鄂尔多斯盆地姬嫄地区长6储层特征及影响因素

张景军， 李凯强， 邢贝贝

(1.东北石油大学 地球科学学院， 黑龙江 大庆 163318；



鄂尔多斯盆地姬嫄地区长6储层特征及影响因素

张景军1， 李凯强1， 邢贝贝2

(1.东北石油大学 地球科学学院， 黑龙江 大庆 163318；

2.大庆油田采油二厂地质大队， 黑龙江 大庆 163414)

采用岩心观察、薄片鉴定、扫描电镜、压汞分析等方法，结合大量物性数据及前人研究成果,对姬嫄地区长6储层特征进行研究，并分析其影响因素。结果表明：研究区岩石以岩屑长石砂岩和长石砂岩为主，原生粒间孔和长石溶孔为主要孔隙类型，孔喉半径小，储层孔隙度较低，渗透率极低。该区不同沉积微相储层具有不同储集物性，分流河道砂体储层物性较好，河道间洼地、分流间湾、半深湖-深湖砂体储层较差；云母、千枚岩等的压实压溶使储层物性变差；长石、灰岩等的溶蚀使物性变好；而胶结物的发育对储层物性的影响具有争议。总体来说，研究区储层物性较差，为低孔超低渗储层，强烈的压实作用是储层呈现致密化的重要原因。

姬嫄地区； 长6储层； 储层特征； 影响因素

0 引 言

随着我国油气勘探程度的不断提高，西部非常规储层的勘探开发逐渐引起人们的重视[1-2]。鄂尔多斯盆地是西部重要的含油气盆地，勘探开发潜力巨大，盆地长6砂岩储层是重要的油气储层。前人对盆地不同区域长6储层开展了大量研究工作，但大部分研究针对陇东地区，如黄思静等[3-5]对陇东地区的储层特征进行了深入的分析，而针对位于盆地西部的姬嫄地区储层的研究不多，且研究内容较为片面。笔者在总结前人研究成果的基础上，运用扫描电镜、偏光显微镜等对所取得的样品进行观察分析，采用大量的研究数据，对该区的长6储层特征进行了较为深入的研究，并分析其影响因素，以期更清晰地认识该储层，为进一步勘探开发提供参考。

1 区域概况

鄂尔多斯盆地是一个整体稳定沉降、坳陷迁移、构造简单的大型多旋回克拉通盆地，包括伊盟隆起、西缘冲断构造带、陕北斜坡、天环坳陷、晋西挠褶带、渭北隆起等构造单元[6-7]。姬嫄地区具体位置如图1所示。该区域位于盆地西缘，北以盐池为界，南至堵后滩—长官庙，西到大水坑—洪德一线，东达堆子梁—吴起一带，面积约1.2×104km2，属于天环凹陷和陕北斜坡两个构造单元的过渡地带，地势平坦。长6期区域发育有辫状河三角洲沉积体系，有东北和西南两个物源，储层孔隙度较低，渗透率极低，为典型的致密储层。

图1 研究区位置

2 储层特征

2.1 岩石学特征

该区域岩石以灰绿色、灰黑色细粒岩屑长石砂岩和长石砂岩为主，其次为长石岩屑砂岩，其余类型砂岩较少，如图2所示。碎屑成分中石英质量分数平均值为33.57%，长石为35.79%，岩屑为17.99%，填隙物为12.65%，成分成熟度为0.57，成熟度较低。研究区岩屑以变质岩岩屑为主，白云岩、高变岩、千枚岩含量较高，云母含量高；塑性岩屑含量高于刚性岩屑；填隙物中杂基含量远低于胶结物含量，胶结物以黏土矿物为主，相对含量为53.97%，碳酸盐岩胶结物相对含量为38.11%，硅质胶结为7.92%。受物源影响胶结物类型在不同区域具有差异性，东部主要为绿泥石胶结，西部主要为高岭石胶结，而伊利石胶结主要集中在研究区南部。岩石粒度主要分布在0.10～0.26 mm，整体粒度较细；分选性较好；磨圆度以次棱角为主，总体结构成熟度较高。

Ⅰ石英砂岩；Ⅱ长石石英砂岩；Ⅲ岩屑石英砂岩；Ⅳ长石砂岩；Ⅴ岩屑长石砂岩；Ⅵ长石岩屑砂岩；Ⅶ岩屑砂岩

2.2 储集空间特征

2.2.1 宏观孔隙类型

表1 姬嫄地区长6储层各种孔隙体积分数

Table 1 Volume fraction various pore of Chang 6 reservoirs in Jiyuan area

孔隙φ-/%x/%原生孔隙残余粒间孔3.03055.94次生孔隙粒间溶孔 0.3506.46长石溶孔 1.13020.86岩屑溶孔 0.2805.17晶间孔 0.2204.06沸石溶孔 0.0070.13微裂隙 0.1903.51微孔 0.2104.32

2.2.2 微观结构特征

储层的微观结构特征主要指孔隙和喉道的特征，在实际生产中常用压汞法进行研究，常用的参数值有排驱压力、退汞效率、中值压力、中值半径、分选系数、歪度等。通过这些参数值可以准确分析储层孔喉半径值、分选性等。

根据研究区591个样品的毛管压力资料，姬嫄地区长6储层排驱压力(p1)较高,平均值为2.21 MPa，最大值可达72.42 MPa；退汞效率(η)较低,平均值为26.58%；中值压力(p2)较小,平均值为8.02 MPa；中值半径(r)较低，平均值为0.14 μm，最大值为0.98 μm；分选系数(R)较高，平均值为1.54，最大值为4.16；歪度分布区间为0.06～0.15，平均值为0.12，最大值为0.18，属于细歪度(表2)。由以上数据可知，该区长6储层渗透率极低，孔喉半径小，分选性较差，喉道分布较分散，储层微观非均质性明显。综合各种观察分析数据并参照文献[8]关于延长组孔隙结构分类标准，认为长6储层孔隙结构为细孔隙微细喉道。

表2 研究区毛管压力测试参数

2.3 物性特征

姬嫄地区长6砂岩储层的孔隙度较低，主要分布于4%～15%，占样品总数的91%，平均值为10.18%；渗透率极低，主要分布于0.08×10-3～0.51×10-3μm2，占样品总数的85%，平均值为0.34×10-3μm2。受该区域长6储层较为发育的裂缝影响，个别样品的渗透率远高于平均值，达4.09×10-3μm2。目前技术条件下，孔隙度6%、渗透率0.07×10-3μm2以下的储层难以开采，作为无效储层不参与统计[9]。由此得有效储层平均孔隙度为11.47%，平均渗透率为0.46×10-3μm2。

3 储层物性影响因素

砂岩储层的影响因素可以从沉积和成岩两个角度进行分析，研究区沉积相以三角洲相为主，湖相仅分布在南部小片区域，依据成岩作用对储层物性的影响，可将其分为积极性和消极性两类。

3.1 沉积相

研究区亚相以三角洲前缘为主，三角洲平原仅分布于北部，微相类型为水上分流河道、水下分流河道、河道间洼地、分流间湾等(图3a )。分流河道微相发育的沉积砂体是三角洲沉积体系的主体，其砂体储层平均孔隙度为14.46%，平均渗透率为0.62×10-3μm2，砂体粒度整体较粗，成分成熟度较高，泥质杂基含量较少，储集物性较好，其砂体储层沉积厚度较厚，分布面积广，横向和纵向连通性高，为有利的沉积微相(图3b )；分流间湾和湖相沉积物泥质沉积较多，粒度更细，分选差，平均孔隙度为6.25%，平均渗透率为0.26×10-3μm2，孔渗性低，储集物性较差且分布面积有限，其发育的储层为差储层。

a 沉积相

b 有利储层

Fig. 3 Chart of sedimentary facies and distribution of favorable reservoir in study area

3.2 成岩作用

3.2.1 成岩作用演化模式

依据前人研究成果，结合对薄片的观察及岩心分析数据,得到姬塬地区长6储层成岩作用类型及演化模式,如图4所示。

由该区域成岩作用划分及演化模式可知，早成岩A期主要为压实作用和绿泥石胶结，早成岩B期压实作用进一步增强(压溶作用)，并开始出现石英次生加大和各种类型的胶结作用，在早成岩阶段后期中成岩阶段早期有机质开始成熟脱酸，此时储层中的孔隙水pH值开始下降，溶蚀作用拉开序幕。

3.2.2 压实(压溶)作用

研究区碎屑颗粒接触形式主要为线-面接触，凹凸-缝合线接触也较多(图5a)，部分颗粒被压裂，由此可知，该区长6储层所经受的压实作用比较强烈。分析数据发现，塑性岩屑含量与储层孔隙度呈负相关关系，说明该区含量较高的塑性岩屑是该区孔隙度较低的重要原因，塑性岩屑在上覆地层压力下会发生变形，并充填在刚性颗粒之间(图5b、5c)，这种变化导致原生孔隙大量损失。

成岩作用类型同生期早成岩期中成岩期ABAB压实作用压溶作用次生加大长石次生加大 石英次生加大 胶结作用高岭石胶结 伊利石胶结 绿泥石胶结 碳酸盐胶结 溶蚀作用长石溶蚀 胶结物溶蚀 阶段划分依据Ro/%<0.350.35～0.500.50～1.201.20～2.0I/S混层中S层相对含量/%>7050～7015～50≤15矿物学标志 云母水解和黏土化绿泥石环边胶结自生石英石英长石次生加大自生钠长石

图4 姬塬地区长6砂岩成岩作用类型及演化模式

Fig. 4 Diagenesis types and evolution patterns of Chang 6 sandstone in Jiyuan area

3.2.3 胶结作用

研究区各种类型胶结物含量如表3所示。由表3可知，研究区黏土矿物胶结物中绿泥石含量最高，其次为伊利石，高岭石发育最差，其中绿泥石大多以5～8 μm的等厚包膜形态包裹碎屑颗粒，部分呈集合体状充填在孔隙中；伊利石呈发丝状，高岭石呈书页、蠕虫集合体状发育在粒间孔隙中(图5d～5f)。碳酸盐胶结物以铁白云石和铁方解石为主，硅质胶结以石英次生加大为主(图5g)。胶结物的发育会挤占储层原有的空间，堵塞喉道；但其发育也会增加储层的抗压能力并为后期溶蚀作用提供物质基础，有利于原生孔隙的保存和次生孔隙的生成。

a 碎屑颗粒呈线-面接触形式 b 云母受强烈的挤压变形 c 压实作用使塑性岩屑变形

d 绿泥石膜包裹在石英颗粒表面 e 伊利石在粒间孔隙丝状充填 f 高岭石在粒间充填

g 自生石英在粒间生长 h 长石溶蚀呈长条状 i 胶结物被溶蚀呈蜂窝状

表3 研究区各种类型胶结物含量

3.2.4 溶蚀作用

研究区长6储层次生孔隙较为发育，各类溶蚀孔隙约占总孔隙的40%，其中以长石溶孔最为发育，占20%左右，这与其含量相对较高和易于溶蚀的原因分不开。在镜下可观察到各种形态的次生孔隙，如长石溶蚀常呈现出长条状孔隙，长石溶孔与毛发状伊利石相伴生，个别长石甚至全部被溶蚀仅残余绿泥石包膜，各类胶结物被溶蚀呈蜂窝状(图4h,4i)。这些次生溶孔大大增加了储层孔隙度，为该区域致密储层储集油气作出了较大贡献，同时，酸性孔隙水在岩层流动过程中对渗流通道的溶蚀改造也会使渗透率增加，对储层渗透率的提高具有积极作用。

3.3 胶结物发育

胶结物发育对储层物性具有双重影响，该区广泛发育的绿泥石膜和绿泥石填隙会占据储层储集空间，使物性变差；而早期形成的绿泥石膜会增强储层的抗压能力，包裹在碎屑颗粒表面的绿泥石膜会抑制石英和长石的次生加大，有利于粒间孔隙的保存，使储层物性变好[10]；早期碳酸盐胶结可以在压实过程中为碎屑颗粒提供支撑作用，而后期碳酸盐胶结的发育则会使储层物性变差。刚性石英颗粒的存在有助于原生孔隙的保存，但随着石英次生加大(硅质胶结)的不断进行，自生石英会占据原有的粒间孔隙，使储层孔隙度降低，同时，储层中的各类胶结物在孔隙水的作用下发生溶蚀，产生各类次生孔隙。因此，胶结物的发育对储层物性的影响具有争议。从该区域的成岩划分及演化模式来看，除绿泥石胶结外，各类胶结物发育均较晚，此时压实作用已进行得较为彻底，碎屑颗粒的接触关系已趋于稳定[11]。胶结物对碎屑颗粒的支撑到底能起到多大作用，且对颗粒的支撑与对储层空间的挤占堵塞，哪一点更占优势现有的资料和研究手段无法得到确切答复，而胶结物被溶蚀后产生的次生产物是被孔隙水带走还是留在原地重新生成其他物质再次挤占储集空间，也同样需要进一步研究[12]。因此，胶结物的发育对储层物性产生积极还是消极的影响需要深入讨论。

4 结 论

(1)姬嫄地区长6储层砂岩以岩屑长石砂岩和长石砂岩为主；石英和长石含量较高，岩屑填隙物较低，成分成熟度Q/(F+R)值较低；岩屑以变质岩岩屑为主，塑性岩屑含量较高，填隙物以各类胶结物为主，黏土矿物含量最高，碳酸盐岩和硅质胶结物较低。

(2)该区域碎屑颗粒以细粒、次棱角状为主，分选性较好，结构成熟度较高；储集空间以残余粒间孔隙为主，次生长石溶孔也较发育，孔隙度低；孔喉分选性较差，孔喉半径小，储层微观非均质性较强，渗透率极低。该储层为低孔超低渗储层。

(3)影响研究区长6储层储集物性的因素有沉积和成岩两个方面。沉积方面，分流河道微相下发育的储层物性较好，分流间湾和半深湖-深湖的砂体储层物性较差。成岩方面，塑性岩屑的压实作用使该区储层物性变差，长石、灰岩等易溶组分的溶蚀作用则大大改善储层的储集物性；胶结物的发育对储层物性的影响需要更深入的研究。

[1] 贾承造, 郑 民, 张永峰. 中国非常规油气资源与勘探开发前景[J]. 石油勘探与开发, 2012, 39(2): 129-136.

[2] 乔德武, 任收麦, 邱海峻, 等. 中国油气资源勘探现状与战略选取[J]. 地质通报, 2011, 30(2/3): 187-196.

[3] 黄思静, 张 萌, 朱世全, 等. 砂岩孔隙成因对孔隙度/渗透率关系的控制作用——以鄂尔多斯盆地陇东地区三叠系延长组为例[J]. 成都理工大学学报: 自然科学版, 2004, 31(6): 648-653.[4] 钟大康, 周立建, 孙海涛, 等. 鄂尔多斯盆地陇东地区延长组砂岩储层岩石学特征[J]. 地学前缘, 2013, 20(2): 52-60.

[5] 罗静兰, 李忠兴, 史成恩, 等. 鄂尔多斯盆地西南部上三叠统延长组长8、长6油层组的沉积体系与物源方向[J]. 地质通报, 2008, 27(1): 101-111.

[6] 何自新. 鄂尔多斯盆地演化与油气[M]. 北京: 石油工业出版社, 2003: 3-5.

[7] 杨 华, 陈洪德, 付金华. 鄂尔多斯盆地晚三叠世沉积地质与油藏分布规律[M]. 北京: 科学出版社, 2012: 116-133.

[8] 冉新权, 吴胜和, 付 晶, 等. 鄂尔多斯盆地陇东地区延长组低渗透储层孔隙结构分类研究[J]. 地学前缘, 2013, 20(2): 77-85.

[9] 方朝刚, 李凤杰, 陈俊宇, 等. 鄂尔多斯盆地姬嫄油田上三叠统延长组长6油层组有利储层分布及控制因素[J]. 地质科技情报, 2014, 33(3): 126-132.

[10] 黄思静, 谢连文, 张 萌, 等. 中国三叠系陆相砂岩中自生绿泥石的形成机制及与储层孔隙保存的关系[J]. 成都理工大学学报: 自然科学版, 2004, 31(3): 273-281.

[11] 田建峰, 喻 建, 张庆洲. 孔隙衬里绿泥石的成因及对储层性能的影响[J]. 吉林大学学报: 自然科学版, 2014, 44(3): 741-748.

[12] 刘喜强. 砂岩储层次生孔隙形成机制的研究进展[J]. 地下水, 2015, 37(4): 241-242.

(编校 荀海鑫)

Characteristics and influence factor analysis of Chang 6 reservoir in Jiyuan area Ordos Basin

ZhangJingjun1，LiKaiqiang1，XingBeibei2

(1.School of Geosciences, Northeast Petroleum University, Daqing 163318, China； 2.Brigade of Petroleum Geology, Second Oil Production Plant of Daqing Oilfield Limited Company, Daqing 163414, China)

This paper introduces a study and analysis of the petrological characteristics and influence factors of Chang 6 sandstone reservoir in Jiyuan area. This study builds on such methods as core observation, thin section identification, scanning electron microscope, and mercury intrusion analysis, combined with a large amount of physical data and previous research results. The results show that the study area is dominated by lithic feldspathic sandstones and feldspar ones; primary intergranular pore and feldspar dissolved pore are the dominant pore types, featuring the small-radius pore and throat and the very low reservoir porosity and permeability. Depending on the reservoirs of sedimentary microfacies, reservoir physical properties vary from better physical properties in distributary channels to poor ones in depression and split Bay, semi deep lake-deep lake sand reservoir; these properties are classified as poor due to the compaction effect of mica and phyllite and as good thanks to the Erosion of feldspar, limestone, accompanied by a persisting controversy as to the effect of cement on the physical properties of the reservoir. The study area owes its poor reservoir physical property to the occurrence of lower porosity and super low permeability. The strong compaction of cuttings is an important contributor to the densification of Chang 6 reservoir.

Jiyuan area; Chang 6 reservoir; reservoir characteristics; influence factor

2016-06-09

国家自然科学基金项目(41472125)

张景军(1973-)，男，吉林省长春人，副教授，博士，研究方向：火山岩储层和油气成藏与保存条件，E-mail:zhangjingjun73@126.com。

10.3969/j.issn.2095-7262.2016.05.005

P618.13

2095-7262(2016)05-0490-06

A