鄂尔多斯盆地甘谷驿油田长6段低渗储层孔隙微观发育特征及成岩演化

张新春，王兴志

(1.西南石油大学 地球科学与技术学院，四川 成都 610500；2.延长油田股份有限公司 甘谷驿采油厂，陕西 延安 717208)



鄂尔多斯盆地甘谷驿油田长6段低渗储层孔隙微观发育特征及成岩演化

张新春1,2，王兴志1

(1.西南石油大学 地球科学与技术学院，四川 成都 610500；2.延长油田股份有限公司 甘谷驿采油厂，陕西 延安 717208)

针对甘谷驿油田长6段低孔低渗储层，结合区域沉积及地质资料，充分利用岩石薄片分析、压汞及扫描电镜分析，系统研究了该储层孔隙发育类型及特征、孔隙结构划分及孔隙演化机理。研究结果表明，长6段储层岩性以长石砂岩为主，孔隙度约10%，渗透率在(0.1～2.0)×10-3μm2，孔隙类型主要为残余粒间孔，其次为粒间溶孔、粒内溶孔及胶结物溶孔，局部发育微裂隙及晶间孔隙，总面孔率在5%左右。另外，依据孔隙结构参数及J函数法，将孔隙结构划分为4种类型。孔隙的发育特征与成岩作用密切相关，压实压溶作用、胶结充填作用、溶蚀作用对后期的孔隙演化均有重要作用，早期的成岩阶段以压实及胶结作用为主，形成原生残余粒间孔隙，而在成岩阶段后期，次生孔隙发育，形成2种类型次生孔隙，即浊沸石溶蚀孔以及绿泥石、水云母溶蚀形成的溶蚀孔。

孔隙结构；成岩作用；孔隙演化模式；甘谷驿油田

张新春，王兴志.鄂尔多斯盆地甘谷驿油田长6段低渗储层孔隙微观发育特征及成岩演化[J].西安石油大学学报(自然科学版)，2016，31(6)：15-22.

ZHANG Xinchun，WANG Xingzhi.Microscopic pore characteristics and diagenetic evolution of Chang 6 low-permeability reservoir in Ganguyi Oilfield,Erdos Basin[J].Journal of Xi'an Shiyou University (Natural Science Edition),2016,31(6):15-22.

引 言

鄂尔多斯盆地低渗岩性油气藏分布广泛、资源量巨大，深入了解低渗油藏可以更有效地开发和利用低渗油藏资源[1-5]。国内外学者在鄂尔多斯盆地部分地区低渗储层的孔隙结构类型划分、结构参数表征及影响因素方面作过一些研究[6-12]，但对东部地区甘谷驿油田储层孔隙结构研究较少。本文针对甘谷驿油田低渗储层的孔隙结构类型及成因机理进行探讨，以期对油气田的高效开发提供支撑。

1 地质背景

甘谷驿油田地理位置位于陕西省延安市延长县甘谷驿镇境内，构造上位于鄂尔多斯盆地陕北斜坡东部(图1)。陕北斜坡构造简单，为一向西倾的平缓单斜，局部发育由差异压实作用形成的低幅度鼻状构造。研究区长6油层组主要发育三角洲平原分流河道及三角洲前缘水下分流河道沉积。自1975年至今，共完成钻井2 163口，累计产油216.99×104t，油气主要分布在延长组长6段储层的长61、长62、长63及长64这4个砂组，油气主要来源于长7段烃源岩，生储盖组合配置有利(图1)。

2 长6段储层的基本特征

甘谷驿地区长6储层以细粒长石砂岩为主，少量中-细粒长石砂岩，砂岩矿物成分以长石、石英为主，其中长石体积分数30%～67%，石英12%～37%，岩屑1.5%～15%，沉积岩屑普遍含量低，岩屑成分主要为变质岩岩屑及沉积岩岩屑，其次为绿泥石和云母(图2)。另外，岩石填隙物以泥质杂基为主，其次为钙质胶结物，体积分数分别为1%～32%、2%～20%。长6储层砂岩颗粒分选中等，磨圆度为次圆状，胶结方式以孔隙-薄膜式为主，其次为孔隙-接触式。长6段储层孔隙度在6%～10%，渗透率基本小于1×10-3μm2，为低孔低渗储层(图3)。

3 孔隙类型及发育特征

铸体薄片及扫描电镜实验分析表明，长6段储层孔隙类型主要为残余粒间孔，其次为粒间溶孔，再次为粒内溶孔、胶结物溶孔及晶间孔，有少量微裂缝(表1)。面孔率一般在3%～8%，平均5.30%。其中残余粒间孔1%～5%，平均2.66%，为长6层段的主要孔隙类型， 其次溶蚀孔隙包括粒间溶孔和粒

图2 长6段储层的岩石矿物成分特征Fig.2 Composition characteristics of Chang 6 reservoir rock mineral

图3 长6段储层孔隙度及渗透率分布直方图Fig.3 Histograms of porosity and permeability distribution of Chang 6 formation

内溶孔，粒间溶孔0.5%～2%，平均1.00%，粒内溶孔0.5%～2%，平均1.18%。粒间孔隙和粒内溶孔约占总孔隙的80%，是本区长6储层的主要储集空间。(1)粒间孔。粒间孔包括原生粒间孔及残余粒间孔(图4(a))。原生孔隙的保存容易受成岩演化的影响，只有在压实及胶结作用较弱的条件下才能得以保存。残余粒间孔是原生粒间孔经过压实作用改造或后期被次生石英加大及成岩早期方解石充填而残留的孔隙，在长6段较发育[7]。长6段储层中，绝大部分粒间孔经过压实作用改造，孔隙度也就随之减小。研究区长6段的孔隙度一般在25%左右，粒径明显小于周围的颗粒，接触方式多为线接触或凹凸接触。(2)溶蚀孔隙。溶蚀孔隙包括粒间溶孔和粒内溶孔(图4(b)—图4(d))。长6段储层的粒间溶孔主要分布在绿泥石衬边相对发育的砂岩段，绿泥石衬边较薄，容易沟通喉道，能够使有机质产生的酸性物质对灰质碳酸盐岩或长石碎屑产生溶蚀，在碎屑溶蚀强烈部分，长石或灰质胶结物能够发生完全溶蚀，溶蚀孔隙与长石的粒内溶孔共生，使得次生孔隙发育，并可沟通孔隙(图4(h)、图4(i))，提高了砂岩的渗透性。粒内溶孔少，主要发育长石粒内溶孔。研究区长6段储层的胶结物内溶孔主要为方解石和浊沸石胶结物内溶孔(图4(e)、图4(f))。(3)晶间孔隙。研究区晶间孔隙发育较少，主要有绿泥石晶间孔隙和伊/蒙混层矿物晶间孔隙。孔隙发育细小，但可以与其他孔隙类型相连通，改善孔喉结构。(4)微裂隙。研究区长6段微裂隙发育较少，仅存在于部分储层。

4 孔隙结构特征及划分

4.1 孔隙结构参数分布特征

孔隙结构特征可以通过铸体薄片、扫描电镜及毛管压力曲线等实验手段来分析，其中压汞实验获得的毛管压力曲线反映的孔隙结构更可靠。从毛管压力曲线上可以得到3类参数[2]：(1)孔喉大小参数：最大孔喉半径、孔喉半径中值等；(2)孔喉分选性参数：分选系数、孔喉歪度等；(3)孔喉连通性和渗

表1 长6段储层孔隙类型及含量Tab.1 Pore types and plane porosity of Chang 6 formation

图4 长6段储层铸体薄片及扫描电镜分析结果Fig.4 Analysis results of Chang 6 formation by casting thin sections and scanning electron microscopy (SEM)

流能力参数：排驱压力、中值压力等。长6储层反映孔喉特征的各种参数变化较大，说明孔喉分布不均。孔隙度、渗透率与喉道均值、排驱压力、最大孔喉半径、退汞效率等参数相关性较好(图5)，排驱压力变化较大，介于0.28～3.03 MPa ，平均0.99 MPa，对应的最大连通孔喉半径为0.11～2.68 μm，平均1.16 μm，孔喉分布不均匀。饱和度中值压力介于1.76～8.40 MPa，平均4.18 MPa；饱和度中值半径0.09～0.43 μm，平均0.21 μm。中值半径0.15～1.00 μm，平均0.29 μm；孔喉均值0.15～2.00 μm，平均0.50 μm。分选系数0.11～4.37。孔喉歪度大于零，分布范围为0.66%～11.46%，平均值为2.606%。整体上，退汞效率不高，平均15.59%，孔隙结构系数平均值为4.59。

图5 孔隙度、渗透率与孔喉结构参数的相关性Fig.5 Relationships between prosity,permeability and pore-throat structure parameters

4.2 孔隙-喉道结构划分

长6段储层由于孔隙结构变化大，不同孔喉结构及孔隙类型使得孔隙变化较为明显。在此，采用J函数的方法可以有效划分孔喉结构及类型。J函数公式如下：

(1)式中：σ为界面张力，N/m；K为渗透率，10-3μm2；Φ为孔隙度，%；pc为毛管压力，Pa；Sw为含水饱和度，%。

通过公式(1)计算J函数值，利用J函数相对应点的Sw值，建立J与Sw的相关关系(图6)，利用该相关关系的变化特征，结合孔隙发育特征，将孔喉结构划分为Ⅰ—Ⅳ共4种。(1)Ⅰ类孔喉结构：J函数Sw值可趋近于0，退汞效率较高，排驱压力不高，孔喉分选性较好，歪度粗，孔隙组成主要以浊沸石溶孔、长石及岩屑溶孔为主，次为残余粒间孔，面孔率最大6.5%左右。(2)Ⅱ类孔喉结构：J函数Sw值可趋近于10%，退汞效率较好，毛管压力曲线为宽缓斜坡形，储层后期成岩作用强烈，溶蚀作用使次生孔隙发育，孔隙组成粒间孔、溶孔为主，面孔率约6%。(3)Ⅲ类孔喉结构：J函数Sw值可趋近于25%，退汞效率较差，毛管压力曲线呈无台阶式斜坡形，孔喉分选及连通性较差，孔隙类型也较为复杂，粒间孔、溶孔型及二者复合型孔隙均有，面孔率在5%左右。(4)Ⅳ类孔喉结构：J函数Sw值可趋近于40%，退汞效率差，毛管曲线为高平台性，排驱压力高，孔喉分选性差，面孔率在4%左右，孔隙组成以粒间孔及溶孔为主。

图6 J函数法划分的孔隙结构类型Fig.6 Division of pore structure types based on J function method

5 成岩作用与孔隙演化

根据铸体薄片、岩石薄片、扫描电镜、阴极发光等资料综合分析，本区长6储层已达晚成岩A期。主要经历的成岩作用有：(1)早成岩阶段早期的机械压实和黏土膜析出；(2)早成岩阶段晚期的石英、长石压溶及次生加大；(3)晚成岩阶段早期的成岩自生矿物析出及其所引起的胶结充填和各类矿物的

溶蚀，形成次生孔隙。由于压实作用强烈，溶蚀作用较弱，本区长6储层成为特低孔、特低渗储层。

(1)压实及压溶作用

研究区长6砂岩所经历的机械压实作用比较强烈，是使储层孔隙度降低的主要原因之一(图7)。压实作用使研究区长6砂岩颗粒间呈紧密线接触，塑性岩屑或矿物(主要为泥岩岩屑、云母)弯曲变形甚至形成假杂基。压实作用后期，研究区长6砂岩中的主要黏土矿物绿泥石薄膜析出，主要呈薄膜状或栉壳状附着在碎屑颗粒表面，从而堵塞孔喉。随着上覆压力的增大，压实作用逐渐被压溶作用所代替，表现为颗粒间由线状接触过渡为凹凸接触，长石、石英的次生加大使得孔喉进一步缩小，降低储层的孔隙度和渗透率值。总体来看，压溶作用在研究区长6砂岩中表现相对较弱，因而颗粒间的凹凸接触只在局部发育。石英、长石的次生加大一般表现为Ⅱ—Ⅲ级较强烈压溶作用。压实、压溶作用使得长6储层孔隙度大幅降低，剩余孔隙率不到原始孔隙率的一半。

图7 长6段岩石成岩演化阶段划分Fig.7 Division of rock evolution stages of Chang 6 formation

(2)胶结充填作用

胶结充填作用是导致砂岩孔隙度减小、渗透率降低的另一个主要原因(图7)。研究区长6砂岩中除成岩早期形成的绿泥石黏土薄膜及由压溶作用形成的长石、石英次生加大外，胶结物主要为方解石及硅质，也见伊蒙混层、黄铁矿等胶结物。其中方解石体积分数平均为3.2%，部分层段含量较高，可达15%～20%，甚至更高，呈斑块状或嵌晶状，并交代长石、岩屑等颗粒。

(3)溶蚀作用

本区长6油层组砂岩储层的溶蚀作用发生在成岩作用的中—晚期，砂岩的粒间溶孔与孔隙度、渗透率有明显的正相关关系(图8)，从粒间溶孔与渗透率关系可以看出因成岩作用类型不同所形成的2个点群，上部点群代表以浊沸石溶蚀为主的储层，下部点群代表以绿泥石、水云母溶蚀为主的储层。

图8 长6储层孔隙度、渗透率与次生孔隙的关系Fig.8 Relationships between porosity,permeability and secondary porosity of Chang 6 reservoir

由溶蚀作用形成的溶孔是本区长6砂岩的主要储集空间之一，溶孔占总孔隙的15%～40%，平均占29.5%，溶解组分主要为长石与方解石，此外有云母、岩屑、黏土矿物、浊沸石和绿泥石化碎屑，溶蚀孔隙主要表现为粒间溶孔，次为粒内溶孔。粒间溶孔以长石、浊沸石岩屑等碎屑颗粒的溶蚀最为常见，主要分布在绿泥石衬边中等发育的砂岩中，绿泥石衬边较薄并受到部分溶蚀。在溶蚀作用强烈的地段，不仅使粒间碳酸盐胶结物发生溶蚀，也使长石、浊沸石岩屑等碎屑颗粒和方解石、黏土等填隙物发生溶蚀。粒间溶孔常与长石粒内溶孔相伴生，从而形成次生溶孔及孔隙间良好的连通性，提高了砂岩的渗透率。粒内溶孔占岩石总孔隙的4%左右，主要为长石粒内溶孔，沿矿物解理或裂纹发育，多为沿溶解组分颗粒边缘、解理缝及微裂缝溶蚀而成，使得储层物性得到一定程度的改善。

总体上，长6油层组砂岩储层的溶蚀作用相对不如压实作用和胶结作用强烈。由压实、胶结作用形成的残余粒间孔是本区长6储层最主要的孔隙，平均占总孔隙的41.5%。压实、胶结作用使长6储层原始孔隙损失严重，溶蚀作用对储层有一定的改善作用，但整体改善程度不大。

6 结 论

(1)储层以细粒长石砂岩为主，少量中-细粒长石砂岩，颗粒分选中等，磨圆度为次圆状，胶结方式以孔隙-薄膜式为主，其次为孔隙-接触式，颗粒呈点-线接触，石英次生加大明显。孔隙度分布在6%～10%，渗透率基本小于1×10-3μm2，为低孔低渗储层。

(2)储层孔隙类型以残余粒间孔为主，面孔率一般在3%～8%。粒间孔隙及粒内溶孔平均占到总孔隙的80%左右，是储层的主要储集空间。

(3)储层渗透率与排驱压力、喉道均值、退汞效率相关性较好。在划分的4类孔隙结构中，储层以第二类孔隙结构为主。

(4)储层已进入晚成岩作用阶段。成岩阶段早期以压实及胶结作用为主，形成原生残余粒间孔隙，而在成岩阶段后期，形成浊沸石溶蚀孔及绿泥石薄膜胶结、水云母黏土充填溶蚀孔为特征的2种次生孔隙类型。

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责任编辑：王 辉

Microscopic Pore Characteristics and Diagenetic Evolution of Chang 6 Low-permeability Reservoir in Ganguyi Oilfield,Erdos Basin

ZHANG Xinchun1,2，WANG Xingzhi1

(1.School of Geoscience and Technology，Southwest Petroleum University，Chengdu 610500,Sichuan，China;2.Ganguyi Oil Production Plant，Yanchang Oil Field Co.，Ltd.,Yan'an 717208,Shaanxi，China)

The types and distribution characteristics，structure and evolution of the pore in Chang 6 low-permeability reservoir in Ganguyi oilfield,Erdos Basin are researched based on the sedimentary and geological data，and the results of thin slice observation，mercury penetration and SEM analysis.The research results indicate that the Chang 6 reservoir is mainly composed of feldspar sandstones and its porosity is about 10% and its permeability is (0.1 ～ 2.0)×10-3μm2.The pore in the reservoir is mainly residual inter-grain pore，intergranular dissolution pore,intergranular dissolution pore and cement dissolution pore are secondary，and micro fracture and intergranular pore are locally developed.The total area porosity is about 5%.In addition，the pore structures can be divided into four types according to the pore structure parameters and J function analysis method.The pore distribution is closely correlated with the diagenesis,compaction，pressolution，cemented filling and dissolution all play an important role in the evolution of pore.In the early diagenetic stage,compaction and cementation are the main forms of diagenesis,in which primary residual intergranular pore was formed,and in the later diagenetic stage,dissolution produced two types of secondary pore:the laumontite dissolving pore,and the chlorite and hydromica dissolving pore.

pore structure;diagenesis;pore evolution mode;Ganguyi oilfield

2016-05-21

国家自然科学基金青年项目(编号：41502107)

张新春(1973-)，男，博士研究生，高级工程师，主要从事石油地质开发研究。E-mail：394071164@qq.com

10.3969/j.issn.1673-064X.2016.06.003

TE122

1673-064X(2016)06-0015-08

A