鄂尔多斯盆地陇东地区合水-塔尔湾长7储层特征及成岩作用研究*

2012-01-12焦创赟屈亚龙陈小东雷秀洁

天然气勘探与开发 2012年4期

高伟焦创赟屈亚龙陈小东汪澜雷秀洁

(中国石油长庆油田公司超低渗透油藏研究中心)

0 引言

鄂尔多斯盆地位于中国大陆中部，面积约37×104km2，是中国第二大沉积盆地，也是我国重要的含油气盆地之一[1]。合水-塔尔湾位于鄂尔多斯盆地陇东地区，区域构造属于伊陕斜坡西南部[2](图1)。近年来，随着油气成藏理论的不断发展和勘探工作的不断深入，长庆油田在陇东地区相继发现了亿吨级的大油田，尤其是西峰地区长8油层组获得重大突破以来，合水-塔尔湾地区的勘探潜力逐渐引起了人们的重视。然而前人对该区的研究重点往往集中于砂体比较发育的长6和长8储层，而以湖相沉积为主的长7储层研究甚少。近年来的油气勘探表明，与深湖相油页岩共生的长7浊积岩储层具有先天性优越的成藏条件，容易形成规模比较大的岩性油气藏。因此，开展长7储层特征研究，深入分析成岩作用以及与物性变化之间的关系，对合水-塔尔湾地区长7油藏开发方案的制定和部署具有重要的指导意义。

1 储集体岩石学特征

鄂尔多斯盆地合水-塔尔湾地区延长组岩性主要为陆源碎屑岩，由于沉积体系不同，形成了多种多样的岩石类型和组合特征[3-5]。岩心观察和薄片鉴定资料表明，研究区长7储层岩性主要为岩屑(质)长石砂岩和长石(质)岩屑砂岩(图2)。组分特征为：石英平均含量为38.8%，长石平均含量为25%，岩屑平均含量为18%；杂基的主要成分是水云母和高岭石，平均含量可达10%；胶结物的主要成分是硅质(石英)和碳酸盐(方解石、白云石)以及绿泥石、浊沸石等自生粘土矿物，含量约为6%。

图1 研究区位置图

长7储层砂岩以细砂岩为主，粉砂岩和中砂岩含量比较低。在540个岩石样品中，细砂岩约占92%，粉砂岩约占6%，中砂岩约占2%。颗粒磨圆差，绝大部分为次棱角状，次圆状—圆状极少。颗粒分选较好，偏细歪度。砂岩成分成熟度和结构成熟度普遍比较低，这是该区陆相特低渗透储层的一大特点，与物源性质及近源快速堆积相关。

图2 长7砂岩储层成分三角投点图

2 储层物性特征

对研究区大量岩心物性资料分析统计表明，长7砂岩储层孔隙度在8%～12%之间，渗透率普遍小于0.3mD，属于特低孔、超低渗储层。孔隙度平面变化比较大，在工区中西部河道砂体中心处较高，最大值可达12%以上，东部孔隙度较低，尤其是张18井、塔5井地区以及宁17井和宁21井地区，孔隙度一般小于5%(图3)。渗透率普遍在0.1mD～0.3mD之间，最大值可达0.4mD以上，在研究区中西部沿河道砂体零星分布。(图4)。

尽管岩石的孔隙度和渗透率之间没有严格的函数关系，但是大量的资料表明，对于砂岩储层来说，孔隙度特别是有效孔隙度与渗透率之间可以形成良好的对应关系，对于这类储集层，渗透率往往随着有效孔隙度的增加而有规律地增加。对研究区长7储集层孔隙度与渗透率的研究分析表明：岩石样品的孔隙度与渗透率存在着一定的正相关性，即随着孔隙度增大，渗透率也不断增大，从而反映了储层的优劣主要取决于基质岩的孔渗性，为典型的孔隙型储层(图5)。储层物性是评价工区长7储层的重要指标，也是油藏评价的主要依据。后期的成岩作用和沉积相带也将深刻影响储层的物性。

图3 长7储层孔隙度平面分布图

图4 长7储层渗透率平面分布图

图5 研究区长7储层孔隙度与渗透率关系图

3 储层孔隙特征

3.1 储层孔隙类型

对岩石薄片、铸体薄片观察及扫描电镜分析表明，合水-塔尔湾地区长7储层的孔隙类型主要是以溶蚀孔隙为主，其次为粒间孔，杂基溶孔和微裂缝较少见。

(1) 次生孔隙

随着埋藏深度的不断加大，长7储层原生孔隙急剧减少，相应的各种可溶性碎屑颗粒和易溶胶结物在酸性流体的作用下开始发生淋滤、溶解，次生孔隙进一步发育，并构成了地下油气储集体最主要的空间。长7储层常见的次生孔隙主要有粒间溶孔、粒内溶孔(图6-1)。

(2) 粒间孔

主要为储层经压实作用及各种胶结作用后剩余的残余粒间孔(图6-2)。尤其是成岩早期绿泥石包膜的析出，一方面提高了砂岩储层的抗压实能力，另一方面也隔断了孔隙水与颗粒表面的接触，阻止了颗粒的自生加大，有利于原生孔隙的保存。

3.2 储层孔隙结构特征

铸体薄片观察，长7储层喉道类型主要为收缩型喉道、片状或弯片状喉道以及管束状喉道。

(1) 收缩型喉道

喉道为颗粒间断面的收缩部分，这种喉道往往发育于以粒间孔隙为主的砂岩储层中。当砂岩颗粒被压实而排列比较紧密时，虽然仍能保存较大的孔隙空间，但喉道却由于颗粒紧密接触而变窄，孔隙性尚可，渗透率大大降低(图6-3)。

(2) 片状或弯片状喉道

喉道呈片状或弯片状，为颗粒之间的长条状通道(图6-4)。当砂岩压实程度较强或发生重结晶作用时，剩余的粒间孔隙变得更小，孔隙相互连通的喉道实际上是晶体之间的晶间隙，其张开宽度较小，形成窄片状喉道；当沿颗粒间发生溶蚀作用时，可形成较宽的片状喉道或管状喉道。这种孔隙结构变化很大，可以是小孔极细喉，受溶解作用改造后亦可以是大孔粗喉。

(3) 管束状喉道

当颗粒间填隙物含量较高时，原生粒间孔隙可能被完全堵塞，杂基中的许多微孔隙本身既是孔隙又是通道。这些微孔隙像一支支微毛细管交叉地分布在杂基和胶结物中组成管束状喉道，孔隙度和渗透率极低。这类喉道常见于杂基支撑、基底式及孔隙式、缝合接触式类型中。

4 成岩作用类型及特征

沉积作用奠定了砂岩的碎屑成分与结构基础，而成岩作用则会改变岩石的矿物成分和内部结构与构造，并形成许多自生矿物，使砂岩的孔隙度和渗透率发生重大变化。砂岩铸体薄片鉴定表明，研究区长7砂岩储层的成岩作用类型除压实、溶解作用外(图7-1，图7-4)，主要为胶结作用。

长7砂岩储层胶结作用类型主要包括粘土矿物胶结、硅质胶结和碳酸盐胶结。

4.1 粘土矿物胶结

砂岩中的自生粘土矿物是影响其储集性能的一个重要因素。自生粘土矿物的绝对含量、成分、产状等在不同程度上都能影响砂岩的储集性能。X-衍射分析结果表明，长7砂岩储层粘土矿物类型主要为绿泥石、伊利石和高岭石。

(1)伊利石

在扫描电镜下，伊利石的形态常为弯曲片状、丝缕状，往往充填于粒间或附着于颗粒表面生长。集合体形态常呈鳞片状、碎片状或羽毛状，多以颗粒包膜或孔隙衬边形式出现，有时呈网状搭桥式分布于孔隙中。伊利石的形成主要与在富钾的环境下，温度在100℃～130℃时蒙脱石向伊利石转化有关。随着温度的升高，长石溶解形成的高岭石逐渐变得不稳定，进而溶解形成伊利石，反应释放的H+又可进一步导致钾长石溶解转化成伊利石。

(2)绿泥石

绿泥石是延长组储层中普遍存储在的自生胶结物，镜下观察发现，长7砂岩储层中绿泥石胶结物主要以孔隙薄膜或孔隙衬边的形式出现(图7-2)，偶见绒球状、蠕虫状或鳞片状，多形成于早成岩期，发生在石英Ⅰ期加大之后。成岩作用早期以包膜形式产出的自生绿泥石虽然堵塞孔隙，降低储层物性，但另一方面却可以增强砂岩的机械强度和抗压实能力，抑制自生石英在碎屑颗粒上的成核数量，阻止石英次生加大，使部分粒间孔隙得以保存下来，对储层物性具有积极的一面。

(3)高岭石

高岭石一般形成于酸性环境，在酸性孔隙水中是稳定相。但随着介质条件向碱性转变，高岭石的稳定性逐渐变弱而逐渐转化成其他粘土矿物。高岭石的形成主要与长石溶蚀作用有关，铸体薄片观察发现，高岭石常呈集合状或分散状充填粒间孔隙。由于高岭石固着力较弱，在流体作用下易发生迁移，堵塞孔喉，降低储层的渗透性，因此它的形成对储层而言是一种破坏性作用。

4.2 硅质胶结

当孔隙流体中SiO2含量达到过饱和时，往往在孔隙中发生沉淀，从而使岩石固结，这种作用称为硅质胶结作用，它是化学成岩作用的主要类型之一。

注：1.颗粒因压实作用形成的定向组构，宁39井，1481.5m；2.绿泥石胶结，宁39井，1417.8m；3.石英加大及长石溶孔，庄31井，1593.1m；4.云母溶溶蚀，宁51井，1566m。

研究区长7砂岩储层中的硅质胶结物主要是以石英自生加大边的形式产出，同时长石颗粒发生溶蚀(图7-3)。其原因是由于长石颗粒含量较高，在酸性介质作用下发生溶解形成SiO2，为石英加大提供了充足的物质基础。随着储层埋深不断加大，粒间孔隙逐渐被次生加大的石英所充填，导致储层孔隙度减少，物性进一步变差。

4.3 碳酸盐胶结

研究区长7砂岩储层中碳酸盐胶结物含量变化范围比较大，主要分布在0～27%之间，平均为2.6%。纵向上分布极不均匀，主要集中分布在1500m～1900m深度范围内(图8)。长7储层碳酸盐胶结物主要有方解石、白云石以及铁方解石、铁白云石。前者多形成于早成岩阶段，后者多形成于晚成岩阶段。其中分布最广和最常见的是方解石，绝对含量平均为1.8%；其次是白云石，绝对含量平均为0.61%；铁方解石和铁白云石绝对含量分别为0.03%和0.05%。

图8 研究区长7储层碳酸盐胶结物含量与深度关系图

5 成岩相划分与有利成岩相带

依据成岩作用特点及对储层物性的影响，并结合铸体薄片观察研究，划分出五种成岩相带。

5.1 自生高岭石胶结+溶蚀相

这类成岩相主要分布在研究区南部宁41—宁35—宁29—宁30井区(图9)。孔隙中发育大量晶形较好的呈分散质点式充填的自生高岭石晶体，储集空间发育高岭石晶间微孔、绿泥石和伊利石晶间微孔。由于该区域长7储层砂岩中含有不稳定的长石碎屑以及火山碎屑，在成岩过程中普遍发生溶蚀现象，如镜下观察宁29井岩石薄片，普见大量粒间及粒内溶孔发育，这些次生孔隙增强了孔隙之间的连通性，大大改善了储层的品质。

5.2 石英加大和高岭石胶结+弱溶蚀相

该岩相带主要发育于岩屑长石砂岩和长石岩屑砂岩中，主要在研究区西部发育，在中部庄49—庄41—庄43井区域也偶见发育(图9)，是较有利储层发育的岩相带。成岩过程中富含SiO2的流体，在粒间孔隙中以石英次生加大边的形式出现，导致粒间孔隙度显著降低，剩余的孔隙被后生高岭石充填，仅有少量高岭石晶间孔发育。这些晶间孔在酸性介质下发生溶蚀作用形成溶蚀缝而相连通，成为有利的成岩相类型。

5.3 粘土薄膜和石英弱加大胶结+溶蚀相

这类成岩相发育程度较低，仅在研究区中部宁36井区、庄167—庄168井区发育(图9)。该岩相带主要见于岩屑长石砂岩中，一方面由于石英的抗压能力强，使压实作用的效果相对减弱，有利于原生孔隙的保存；另一方面，粘土膜的存在阻止了石英次生加大的形成，使部分原生粒间孔得以保存下来。同时酸性溶液进入砂岩对长石碎屑、火山岩岩屑等易溶组分进行溶蚀作用，形成石英加大边和次生粒间溶孔，使砂岩具有良好的储集性能，是优质储层发育的岩相带。

5.4 机械压实致密相

该岩相带发育比较强烈，大面积分布，主要集中在研究区西南部和北部(图9)。此相带使砂岩储层几乎完全丧失储集性能。

5.5 钙质胶结交代致密相

这类相带在研究区中南部比较发育(图9)，主要出现于长石岩屑砂岩中，由于碳酸盐胶结物频繁沉淀和广泛分布于该岩相带砂岩中，形成横向上的碳酸盐胶结致密层，使得砂岩更加致密，储集性能几乎完全丧失。

图9 研究区长7储层成岩相平面分布图

长7储层的成岩作用相对较强，成岩环境也随着埋深的加大而逐渐趋向于碱性环境。压实作用以及压溶作用形成的次生加大，使储集体原生孔隙急剧减少。有些地区常见由于强烈挤压而发生定向排列的云母类矿物。碱性环境中，粘土矿物和火山碎屑中的蒙脱石、高岭石向伊利石转变，形成伊蒙混层，虽然还能够保持着一定的孔隙度，但渗透率往往受到很大的影响。

6 储层砂体展布及油气地质意义

合水-塔尔湾长7储层沉积相类型主要以湖相和浊积扇相为主，在详细分析沉积演化的基础上，结合区域地质资料，编制了长7储层砂岩厚度等值线图(图10)。研究表明，作为主要储层的浊积扇砂体主要来自西南方向的辫状河三角洲前缘滑塌，砂体呈条带状分布，沉积厚度大，河道中心砂体最大厚度可达60m左右，向东北方向厚度变薄，水道前端延伸到了城35—庄72—塔9一线尖灭。前端平行物源方向还有零星分布的厚度较小的滑塌浊积岩。

图10 研究区长7储层砂岩厚度等值线图

湖相浊流沉积与油气的形成和储集关系密切已得到证实。延长组长7油层组同样具备良好的石油成藏地质条件，长7期湖盆基底整体下沉剧烈，发育达到了鼎盛，广泛发育大面积的深湖区，深水面积可达5.5×104km2，最大水深60m，水生生物和浮游生物繁盛，沉积了一套巨厚深灰色、灰黑色泥岩和油页岩，母质类型以腐泥-腐殖型为主，有机炭含量高达5.81%，为研究区油藏的形成奠定了雄厚的物质基础[1]。半深湖—深湖中发育的浊积岩砂体，虽然储层物性劣于三角洲砂体，但根据石油地质条件分析表明，浊积砂体伸入深湖腹地，与烃源岩呈指状接触，优先捕获油气而成藏。近年来在陇东合水地区发现了储量过亿吨的大油田，其浊积岩砂体储层就占了相当的一部分，证明浊积岩同样具有很大的石油勘探潜力，可作为长庆油田下一步增储上产的重点勘探目标。