鄂尔多斯盆地YZ区致密储层特征及影响因素分析

2015-12-15李爱荣王宝萍张录社夏海英

地下水 2015年2期

李爱荣，徐岗，王宝萍，张录社，杜皎，夏海英

(1.西安石油大学地球科学与工程学院，陕西西安710065;2.西北大学大陆动力学国家重点实验室/地质学系，陕西西安710069;3.延长油田股份有限公司，陕西延安716000;4.华北油田采油一厂，河北任丘062452)

鄂尔多斯盆地目前已发现多套含油气层系，为我国典型的低渗透含油气盆地，其中三叠系延长组石油最为富集。YZ区位于鄂尔多斯盆地陕北斜坡东部三角洲之上，隶属子长采油厂，主力产油层为长6油层组，储层砂体为三角洲沉积的产物［1－4］。储层经历沉积、成岩等各类地质作用，导致储层具有强非均质性［5－11］。

1 储层岩石学特征

1.1 碎屑组分

根据4口井的铸体薄片资料统计，长6油层组储层岩石类型多为细粒长石砂岩、中—细粒长石砂岩和岩屑长石砂岩，碎屑成分中石英含量平均30.6%;长石含量平均36.9%;岩屑含量平均20.9%，主要为岩浆岩和变质岩岩屑，几乎不含沉积岩岩屑。一般砂岩的填隙物含量较低，碎屑分选性较好，碎屑颗粒多为次圆－次棱角状，磨圆度中等(见图5b、c)，结构成熟度较高;岩石的支撑类型为颗粒支撑;碎屑颗粒之间以点－线接触或线接触为主(见图5d)，凹凸接触少(见图5a);胶结类型以孔隙－薄膜式、孔隙式胶结为主(见图5a)。

1.2 填隙物组分

填隙物组分以浊沸石和自生绿泥石为主，其含量占填隙物总含量的80%以上，其次为方解石及少量自生高岭石、自生粘土、泥铁质和石英次生加大等。

2 储层微观孔隙结构

研究区长6段储层砂岩中主要发育两种基本孔隙类型，即原生孔隙和次生孔隙。

(1)原生孔隙为机械压实、长石及石英的次生加大和多种胶结作用充填后剩余的原生粒间孔，也称为残余粒间孔或剩余粒间孔，包括早期薄膜状绿泥石、伊利石胶结之后的残余粒间孔，石英、长石次生加大之后的残余粒间孔，方解石、粘土矿物充填胶结之后的残余粒间孔等。

(2)次生孔隙主要为溶蚀作用产生的溶蚀孔隙，包括粒间溶孔、粒内溶孔、填隙物内溶孔和铸模孔。次生孔隙对改善储层的物性起着非常重要的作用，是本区最主要的孔隙类型(见图1)。

图1 YZ区孔隙类型分布频率直方图

除上述孔隙类型外，裂隙孔在研究区也有发育，包括岩石裂隙和颗粒裂隙，是构造作用、机械压实作用和收缩作用改造岩石而形成的狭长孔缝。本区延长组砂岩中裂隙不发育，仅发育在部分砂岩中(见图5f)，主要为层间缝，裂缝沿黑云母或植物碎屑富集的层面发育，见少量的压裂缝和斜交层理的张裂缝，泥岩中裂缝很发育，宽度在0.01～0.04 mm之间(见图5e)。

综合岩石铸体薄片、压汞分析、毛细管压力曲线等资料，可知本区长6段储层砂岩的孔隙结构为小孔微喉型，次为小孔微细喉型。

3 储层物性特征

根据探井863块样品的物性分析数据，研究区延长组长6储层物性变化较大，孔隙度最小为 1.3%，最大可达19.5%，平均值为9.72%，主要分布在8% ～12%，占样品总数的82%;渗透率从小于 0.001 ×10－3μm2到 95.4 ×10－3μm2(为裂缝)，平均值为 1.1 ×10－3μm2，主要分布在 0.1 ～2×10－3μm2，占样品总数的90%(见图2)。按照原石油行业碎屑岩储层物性划分标准［12］，本区延长组储层多属低孔低渗和低孔特低渗储层。

4 影响储层物性的因素

4.1 埋藏深度对储层物性的影响

纵向上，孔隙度随着埋藏深度的变化具有变小的趋势，主要原因是随地层埋深增加，地层的压力增大，使得储层中的原生孔隙降低;渗透率随着埋深的增加也降低，在埋深200～600 m的深度范围内发育多个孔渗高值带，主要是不同时期的成岩作用的结果(见图3)。

图2 YZ区孔隙度、渗透率分布直方图

图3 YZ区孔隙度、渗透率与深度关系图

4.2 沉积环境对储层物性的影响

沉积环境主要影响储层砂岩的粒度、分选性、碎屑成分、泥质杂基的含量，导致不同沉积微相储层物性差异明显。沉积相研究表明，本区延长组长6储层属三角洲沉积体系，总体上看，三角洲相沉积中以分流河道、水下分流河道砂体物性较好，其次为河道侧翼砂体，河道间沉积物性最差。

4.3 成岩作用对储层物性的影响

储层物性除受沉积相的影响外，位于同一相带储层物性的差异主要受成岩作用的控制，其中包括:(1)压实及压溶作用;(2)胶结物的类型、含量及其分布特征;(3)骨架颗粒及浊沸石、方解石、自生绿泥石等胶结物的溶解作用。其中前两者是降低储层储集性能的重要原因，后者对储层的储集性能具有一定的改善作用。

4.3.1 机械压实作用和压溶作用

机械压实作用是沉积物在上覆重力和静水压力作用下，水分排出，碎屑颗粒紧密排列，软组分挤入孔隙，从而使岩石孔隙体积缩小，孔隙度降低渗透性变差的作用。与此同时，沉积物的密度增加，抗侵蚀能力增强。

压实作用在长6砂岩中的主要表现为碎屑颗粒排列紧密，呈点—线接触，颗粒在垂向压力作用下形成定向排列组构(见图5b、d)。随着沉积物埋深的增加，压力和温度的升高，压实作用逐渐被压溶作用所代替，表现为颗粒间由点—线接触过渡为凹凸接触，长石、石英发生次生加大(见图5a)。其结果使原生粒间孔隙进一步减小，同时也使喉道半径大大缩小，降低了储层的渗透能力，本区长6储层砂岩中压溶作用不显著，颗粒之间的凹凸接触关系在个别薄片中可见(见图5f)，石英的次生加大较常见(见图5a)。

4.3.2 胶结作用

在各种胶结物中，以碳酸盐胶结物对储层渗透率影响最大，随着渗透率的增高，碳酸盐含量有降低的趋势，这对长6储层的改善具有重要的作用;对孔隙度的影响甚微，二者相关性不明显，可能和样品数目少有关(见图4)。其次是浊沸石对长6油层组砂岩物性的影响，主要起改善作用。除此之外，粘土矿物、石英次生加大对储层物性也有很大的影响(见图5b)。砂岩中石英和长石次生加大较发育，铸体薄片中可以明显地看到新生长石、石英形成的净边或增生边(见图5a)。

图4 YZ区碳酸盐胶结物含量与储层物性关系图

4.3.3 溶解作用

晚期成岩阶段及表生成岩阶段由碎屑颗粒及浊沸石、碳酸盐胶结物的溶解作用是改善延长组砂岩物性的重要因素［13－14］。观察发现，研究区的岩石颗粒的溶解作用非常发育，主要以粒间溶孔为主(见图5c、d)。

4.4 微裂缝对储层物性的影响

在低渗透储层中，尤其是在深成岩作用下形成的次生低渗透储层中，随着岩石的致密程度增加，岩石的强度和脆性增大，因而在构造应力的作用下将不同程度地产生裂缝。天然裂缝在低渗透油藏开发中占有重要的地位，首先，裂缝是低渗透油藏中油气渗流的重要通道和储集空间，与裂缝有关的次生孔隙构成了油气储集的主要空间，裂缝分布控制着储层分布;其次天然裂缝在低渗透油藏中具有较强的导流作用，并能控制地下流体的流动方向［15－17］。

根据镜下观察，本区长6储层见裂缝，主要发育在泥岩中(图版I－5)，砂岩中裂缝很少见，这为油气的初次运移提供了很好的通道作用。