鄂尔多斯盆地坪桥地区长6储层特征及评价.

胡芸冰，屈红军，董阳阳，上官静雯

(西北大学大陆动力学国家重点实验室/西北大学地质学系，陕西西安 710069)

鄂尔多斯盆地坪桥地区长6储层特征及评价.

胡芸冰，屈红军，董阳阳，上官静雯

(西北大学大陆动力学国家重点实验室/西北大学地质学系，陕西西安 710069)

本文运用铸体薄片鉴定、扫描电镜、X-衍射及高压压汞等测试方法，系统研究了鄂尔多斯盆地坪桥地区延长组长6油层组砂岩储层的岩石学特征、孔隙结构特征、物性特征，并对储层进行了分类评价。研究结果表明，坪桥地区长6储层岩性以浅灰色细粒长石砂岩为主，胶结物主要包括浊沸石、方解石、自生石英等自生矿物及伊利石、绿泥石等黏土矿物；孔隙类型以溶蚀粒间孔及原生粒间孔为主，孔隙度分布在4.0%～15.5%之间，渗透率分布范围为0.05～7.92mD；长6储层排驱压力较高，中值压力变化大，自然渗流能力弱，需进行压裂改造。根据储层物性、储集空间宏观特征、微观孔隙结构特征、毛管压力曲线特征及储层厚度、岩性等参数，结合前人研究对研究区长6储层进行了分类，结果显示长6储层主体为Ⅲa类储层，属于特低渗-超低渗储层。

鄂尔多斯盆地；坪桥；长6；储层特征；储层评价

鄂尔多斯盆地油气分布十分广泛[1-4]，其中三叠系延长组形成多套重要的含油层系，具有分布范围大、含油厚度大、含油层位多、储层物性差等特点[5-9]。坪桥地区是鄂尔多斯盆地安塞油田的主产区之一，主产层是延长组长2、长6油层组，前人从沉积相、储层、油藏特征等方面对长6油层组进行了一定的研究，取得了丰富的认识[10-19]。但随着勘探开发的不断加深，需要了解高勘探开发程度下特低渗储层的变化情况，因此对该区储层特征进行精细研究和评价势在必行。本次研究综合利用铸体薄片、压汞分析、X-衍射全岩和黏土矿物分析、扫描电镜测试等技术手段，对鄂尔多斯盆地坪桥地区长6储层的岩石学特征、物性特征、储层微观孔喉特征及储层类型等进行综合评价，以为下一步勘探开发提供指导。

1 区域地质背景

鄂尔多斯盆地位于华北地台的西部，面积约37×104km2，是中国第二大沉积盆地[20]。该盆地由6个一级构造单元组成：东西缘分别是逆冲带、挠褶带，南部和北部为隆起区，中部为宽缓的斜坡，西部为南北展布的向斜带，总体上显示为东翼宽缓、西翼陡窄的不对称矩形盆地[21]。研究区位于安塞县坪桥镇西，构造上位于陕北斜坡中部(图1)，面积约182 km2，区内主要产油层位包长4+5、长6油层组，埋深1000～1600 m。研究区总体表现为一向西倾斜的平缓单斜，构造简单，地层相对平缓，倾角较小，坡降平均为7～10 m/km。

图1 研究区构造位置图Fig.1 Tectonic location of the study area

2 储层岩石学特征

2.1 储层结构特征

研究区长6油层组属于三角洲相沉积，储层以浅灰色细粒长石砂岩为主。粒度分析得出，储层中砂含量平均为4.48%；细砂含量平均为91.04%；粗粉砂含量最小，平均为1.49%；细粉砂含量平均为2.99%。储层砂岩属于细砂岩，颗粒分选较好，一般呈线状接触，胶结类型以孔隙式胶结为主，其次为镶嵌式胶结。

2.2 骨架颗粒特征

研究区长6储层岩石类型以长石砂岩为主(图2)。石英含量为15.0%～27.0%，平均为20.2%，以单晶石英为主，部分可见波状消光；长石(以斜长石为主，少量微斜长石)含量为34.0%～62.0%，平均为51.2%；岩屑含量为2.0%～11.0%，平均为6.7%，以变质岩岩屑和火山岩岩屑为主，少量沉积岩岩屑，其他碎屑物主要为黑云母。储层总体上表现出高长石，低石英、岩屑的特点。

2.3 填隙物特征

研究区长6储层填隙物含量为6%～20%，部分样品可达25%。胶结物主要包括浊沸石、方解石、自生石英等自生矿物及伊利石、绿泥石等黏土矿物，含有少量硅质胶结物(图3)。

2.3.1 浊沸石胶结

研究区可见大量浊沸石，多为嵌晶式胶结，在扫描电镜下可观察到浊沸石多以胶结物形式充填于砂岩中，且常见溶蚀现象(图4a、4b)。

2.3.2 自生黏土矿物胶结

绿泥石：绿泥石在坪桥地区长6储层中含量平均为3.25%，主要包括早期孔隙衬垫绿泥石、晚期孔隙充填绿泥石两种形态和产状(图4c)。绿泥石薄膜发育，对原生粒间孔保护作用变大，使储层孔隙度变大。

伊利石：研究区伊利石发育较少，平均含量为1.67%，常呈针刺状或毛发状充填于孔隙中或披盖在颗粒表面(图4d)。自生伊利石的大量沉淀及易破碎性使储层孔隙性能变差。

2.3.3 碳酸盐胶结物

坪桥地区碳酸盐胶结物以铁方解石为主，多呈连晶状，少量微晶状或晶粒状(图4e)。长6储层中方解石含量平均为2.26%，最高可达10%。其一方面堵塞孔隙，使物性变差；另一方面可抵抗压实作用，有利于原生粒间孔的保存。

图2 研究区长6砂岩成分三角图Fig.2 Triangular diagram for sandstone components of Chang 6 reservoirs in the study area

图3 长6储层胶结物组分分布图Fig.3 Component distribution of cement in Chang 6 reservoirs

图4 研究区长6储层主要胶结物类型Fig.4 Main cement types of Chang 6 reservoirs in the study areaa.浊沸石胶结，坪270井，1421.4 m；b.浊沸石胶结物，坪130-1井,133，2.5 m；c.绿泥石胶结物，坪221井，1363.2 m； d.伊利石胶结物，坪128-1井，1316.5 m；e.方解石连晶胶结，坪290井，1453.7 m；f.硅质胶结，坪164-5井，1175.63 m

2.3.4 硅质胶结

硅质胶结物在坪桥地区分布较多，平均含量为1.9%。主要表现为石英次生加大和石英自形晶体充填于原生粒间孔两种形式(图4f)。

3 储层孔隙结构特征

3.1 储层孔隙类型

坪桥地区长6油层组平均面孔率为2.98%，孔隙类型主要包括溶蚀粒间孔(浊沸石溶孔)、原生粒间孔、溶蚀粒内孔、微裂隙、微孔隙。

(1)原生粒间孔(残余粒间孔)：面孔率一般小于1%，最高达6%，平均为0.92%，占孔隙体积的31%。主要发育在河道边部砂体中(图5a)。

(2)溶蚀粒内孔：是一种次生孔隙，研究区常见的是长石溶蚀形成粒内孔(图5b、5c)。溶蚀粒内孔主要见于长63小层，面孔率平均为0.44%，占孔隙体积的18%。

(3)溶蚀粒间孔：主要为浊沸石溶蚀形成(图5d)，坪桥地区浊沸石溶蚀粒间孔面孔率可达4%，平均为1.25%，占孔隙体积的45%。

(4)微孔隙：研究区常见的微孔隙为晶间孔，包括伊利石/蒙皂石混合共生状态下的一种矿物晶间孔与绿泥石晶间孔。此类孔隙在研究区内发育较少，约占1%。

(5)微裂隙：微裂隙在研究区较常见，其发育可形成良好的储集空间，使储层物性变好。野外岩心观察及薄片、扫描电镜下均可观察到微裂隙发育(图5e、5f)，面孔率平均为0.15%，占孔隙体积的5%。

图5 研究区长6储层常见孔隙类型图Fig.5 Common pore types of Chang 6 reservoirs in the study areaa.原生粒间孔，坪221井，1363.2 m；b.长石溶蚀粒内孔，坪270井，1421.4 m；c.长石溶蚀粒内孔，坪130-1井，1332.5 m； d.浊沸石溶蚀粒间孔，坪141井，1207.4 m；e.微裂隙，坪270井，1421.4 m；f.微裂隙，坪285井，1472.3 m

3.2 储层孔隙结构特征

对研究区长6油层组71块样品进行压汞测试分析得出，研究区长6储层排驱压力为0.09～10.82 MPa，平均为1.24 MPa，排驱压力所对应的最大连通孔喉半径分布范围为0.17～10.43 μm，平均为1.57 μm；中值压力为0.67～19.12 MPa，平均为6.06 MPa；孔喉均值半径最小为0.04 μm，最大为1.8 μm，平均为0.59 μm；退汞效率较高，区间为22%～34%，平均为31.8%。毛管压力曲线均表现出排驱压力中等，歪度相对略细，孔隙喉道分选性较差，连通性比较差的特点(图6)。

3.3 孔喉特征与物性的关系

研究区长6储层孔隙结构特征与孔隙度和渗透率之间存在一定的相关关系。

(1)长6储层排驱压力较高，最小为0.09 MPa，最大为10.82 MPa，平均为1.24 MPa，排驱压力与孔隙度和渗透率呈负相关关系，其与渗透率的相关性要好于其与孔隙度的相关性(图7)。

(2)长6储层中值压力变化大，大部分样品在0.67～19.12 MPa之间，平均为6.06 MPa，个别达到30.72 MPa，表明长6储层致密，自然渗流能力弱，需压裂改造。中值压力与孔隙度和渗透率也呈负相关关系(图8)。

图6 研究区长6储层压汞及平均压汞曲线图Fig.6 Mercury injection and average mercury injection curves of Chang 6 reservoirs in the study area

图7 长6储层孔隙度和渗透率与排驱压力关系图Fig.7 Relationship among the porosity, permeability and driving pressure in Chang 6 reservoirs

图8 长6储层孔隙度和渗透率与中值压力关系图Fig.8 Relationship among the porosity, permeability and median pressure in Chang 6 reservoirs

4 储层物性特征

研究区长6储层分析孔隙度分布在4.0%～15.5%范围内，平均为10.5%，峰值在10%～14%之间；渗透率值分布范围为0.05～7.92 mD，平均值为0.78 mD，峰值区间为0.2～0.6 mD，其中0.2～0.3 mD占16.2%，0.3～0.4 mD占15.9%，0.4～0.5 mD占13.2%(图9)。长6储层孔隙度和渗透率呈一定正相关性，总体来看属于低孔特低渗、低孔超低渗储层。

图9 研究区长6储层孔隙度、渗透率直方图及累计频率图Fig.9 The histogram for porosity and permeability as well as the cumulative frequency of Chang 6 reservoirs in the study area

5 储层分类及评价

结合研究区长6储层物性、储集空间宏观特征、微观孔隙结构特征、毛管压力曲线特征及储层厚度、岩性等参数(表1)，根据鄂尔多斯盆地低渗透砂岩储层分类评价标准(表2)[22]，对研究区储层进行分类评价。研究区长6储层以Ⅲa类最多，占38.3%，其他依次为Ⅱa、Ⅱb、Ⅲb、Ⅳ4类，分别占16.85%、24.86%、11.54%、8.45%，属于特低渗-超低渗储层。

表1 研究区长6储层储集性能参数表

表2 鄂尔多斯盆地三叠系低渗透砂岩储层分类评价标准[22]

6 结论

(1)研究区长6油层组属于三角洲相沉积，岩性以浅灰色细粒长石砂岩为主，胶结物主要包括浊沸石、方解石、自生石英等自生矿物及伊利石、绿泥石等黏土矿物，孔隙类型包括原生粒间孔、溶蚀粒间孔、溶蚀粒内孔、微孔隙和微裂隙，储层孔隙喉道分选性、连通性较差。

(2)研究区长6储层类型包括Ⅱa、Ⅱb、Ⅲa、Ⅲb、Ⅳ共5类，分别占16.85%、24.86%、38.3%、11.54%、8.45%。其中Ⅱa、Ⅱb两类储层物性相对较好，平面上分布于水下分流河道主河道上；Ⅲa、Ⅲb储层物性较差，一般为大型水下分流河道边缘沉积或小型主河道沉积；Ⅳ类储层物性最差，为水下分流河道间沉积。长6储层以Ⅲa类储层居多，总体上属于特低渗-超低渗储层。

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Characteristics and Evaluation for Chang 6 Reservoir in Pinqiao Area in Ordos Basin

Hu Yunbing, Qu Hongjun, Dong Yangyang， Shangguan Jingwen

(StateKeyLaboratoryofContinentalDynamics/DepartmentofGeology，NorthwestUniversity，Xi＇an，Shaanxi710069，China)

By using the method of cast thin sheet identification, scanning electron microscope, X-diffraction and high pressure mercury injection, etc., this article studied the characteristics of rock, pore structure and physical property of Yanchang Chang 6 sandstone reservoir at Pingqiao area in Ordos Basin, and conducted the classification and evaluation for the reservoir. Research results show that the lithology in Chang 6 reservoir in Pingqiao area is mainly dominated by light gray fine feldspar sandstone, filled with the authigenic minerals as laumontite, calcite, and clay minerals as illite , chlorite, etc. The pore types mainly consist of dissolved intergranular pores and primary intergranular pores；Porosity distribution is between 4% to 15.5%, and permeability distribution range is between 0.05mD to 7.92mD. Due to the Chang 6 reservoir is featured with higher flooding pressure, big change in median pressure, weak natural seepage ability, it needs to be fractured or reformed. Based on the reservoir characteristics as physical property, macro space, micro pore structure, capillary curve, reservoir thickness, lithology, etc., the Chang 6 reservoir has been classified combined with previous studies in the area. The results show that the main body of Chang 6 reservoir belonging to Ⅲa classification belongs to the ultra-low permeability reservoir.

Ordos Basin; Pingqiao; Chang 6; reservoir characteristics; reservoir evaluation

国家自然科学基金重大项目(编号41390451)及延长油田股份有限公司科技项目“杏子川采油厂坪桥油区油藏地质研究”联合资助。

胡芸冰(1988—)，男，硕士研究生，研究方向为储层沉积学。邮箱：huyunbing1988@163.com.

TE122

A