鄂爾多斯盆地吳起地區(qū)延長組長6 儲(chǔ)層特征及其控制因素

王 朋，孫靈輝，王 核，李自安

（1.中國科學(xué)院廣州地球化學(xué)研究所，廣州 510640；2.中國科學(xué)院研究生院，北京 100864；3.中國石油勘探開發(fā)研究院，北京 100083）

0 引言

致密油氣是全球一種非常重要的非常規(guī)資源［1-2］，儲(chǔ)集層致密是致密油氣的最典型特征。致密砂巖微觀特征是致密油勘探開發(fā)的研究熱點(diǎn)與難點(diǎn)［3］，是復(fù)雜成巖作用和較強(qiáng)非均質(zhì)性下尋找優(yōu)質(zhì)儲(chǔ)層、探明油水分布規(guī)律，指導(dǎo)致密油氣藏經(jīng)濟(jì)有效開發(fā)的基礎(chǔ)。前人對(duì)致密砂巖儲(chǔ)層微觀特征［4］、儲(chǔ)層致密與油氣充注的時(shí)序［5］、致密化成因及相對(duì)優(yōu)質(zhì)儲(chǔ)層的發(fā)育機(jī)理［6-8］、以及致密儲(chǔ)層對(duì)油氣富集的控制作用進(jìn)行了大量研究。鄂爾多斯盆地三疊系延長組致密砂巖油儲(chǔ)層是致密砂巖儲(chǔ)層研究的典型實(shí)例，諸多學(xué)者相繼開展了致密砂巖儲(chǔ)層特征及成巖作用［9-11］、致密化過程與機(jī)理［12-14］及優(yōu)質(zhì)儲(chǔ)層形成分布的因素［15-16］等研究，認(rèn)識(shí)到物源供給、沉積環(huán)境及巖石學(xué)特征控制了原始孔隙特征，而成巖作用對(duì)原始孔隙進(jìn)行了改造，二者共同控制了甜點(diǎn)的發(fā)育。延長組是鄂爾多斯盆地致密砂巖油的主要產(chǎn)油層位，其中長6 油層組是一套重要的產(chǎn)層，含油面積大、油層厚度大、儲(chǔ)層致密等特征，屬于典型的低滲透致密油藏［17-20］。

延長組致密砂巖儲(chǔ)層具有砂體廣泛式、全局式發(fā)育，成巖作用改造儲(chǔ)層強(qiáng)烈、孔隙結(jié)構(gòu)復(fù)雜的總體特征［21-25］，這些原因?qū)е旅苌皫r儲(chǔ)層具有強(qiáng)烈的非均質(zhì)性，儲(chǔ)層特征在橫向上和縱向上變化很快［26］，不同地區(qū)致密儲(chǔ)集層可動(dòng)流體含量差異明顯［27-29］。以往的研究更多的是以整個(gè)延長組為研究對(duì)象或更多地集中在長7 油層組，鑒于不同地區(qū)和不同層段儲(chǔ)層差異性顯著，有必要對(duì)單一地區(qū)和層段做精細(xì)研究。本文以吳起地區(qū)長6 油層組為對(duì)象，通過孔滲測試、鑄體薄片、掃描電鏡及高壓壓汞等手段，查清長6 儲(chǔ)層巖石學(xué)特征、物性及孔隙特征、孔隙結(jié)構(gòu)特征及儲(chǔ)層類型，重點(diǎn)分析成巖作用對(duì)儲(chǔ)層發(fā)育的控制作用，以期指導(dǎo)儲(chǔ)層評(píng)價(jià)。

1 地質(zhì)概況

長6 油層組沉積時(shí)期，受東北、西南兩大物源的控制，盆地東北緩坡和西南陡坡分別發(fā)育大型曲流河、辮狀河三角洲體系，交匯在湖盆中部地區(qū)。吳起地區(qū)位于伊陜斜坡中西部（圖1），呈向西微傾的平緩單斜，地層傾角大約為0.5°［30］，局部構(gòu)造基本不發(fā)育。延長組沉積時(shí)期，湖盆地形平坦且面積大、水域廣但水體淺，發(fā)育完整的河流—三角洲—半深湖—深湖沉積體系，成藏條件良好，生儲(chǔ)蓋組合優(yōu)越［21，31］。延長組劃分為長10—長1 等10 個(gè)油層組，長10—長8 主要發(fā)育三角洲平原和前緣沉積，長7 發(fā)育半深湖—深湖亞相沉積，長6 主要發(fā)育三角洲前緣水下分流河道及河口壩砂體，長4+5—長1 由于湖盆萎縮，主要發(fā)育三角洲平原及前緣沉積［31］。長6 油層組沉積時(shí)期，受東北、西南兩大物源的控制，盆地東北緩坡和西南陡坡分別發(fā)育大型曲流河、辮狀河三角洲體系，交匯在湖盆中部地區(qū)。

長6 油層組是吳起地區(qū)石油產(chǎn)出的重要層段。長6 油層組可劃分為長61、長62、長63等3 個(gè)亞油層組，其中長61厚度為42～44 m，長62厚度為39～41 m，長63厚度為38～40 m。根據(jù)目前勘探成果，吳起地區(qū)及周邊長6 油藏主要分布在長61亞油層組，且平面上油藏分布差異較大?？傮w上，分流河道沉積的砂體與分流間灣形成的泥巖相互配置而形成的巖性圈閉及砂體致密化程度的差異形成的物性遮擋，形成了準(zhǔn)連續(xù)型致密油藏，不同地區(qū)或不同層位富集程度差異明顯。前人研究認(rèn)為長61亞油層組儲(chǔ)層含油性主要受砂體厚度、泥質(zhì)含量以及儲(chǔ)層物性綜合控制［30］。

圖1 鄂爾多斯盆地構(gòu)造單元?jiǎng)澐郑╝）與延長組地層綜合柱狀圖（b）Fig.1 Division of structural units in Ordos Basin（a）and stratigraphic column of Yanchang Formation（b）

2 儲(chǔ)層巖石學(xué)特征

鑄體薄片鑒定表明，鄂爾多斯盆地吳起地區(qū)長6 油層組礦物成分以長石和石英為主，次為方解石、白云石及鐵白云石等碳酸鹽礦物和伊利石、綠泥石及伊/蒙混層等黏土礦物（圖2）。儲(chǔ)層顆粒分選中等—較好，磨圓度為次棱—次圓狀，多為接觸式膠結(jié)。利用圖版可以判斷該地區(qū)長6 油層組巖石類型主要為長石砂巖，另有少量巖屑長石砂巖（圖3）。

圖2 吳起地區(qū)長6 儲(chǔ)層巖石學(xué)特征（a）含泥極細(xì)?！?xì)粒長石砂巖，分選較差，棱角—次棱角狀，綠泥石薄膜吸附有機(jī)質(zhì)，孔隙-薄膜膠結(jié)，曾44 井，2 147.36～2 147.46 m，單偏光；（b）含鈣極細(xì)—細(xì)粒巖屑長石砂巖，分選中等，棱—次棱角狀，綠泥石薄膜發(fā)育，孔隙-薄膜膠結(jié)，曾44 井，2 148.67～2 148.77 m，單偏光；（c）細(xì)粒含泥長石砂巖，鐵方解石連晶膠結(jié)，云母變形較強(qiáng)，呈假雜基充填，新2 井，2 091.69～2 091.75 m，單偏光；（d）中—細(xì)粒長石砂巖，伊利石充填孔隙，綠泥石薄膜膠結(jié)，發(fā)育殘余粒間孔隙，吳191 井，1 834.74～1 834.85 m，單偏光；（e）細(xì)－中粒巖屑長石砂巖，綠泥石、伊利石、有機(jī)質(zhì)充填孔隙，樓22 井，2 067.49～2 067.59 m，單偏光；（f）細(xì)粒長石砂巖，粒間孔發(fā)育，吳191 井，1 590.60～1 590.70 m，單偏光Fig.2 Petrology characteristics of Chang 6 reservoir in Wuqi area

圖3 吳起地區(qū)及鄰區(qū)長6 儲(chǔ)層巖石類型三角圖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Fig.3 Triangle diagram of rock type of Chang 6 reservoir in Wuqi and adjacent areas

3 儲(chǔ)層物性及微觀結(jié)構(gòu)

3.1 儲(chǔ)層物性

利用常規(guī)物性測試數(shù)據(jù)繪制孔隙度-滲透率交會(huì)圖（圖4），按照《油氣儲(chǔ)層評(píng)價(jià)方法》（SYT6285—2011）中儲(chǔ)層劃分的標(biāo)準(zhǔn)，判定鄂爾多斯盆地吳起地區(qū)長6 油層組多屬于特低孔-低孔超低滲儲(chǔ)層，少量屬于超低孔-超低滲儲(chǔ)層。極少量屬于特低滲儲(chǔ)層，且多數(shù)是因裂縫的發(fā)育造成的。

通過統(tǒng)計(jì)表明，所測巖心樣品孔隙度為1.10%～24.32%，主要為6%～12%，平均孔隙度為9.45%；滲透率為0.05～0.50 mD，平均值為0.34 mD（圖5）。

圖4 吳起地區(qū)長6 油層組孔隙度-滲透率交會(huì)圖Fig.4 Crossplot of porosity and permeability of Chang 6 reservoir in Wuqi area

圖5 吳起地區(qū)長6 儲(chǔ)層孔隙度（a）與滲透率（b）直方圖Fig.5 Histogram of porosity（a）and permeability（b）of Chang 6 reservoir in Wuqi area

3.2 儲(chǔ)層儲(chǔ)集空間類型

（1）殘余粒間孔。吳起地區(qū)長6 油層組殘余粒間孔主要賦存于碎屑顆粒之間，如石英顆粒［圖6（a）］，多發(fā)育綠泥石包殼，形狀多為三角形、多邊形或不規(guī)則形，孔徑相對(duì)較小［圖6（a）—（c）］。

（2）溶蝕孔。長石溶孔是吳起地區(qū)長6 油層組最常見的溶孔類型，一般在長石顆粒解離面發(fā)生選擇性溶蝕［圖6（b）］?？梢婇L石溶孔常與殘余粒間孔相連，形成殘余粒間孔與溶蝕孔的復(fù)合孔，孔徑較大，大者可超過100 μm，使得儲(chǔ)層滲透率得到改善。

圖6 吳起地區(qū)長6 儲(chǔ)層儲(chǔ)集空間類型（a）細(xì)粒長石砂巖，殘余粒間孔及部分溶孔，吳191 井，1 836.70 m，SEM；（b）殘余粒間孔及長石溶孔，新2 井，2 087.03 m，SEM；（c）巖屑長石砂巖，殘余粒間孔，曾44 井，2 149.03 m，SEM；（d）巖屑長石砂巖，伊利石晶間微孔，曾44 井，2 151.65 m，SEMFig.6 Reservoir space types of Chang 6 reservoir in Wuqi area

（3）晶間孔。吳起地區(qū)長6 油層組儲(chǔ)層晶間微孔主要為伊利石等自生黏土礦物以及云母的解理縫［圖6（d）］。

3.3 儲(chǔ)層孔隙結(jié)構(gòu)特征

孔隙結(jié)構(gòu)特征通常用孔隙及喉道的大小、形狀、連通情況、配置關(guān)系來表征。高壓壓汞實(shí)驗(yàn)所獲取的毛管壓力曲線是最常用的評(píng)價(jià)巖石孔隙結(jié)構(gòu)的一種參數(shù)，可以定量表征孔隙結(jié)構(gòu)特征（表1）。

根據(jù)進(jìn)汞曲線特征可將樣品分為4 類（圖7）。第1 類包括吳191-127、吳191-107 和吳191-96 等3 個(gè)樣品，排驅(qū)壓力最低，平均為0.30 MPa。初期，進(jìn)汞曲線平緩，說明此時(shí)的孔隙數(shù)量較多且主要被大喉道溝通，孔喉連通性好。隨后進(jìn)汞曲線變陡，說明喉道變窄、連通性變差。第2 類包括吳191-77、吳191-48 和吳191-67 等3 個(gè)樣品，高壓壓汞排驅(qū)壓力稍大，平均為0.51 MPa。中值半徑較大，分選系數(shù)和變異系數(shù)較第1 類變小，說明比第一類樣品孔喉分布更均勻。第3 類包括吳71-63、吳191-135、吳71-60 等4 個(gè)樣品，高壓壓汞排驅(qū)壓力較高，平均為0.93 MPa。這類樣品進(jìn)汞曲線平緩段較長，說明孔喉分布較均勻，連通性較好。吳71-56 樣品進(jìn)汞曲線陡升，最大進(jìn)汞飽和度最小，中值壓力最大，中值半徑最小，說明該樣品孔喉半徑較小，連通性較差。第4 類包括其他6 塊樣品，排驅(qū)壓力最大，平均達(dá)3.17 MPa，它們的中值半徑都較小，孔滲條件較差。

表1 吳起地區(qū)長6 儲(chǔ)層高壓壓汞實(shí)驗(yàn)特征參數(shù)Table 1 Parameters of high-pressure mercury injection experiment of Chang 6 reservoir in Wuqi area

圖7 吳起地區(qū)長6 儲(chǔ)層高壓壓汞實(shí)驗(yàn)毛管壓力曲線Fig.7 Capillary pressure curves in high-pressure mercury injection experiment of Chang 6 reservoir in Wuqi area

高壓壓汞實(shí)驗(yàn)具有較大的進(jìn)汞壓力，汞可以進(jìn)入較小的孔隙及喉道中，因此，具有較寬泛的微觀孔隙結(jié)構(gòu)表征范圍，能夠得到幾納米到幾微米的孔徑分布（圖8 中的孔徑大，為0.002 5～7.000 0 μm）。由于本次實(shí)驗(yàn)未進(jìn)行恒速壓汞實(shí)驗(yàn)來表征更大的孔喉分布（幾十微米到幾百微米），但卻在掃描電鏡下觀察到了這些更大的孔隙，故統(tǒng)計(jì)了掃描電鏡圖像上的孔隙大小來近似得到這些更大孔隙的數(shù)量占比，與前人用高壓壓汞和恒速壓汞聯(lián)合獲得的孔喉分布可以對(duì)比［29，32］。如圖8 所示，不同樣品間稍有差異，W191-113 樣品峰值孔喉半徑最小，0.10～0.25 μm 的孔喉占比大約位8%；W191-77 和W191-135 樣品峰值孔喉半徑稍大，分別為0.5～1.0 μm 和0.8～1.3 μm；W191-127 樣品峰值孔喉半徑最大，3～5 μm 的孔喉占比為9%左右。

圖8 吳起地區(qū)長6 儲(chǔ)層孔喉分布特征Fig.8 Pore throat distribution of Chang 6 reservoir in Wuqi area

4 儲(chǔ)層主控因素

4.1 沉積作用的影響

儲(chǔ)層發(fā)育影響因素的研究較多，并普遍認(rèn)為沉積作用與成巖作用均是影響儲(chǔ)層物性的關(guān)鍵因素［22，33-34］。不同的沉積環(huán)境中形成的砂體的成分與結(jié)構(gòu)構(gòu)造不同，并影響了其成巖作用。已發(fā)現(xiàn)，巖屑類型及含量、云母類礦物含量及碎屑顆粒粒度均對(duì)成巖作用影響巨大［11，24］，不同沉積環(huán)境中發(fā)育的砂巖（強(qiáng)牽引流成因的分流河道中細(xì)砂巖、快速遞變懸浮沉積成因的濁流粉細(xì)砂巖以及砂質(zhì)碎屑流細(xì)砂巖）具有明顯不同的巖石組構(gòu)［22］。吳起地區(qū)長6 油層組整體屬于三角洲前緣亞相，微相類型主要有水下分流河道、河口壩、水下分流間灣等（圖9）。統(tǒng)計(jì)發(fā)現(xiàn)，水下分流河道砂體的孔隙度平均為9.8%，滲透率平均為0.45 mD；河口壩砂體的孔隙度平均為7.9%，滲透率平均為0.27 mD；水下分流間灣的孔隙度平均為5.9%，滲透率平均為0.17 mD?？梢姵练e環(huán)境對(duì)儲(chǔ)層發(fā)育的影響顯著。

圖9 沉積環(huán)境對(duì)儲(chǔ)層物性的影響Fig.9 Influence of sedimentary environment on reservoir properties

4.2 成巖作用的影響

判定成巖階段的主要依據(jù)包括古溫度、有機(jī)質(zhì)成熟度（Ro）、自生礦物、黏土礦物組合及伊/蒙的轉(zhuǎn)化。吳起地區(qū)長7 油層組烴源巖的有機(jī)質(zhì)成熟度（RO）為0.8%～1.3%［35］，其上覆地層長6 油層組的有機(jī)質(zhì)成熟度應(yīng)與之相近。吳起地區(qū)長6 油層組伊利石相對(duì)體積分?jǐn)?shù)為10%～70%，平均約為30%。伊/蒙混層相對(duì)體積分?jǐn)?shù)為5%～30%，平均為16%。

吳起地區(qū)長6 儲(chǔ)層經(jīng)歷了較強(qiáng)的壓實(shí)作用，顆粒以點(diǎn)—線狀接觸。常見剛性顆粒（石英）破裂和塑性成分（云母）變形。綠泥石多形成于早期成巖階段，含量不均。伊利石呈絲狀附著在顆粒表面，常見伊利石搭橋，一定程度上堵塞了微孔。

通過薄片觀察鑒定發(fā)現(xiàn)，吳起地區(qū)長6 儲(chǔ)層壓實(shí)以點(diǎn)—線接觸為主，縫合線接觸較不發(fā)育，可以發(fā)現(xiàn)軟組分（云母）常見一定程度的變形［圖10（a）］。除壓實(shí)作用外，通過薄片鑒定及掃描電鏡觀察，發(fā)現(xiàn)膠結(jié)類型主要包括硅質(zhì)膠結(jié)、黏土礦物膠結(jié)以及碳酸鹽膠結(jié)。

石英是常見的硅質(zhì)膠結(jié)物，以石英次生加大為主。成巖早期形成的石英加大主要為明顯的加大邊［圖10（b）］。成巖中后期形成的石英加大主要呈六方錐狀，常發(fā)育于顆粒內(nèi)部。

圖10 吳起地區(qū)長6 儲(chǔ)層成巖作用特征（a）黑云母遭受擠壓定向排列，無可見孔，吳71 井，2 128.57 m，單偏光；（b）石英加大顯著，伊利石充填孔隙，絹云母化，有機(jī)質(zhì)侵染呈深褐色，鐵方解石膠結(jié)交代，溶孔較為發(fā)育，新2 井，2 025 m，單偏光；（c）細(xì)粒鈣質(zhì)巖屑長石砂巖，鐵方解石連晶狀膠結(jié)并交代碎屑，新2 井，2 085.93 m，單偏光；（d）中—細(xì)粒長石砂巖，鐵方解石膠結(jié)，伊利石綠泥石充填孔隙，有機(jī)質(zhì)充填孔隙，吳191 井，1 834.40 m，單偏光；（e）長石砂巖，綠泥石充填孔隙，曾44 井，2 148.12 m，SEM；（f）巖屑長石砂巖，伊利石充填孔隙，曾44 井，2 149.42 m，SEM；（g）長石砂巖，次生石英充填孔隙，曾44 井，2 148.12 m，SEM；（h）含碳酸鹽質(zhì)極細(xì)砂巖，膠結(jié)物方解石、白云石緊密充填于顆粒間，樓22 井，1 095.68 m，SEMFig.10 Diagenesis of Chang 6 reservoir in Wuqi area

綠泥石膠結(jié)普遍，在成巖作用早期和晚期均可發(fā)育。成巖作用早期，綠泥石呈鱗片狀附著于顆粒表面。隨著成巖作用進(jìn)行，開始自生并呈單晶針葉狀，分布較為零散［圖10（e）］。綠泥石薄膜以及后期生成的單晶綠泥石會(huì)一定程度上阻塞孔隙，降低孔隙度及滲透率［36］，同時(shí)，綠泥石薄膜可以阻止巖石與孔隙流體接觸，降低水巖作用反應(yīng)程度，自生礦物發(fā)育受阻［37］。綠泥石還能起到一定的支撐作用，減小壓實(shí)作用對(duì)孔隙的破壞。吳起地區(qū)長6 段孔隙度與綠泥石含量呈明顯正相關(guān)［圖11（a）］，說明綠泥石對(duì)孔隙的支撐保護(hù)作用更為明顯。

伊利石主要以絲狀、絲片狀附著于顆粒表面，絲狀搭橋現(xiàn)象普遍［圖10（f）］，填充或阻塞了微孔隙和喉道，常對(duì)儲(chǔ)層起到破壞作用?？紫抖扰c伊利石含量存在弱的負(fù)相關(guān)關(guān)系［圖11（b）］，說明伊利石膠結(jié)物對(duì)儲(chǔ)層物性起到了一定的破壞性作用。

吳起地區(qū)碳酸鹽膠結(jié)較為發(fā)育，膠結(jié)物主要包括鐵方解石、方解石［圖10（h）］，還有少量的鐵白云石等。鐵方解石在成巖作用A 期膠結(jié)形成，主要是隨著地層埋深增加，黏土礦物及變質(zhì)巖巖屑與地層流體發(fā)生反應(yīng)，釋放出大量的Fe2+以及Mg2+［38］，并進(jìn)一步發(fā)生水巖作用形成新的碳酸鹽礦物?？紫抖扰c碳酸鹽膠結(jié)物含量呈負(fù)相關(guān)［圖11（c）］，說明碳酸鹽膠結(jié)對(duì)儲(chǔ)層物性具有一定的破壞性作用。

圖11 吳起地區(qū)長6 儲(chǔ)層孔隙度與綠泥石（a）、伊利石（b）和碳酸鹽膠結(jié)物（c）含量相關(guān)圖Fig.11 Relationship of porosity with the content of chlorite（a），illite（b）and carbonate cement（c）of Chang 6 reservoir in Wuqi area

溶蝕作用形成豐富的次生孔隙，能夠明顯改善儲(chǔ)層物性［39］。對(duì)于致密砂巖儲(chǔ)層，溶蝕作用可提供儲(chǔ)集空間和運(yùn)移通道。通過觀察，吳起地區(qū)長6 儲(chǔ)層的長石、巖屑等碎屑顆粒，以及濁沸石填隙物都發(fā)生了不同程度的溶蝕（圖12）。溶蝕作用主要形成于中成巖A 期，該階段所生成的有機(jī)酸進(jìn)入地層流體中，在酸性環(huán)境下，長石與濁沸石成為主要的溶蝕礦物，形成次生溶孔［40］。

圖12 吳起地區(qū)長6 儲(chǔ)層溶蝕作用特征（a）巖屑長石砂巖，長石溶蝕，曾44 井，2 149.42 m，SEM；（b）部分碎屑顆粒發(fā)生溶蝕產(chǎn)生溶孔，吳191 井，1 830.66 m，SEM；（c）濁沸石溶蝕殘余溶孔形態(tài)，吳191 井，1 838.13 m，SEM；（d）碎屑溶蝕孔中有自生石英充填，樓22 井，2 069.41 m，SEMFig.12 Dissolution characteristics of Chang 6 reservoir inWuqi area

5 結(jié)論

（1）鄂爾多斯盆地吳起地區(qū)長6 油層組巖石類型主要為長石砂巖，另有少量巖屑長石砂巖。儲(chǔ)層孔隙度為6%～12%，平均為9.45%。滲透率為0.05～0.50 mD，平均為0.34 mD。

（2）殘余粒間孔和溶蝕孔均是鄂爾多斯盆地吳起地區(qū)長6 油層組主要的孔隙類型，晶間孔次之。高壓壓汞表明存在4 種不同的孔隙結(jié)構(gòu)，它們的孔喉分布范圍和頻率稍有差異，Ⅰ類樣品大孔隙較多，峰值孔喉半徑達(dá)3～5 μm，孔喉連通性好，Ⅱ，Ⅲ類樣品次之，Ⅳ類樣品最差。

（3）鄂爾多斯盆地吳起地區(qū)長6 油層組成巖作用階段總體處于晚成巖A 期。膠結(jié)作用對(duì)儲(chǔ)層發(fā)育具有不同的影響，綠泥石膠結(jié)更多地支撐保護(hù)了孔隙，伊利石膠結(jié)和碳酸鹽膠結(jié)不同程度地阻塞了孔隙。溶蝕作用廣泛，長石、巖屑顆粒以及濁沸石填隙物形成的次生溶孔對(duì)儲(chǔ)層物性有明顯的改善作用。