安塞油田Y区块长6储层孔隙特征及影响因素

霍小菊 ，韩宗元，于建青，李成福

（1.西北大学大陆动力学实验室，陕西西安 710069；2.中国石化胜利石油管理局石油开发中心，山东东营 257000；3.延长油田股份有限公司，陕西延安，717200）

安塞油田Y区块长6储层孔隙特征及影响因素

霍小菊1，韩宗元2，于建青3，李成福3

（1.西北大学大陆动力学实验室，陕西西安 710069；2.中国石化胜利石油管理局石油开发中心，山东东营 257000；3.延长油田股份有限公司，陕西延安，717200）

采用普通薄片、铸体薄片、扫描电镜、x衍射及高压压汞等多种技术手段，对鄂尔多斯盆地安塞油田Y区块长6储层的孔隙特征进行研究，并结合储层的沉积环境、岩性特征和成岩演化过程对影响储层孔隙发育的因素进行了深入分析。结果表明，研究区长6储层岩性主要为长石细砂岩；孔隙类型以溶蚀孔及残余粒间孔为主；成岩演化目前均已达到晚成岩A期；沉积环境和成岩作用是影响储层孔隙发育的主要因素，不同的沉积微相直接影响储层砂岩的成分成熟度和结构成熟度的程度；压实作用是造成孔隙减小的主要因素；而碳酸岩、浊沸石等的胶结作用一方面降低粒间孔隙，一方面支撑骨架，增强储层抗压实能力，同时为后期的溶蚀作用产生次生孔隙提供了空间和物质基础；另外，溶蚀作用的多次发生，改变了孔隙结构，使得次生孔隙发育。

安塞油田；长6储层；孔隙结构；孔隙演化；成岩作用

安塞油田研究区位于鄂尔多斯盆地陕北斜坡东部，区域构造表现为平缓的西倾单斜，倾角仅半度左右，总体上保持东北高西南低的构造特征，在差异压实作用下发育较小幅度的鼻状隆起构造，对油气的储集起一定的控制作用[1]。长6油层组属于三角洲前缘沉积[2]，水下分流河道和河口砂坝砂体是油气聚集的主要场所，砂体展布方向为北东—南西向，控制着油气的分布方向。

研究区储集层具有低孔隙度、低渗透率、油层薄、非均质性强等特点，属典型的低渗透非均质岩性油藏。研究区年开采速度小于0.5%，采出程度很低[3]。要提高低渗透油田采收率，除了加大三次采油力度和采油工艺以外，更关键的是掌握地下地质的真实情况。因此详细、精确地掌握地下储层的分布状况，特别是微观孔隙结构，对后期开发中合理布置井网，进行井网调整具有重要意义，从而达到提高油气采收率的目的。

1 储层岩石学特征

图1 研究区长6储层砂岩分类图

研究区长6油层组岩性主要为浅灰色、灰色以及灰绿色块状、细粒硬砂质长石砂岩（见图1）。岩石的成分成熟度低，结构成熟度低到中等。岩石矿物成分陆源碎屑含量为86.41%，其中石英含量19.71%；长石含量53.55%；岩屑含量8.65%。岩屑成分较为复杂，主要有火成岩和变质岩，含量分别为3.86%和4.79%；另外含有少量云母为4.10%。填隙物主要为粘土矿物、碳酸盐胶结物和沸石矿物。

2 储层孔隙特征

2.1 孔隙类型

通过薄片鉴定分析，研究区孔隙类型主要有残余粒间孔、沸石溶孔、长石溶孔、岩屑溶孔等（见表1）。从孔隙形状看:多以三角形或多边形粒间孔为主，也有一些长条形或不规则形状的次生溶蚀孔隙。每个孔隙都有3～4条喉道与之相连。从镜下看原生孔隙主要是粒间孔隙。

2.1.1 粒间孔 根据铸体薄片资料可知，研究区长6油层组储层的平均面孔率为2.98%（见表1）。其中，粒间孔在0.1%～6.7%之间，平均值为1.5%，占总孔隙的40.65%，是研究区最主要的一种孔隙类型（图2a）。孔隙直径最小值小于5 μm，最大值为90 μm，平均值为 30 μm。

表1 研究区长6储层孔隙类型统计表

图2 实物照片

2.1.2 浊沸石溶孔 浊沸石是该区最具特色的矿物类型，分布范围比较广。浊沸石胶结物以其明显的{110}解理及波状消光而容易与长石颗粒区分开，在阴极发光显微镜下浊沸石通常不发光，它常以连片状充填在粒间孔隙中，常可观察到浊沸石交代长石颗粒，偶见方解石交代浊沸石现象。由于浊沸石的{110}解理发育，因此酸性水容易沿解理缝溶蚀，从而在该区储层中形成可观的次生孔隙（图2b）。浊沸石溶孔含量在0.1%～3.8%之间，平均值为1.29%，占总孔隙的34.96%，是研究区含量较高的一种次生孔隙类型。

2.1.3 长石溶孔 长石溶孔是该区较主要的储集空间之一，一般是长石碎屑颗粒内部所含的可溶矿物被溶或沿颗粒解理等易溶部位发生溶解而成的孔隙（图2c），含量在0.1%～2.9%之间，平均值为0.67%，占总孔隙的18.16%。

2.1.4 岩屑溶孔 是指在岩屑颗粒内部由于发生溶蚀作用而形成的孔隙（图2d）。研究区的岩屑溶孔含量最少，大致在0.1%～0.5%之间，平均为0.23%，占总孔隙6.23%。

2.2 孔隙结构

研究区长6油层组孔隙直径在19.78～90.87 μm范围内，平均值为44.46 μm，面孔率平均值仅在3%左右。从67块样品的压汞图像资料（见图3）看出：本区长6储层毛管压力曲线平台段不明显，以陡斜型为主。孔喉分选好到中等，歪度偏细，正负偏态都有。喉道中值半径一般在0～0.4254 μm之间，平均值为0.1261 μm，排驱压力平均为1.9701 MPa，中值压力平均为8.6426 MPa，最大进汞饱和度平均值为74.41%，退汞效率平均为28.06%（见表2）。依据前人对延长组储层孔喉的分级标准[4]，本区孔隙结构类型属小孔隙、微细喉道型。长6油层组表现出低孔低渗储层的特点，微观非均质性强，不利于油藏的开发。

表2 孔喉结构参数统计对比表

2.3 孔隙演化特征

经过对研究区长6储层的成岩序列大量的研究[5，6]，其所经历的成岩演化序列基本一致的认识是:早期粘土膜形成→机械压实→石英次生加大→方解石沉淀→有机流体注入→长石颗粒溶解→浊沸石、方解石溶解→石油侵位→晚期铁方解石充填→晚期铁白云石充填或交代碎屑颗粒，成岩演化目前均已达到晚成岩A期。

沉积物在进入埋藏成岩环境后，其孔隙演化主要受各种成岩作用的控制，沉积物本身的内在特征也在不同程度上制约着成岩作用的发生和发展，进而直接影响着孔隙的演化进程[7，8]。研究区成岩过程中的胶结作用分为两期，即次生孔隙形成之前的早期胶结作用与次生孔隙形成之后的晚期胶结作用。以研究区长61储层的孔隙成岩演化（见图4）为例：长61储层初始孔隙度为33.41%，之后经过早期压实作用、早期胶结作用，使得其孔隙度大大减小，接着在后期溶蚀作用下，孔隙度有所增大，但随着晚期胶结作用的发生，又造成1.95%的孔隙度损失，目前平均孔隙度为10.2%，其中原生粒间孔（主要为残余粒间孔）孔隙度为3.48%，占总孔隙度的34.11%，而次生孔隙占总孔隙的56.16%（见表3）。

表3 成岩过程中孔隙度演化

图3 成岩演化阶段孔隙度演化模式图（以长61为例）

3 影响储层孔隙发育的主要因素

3.1 沉积作用的影响

沉积环境是影响储层孔隙发育的地质基础[9，10]。不同个的沉积环境储层孔隙的发育程度不同，水下分流河道砂体的物性最好，其次为河口坝；在同一沉积微相下不同部位储层孔隙发育程度也存在着明显差异，水动力的强弱影响着砂岩颗粒的粗细、分选性的好坏等，从而影响着孔隙度发育的程度以及渗透率的大小。

研究区长6储层砂岩颗粒整体上较细，最大粒径平均为0.34 mm，主要居于0.05～0.25 mm范围内。统计结果表明：该区80%以上粒级分布为细砂岩，中砂分布有13.62%。通过不同粒径岩性样品孔渗性的对比发现（见图4），孔渗性随着颗粒变细而变差。成熟度对孔隙度的影响表现为成分成熟度越高，孔隙度越高，反之越低。研究区长6油层组砂岩石英含量平均为19.71%，远远低于长石含量，表现为成分成熟度较低，相应的，其孔渗性也低。另外研究区泥板岩、千枚岩、云母等碎屑矿物，尤其是云母，在本区含量较高，充填孔隙，使得储层的孔隙度、渗透率减小。

图4 研究区长6储层平均粒径与孔隙度、渗透率相关图

3.2 成岩作用的影响

除了沉积作用的影响之外，成岩作用在砂岩的埋藏演化过程中对于其孔隙度、渗透率的产生、破坏和改造起关键作用[11,12]。研究区对长6油层组孔隙度其控制作用的成岩作用主要有压实－压溶作用、胶结作用、溶蚀作用。

3.2.1 压实－压溶作用 长6储层砂岩中长石及软组分颗粒含量较高，当沉积物处于松散状态，受强烈压实作用的影响，储集体颗粒变的致密，呈定向排列（图5a），部分颗粒呈线接触，从而造成大量的原生孔隙损失，降低了孔隙度。另外压溶作用造成早期石英次生加大，一方面使粒间孔隙空间减小；另一方面，早期石英的次生加大胶结又妨碍了再压实作用的进行。

3.2.2 胶结作用 较强的胶结作用对储层物性有双重的影响，该区常见的胶结物有碳酸盐、绿泥石、石英、长石自生加大和沸石胶结物。一方面广泛发育的碳酸盐胶结（图5b）和向孔隙中生长的绿泥石薄膜（图5c），占据了一定的孔隙位置，使得孔喉变细，连通性变差，孔隙度、渗透率减小；石英次生加大在原生孔隙中以自形晶充填孔隙中，使储层的喉道变成片状或弯曲缝状喉道，严重影响了流体的渗流，使得储层物性变差。长石次生加大部分被溶蚀，形成次生溶孔，改善孔渗性。另外石英、长石加大后（图5d），会使原来点接触的颗粒变为线接触，不接触的颗粒变为点接触以至线接触，甚至颗粒间呈镶嵌接触。颗粒间的这种接触方式大大降低了储层的孔、渗性。

3.2.3 溶蚀作用 另一方面，研究区浊沸石多数在孔隙中以充填形式存在（图5b），堵塞孔隙，但同时又起到了支撑作用，使骨架颗粒免遭强烈压实，而早期的浊沸石胶结又为后来次生溶蚀孔隙发育提供了物质基础，起着建设性作用。该区溶蚀作用大大改善了储层物性，主要是碎屑颗粒(长石和石英)、基质、胶结物受到程度不等的溶蚀作用，使砂岩孔隙结构发生变化，形成次生溶孔（图5d）。

4 结论

（1）研究区长6储层以细粒长石砂岩为主，岩石成分成熟度较低，结构成熟度低到中等；岩石矿物成分陆源碎屑含量平均为86.41%，石英含量平均为19.71%，岩屑含量平均为8.65%，填隙物成分含量最高可达23.57%，主要为粘土矿物、碳酸盐胶结物和沸石矿物。

（2）研究地区长6储层孔隙类型以粒间孔、溶蚀孔为主，溶蚀孔主要为浊沸石溶孔与长石溶孔，但面孔率比较低，平均仅为2.98%。毛管压力曲线平台段不明显，以陡斜型为主，高压压汞实验表明，储层孔隙结构均有小孔、细喉，孔隙结构极不均匀，微观非均质性强，退汞效率低的特点。属典型的低孔特低渗储层。

（3）研究区长6储层经历的成岩演化序列是:早期粘土膜形成→机械压实→石英次生加大→方解石沉淀→有机流体注入→长石颗粒溶解→浊沸石、方解石溶解→石油侵位→晚期铁方解石充填→晚期铁白云石充填或交代碎屑颗粒，成岩演化目前均已达到晚成岩A期。

（4）影响研究区孔隙发育的主要因素是沉积微相和成岩作用。沉积微相是孔隙是否发育的先决条件，不同的沉积微相直接影响储层砂岩的成分成熟度和结构成熟度。成岩作用中，压实作用是造成孔隙减小的主要因素；而碳酸盐、浊沸石等的胶结作用一方面降低粒间孔隙，一方面支撑骨架，增强储层抗压实能，同时为后期的溶蚀作用产生次生孔隙提供了空间和物质基础；另外，溶蚀作用的多次发生，改变了孔隙结构，使得次生孔隙发育，成为研究区一重要的孔隙类型。

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Characteristics of pore evolution and its controlling factors of Chang 6 reservoir in Y area of Ansai oilfield

HUO Xiaoju1，HAN Zongyuan2，YU Jianqing3，LI Chengfu3
（1.State Key Laboratory of Continental Dynamics，Northwest University，Xi'an Shanxi 710069，China；2.Sinopec Shengli Petroleum Administration，Petroleum Development Center，Dongying ShanDong 257000，China；3.Yanchang Oilfield Llimited-liability Company，Yanan Shanxi 717200，China）

Using ordinary thin sections，casting thin sections，SEM,X-ray diffraction，high pressure mercury and other technical means to study on pore characteristics of Chang 6 reservoir in Ansai oilfield,Ordos basin,and then combined with the sedimentary environment、lithologic feature and diagenetic evolution of the reservoirs to analyse deeply the factors that affected the reservoir porosity.The result shows that the lithologic of Chang 6 reservoir is mainly of feldspar fine sandstone；The main pore types of the reservoir include dissolution pores and residual intergranular pore；Diagenetic evolution has reached late diagenetic A stage；Depositional environments and diagenesis are major factors of reservoir porosity.Different sedimentary microfacies direct effect the degree of the composition maturity and structure maturity of the reservoir sandstones.Compaction is the main factors of pore reducing；on the one hand，the cementation of carbonatite and laumonite reduce the intergranular porosity，on the other hand，support the frame.and enhance the ability to resist compaction.Furthermore,it can provided space and material for the dissolution of secondary pores in the later.In addition,the dissolution changing the pore structure,making secondary pore development.

Ansai oilfield；Chang 6 reservoir；pore structure；pore evolution；diagenesis

TE313.1

A

1673-5285（2012）04-0060-06

2012－02-20

西北大学研究生创新实验基金项目，项目编号：10D2sy025

霍小菊，女（1985-），陕西榆林人，在读硕士生，从事油气田开发工程研究工作。