镇北地区长4+5油层组储层特征与控制因素

万慈昡，陈洪德，赵俊兴，李凤杰

（油气藏地质及开发工程国家重点实验室（成都理工大学），成都 610059）

镇北地区长4+5油层组储层特征与控制因素

万慈昡，陈洪德，赵俊兴，李凤杰

（油气藏地质及开发工程国家重点实验室（成都理工大学），成都 610059）

通过观察岩石及铸体薄片和常规物性分析等方法，对鄂尔多斯盆地镇北地区长4＋5油层组储层砂体的岩石学特征、成岩作用、储集类型和主要控制因素进行了分析。研究表明：长4＋5油层组储层砂体的孔隙主要以粒间孔和长石溶孔为主，粒间溶孔次之；成岩作用包括建设性成岩作用和破坏性成岩作用，建设性成岩作用包括溶蚀作用、绿泥石黏土膜形成作用，破坏性成岩作用包括机械压实作用、石英及长石的次生加大、碳酸盐胶结作用，其中压实作用和碳酸盐胶结是造成本区砂岩原生孔隙大量丧失的主要原因。以成岩作用为基础，建立了镇北地区长4＋5油层组5种成岩相类型。储层的发育受沉积相、成岩作用和成岩相的影响。有利储层发育的沉积微相砂体类型为三角洲平原分流河道和三角洲前缘水下分流河道砂体，有利的成岩作用和成岩相为长石溶孔相、高岭石弱溶蚀相和绿泥石环边残余孔相。

储层特征；成岩作用；长4＋5油层组；鄂尔多斯盆地

低渗透率砂岩储层广泛存在于各含油盆地之中，是近年来中国油气勘探的重要对象。目前在中国的探明储量中，低渗透、超低渗透油藏储量逐年上升，尤其是特低、超低渗透油藏探明储量的比例越来越大。由于低渗透油田开发在中国石油工业持续发展中的作用越来越重要，对低渗透砂岩储层形成的地质认识也越来越深入［1］。

鄂尔多斯盆地镇北地区三叠系延长组长4＋5油层组属于特低、超低渗油藏，其平均渗透率仅为1.1×10－3μm2，有效储层平均孔隙度为12.26%［1］。储层微观结构与渗流特征以及该储层致密及超低渗等特点是影响油层产能的重要因素［2］。而镇北地区位于鄂尔多斯盆地西南部，是多油层叠合的含油富集区，具有良好的资源潜力及勘探开发前景，但主控因素及富集规律尚不明确［2］。由于长4＋5油层组储层物性差异也较大，因此，开展储层特征研究，尤其是分析长4＋5油层组试油高产井的储层砂岩的岩石学特征、成岩作用类型、孔隙类型和物性特征，可深化对优质储层形成机理和分布规律的认识，寻找有利勘探方向。

鄂尔多斯盆地延长组为大型拗陷湖泊发育期，接受陆相河流—三角洲—湖泊沉积，保存了厚达千米的生、储、盖组合。根据岩、电性特征及含油性的差异，自上而下可划分为长1—长10等10个油层组。其中长10—长7油层组为湖盆扩张期，长6—长1油层组为湖盆收缩期。长4＋5油层组主要为辫状河三角洲沉积体系，包括三角洲平原和前缘2种沉积亚相，主要的储集砂体包括三角洲平原分流河道和三角洲前缘水下分流河道砂体［3，4］。

1 储层特征

1.1 岩石学特征

镇北地区长4＋5油层组储层砂岩主要为灰白色、深灰色、灰褐色、灰黑色极细、细、中砂岩和含泥粉砂岩，岩性以岩屑长石砂岩、长石岩屑砂岩为主，岩屑砂岩次之。通过对薄片鉴定资料统计表明，碎屑成分平均占全岩（面积分数）87.42%，其中石英占35%～55%，平均为48.65%；长石占14%～25%，平均为17.87%；岩屑占13%～31%，平均为18.38%；云母占1%～4.5%，平均为2.57%。岩屑中主要为变质岩屑、岩浆岩屑，其中变质岩岩屑平均含量7.73%。碎屑颗粒大小以极细—细粒、细—中粒为主，不等粒次之；颗粒大多呈棱角、次棱角—次圆状，而圆状较少；分选程度以中、中—好为主，其次为差；胶结类型主要是孔隙型，接触关系以点-线状为主，线-凹凸状接触次之。

长4＋5油层组砂岩储层填隙物的面积分数平均值为12.75%。钙质胶结物的面积分数为1%～12%，平均为3.96%，其中以铁方解石为主，平均约为2%；水云母面积分数为0.5%～7.5%，平均为3.28%，最高达12%；高岭石面积分数为1%～7%，平均为1.89%；绿泥石面积分数为0.2%～1%，平均为0.3%；硅质胶结物形成石英的次生加大的面积分数为0.5%～7.5%，平均为2.23%。

1.2 孔隙类型

1.2.1 原生粒间孔

镇北地区延长组长4＋5油层组砂岩中原生粒间孔的面积分数主要介于4.5%～7.3%之间，最高可达10.2%［5］。绿泥石膜对原生粒间孔具有保存作用［6］，是研究区主要的原生粒间孔发育类型（图1-A，B）。

1.2.2 次生孔隙

长4＋5油层组储层中粒间溶孔大多数是由粒间长石和黏土溶蚀形成，主要是在剩余原生粒间孔环边绿泥石溶解的基础上进一步溶蚀扩大而成。粒内溶孔主要是长石溶蚀产生，以长石粒内蜂窝状溶蚀孔隙（图1-C）为主。常见有发育不同程度的长石铸模孔，孔径一般在0.2～0.4 mm之间，长石碎屑外形保存完好（图1-D）。晶间孔多为杂基高岭石化，或自生高岭石（图1-E，F）和绿泥石晶体间形成的孔隙，孔径较小，对储层的储集性和渗透率的贡献不大。

镇北地区长4＋5油层组的面孔率较高，都在4%以上，面孔率最大介于9.2%～10.3%之间，主要以原生粒间孔和粒内溶孔为主，原生粒间孔和长石溶孔的贡献最大（图1-G，H）。

1.3 孔隙结构

镇北地区长4＋5油层组储层的排驱压力在0.17～5.123 3 MPa之间，平均为1.147 8 MPa；最大连通孔隙喉道半径在0.051 2～0.587 2μm，平均为0.25μm，说明岩石孔隙喉道较不集中，储层孔喉半径总体较小；中值压力在1.251 8～23.623 4 MPa，平均为5.58 MPa，表明岩石较为致密；退汞效率13.94%～45.6%，平均为28.85%，说明储层中毛细管效率采收率较低；而分选系数在0.898 3～2.860 7之间，平均为1.939，表明在孔隙中孔喉分选一般［7］，按照行业标准镇北地区长4＋5油层组整体属于特低渗透和超低渗透储层。

图1 镇北地区长4+5油层组储层砂岩主要孔隙类型Fig.1 The main pore categories of the sandstone within Chang 4＋5 oil layer group reservoir in the Zhenbei area

1.4 物性特征

从长4＋5油层组孔隙度和渗透率区间分布图（图2）可以看出，长4＋5油层组孔隙度集中在7.0%～16.2%，主要分布在8%～14%。其渗透率值分布范围较大，渗透率＜0.1×10－3μm2的占28%，渗透率＞1.5×10－3μm2的占17%，整体上渗透率较低。

2 储层成岩作用

通过对铸体薄片、扫描电镜、黏土含量、物性分析等测试分析资料的研究，镇北地区长4＋5油层组主要的成岩作用包括：压实作用、胶结作用和自生矿物的形成作用和溶蚀作用。

2.1 成岩作用类型

2.1.1 压实作用

在镇北地区延长组长4＋5油层组砂岩中可观察到颗粒接触紧密、塑性的云母碎片发生定向排列甚至发生绕曲（图3-A），泥岩屑挤压变形，形成假杂基等，表明储集砂岩经受了比较强的压实作用改造；但该区砂岩成分和结构成熟度较低，未见十分明显的压溶现象。

2.1.2 胶结作用和自生矿物的形成

镇北地区长4＋5油层组碎屑岩储层中的硅质胶结物分布普遍，主要以石英次生加大（图3-B）和自形石英晶体（图3-C）产出在碎屑石英颗粒表面、粒间孔壁和粒内溶孔中，石英颗粒形成缝合线状接触关系，使得砂岩的孔隙度和渗透率明显降低。

碳酸盐胶结物成分上主要以铁方解石、白云石、铁白云石为主（图3-D，E，F，G），并且有明显的多期次形成特征。晚期形成的含铁方解石（图3-G）和白云石等通过交代作用和充填作用破坏砂岩孔渗体系［8，9］，造成砂岩储层孔渗参数普遍较低。

水云母胶结物主要以纤维状晶形出现（图3-H），多数被后来的石英加大边及铁方解石、铁白云石交代后充填孔隙并堵塞喉道，使砂岩孔隙度、渗透率大幅度降低。

绿泥石膜（图1-A）和水云母膜（图3-I）主要呈暗色的黏土边围绕在碎屑颗粒表面（图3-C，I），仅偶尔见到粒径较小的石英单晶体（图3-C），对原生孔隙的破坏小，因此，黏土膜发育的砂岩孔隙度通常较高。

2.1.3 溶蚀作用

研究区砂岩的成分成熟度和结构成熟度均较低，易发生溶蚀。长石颗粒的溶蚀可沿解理面（图3-K，L）和破裂面发生，形成明显的粒内溶孔，甚至形成铸模孔（图1-D）。

2.2 成岩作用序列

根据各成岩矿物共生组合关系及成因分析，镇北地区长4＋5油层组储层成岩作用具有如下特征：（1）砂岩中碎屑多成点-线式接触，黑云母被压实变形，甚至形成假杂基，说明长4＋5油层组已经进入晚成岩A期或B期（图3-A）。（2）绿泥石颗粒未接触部位可见形成明显的绿泥石环边，可知绿泥石环边形成于压实作用之后（图1-A）。（3）方解石主要充填于粒间，形成于绿泥石环边之后，不见充填长石等溶孔，由此判定其形成于长石溶蚀之前。（4）薄片中多见水云母充填在粒间和长石溶孔中，确定水云母的胶结形成于长石溶蚀之后（图3-H）。（5）部分溶蚀的长石被铁方解石连生胶结，可知铁方解石形成于晚期，发生于长石溶蚀之后（图3-G）。（6）自生矿物有蠕虫状自生高岭石、纤维状伊利石、半自形—自形状铁方解石和少量自形铁白云石、晶体较小的自生石英。

图2 长4+5油层组孔隙度和渗透率分布直方图Fig.2 The porosity and permeability frequency distribution diagram of Chang 4＋5 oil layer group

图3 镇北地区长4+5油层组储层砂岩成岩作用类型Fig.3 The categories of lithogenesis of the sandstone within Chang 4＋5 oil layer group reservoir in the Zhenbei area

图4 镇北地区长4+5油层组储层成岩阶段划分Fig.4 The classification of the diagenetic stage of Chang 4＋5 oil layer group reservoir in the Zhenbei area

根据上述特征，可归纳出镇北地区延长组长4＋5油层组碎屑岩成岩阶段划分（图4），主要成岩序列综合表现为：早期压实作用→绿泥石环边形成→水云母胶结作用→方解石胶结物的形成→长石和部分岩屑的溶蚀→高岭石的胶结作用→晚期方解石的充填和交代→晚期自生石英的形成。结合镇北地区长4＋5油层组储集层的埋藏深度一般为1.6～2.4 km，认为长4＋5油层组储集砂岩目前主要处于晚成岩阶段A期的晚期和晚成岩阶段B期的早期。

3 储层主要控制因素分析

3.1 沉积微相与储层关系

沉积相对储层的控制作用体现在沉积微相的类型和砂体的厚度［10］。镇北地区长4＋5油层组储层主要发育于三角洲平原分流河道和三角洲前缘水下分流河道砂体中。从沉积微相及其储层物性对应的统计结果来看（表1），长4＋5油层组分流河道砂体有最好的孔隙度和渗透率，平均值分别为12.83%和1.55×10－3μm2；其次是分流河道侧缘砂体，其孔隙度和渗透率平均值分别为12.36%和0.68×10－3μm2；天然堤砂体物性最差，其孔隙度和渗透率平均值分别为11.05%和0.31×10－3μm2。

3.2 成岩作用与储层发育的关系

经岩石薄片及扫描电镜观察，按成岩作用对储集岩孔隙发育的利弊，可将成岩作用对储层的影响分为建设性成岩作用和破坏性成岩作用两种类型。建设性成岩作用包括早期环边绿泥石薄膜和溶蚀作用，破坏性成岩作用包括压实作用、钙质胶结作用和自生伊利石、绿泥石、高岭石等黏土矿物的生成。成岩作用对储层的控制体现在对储层砂岩碎屑的成分与含量等方面的控制上。

3.2.1 石英含量与储层发育的关系

镇北地区长4＋5油层组的石英含量相对较高、原生粒间孔相对发育（图1-A，B）。通过统计分析发现镇北地区的原生粒间孔面孔率与石英含量之间呈正相关（图5），表明石英的含量越高，其抗压实能力越强，原生粒间孔保存得越多。

3.2.2 长石含量与储层发育的关系

长石粒内溶孔是长4＋5油层组重要的孔隙类型（图1-C，D，F，G），而长石的含量是造成长石粒内溶孔发育的重要前提条件。通过统计分析，长石溶孔与长石含量之间呈一定的正相关性，长石含量高，长石溶孔也增加（图6）。

镇北地区长4＋5油层组的钙质胶结物含量相对较高（图2-D，E，F，G），钙质胶结对孔隙起到堵塞的作用，不利于孔隙的发育。通过统计分析发现镇北地区的原生粒间孔与钙质胶结呈负相关的关系（图7）。

表1 镇北地区长4+5油层组各微相砂岩孔隙度和渗透率统计（岩心分析）Table 1 The porosity and permeability data of each microfacies sandstone of Chang 4＋5 oil layer group in the Zhenbei area

图5 镇北地区长4+5油层组石英含量与粒间孔面孔率的关系Fig.5 The relationship between quartz content and surface porosity of intergranular pore within Chang 4＋5 oil layer group in the Zhenbei area

图6 镇北地区长4+5油层组长石含量与长石溶孔的关系Fig.6 The relationship between quartz content and dissolved pore of feldspar within Chang 4＋5 oil layer group in the Zhenbei area

图7 镇北地区长4+5油层组钙质胶结物含量与粒间孔面孔率的关系Fig.7 The relationship between calcarinate content and surface porosity of intergranular pore within Chang 4＋5 oil layer group in the Zhenbei area

3.2.3 水云母含量

水云母是镇北地区填隙物的重要组成部分，对孔隙的保存具有不利的作用（图3-H）。通过统计表明，面孔率与水云母的含量呈弱负相关的关系（图8）。

成岩相是在一定沉积和成岩环境下经历了一定成岩演化阶段的产物，包括岩石颗粒、胶结物、组构和孔洞缝特征及其演化的综合面貌［11，12］。储层的成岩相分布特征，有助于储层区域评价［13］。根据对镇北地区取心井的成分、粒度、沉积环境、成岩作用、胶结物类型、孔隙类型、孔渗特征等的多方面研究，利用特征颗粒类型、特征胶结物类型和主要的成岩作用，将镇北地区长4＋5油层组的成岩相类型划分为：碳酸盐胶结相（图3-D，E，F，G）、硅质-伊利石胶结相（图3-E）、高岭石弱溶蚀相（图1-E，F）、长石溶孔相（图3-K，L）和绿泥石环边残余孔相（图1-A，B）。

图8 镇北地区长4＋5油层组水云母含量与粒间孔面孔率的关系Fig.8 The relationship between hydromica content and surface porosity of intergranular pore within Chang 4＋5 oil layer group in the Zhenbei area

通过对镇北地区长4＋5油层组5种成岩相与钻井岩心物性关系的统计（表2），可以看出，3种建设性成岩相：高岭石弱溶蚀相、长石溶孔相和绿泥石环边残余孔相均具有较高的孔隙度和渗透率，其中绿泥石环边残余孔相的孔隙度最高，为12.7%；长石溶孔相具有最好的渗透率，为1.295 ×10－3μm2。碳酸盐胶结相和硅质-伊利石胶结相孔隙度和渗透率则较低，孔隙度在10%左右，渗透率在0.5×10－3μm2左右。

总的来看，镇北地区长4＋5油层组储层砂岩的成岩相对储层物性具有控制作用，有利于储层发育的成岩相类型有高岭石弱溶蚀相、伊利石胶结-长石溶孔相、绿泥石薄膜相，而不利于储层发育的成岩相类型有碳酸盐胶结相和硅质-伊利石胶结相。

4 结论

a.镇北地区长4＋5油层组储层砂体中孔隙类型以粒间孔和长石溶孔为主，粒间溶孔次之。孔隙结构特征总体表现为排驱压力较高、孔喉半径总体较小、分选不好，属于特低渗透和超低渗透储层。

表2 镇北地区长4+5油层组成岩相类型与储层物性关系Table 2 The statistical list of the lithogenous phase type and the reservoir physical property of Chang 4＋5 oil layer segment

b.镇北地区长4＋5油层组的建设性成岩作用包括溶蚀作用、绿泥石黏土膜形成作用，破坏性成岩作用包括机械压实作用、石英及长石的次生加大、碳酸盐胶结作用，其中压实作用和碳酸盐胶结是造成本区砂岩原生孔隙大量丧失的主要原因。

c.镇北地区长4＋5油层组储层储集性能受沉积微相、成岩作用以及成岩相等因素控制。有利于储层发育的沉积微相砂体类型为三角洲平原分流河道和三角洲前缘水下分流河道砂体，有利的成岩作用和成岩相有长石溶孔相、高岭石弱溶蚀相和绿泥石环边残余孔相。

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Reservoir characteristics of Chang 4+5 oil layer group and controlling factors in Zhenbei area，Ordos Basin，China

WAN Ci-xuan，CHEN Hong-de，ZHAO Jun-xing，LI Feng-jie
State Key Laboratory of Oil&Gas Reservoir Geology and Exploitation，Chengdu University of Technology，Chengdu 610059，China

Based on the comprehensive analysis of rocks，cast thin sections and conventional physical property，this paper analyzes the lithology characters，lithogenesis，storage category and main controlling factors of the Chang 4＋5 oil layer group in the Zhenbei area of Ordos Basin.The result shows that among the several kinds of pores in Chang 4＋5 oil layer group，the feldspar dissolved pore occupies first place and the intergranular dissolved pore comes second.This oil layer group has two types of lithogenesis.One is the constructive lithogenesis which contains denudation and chlorite argillan neogenesis and the other is the destructive lithogenesis which includes the secondary enlargement of quartz and feldspar，mechanical compaction and carbonate cementation.The last two kinds of lithogenesis play the main role in causing the loss of the sandstone primary pore in this area.Based on these lithogenesis，this paper builds 5 types of lapidofacies of Chang 4＋5 oil layer group in the Zhenbei area.Sedimentary facies，diagenesis and diagenetic facies are affected by the development of reservoirs.The delta plain distributary channel and the delta frontal subaqueous distributary channel sand bodies are the categories of the sand body of sedimentary microfacies which are beneficial to the development of reservoirs.The favorable diagenesis and lapidofacies consist of the feldspar dissolved pore phase，the kaolinic thin corrosion phase，and the chlorite rim residual pore phase.

reservoir character；lithogenesis；Chang 4＋5 oil layer group；Ordos Basin

TE121.23

A

10.3969／j.issn.1671-9727.2014.03.06

1671-9727（2014）03-0302-08

2013-10-19

国家“十二五”科技重大专项（2011ZX05002-001）

万慈昡（1989—），男，硕士研究生，研究方向：层序地层学，E-mail：61001802＠qq.com。