鄂尔多斯盆地富县地区延长组长6储层特征

张 惠，孟祥振，郭艳琴，张晓泉，杨 华，刘 艳，冯 辉

(1.西北大学 地质学系，西安 710069； 2.西安石油大学 油气资源学院，西安 710065；3.延长油田股份有限公司，陕西 延安 717111)

富县地区位于鄂尔多斯盆地东南部，构造上属于二级单元陕北斜坡，该斜坡为由东向西倾斜的大型单斜，近南北向展布，地层平缓，地层倾角一般小于1°，区内构造简单，无大的变形与褶皱，因差异压实作用在局部地区形成幅度较小的鼻隆构造，对油气富集具有一定的控制作用[1]。研究区位于延安市富县境内，南北约25～37 km，东西长约105 km，面积3 834.51 km2(图1)。区内勘探工作始于1995年，至2006年年底累计完钻探井76口，其中获工业油流井16口。该区具有多套含油层系，纵向上有下气上油的分布规律，其中长6油层组是主要含油层位之一。

1 沉积特征

研究区长6为三角洲沉积[2]，其中主要为三角洲前缘和三角洲平原，主要发育分流河道、河漫滩、水下分流河道和分流间湾等沉积微相。其岩石学特征和沉积构造特征见表1。

图1 鄂尔多斯盆地富县地区地理位置及长6顶构造

表1 鄂尔多斯盆地富县地区长6油层组三角洲平原、前缘主要微相及其特征

通过对众多钻井测井相岩性—电性特征转换模型的分析，证实自然电位、自然伽马和电阻率曲线能较好地反映地层泥质含量和碎屑颗粒粒度变化特征。以自然电位曲线为代表的测井相类型有如下几种;

1)箱形;顶、底部呈略显正韵律变化或突变特征, 内部结构较均匀，反映沉积过程中能量一致、物源充足的供应条件，是河道砂坝、分流河道的曲线特征。

2)钟形;反映水流能量向上减弱，它代表河道的侧向迁移或逐渐废弃，是由粗变细的分流河道和水下分流河道砂体的特征。在纵向上由多个冲刷叠置的河道砂体与薄泥岩夹层组合在一起,每个叠置砂体的粒度及含泥量呈韵律性变化,因此钟形曲线多次叠加最终呈宏观的圣诞树形。

3)漏斗形;幅值向下减小，顶部呈突变而底部呈渐变的关系，主要为薄层砂岩、粉砂岩、泥岩互层，呈反韵律。反映砂体向上部建造时水流能量加强，颗粒变粗分选较好，代表砂体上部受波浪改造影响，此外也代表砂体前积的结果。在决口扇和决口河道中常见，连续发育多个决口扇可形成叠置漏斗状曲线。砂岩主要发育在上部，反映突发性的洪水溢岸沉积。

4)菱形(对称齿形);常见的一种曲线形态，它多以充刷、充填作用为主，具有正粒序。

研究区长6油层组测井曲线主要为齿状箱型、齿状钟形以及二者的组合(图2)，反映了分流河道、水下分流河道砂体和河漫滩、分流间湾粉砂质、泥质沉积在纵向上互相叠置以及河道在侧向上迁移的特征。分流河道及水下分流河道是研究区主要的油气储集层。

2 岩石学特征

2.1 碎屑组成

富县地区长6储集层主要为岩屑长石砂岩，其次含少量长石砂岩(图3)。碎屑总量65%～93.4%，平均85.6%，碎屑组成以长石为主(39.69%～58.11%，平均47.58%)，次为石英(19.52%～36.2%，平均为26.51%)，岩屑(20%～33.71%，平均25.91%)，主要为碎屑云母(6.43%～19.20%，平均为11.13%)和变质岩岩屑(6.11%～14.83%，平均为10.80%)，其次是岩浆岩岩屑(0.44%～5.18%，平均为2.23%)和沉积岩岩屑(0～6.56%，平均为1.07%)，此外还含有少量的碎屑绿泥石(0～1.57%，平均为0.56%)和燧石(0～0.62%，平均为0.13%)。

图2 鄂尔多斯盆地富县地区中富13井水下分流河道、分流间湾岩电特征

图3 鄂尔多斯盆地富县地区长6储层砂岩组分

2.2 填隙物组分及其特征

富县探区长6油层组填隙物含量变化大，最高为35%，最低为6.6%，平均14.43%。填隙物以胶结物为主，杂基含量极少(0～0.8%，平均为0.05%)，且分布不均匀。胶结物主要为方解石、自生粘土矿物和硅质，此外有少量铁方解石及铁白云石等胶结物。方解石胶结物含量较高(0～33%，平均含量4.69%)，分布不均匀。自生粘土矿物含量较高(0.6%～13.4%，平均含量为6.45%)，主要有绿泥石、水云母和网状粘土，其中以绿泥石最高，为0～13.2%，平均5.1%；其次是水云母，含量为0～5%，平均为0.87%，分布不均；网状粘土含量较少，为0～2.4%，平均为0.48%。硅质胶结物含量为0～11%，平均为2.6%。长6油层组长石质胶结物含量也相对较高，为0～1.8%，平均为0.24%。

2.3 结构特征

富县探区长6砂岩以细砂为主，砂岩碎屑颗粒最大粒径为0.50 mm，主要粒径为0.05～0.25 mm。颗粒磨圆较差，以次棱角—次圆为主，分选中等—好。碎屑颗粒间以线和点—线接触为主，局部见点接触和凹凸接触，胶结类型主要为孔隙和薄膜式。

3 储集特征

3.1 储集空间类型及特征

富县地区长6 储层砂岩面孔率为2.5%。 孔隙类型主要为粒间孔和长石溶孔，二者含量为1.55%和0.52%，分别占孔隙总量的62%和20.8%；其次是晶间孔和岩屑溶孔，二者含量为0.31%和0.11%，分别占总孔隙的12.4%和4.4%；此外，还有少量的微裂隙。这些孔隙以不同的形式叠加组合，构成多种孔隙组合类型。其中粒间孔—溶孔型是主要的孔隙组合类型，构成了研究区主要的储集空间。 这些储集类型受沉积和成岩作用的控制，在长6 油层组中分布不均。

3.2 储层物性特征

研究区内延长组长6 储层孔喉结构较差,储集层的平均中值压力为30.54 MPa、排驱压力5.12 MPa；最大孔喉半径0.016～1.640 5 μm ，平均为0.49 μm；中值半径0.006 5～0.270 8 μm，平均为0.06 μm；分选系数3.04；变异系数0.4。10 口井36个样品的岩心分析资料统计结果表明，储集层孔隙度为0.8%～13.5%，平均8.1% ，集中分布在3%～13%之间，孔隙以小孔和微孔为主。渗透率为(0.01～2.28) ×10-3μm2，平均值0.37 ×10-3μm2， 其中有87.7%的样品小于1×10-3μm2，按前人对低渗透储层的分类标准[3]，研究区主要为接近致密储层，其次为特低渗储层。

4 成岩作用对储集岩物性的影响

富县地区长6砂岩已普遍达到晚成岩A阶段，少量甚至进入晚成岩B阶段的早期[1]。在埋藏过程中主要经历了压实压溶作用、胶结交代作用和溶蚀作用等成岩事件，这些成岩作用对储集层孔隙发育具有显著的影响，其中压实作用、胶结作用和溶蚀作用对储层物性和孔隙结构影响最大。

4.1 压实作用对孔隙的影响

压实作用是造成研究区储层低孔低渗的主要原因之一，也是研究区最普遍、最重要的一种成岩作用。在绿泥石膜发育的细粒岩屑长石砂岩和长石砂岩中，碎屑颗粒之间呈点—线接触，机械压实作用强度较弱，残余粒间孔隙较发育(图4a)。相反，在绿泥石膜不发育但泥质杂基含量较高的砂岩中，机械压实作用强烈，表现为一方面碎屑颗粒间紧密接触，以线状接触为主，局部为凹凸状接触；另一方面黑云母碎屑和塑性粘土矿物被挤压变形，发生强烈的假杂基化，常吸附有机质(图4b)，从而导致砂岩的原生孔隙大量消失，结构致密。据比尔德和韦尔[4-5]提出的原始孔隙度计算式;原始孔隙度=20.91% + 22.9/100S0，式中S0为分选系数，计算出研究区长6 砂岩原始孔隙度平均值约为35%。大量砂岩粒间孔隙度的埋藏改造作用研究[6-7]表明，压实作用使砂岩的原始孔隙度减少近37%～45%。因此，研究区长6储层经过压实作用孔隙度降低到22%～19%左右。

图4 鄂尔多斯盆地富县地区长6储层主要成岩特征

另外，值得指出的是，在砂岩埋藏过程中，成岩作用早期绿泥石薄膜的析出和初步固结，阻止了部分石英和长石次生加大以及碳酸盐胶结物的沉淀，在一定程度上对部分原生孔隙起到了保护作用，且为成岩后期溶蚀次生孔隙形成提供了有效的空间和通道[8]。

4.2 胶结作用对储层物性的破坏

胶结作用也是使储层物性变差的重要原因之一，也是研究区长6储集层普遍发生的一种成岩作用。 胶结物的类型较多，主要有碳酸盐矿物、自生粘土矿物、长英质等；碳酸盐胶结物主要是方解石、铁方解石(图4b)和少量白云石、铁白云石。方解石常呈基底式胶结；而铁方解石主要为基底式胶结和孔隙式胶结，析出比方解石晚，还有一部分以交代长石的形式析出；铁白云石析出时间最晚，常通过交代铁方解石而析出。从碳酸盐含量与孔隙度和渗透率的关系图(图5) 可看出，当碳酸盐含量小于5%时，孔隙度和渗透率变化较大，一旦含量大于5%时，孔隙度和渗透率均随碳酸盐含量的增高而明显降低。这种现象可能反映含铁碳酸盐胶结物晚于粘土胶结物和硅质胶结物，充填在成岩晚期仅存的残余粒间孔和溶蚀粒间孔内。

长英质胶结最常见的是石英的次生加大边、自生石英晶体充填孔隙(图4c,d)和次生钠长石充填孔喉(图4e)。研究区长6石英次生加大为Ⅱ级，在薄片下观察，大部分石英具次生加大边，加大边与碎屑石英间以很薄的粘土膜分开，自形晶面比较发育，有的见单个石英小晶体。在扫描电镜下表现为多数颗粒表面被较完整的自形晶面所包裹，部分自生晶体向孔隙空间生长，交错镶嵌，堵塞孔隙。碳酸盐胶结物分布于石英次生加大边之外，抑制了石英次生加大的进一步形成，表明次生加大形成早于碳酸盐胶结物的形成。

图5 鄂尔多斯盆地富县地区长6碳酸盐含量与物性的关系

自生粘土矿物胶结物主要为绿泥石，此外还有少量伊利石、伊蒙混层及网状粘土。虽然绿泥石膜可以起到抗压实作用，一定程度保护了部分残余粒间孔，但是充填在孔隙内的自生粘土矿物常常挤占有效孔隙空间或者使粒间孔变成晶间孔，降低储集层的物性。

4.3 溶解作用对储层物性的改善

富县探区长6砂岩在晚成岩A期发生了强烈的溶解作用，形成了大量的溶蚀型次生孔隙，有效的改善了储层的孔隙度和渗透率。在晚成岩期的A亚期，烃源岩中有机质向烃类转化过程中释放出大量CO2，使孔隙流体介质呈酸性[9-11]；富含有机和无机酸的酸性孔隙流体是导致储层碎屑组分发生溶解的主要介质和动力。随着埋藏深度增加，温度不断升高，泥岩中的干酪根在80～120 ℃时含氧官能团热裂解形成羧酸等有机酸，使铝硅酸盐和碳酸盐矿物发生溶蚀作用。以上各种途径形成的酸性孔隙流体造成骨架颗粒(斜长石为主和少量钾长石)和早期成岩胶结物方解石发生溶解(图4c,f)，由溶解作用产生的次生溶孔是研究区主要的储集空间之一，溶蚀孔的出现也使孔喉间的连通性得到进一步改善。

5 结论

1)富县地区长6油层组主要发育三角洲沉积，其中三角洲平原分流河道和三角洲前缘水下分流河道是主要的油气储集层。

2) 富县地区延长组长6 油层组储集层岩石类型为岩屑长石细砂岩和长石细砂岩，颗粒间接触类型以线和点—线为主，填隙物主要以胶结物为主，杂基含量极少，总体表现为结构成熟度高、成分成熟度低的特征。

3) 长6 储层孔隙类型主要为粒间孔和长石溶孔，其中以小孔和微孔为主，渗透率小于3×10-3μm2，主要为接近致密储层，其次为特低渗储层。

4) 成岩作用是影响储层物性的主要因素，压实作用是孔渗降低、储层物性变差的主要原因之一，长6 储集层的原始孔隙度平均值由原来的35%降低到20%左右。各种胶结作用使砂岩物性进一步变差，尤其碳酸盐胶结物是研究区长6物性变差的又一主要因素。溶蚀作用是长6 储集层最重要的一种使储层增孔、物性变好的成岩作用。经历各种成岩作用后，研究区长6 储层平均孔隙度最终约为8.1%。

参考文献:

[1]郭艳琴.富县探区延长组储层微观特征研究[D].西安;西北大学,2006.

[2]谢正温,谢渊,王剑,等.鄂尔多斯盆地富县地区延长组主要油层组储层特征[J].石油实验地质,2005,27(6);575-582.

[3]吴胜和,熊琦华.油气储层地质学[M].北京:石油工业出版社,1997:25.

[4]文玲,胡书毅,田海芹.靖安油田延长组长6 段低孔低渗透储层特征及评价[J].西北地质,2001 ,34 (4):53-60.

[5]方少仙,侯方浩.石油天然气储层岩石学[M].东营:中国石油大学出版社,2006:158.

[6]PAXTON S T,SZABO J O,CALVERT C S,et al.Preservation of primary porosity in deeply buried sandstones:A new play concept from the Cretaceous Tuscaloosa Sandstone of Louisiana[J].AAPG Bulletin,1990,74(5):737.

[7]SZABO J O, PAXTON S T.Intergranular volume(IGV) decline curves for evaluating and predicting compaction and porosity loss in Sandstones[J].AAPG Bulletin,1991,75(3):678.

[8]郭艳琴,王起琮,庞军刚,等.安塞油田长2、长3浅油层成岩作用及孔隙结构特征[J].西北大学学报(自然科学版),2007,37 (3):443-448.

[9]SURDAM R C, CROSSEY L J, HAGEN E S, et al.Orga-nic-inorganic interaction and sandstone diagenesis [J].AAPG Bulletin,1989,78(1);1-23.

[10]王琪,史基安,薛莲花,等.碎屑储集岩成岩演化过程中流体—岩石相互作用特怔;以塔里木盆地西南坳陷地区为例[J].沉积学报,1999,17(4);584-590.

[11]袁静,赵澄林.水介质的化学性质和流动方式对深部碎屑岩储层成岩作用的影响[J].石油大学学报(自然科学版),2000,24(1);60-63.