鄂尔多斯盆地富黄地区三叠系长6组储层物性影响因素研究

王立龙，武富礼，王二虎，王 凯，罗 星，雷 迅

(1.西安石油大学 地球科学与工程学院，陕西 西安 710065;2.延长油田股份有限公司 吴起采油厂，陕西 延安 717600)

富黄地区位于陕西省黄陵县西北部，本区域构造位置处于鄂尔多斯盆地一级构造单元陕北斜坡的南部(图1)，属平缓的西倾单斜，地层倾角小于1°，千米坡降为6～10 m，内部构造简单，在此构造背景上发育有因岩性差异压实作用而形成的低幅度鼻状隆起。

从大沉积背景来看，本区位于富县三角洲西南方向的半深～深湖区，延长期长7时是湖泊发展的鼎盛时期，水体深、水域广，气候温暖，生物繁盛，沉积了一套较厚的富含有机质的浅湖、半深湖相沉积，构成了盆地中生界最主要的生油岩层，长6是富县三角洲建设的高潮期，处于半深～深湖区形成了浊积岩，成为本区的储集体，长4+5广泛沉积的湖相泥岩构成长6油层组的良好区域性盖层，同时，长6油层本身发育的三角洲前缘滑塌浊积水道间和水道前缘沉积以及自身砂岩的成岩变化亦为其油气的储集提供了良好的遮挡与封盖条件。长7～长4+5沉积垂向上构成了一个完整的生储盖组合，横向上自西向东，自南而北生储盖匹配适宜。

图1 研究区位置及鄂尔多斯盆地构造单元划分

1 储层的岩石学特征

富黄地区长6地层为三角洲前缘滑塌浊积扇的中扇沉积，以浊积水道沉积为主，储层岩性主要为浅灰色、灰色中～厚层细粒长石砂岩，含少量岩屑质长石砂岩，具有近似的岩石学特征;主要粒度为0.07～0.25 mm。

1.1 碎屑矿物组合特征

碎屑组成主要以各类长石为主，其次为石英、岩屑及少量的重矿物组成，成分成熟度低，碎屑成份以长石含量最高。(详见表1)

表1 富黄地区长6各油层亚组储层矿物成份统计表

根据砂岩样品薄片鉴定表明，本区长6碎屑组分中，主要矿物成分为长石，占28% ～66%，平均53.5%;次为石英，占13% ～36%，平均21.2%;岩屑含量1% ～16%，平均5.5%。岩屑主要为变质岩岩屑，含量一般1% ～8%，平均3.4%;其次为沉积岩岩屑，含量一般1% ～16%，平均1.6%;岩浆岩岩屑最少，含量一般2% ～5%，平均0.5%，。依据砂岩成因分类方案，富黄地区长6储层砂岩为长石砂岩(图2)。

1.2 填隙物组合特征

填隙物含量为1～37.0%，平均9.7%，其中杂基含量为1～16%，平均4.3%;胶结物为1～28%，平均5.4%。杂基主要为泥质。粉砂岩中杂基含量明显高于细砂岩中的杂基含量。胶结物主要为方解石(1～16%，平均1.3%)和石英质(1～5%，平均 1.4%)，少量伊利石、绿泥石、高岭石、铁方解石、白云石、铁白云石及长石质胶结。

图2 富黄地区长6砂岩分类三角图

本区长6岩样中个别白云石胶结达40%，偶见石英次生加大现象并充填孔隙，使大部分粒间孔消失，孔隙变小。填隙物中绿泥石和方解石的存在，均反映了沉积环境属于一个碱性环境。

2 储层物性特征

根据本区样品的岩心分析资料统计，长6储层的孔隙度最大值为17.0%，最小值为3.2%，平均值为8.88%;渗透率最大值为 3.52 ×10－3μm2，最小值为0.02 ×10－3μm2，平均值为0.25 ×10－3μm2。

综上所述，可见本区长6储层主要为超低孔、超低渗储层。

3 长6储层物性主控因素

3.1 沉积微相对储层物性的控制

沉积环境是影响储层储集性能的地质基础，不同沉积微相砂岩储集性存在明显的差异。本区长6主要发育中扇浊积水道和浊积水道间等微相，偏砂的浊积水道微相中发育较好的储集砂体，裂缝、微裂缝主要发育在浊积水道微相中，其砂岩厚度大、岩性纯、塑性差、泥岩薄，裂缝发育;偏泥的浊积水道间微相发育差储层，砂岩薄、岩性不纯、泥岩夹层多，裂缝不发育。取心、试油等资料证实较纯的粉、细砂岩裂缝发育，泥质粉砂岩、泥质细砂岩裂缝发育程度差。岩石的脆性成分(长石、石英等)含量高易产生裂缝。综合认为，孔渗高、物性好、含油饱和度相对较高的浊积水道砂岩和其中较发育的裂缝、微裂缝的共同作用，是造成局部高产的主要原因。

3.2 压实压溶作用

从镜下观察发现，本区碎屑颗粒的凹凸接触和缝合线接触很少发育，基本未进入压溶阶段，从压实作用阶段考虑，在绝大多数情况下，本区储层砂岩所经历的成岩阶段不会超过晚成岩早期。经过计算(假设原始孔隙度为40%)，本区长6砂岩储层被压实作用减小的原始孔隙百分比分别为70.9%，是砂岩原生粒间孔减少的主要原因之一。

3.3 溶蚀作用

在本区长6砂岩中，有大量的长石、石英、岩屑、方解石等多种易溶组分，通过薄片观察，主要有长石溶孔、岩屑溶孔。区内钾长石与斜长石的溶解，往往形成粒内溶孔、粒缘溶孔、导致长石呈网状、岛弧状，长石溶蚀作用形成的溶蚀面孔率为1%～2%。由于溶蚀孔隙的存在，对储层的物性起到了一定的积极有效的改善作用。

3.4 胶结作用

胶结作用是使储层孔隙度降低的重要因素，可造成孔隙堵塞，但不减小粒间体积，通过镜下观察，胶结方式多样，主要有孔隙式，次为薄膜～孔隙式和压嵌～孔隙式，还有基底～孔隙式、基底式。根据胶结物成分来分类，本区长6胶结作用主要有碳酸盐胶结、硅质胶结和粘土矿物胶结等三种。计算可知，长6砂岩储层被胶结作用减少的原始孔隙百分比为25%。

3.5 交代作用

在本区内，主要的交代作用是方解石对长石的交代。由于交代过程服从体积保持不变定律和质量作用定律，因此，事实上交代作用对储层的影响不大。通过对成岩作用的总结及薄片鉴定的统计，绘制了本区各成岩作用对储层孔隙度的影响(表2)

表2 富黄地区各成岩作用对孔隙度的影响

3.6 裂缝对储层的影响

由于裂缝的存在，对本区储层物性和油气成藏起到了如下作用:

①裂缝为本区提供了流体的渗流通道，同时又增加了储层的非均质。研究表明，微裂缝对储层储集性能影响不大，但对于储层渗透性的影响较大。富黄地区长6储层属于超低渗透储层，其之所以能够具有一定的经济效益，储层微裂缝对于油气的渗流起到了重要作用。

②本区大多数裂缝为高角度裂缝，其裂缝大部分处于充填、半充填状态，这为油气向上运移形成油气藏提供了通道。

③微裂缝不仅为油气运移提供了通道，而且极大地改善了储集性能。

4 结论

(1)本区长6储层岩性细而致密，主要为一套细粒长石砂岩夹粉砂岩。砂岩粒度偏细，以细砂岩为主。小孔是主要的油气储集空间，细喉则是长6的基本渗流通道，为典型超低孔、超低渗储集层。具有典型的低成分成熟度、低结构成熟度特征。

(2)主力储层长63亚组主要为三角洲前缘滑塌浊积扇的中扇沉积，为浊积岩发育的主要时期，浊积水道砂岩是主要储集层，沉积微相包括浊积水道，浊积水道间，中扇过渡带。

(3)长6储集层的物性主控因素主要包括:沉积微相、砂岩物质成分、压实和压溶作用、溶蚀作用、胶结作用及后期裂缝。其中储集砂体所处的沉积环境是影响该区储层物性最主要的因素。

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