鄂尔多斯盆地吴定地区长6段储层特征及物性影响因素研究

2017-12-17孟子圆任大忠刘登科李冠男

石油地质与工程 2017年6期

关键词：溶孔粒间喉道

孟子圆，孙卫，任大忠，刘登科，李冠男

（西北大学地质学系·大陆动力学国家重点实验室，陕西西安 710069）

鄂尔多斯盆地吴定地区长6段储层特征及物性影响因素研究

孟子圆，孙卫，任大忠，刘登科，李冠男

（西北大学地质学系·大陆动力学国家重点实验室，陕西西安 710069）

通过铸体薄片、扫描电镜、高压压汞、X衍射等实验检测方法，开展了鄂尔多斯盆地吴定地区延长组长6段储层的物性研究，分析了沉积作用和成岩作用影响物性发育情况的规律。结果表明，研究区岩性主要为灰色细–极细粒长石砂岩，储集空间类型主要有原始粒间孔和长石溶孔，可将储层分为溶孔–粒间孔型储层、溶孔型储层及晶间微孔型储层。孔隙度与渗透率呈现正相关性，不同孔隙类型的孔隙度和渗透率有明显的分区现象。沉积作用和成岩作用共同主导着储层物性演化，沉积作用主要影响泥质含量，压实作用与孔隙度呈现负相关关系，胶结作用对物性有较为积极的改善，溶蚀作用在研究区不发育，对物性影响甚小。

鄂尔多斯盆地；长6段储层；成岩作用；储层特征

鄂尔多斯盆地吴定地区延长组长6段是长庆油田主力开发的层位之一，属于典型的低渗透储层，但由于其物性较差、孔隙结构复杂、油水分布规律不清等原因，制约了该地区的勘探开发工作[1–3]。本文利用铸体薄片、扫描电镜、常规压汞、X衍射等岩心分析资料，对吴定地区长6段储层的物性特征开展评价，从沉积及成岩角度分析物性影响因素。

1 区域地质背景

鄂尔多斯盆地是我国重要的含油气盆地之一，吴定地区位于鄂尔多斯盆地伊陕斜坡构造单元中西部，地处陕西省定边县境内。吴定地区是近年增储上产的主力地区之一，其开发层系主要为三叠系特低渗油藏，该地区三叠系地层东高西低，较为平缓（倾角一般小于1°），构造简单，储量丰富，具有良好的勘探发展前景[4–5]。研究区三叠系长6层段为三角洲前缘亚相，分别发育水下分流河道和分流间湾沉积微相，但该层段物性较差，微观孔隙结构较为复杂，属于典型的低渗透油藏[3，6]。

2 储层岩石学特征

依照石油行业标准（SY/T 5368–2000），对铸体薄片、扫描电镜等岩石分析资料进行观察统计，长6层段储层主要岩性有灰色细粒砂岩和极细粒砂岩。岩石类型（图 1）以长石砂岩为主，岩屑长石砂岩含量较少，岩石类型较为单一。

主要的陆源碎屑体积含量约为80.84%，其中石英、长石、岩屑的体积含量分别为25.86%，45.52%，9.46%。其中变质岩岩屑相对较多，约为5.8% ；火成岩岩屑次之，约为 2.32%；沉积岩岩屑最少，约为 1.36%。岩石成分成熟度较低。碎屑颗粒的粒径为0.08～0.18 mm，最大粒径均值约为0.19 mm；岩石的颗粒分选性好，颗粒磨圆度主要为次棱角状；胶结类型以加大–孔隙型为主，存在少量薄膜–孔隙型和孔隙–薄膜型；黏土矿物以高岭石、绿泥石、水云母居多；碳酸盐类主要为铁方解石，常见铁方解石连晶状充填孔隙，可见次生石英加大；镜下可见层理发育，矿物多定向排列。

颗粒主要表现为点–线式接触，说明压实程度中等偏强。

3 储层微观孔隙结构特征

通过对铸体薄片、扫描电镜等资料的观察和统计，原始粒间孔和次生溶孔为研究区长6段储层的主要孔隙类型。其中长石溶孔相对岩屑溶孔较多，还有少量晶间微孔隙出现（图1）。孔隙组合类型中，溶孔–粒间孔型占比最大，其次也存在一定数量的微孔型和溶孔型。根据高压压汞曲线的分析解释，将研究区长段6储层的孔隙结构分为3类（图3、表1）：溶孔–粒间孔型，溶孔型，微孔型。低压进汞曲线平缓，孔喉半径较大，粒间孔较为发育，阶梯特征明显，具有双孔隙结构特征。高压进汞曲线平缓，孔喉半径较小，主要发育微孔，双孔隙结构不明显。由于储层压实作用较强烈，喉道类型主要为片状、弯片状，喉道半径为0.07～1.25 μm，在高岭石、伊利石胶结及岩屑溶蚀处可见部分管束状喉道，其喉道半径小于0.5 μm。

图1 吴定地区长6储层典型成岩图版

表1 吴定地区长6含油层段高压压汞参数统计

Ⅰ型（溶孔–粒间孔型）主要以残余粒间孔和长石溶孔以及岩屑溶孔为储集空间类型。主要孔隙度为 5%～16.9%，平均值 10.74%；主要渗透率为（0.1～1.0）×10–3μm2，平均值为 0.3×10–3μm2；排驱压力0.2～0.8 MPa，平均值0.43 MPa；喉道半径为0.1～1.0 μm，平均喉道半径为0.42 μm；喉道分选系数较高，最大值为2.4，平均值为2；进汞饱和度相对较高。压汞图像更偏向左下方，说明大孔隙相对数量较多，有明显的指示双孔隙的阶梯状曲线，是较有利于油气储集的孔隙类型。

Ⅱ型（溶孔型）主要以长石溶孔、岩屑颗溶孔等粒溶孔组成。孔隙度为6.0%～9.0%，平均值7.7%；渗透率为（0.05～0.15）×10–3μm2，平均渗透率0.11×10–3μm2；门槛压力数值较大，平均值在 1.5 MPa；平均喉道半径 0.12 μm，喉道分选系数为1.81。高压压汞曲线也有较明显的阶梯状。

Ⅲ型（微孔型）的孔隙度相对较小，为2%～5%，平均值 3.4%；渗透率为（0.02～0.06）×10–3μm2，平均值 0.038×10–3μm2；门槛压力大，约为 1.3 MPa；喉道半径为0.03～0.8 μm，平均值0.25 μm；喉道分选系数为2.0。高压压汞曲线靠右上方，表明小孔隙、细喉道相对居多。

4 储层物性

根据研究区长6段含油层段的岩心资料、铸体薄片、扫描电镜、压汞曲线等资料，该段储层孔隙度为 1.0%～18.1%、均值为 10.46%，渗透率为（0.028～15.9）×10–3μm2、均值为0.72×10–3μm2，属于典型的低孔、特低渗–低渗油气藏[7]。

根据41块样品的孔隙度与渗透率的统计分析，做出散点图，可以看出孔隙度与渗透率具有良好的正相关性（图2），且不同孔隙类型的孔隙度和渗透率有明显的分区现象，Ⅰ类物性最好，是最有利的储集空间类型；Ⅱ类物性较好，是仅次于Ⅰ类的储集空间类型；Ⅲ类物性最差。

图2 基于高压压汞分类的孔隙类型物性关系

5 储层物性影响因素分析

5.1 沉积作用

沉积作用对于微观孔隙结构的发育和储层的物性具有重要意义。吴定地区长6段储层为三角洲前缘亚相，发育的沉积微相有水下分流河道、分流间湾等[3，6]。水动力条件强弱会影响碎屑颗粒大小、杂基含量等，更会直接影响到孔隙和喉道的大小及分布。水动力较强时，沉积物颗粒较粗，泥质含量较少，沉积的砂体厚度大，砂体的孔隙度和渗透率也较高。随着水动力减弱，杂基增多、砂体厚度变薄、物性变差，后期成岩作用对此类砂体改造较大，造成砂体孔隙度和渗透率降低[8]。因此，沉积作用对后期成岩作用也具有控制作用。根据研究区岩性与物性关系（图3），反映水动力条件的泥质含量是影响储集物性的重要因素之一，随岩石泥质含量增多，

储集物性变差。

5.2 成岩作用

5.2.1 压实作用

压实作用在研究区长6段储层表现为破环性成岩作用，对原始砂体的孔隙结构造成了最主要的损失[9–10]。

研究区的压实率与孔隙度整体孔隙度呈现负相关关系，从不同孔隙类型压实率与物性关系（图4、图5）可以看出，Ⅰ型孔隙在压实作用逐渐增强的过程中其孔隙度、渗透率迅速减小，压实作用影响较大，说明压实作用主要造成了粒间孔的损失。这是因为在压实作用下，颗粒都趋于定向排列，刚性颗粒被压碎后充填粒间孔，使得粒间孔体积迅速减小，破碎的颗粒分割孔隙和喉道，使得渗透率也降低。Ⅱ型孔隙在压实作用逐渐增强的过程中孔隙度增大，渗透率减小，但影响较小。这是因为在压实作用增强的同时，压力、胶结物等条件发生了部分溶蚀作用，发育了溶孔，使得Ⅱ型孔隙度增加。但由于压实作用对喉道的损害比较严重，所以渗透率呈降低趋势。Ⅲ型孔隙在压实作用逐渐增强的过程中孔隙度、渗透率逐渐增大，但影响较小。这是因为在压实作用不断增强的过程中，大孔隙被压实或被填充为一个或好几个小孔隙存在，且压力造成储层发育了大量微裂缝，因此，微孔孔隙体积增大。尽管压实作用对喉道的破坏较为严重，但压实作用产生的微裂缝是更为有效的渗流空间，因此，Ⅲ型渗透率会逐渐变好。

图3 研究区长6段储层岩性与物性关系

图4 长6段储层不同孔隙类型压实率与孔隙度关系

图5 长6段储层不同孔隙类型压实率与渗透率关系

5.2.2 胶结作用

根据观察、分析和统计岩石铸体薄片、扫描电镜、X衍射黏土矿物分析等资料，发现研究区长 6段储层中，孔隙结构发生的胶结作用类型主要分为黏土矿物胶结、碳酸盐胶结和硅质胶结。胶结作用可以反映沉积物物化过程中对孔隙结构的影响。胶结作用主控因素有颗粒组分及物源、颗粒表层黏土膜、孔隙水的性质等。研究区内胶结作用带来的影响具有双面性，一方面，胶结物填充原始孔隙使储层孔隙度减小，物性变差；另一方面，胶结物也起到了保护孔隙不受其他破坏性成岩作用的影响，胶结物在后期溶蚀作用中还可以起到帮助溶孔发育，增大孔隙度的作用[11–12]。

（1）黏土矿物胶结。研究区高岭石胶结发育在中–细–极细砂岩中，多呈书页状或蠕虫状发育在颗粒表面。镜下可见高岭石结晶细小，结晶程度较差，整体呈斑状填充孔隙，常见与碳酸盐交代碎屑。

根据高岭石含量与物性关系（图6、图7）可以看出，随着高岭石含量的增加，储层物性有逐渐变好的趋势。

图6 长6段储层高岭石含量与孔隙度关系

图7 长6段储层高岭石含量与渗透率关系

根据绿泥石含量与物性关系（图8、图9），可以得出随着绿泥石胶结作用的增强，孔隙度有增加趋势，但渗透率呈现减小趋势。成岩早期，绿泥石薄膜充填粒间孔，但有效抵抗了后期压实作用带来的孔隙损失，使大部分原生孔隙保存下来，并且绿泥石膜有效阻隔了矿物与孔隙水的接触，防止了石英、长石的次生加大。成岩中晚期，绿泥石膜增厚，吸附有机质，喉道堵塞，使渗流能力降低。

图8 长6段储层绿泥石含量与孔隙度关系

图9 长6段储层绿泥石含量与渗透率关系

伊利石胶结在研究区多发育于粗粉–极细粒长石砂岩中，大部分呈丝状、絮状充填孔隙，会分割喉道和孔隙，甚至堵塞喉道，损失部分孔隙，在研究区伊利石含量与物性关系不明显。

（2）碳酸盐胶结。研究区碳酸盐胶结发育在中–细–极细砂岩中，主要碳酸盐类型有铁方解石，少量方解石、白云石。

（3）硅质胶结。硅质胶结在研究区内多发育在细–极细砂岩中，主要表现为石英质次生加大。5.2.3 溶蚀作用

溶蚀作用的强度影响着储层物性的变化。早成岩阶段以及中成岩阶段的未成熟期和次成熟期的溶蚀孔不易于保存，很容易被压实压溶作用所损坏，或者被碳酸盐胶结物充填。中成岩阶段的成熟时期的溶蚀孔更易于保存，现在保留下来的次生孔隙大都是这个时期形成的[13]。研究区溶蚀作用发育普遍，常见长石、岩屑溶孔发育，以及矿物溶蚀后形成的黏土膜包裹的铸模孔，碳酸盐、黏土矿物溶孔较少。溶蚀作用使部分孔隙变大、连通，甚至形成大孔隙。因此综合来说，溶蚀作用属于对储层物性有利的成岩作用。

根据研究区储层的溶蚀率与孔隙度的关系（图10），发现溶蚀率与孔隙度先呈正相关后呈负相关。原因是研究区溶蚀作用不发育，早期溶蚀作用使溶孔增多，孔隙度增大，而后溶蚀孔被高岭石胶结物充填，形成许多高岭石微孔。研究区高岭石胶结作用相比溶蚀作用更加发育，造成的孔隙体积损失更多。