是研究區(qū)主要的原生粒間孔發(fā)育類型（圖1-A，B）。

1.2.2 次生孔隙

長4＋5油層組儲層中粒間溶孔大多數(shù)是由粒間長石和黏土溶蝕形成，主要是在剩余原生粒間孔環(huán)邊綠泥石溶解的基礎(chǔ)上進(jìn)一步溶蝕擴(kuò)大而成。粒內(nèi)溶孔主要是長石溶蝕產(chǎn)生，以長石粒內(nèi)蜂窩狀溶蝕孔隙（圖1-C）為主。常見有發(fā)育不同程度的長石鑄?？?，孔徑一般在0.2～0.4 mm之間，長石碎屑外形保存完好（圖1-D）。晶間孔多為雜基高嶺石化，或自生高嶺石（圖1-E，F(xiàn)）和綠泥石晶體間形成的孔隙，孔徑較小，對儲層的儲集性和滲透率的貢獻(xiàn)不大。

鎮(zhèn)北地區(qū)長4＋5油層組的面孔率較高，都在4%以上，面孔率最大介于9.2%～10.3%之間，主要以原生粒間孔和粒內(nèi)溶孔為主，原生粒間孔和長石溶孔的貢獻(xiàn)最大（圖1-G，H）。

1.3 孔隙結(jié)構(gòu)

鎮(zhèn)北地區(qū)長4＋5油層組儲層的排驅(qū)壓力在0.17～5.123 3 MPa之間，平均為1.147 8 MPa；最大連通孔隙喉道半徑在0.051 2～0.587 2μm，平均為0.25μm，說明巖石孔隙喉道較不集中，儲層孔喉半徑總體較??；中值壓力在1.251 8～23.623 4 MPa，平均為5.58 MPa，表明巖石較為致密；退汞效率13.94%～45.6%，平均為28.85%，說明儲層中毛細(xì)管效率采收率較低；而分選系數(shù)在0.898 3～2.860 7之間，平均為1.939，表明在孔隙中孔喉分選一般［7］，按照行業(yè)標(biāo)準(zhǔn)鎮(zhèn)北地區(qū)長4＋5油層組整體屬于特低滲透和超低滲透儲層。

圖1 鎮(zhèn)北地區(qū)長4+5油層組儲層砂巖主要孔隙類型Fig.1 The main pore categories of the sandstone within Chang 4＋5 oil layer group reservoir in the Zhenbei area

1.4 物性特征

從長4＋5油層組孔隙度和滲透率區(qū)間分布圖（圖2）可以看出，長4＋5油層組孔隙度集中在7.0%～16.2%，主要分布在8%～14%。其滲透率值分布范圍較大，滲透率＜0.1×10－3μm2的占28%，滲透率＞1.5×10－3μm2的占17%，整體上滲透率較低。

2 儲層成巖作用

通過對鑄體薄片、掃描電鏡、黏土含量、物性分析等測試分析資料的研究，鎮(zhèn)北地區(qū)長4＋5油層組主要的成巖作用包括：壓實(shí)作用、膠結(jié)作用和自生礦物的形成作用和溶蝕作用。

2.1 成巖作用類型

2.1.1 壓實(shí)作用

在鎮(zhèn)北地區(qū)延長組長4＋5油層組砂巖中可觀察到顆粒接觸緊密、塑性的云母碎片發(fā)生定向排列甚至發(fā)生繞曲（圖3-A），泥巖屑擠壓變形，形成假雜基等，表明儲集砂巖經(jīng)受了比較強(qiáng)的壓實(shí)作用改造；但該區(qū)砂巖成分和結(jié)構(gòu)成熟度較低，未見十分明顯的壓溶現(xiàn)象。

2.1.2 膠結(jié)作用和自生礦物的形成

鎮(zhèn)北地區(qū)長4＋5油層組碎屑巖儲層中的硅質(zhì)膠結(jié)物分布普遍，主要以石英次生加大（圖3-B）和自形石英晶體（圖3-C）產(chǎn)出在碎屑石英顆粒表面、粒間孔壁和粒內(nèi)溶孔中，石英顆粒形成縫合線狀接觸關(guān)系，使得砂巖的孔隙度和滲透率明顯降低。

碳酸鹽膠結(jié)物成分上主要以鐵方解石、白云石、鐵白云石為主（圖3-D，E，F(xiàn)，G），并且有明顯的多期次形成特征。晚期形成的含鐵方解石（圖3-G）和白云石等通過交代作用和充填作用破壞砂巖孔滲體系［8，9］，造成砂巖儲層孔滲參數(shù)普遍較低。

水云母膠結(jié)物主要以纖維狀晶形出現(xiàn)（圖3-H），多數(shù)被后來的石英加大邊及鐵方解石、鐵白云石交代后充填孔隙并堵塞喉道，使砂巖孔隙度、滲透率大幅度降低。

綠泥石膜（圖1-A）和水云母膜（圖3-I）主要呈暗色的黏土邊圍繞在碎屑顆粒表面（圖3-C，I），僅偶爾見到粒徑較小的石英單晶體（圖3-C），對原生孔隙的破壞小，因此，黏土膜發(fā)育的砂巖孔隙度通常較高。

2.1.3 溶蝕作用

研究區(qū)砂巖的成分成熟度和結(jié)構(gòu)成熟度均較低，易發(fā)生溶蝕。長石顆粒的溶蝕可沿解理面（圖3-K，L）和破裂面發(fā)生，形成明顯的粒內(nèi)溶孔，甚至形成鑄模孔（圖1-D）。

2.2 成巖作用序列

根據(jù)各成巖礦物共生組合關(guān)系及成因分析，鎮(zhèn)北地區(qū)長4＋5油層組儲層成巖作用具有如下特征：（1）砂巖中碎屑多成點(diǎn)-線式接觸，黑云母被壓實(shí)變形，甚至形成假雜基，說明長4＋5油層組已經(jīng)進(jìn)入晚成巖A期或B期（圖3-A）。（2）綠泥石顆粒未接觸部位可見形成明顯的綠泥石環(huán)邊，可知綠泥石環(huán)邊形成于壓實(shí)作用之后（圖1-A）。（3）方解石主要充填于粒間，形成于綠泥石環(huán)邊之后，不見充填長石等溶孔，由此判定其形成于長石溶蝕之前。（4）薄片中多見水云母充填在粒間和長石溶孔中，確定水云母的膠結(jié)形成于長石溶蝕之后（圖3-H）。（5）部分溶蝕的長石被鐵方解石連生膠結(jié)，可知鐵方解石形成于晚期，發(fā)生于長石溶蝕之后（圖3-G）。（6）自生礦物有蠕蟲狀自生高嶺石、纖維狀伊利石、半自形—自形狀鐵方解石和少量自形鐵白云石、晶體較小的自生石英。

圖2 長4+5油層組孔隙度和滲透率分布直方圖Fig.2 The porosity and permeability frequency distribution diagram of Chang 4＋5 oil layer group

圖3 鎮(zhèn)北地區(qū)長4+5油層組儲層砂巖成巖作用類型Fig.3 The categories of lithogenesis of the sandstone within Chang 4＋5 oil layer group reservoir in the Zhenbei area

圖4 鎮(zhèn)北地區(qū)長4+5油層組儲層成巖階段劃分Fig.4 The classification of the diagenetic stage of Chang 4＋5 oil layer group reservoir in the Zhenbei area

根據(jù)上述特征，可歸納出鎮(zhèn)北地區(qū)延長組長4＋5油層組碎屑巖成巖階段劃分（圖4），主要成巖序列綜合表現(xiàn)為：早期壓實(shí)作用→綠泥石環(huán)邊形成→水云母膠結(jié)作用→方解石膠結(jié)物的形成→長石和部分巖屑的溶蝕→高嶺石的膠結(jié)作用→晚期方解石的充填和交代→晚期自生石英的形成。結(jié)合鎮(zhèn)北地區(qū)長4＋5油層組儲集層的埋藏深度一般為1.6～2.4 km，認(rèn)為長4＋5油層組儲集砂巖目前主要處于晚成巖階段A期的晚期和晚成巖階段B期的早期。

3 儲層主要控制因素分析

3.1 沉積微相與儲層關(guān)系

沉積相對儲層的控制作用體現(xiàn)在沉積微相的類型和砂體的厚度［10］。鎮(zhèn)北地區(qū)長4＋5油層組儲層主要發(fā)育于三角洲平原分流河道和三角洲前緣水下分流河道砂體中。從沉積微相及其儲層物性對應(yīng)的統(tǒng)計(jì)結(jié)果來看（表1），長4＋5油層組分流河道砂體有最好的孔隙度和滲透率，平均值分別為12.83%和1.55×10－3μm2；其次是分流河道側(cè)緣砂體，其孔隙度和滲透率平均值分別為12.36%和0.68×10－3μm2；天然堤砂體物性最差，其孔隙度和滲透率平均值分別為11.05%和0.31×10－3μm2。

3.2 成巖作用與儲層發(fā)育的關(guān)系

經(jīng)巖石薄片及掃描電鏡觀察，按成巖作用對儲集巖孔隙發(fā)育的利弊，可將成巖作用對儲層的影響分為建設(shè)性成巖作用和破壞性成巖作用兩種類型。建設(shè)性成巖作用包括早期環(huán)邊綠泥石薄膜和溶蝕作用，破壞性成巖作用包括壓實(shí)作用、鈣質(zhì)膠結(jié)作用和自生伊利石、綠泥石、高嶺石等黏土礦物的生成。成巖作用對儲層的控制體現(xiàn)在對儲層砂巖碎屑的成分與含量等方面的控制上。

3.2.1 石英含量與儲層發(fā)育的關(guān)系

鎮(zhèn)北地區(qū)長4＋5油層組的石英含量相對較高、原生粒間孔相對發(fā)育（圖1-A，B）。通過統(tǒng)計(jì)分析發(fā)現(xiàn)鎮(zhèn)北地區(qū)的原生粒間孔面孔率與石英含量之間呈正相關(guān)（圖5），表明石英的含量越高，其抗壓實(shí)能力越強(qiáng)，原生粒間孔保存得越多。

3.2.2 長石含量與儲層發(fā)育的關(guān)系

長石粒內(nèi)溶孔是長4＋5油層組重要的孔隙類型（圖1-C，D，F(xiàn)，G），而長石的含量是造成長石粒內(nèi)溶孔發(fā)育的重要前提條件。通過統(tǒng)計(jì)分析，長石溶孔與長石含量之間呈一定的正相關(guān)性，長石含量高，長石溶孔也增加（圖6）。

鎮(zhèn)北地區(qū)長4＋5油層組的鈣質(zhì)膠結(jié)物含量相對較高（圖2-D，E，F(xiàn)，G），鈣質(zhì)膠結(jié)對孔隙起到堵塞的作用，不利于孔隙的發(fā)育。通過統(tǒng)計(jì)分析發(fā)現(xiàn)鎮(zhèn)北地區(qū)的原生粒間孔與鈣質(zhì)膠結(jié)呈負(fù)相關(guān)的關(guān)系（圖7）。

表1 鎮(zhèn)北地區(qū)長4+5油層組各微相砂巖孔隙度和滲透率統(tǒng)計(jì)（巖心分析）Table 1 The porosity and permeability data of each microfacies sandstone of Chang 4＋5 oil layer group in the Zhenbei area

圖5 鎮(zhèn)北地區(qū)長4+5油層組石英含量與粒間孔面孔率的關(guān)系Fig.5 The relationship between quartz content and surface porosity of intergranular pore within Chang 4＋5 oil layer group in the Zhenbei area

圖6 鎮(zhèn)北地區(qū)長4+5油層組長石含量與長石溶孔的關(guān)系Fig.6 The relationship between quartz content and dissolved pore of feldspar within Chang 4＋5 oil layer group in the Zhenbei area

圖7 鎮(zhèn)北地區(qū)長4+5油層組鈣質(zhì)膠結(jié)物含量與粒間孔面孔率的關(guān)系Fig.7 The relationship between calcarinate content and surface porosity of intergranular pore within Chang 4＋5 oil layer group in the Zhenbei area

3.2.3 水云母含量

水云母是鎮(zhèn)北地區(qū)填隙物的重要組成部分，對孔隙的保存具有不利的作用（圖3-H）。通過統(tǒng)計(jì)表明，面孔率與水云母的含量呈弱負(fù)相關(guān)的關(guān)系（圖8）。

成巖相是在一定沉積和成巖環(huán)境下經(jīng)歷了一定成巖演化階段的產(chǎn)物，包括巖石顆粒、膠結(jié)物、組構(gòu)和孔洞縫特征及其演化的綜合面貌［11，12］。儲層的成巖相分布特征，有助于儲層區(qū)域評價(jià)［13］。根據(jù)對鎮(zhèn)北地區(qū)取心井的成分、粒度、沉積環(huán)境、成巖作用、膠結(jié)物類型、孔隙類型、孔滲特征等的多方面研究，利用特征顆粒類型、特征膠結(jié)物類型和主要的成巖作用，將鎮(zhèn)北地區(qū)長4＋5油層組的成巖相類型劃分為：碳酸鹽膠結(jié)相（圖3-D，E，F(xiàn)，G）、硅質(zhì)-伊利石膠結(jié)相（圖3-E）、高嶺石弱溶蝕相（圖1-E，F(xiàn)）、長石溶孔相（圖3-K，L）和綠泥石環(huán)邊殘余孔相（圖1-A，B）。

圖8 鎮(zhèn)北地區(qū)長4＋5油層組水云母含量與粒間孔面孔率的關(guān)系Fig.8 The relationship between hydromica content and surface porosity of intergranular pore within Chang 4＋5 oil layer group in the Zhenbei area

通過對鎮(zhèn)北地區(qū)長4＋5油層組5種成巖相與鉆井巖心物性關(guān)系的統(tǒng)計(jì)（表2），可以看出，3種建設(shè)性成巖相：高嶺石弱溶蝕相、長石溶孔相和綠泥石環(huán)邊殘余孔相均具有較高的孔隙度和滲透率，其中綠泥石環(huán)邊殘余孔相的孔隙度最高，為12.7%；長石溶孔相具有最好的滲透率，為1.295 ×10－3μm2。碳酸鹽膠結(jié)相和硅質(zhì)-伊利石膠結(jié)相孔隙度和滲透率則較低，孔隙度在10%左右，滲透率在0.5×10－3μm2左右。

總的來看，鎮(zhèn)北地區(qū)長4＋5油層組儲層砂巖的成巖相對儲層物性具有控制作用，有利于儲層發(fā)育的成巖相類型有高嶺石弱溶蝕相、伊利石膠結(jié)-長石溶孔相、綠泥石薄膜相，而不利于儲層發(fā)育的成巖相類型有碳酸鹽膠結(jié)相和硅質(zhì)-伊利石膠結(jié)相。

4 結(jié)論

a.鎮(zhèn)北地區(qū)長4＋5油層組儲層砂體中孔隙類型以粒間孔和長石溶孔為主，粒間溶孔次之?？紫督Y(jié)構(gòu)特征總體表現(xiàn)為排驅(qū)壓力較高、孔喉半徑總體較小、分選不好，屬于特低滲透和超低滲透儲層。

表2 鎮(zhèn)北地區(qū)長4+5油層組成巖相類型與儲層物性關(guān)系Table 2 The statistical list of the lithogenous phase type and the reservoir physical property of Chang 4＋5 oil layer segment

b.鎮(zhèn)北地區(qū)長4＋5油層組的建設(shè)性成巖作用包括溶蝕作用、綠泥石黏土膜形成作用，破壞性成巖作用包括機(jī)械壓實(shí)作用、石英及長石的次生加大、碳酸鹽膠結(jié)作用，其中壓實(shí)作用和碳酸鹽膠結(jié)是造成本區(qū)砂巖原生孔隙大量喪失的主要原因。

c.鎮(zhèn)北地區(qū)長4＋5油層組儲層儲集性能受沉積微相、成巖作用以及成巖相等因素控制。有利于儲層發(fā)育的沉積微相砂體類型為三角洲平原分流河道和三角洲前緣水下分流河道砂體，有利的成巖作用和成巖相有長石溶孔相、高嶺石弱溶蝕相和綠泥石環(huán)邊殘余孔相。

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Reservoir characteristics of Chang 4+5 oil layer group and controlling factors in Zhenbei area，Ordos Basin，China

WAN Ci-xuan，CHEN Hong-de，ZHAO Jun-xing，LI Feng-jie
State Key Laboratory of Oil&Gas Reservoir Geology and Exploitation，Chengdu University of Technology，Chengdu 610059，China

Based on the comprehensive analysis of rocks，cast thin sections and conventional physical property，this paper analyzes the lithology characters，lithogenesis，storage category and main controlling factors of the Chang 4＋5 oil layer group in the Zhenbei area of Ordos Basin.The result shows that among the several kinds of pores in Chang 4＋5 oil layer group，the feldspar dissolved pore occupies first place and the intergranular dissolved pore comes second.This oil layer group has two types of lithogenesis.One is the constructive lithogenesis which contains denudation and chlorite argillan neogenesis and the other is the destructive lithogenesis which includes the secondary enlargement of quartz and feldspar，mechanical compaction and carbonate cementation.The last two kinds of lithogenesis play the main role in causing the loss of the sandstone primary pore in this area.Based on these lithogenesis，this paper builds 5 types of lapidofacies of Chang 4＋5 oil layer group in the Zhenbei area.Sedimentary facies，diagenesis and diagenetic facies are affected by the development of reservoirs.The delta plain distributary channel and the delta frontal subaqueous distributary channel sand bodies are the categories of the sand body of sedimentary microfacies which are beneficial to the development of reservoirs.The favorable diagenesis and lapidofacies consist of the feldspar dissolved pore phase，the kaolinic thin corrosion phase，and the chlorite rim residual pore phase.

reservoir character；lithogenesis；Chang 4＋5 oil layer group；Ordos Basin

TE121.23

A

10.3969／j.issn.1671-9727.2014.03.06

1671-9727（2014）03-0302-08

2013-10-19

國家“十二五”科技重大專項(xiàng)（2011ZX05002-001）

萬慈昡（1989—），男，碩士研究生，研究方向：層序地層學(xué)，E-mail：61001802＠qq.com。