鄂尔多斯盆地华庆油田长63储集层成岩相特征

黎 盼，孙 卫，李长政

（1.西北大学 地质学系 大陆动力学国家重点实验室，西安 710069；2.中国石油 长庆油田分公司 第八采油厂，西安 710021）

华庆油田位于鄂尔多斯盆地陕北斜坡西南部，地处甘肃省华池县和庆阳县境内，上三叠统延长组长63储集层为本次研究的主力产油层[1]。前人已深入研究了华庆油田长63储集层沉积相展布特征及构造特征，但对不同成岩相微观孔隙结构以及其测井响应特征等方面的研究较为薄弱[2-4]。本文利用常规物性、铸体薄片、扫描电镜、高压压汞和恒速压汞等实验，分析了研究区长63储集层不同成岩相类型的微观孔隙结构特征，定量表征了不同成岩相的测井响应及其平面展布，为提高油藏的开发效益、制定合理的开发方案提供依据。

1 储集层特征

华庆油田北起长官庙，南至玄马，西起乔川，东至林镇，南北长约83 km，东西宽约70 km，面积约5 810 km2.长6段沉积期，华庆油田沉积相主要发育浅湖相、半深湖—深湖相；华池以北地区主要受东北物源的曲流河三角洲沉积体系控制，华池以南地区主要受西南辫状河三角洲沉积体系控制。目的层长63段构造稳定，地层整体呈平缓的西倾单斜，倾角0.4°～0.6°，局部由于差异压实作用形成小规模的鼻状隆起，地层平均埋深为2 240 m[5].

根据铸体薄片资料，研究区长63储集层主要为岩屑长石砂岩和长石砂岩。孔隙类型主要为残余粒间孔和长石溶孔，发育少量的微裂缝，其中粒间孔最为发育，占所有孔隙的51.32%，孔径多为1.0～120.0 μm.填隙物平均含量为15.2%，碎屑颗粒以次棱状为主，分选中等。喉道类型以片状、弯片状和管束状为主，储集层连通性差，喉道配位数很低，平均喉道半径为0.8 μm，平均孔径为22.0 μm，属于小孔细喉型。

表1 华庆油田长63储集层不同成岩相参数

2 成岩相类型及微观孔隙结构

2.1 不同成岩相特征

通过铸体薄片及扫描电镜等资料分析，华庆油田长63储集层主要经历了由压实作用和胶结作用导致的破坏性成岩作用以及受孔隙水溶蚀后的建设性成岩作用，建设性成岩作用溶蚀的对象主要为长石和岩屑。前人对成岩相的划分，主要是根据储集层黏土矿物以及碳酸盐矿物等特征[6-7]，本文则依据储集层的沉积微相及成岩演化特征等，同时结合胶结物和填隙物含量等，将华庆油田长63储集层主要划分为7类成岩相（表1），分别为绿泥石膜胶结—粒间孔相、伊利石+绿泥石膜胶结—粒间孔相、伊利石胶结—粒间孔相、伊利石+绿泥石膜胶结—溶蚀相、伊利石胶结—溶蚀相、伊利石胶结相和碳酸盐矿物胶结致密相。绿泥石膜胶结—粒间孔相储集性能及渗流能力最好，其次是伊利石+绿泥石膜胶结—粒间孔相和伊利石胶结—粒间孔相，研究区的优质储集层主要由此3类成岩相控制。

（1）绿泥石膜胶结—粒间孔相 主要分布在吴堡、白马、华池、山庄井区内，在三角洲前缘水下分流河道砂体与砂质碎屑流砂体内普遍发育（图1），以岩屑质长石砂岩为主，其中石英含量为34.30%，长石含量为35.19%；填隙物含量为13.83%；胶结物以薄膜状绿泥石为主，含量为7.44%.孔隙以粒间孔为主，含量为2.65%，其次为长石溶蚀孔（1.32%），岩屑溶孔及其他孔隙含量较少，平均面孔率为4.65%.储集层平均孔隙度为11.65%，平均渗透率为0.293 mD，属于有利成岩相（图2a，图2b）。

图1 华庆油田长63储集层成岩相平面分布

（2）伊利石+绿泥石膜胶结—粒间孔相 主要分布在元城、大凤川、长官庙等井区，发育在三角洲前缘水下分流河道砂体与砂质碎屑流砂体中。岩石类型主要为岩屑质长石砂岩及部分长石砂岩，其中石英含量为26.36%，长石含量为39.94%；填隙物含量为16.62%；胶结物主要为片状、丝缕状伊利石及薄膜状绿泥石，其含量分别为5.35%和4.14%.孔隙组合主要为溶孔—粒间孔，以粒间孔为主（2.41%），其次为长石溶蚀孔（0.98%），平均面孔率为4.31%.储集层平均孔隙度为12.00%，平均渗透率为0.338 mD，属于有利成岩相（图2c，图2d）。

（3）伊利石胶结—粒间孔相 该类成岩相主要分布在Y414井区、B486井区、S111井区、马营店、白豹 以及李良子乡等井区，发育在砂质碎屑流砂体及部分浊流砂体中（图1）。岩石类型以岩屑质长石砂岩及少量长石砂岩为主，其中石英含量为28.47%，长石含量为41.27%；填隙物体积含量为14.29%；胶结物主要为伊利石，含量为6.71%，其次为铁白云石（3.19%）、硅质（1.81%）。孔隙类型以粒间孔为主（2.03%），其次为长石溶蚀孔（0.79%），平均面孔率为3.84%.储集层平均孔隙度为10.97%，平均渗透率为0.269 mD，属于较好的成岩相（图2e，图2f）。

（4）伊利石+绿泥石膜胶结—溶蚀相 该类成岩相主要分布在Y216井区、B464井区、B120井区、S150井区等井区，在水下分流河道砂体、砂质碎屑流砂体及浊流砂体中均有发育（图1）。岩石类型以岩屑质长石砂岩为主，其中石英含量为28.42%，长石含量为35.05%；填隙物体积含量为15.95%；胶结物以伊利石、绿泥石为主，其含量分别为5.81%和3.68%，其次为碳酸盐矿物（4.10%）和硅质（1.10%）。孔隙类型以长石溶孔为主（1.95%），其次为粒间孔（0.65%）；平均面孔率为3.22%.储集层平均孔隙度为9.31%，平均渗透率为0.238 mD，是相对占优势的成岩相（图2g，图2h）。

图2 华庆油田长63储集层胶结物及孔隙特征

（5）伊利石胶结—溶蚀相 分布在悦乐、乔川、上里塬、五蛟和B40井区，在浊流砂体及砂质碎屑流砂体中较为发育。以岩屑质长石砂岩为主，其中石英含量为37.80%，长石含量为26.01%；填隙物体积含量为15.01%.胶结物以伊利石为主（8.99%），其次为碳酸盐矿物（3.18%）和硅质（1.34%），绿泥石及其他胶结物含量较少。孔隙类型以长石溶孔为主（1.83%），其次为粒间孔（0.59%）；平均面孔率为2.34%.储集层平均孔隙度为8.73%，平均渗透率为0.186 mD，成岩相带较差（图2i）。

（6）伊利石胶结相 分布在研究区南部的玄马、坪庄等井区，主要发育在浊流砂体及部分砂质碎屑流砂体中。以岩屑质长石砂岩为主，其中石英含量为36.69%，长石含量为27.95%；平均填隙物含量为13.80%；胶结物以片状伊利石为主（9.79%）。孔隙类型以长石溶孔为主（1.65%），平均面孔率为1.95%，储集层物性较差，几乎为无效储集层（图2j）。

（7）碳酸盐矿物胶结致密相 主要分布在山庄和林镇井区，发育在浊流砂体河道侧翼中（图1）。主要为岩屑质长石砂岩及部分长石岩屑质石英砂岩；胶结物以碳酸盐矿物为主，其含量为15.20%；孔隙类型以长石溶孔为主（0.86%），平均面孔率为1.66%.储集层平均孔隙度为4.89%，平均渗透率为0.013 mD，属于研究区较差的成岩相（图2k，图2l）。

2.2 不同成岩相微观孔隙结构特征

孔隙类型、孔隙半径、喉道半径以及孔喉半径比等受储集层沉积和成岩作用影响，决定了储集层的储集能力和渗流能力[8-10]。本文利用高压压汞和恒速压汞实验，分析研究区不同成岩相微观孔隙结构特征，为储集层成岩相带的评价和有利区的筛选提供依据。

2.2.1 孔喉分布特征

恒速压汞实验数据表明，绿泥石膜胶结—粒间孔相的主流孔隙半径为60.000～310.000 μm，以大喉道为主，其次为中喉道。半径为0.004～0.410 μm的孔喉对渗透率累计贡献率在90%以上，最终进汞饱和度高达86.37%，排驱压力较低（图3a，图3b，图4a），是研究区长63储集层的主要渗流通道。

图3 华庆油田长63储集层孔喉分布特征

伊利石+绿泥石膜胶结—粒间孔相中，粒间孔约占总面孔率的35.00%，大孔隙所占比例增加且分布较为均匀；喉道以细—中喉道为主；孔喉半径为0.004～1.020 μm，其中半径小于0.250 μm的孔喉对渗透率的累计贡献率在96%以上，排驱压力中等（图3a，图3b）。

图4 华庆油田长63储集层不同成岩相孔喉结构特征

伊利石胶结—粒间孔相的平均孔隙半径为110.000 μm，半径为 110.000～220.000 μm的孔隙占总孔隙的84.81%，小孔隙数量增多；喉道以微—微细喉道为主；孔喉半径为0.004～0.410 μm；半径小于0.100 μm的孔喉对渗透率的累计贡献率在96%以上，其中半径为0.003～0.100 μm的喉道是储集层主要渗流通道（图3a，图3b，图4b）。

伊利石+绿泥石膜胶结—溶蚀相储集层的长石溶孔含量占总面孔率的42.04%，小孔隙数量增多；喉道以微—微细喉道为主。半径为0.100～1.020 μm的孔喉属于该类成岩相储集层的主要渗流通道，半径小于0.250 μm的孔喉对渗透率累计贡献率在97%以上（图3a，图3b，图4c）。

伊利石胶结—溶蚀相储集层的长石溶孔占总面孔率的66.90%，平均孔隙半径为170.000 μm，半径为90.000～190.000 μm的孔隙占总孔隙的97.50%，大孔隙含量减少；喉道以微细喉道为主。半径为0.025～0.410 μm的孔喉属于该类成岩相储集层的主要渗流通道，半径小于0.900 μm的孔喉对渗透率的累计贡献率在94%以上（图3a，图3b）。

伊利石胶结相储集层的长石溶孔比例占总面孔率的85.00%，大孔隙减少；喉道为微细喉道。其中半径为0.100～0.640 μm的孔喉是该类成岩相储集层的主要渗流通道，半径小于0.250 μm的孔喉对渗透率累计贡献率达93%以上（图3a，图3b）。

碳酸盐矿物胶结致密相以微孔和微细喉道发育为主，半径小于0.120 μm孔喉对渗透率累计贡献率在96%以上，排驱压力最高，储集层物性最差，最终进汞量最低（图3a，图3b，图4d）。

综上所述，不同成岩相的储集层孔隙半径和喉道半径的分布特征不同，绿泥石膜胶结—粒间孔相的孔隙半径和喉道半径最大，其次为伊利石+绿泥石胶结—溶蚀相、伊利石胶结—溶蚀相和伊利石胶结相，碳酸盐矿物胶结致密相的孔隙半径和喉道半径最小。

2.2.2 孔喉半径比分布特征

不仅孔隙大小和喉道大小对低渗储集层非均质性有影响，孔喉半径比对储集层非均质性的影响也较为明显[11-13]。孔喉半径比越大，小喉道和大孔隙数量越多，使得孔隙内的流体不容易排出，渗流阻力越大，连通性越差，储集在孔隙内的油气无法排出，孔隙结构的非均质性变强，可动流体饱和度降低[14-16]。孔喉半径比越小，小孔隙和大喉道数量越多，渗流阻力变弱，储集层的连通性变好，孔隙结构的非均质性变弱，可动流体饱和度增大，孔隙内流体容易排出[17]。

绿泥石膜胶结—粒间孔相和伊利石+绿泥石膜胶结—粒间孔相的细—中喉道较为发育（图3c），绿泥石膜胶结—粒间孔相有效孔喉半径比最低，平均为145，分布范围小且频率较高。伊利石+绿泥石膜胶结—粒间孔相孔喉半径比平均值为275，孔喉半径比较小，表明这两种成岩相的小孔隙和大喉道数量多，储集层的渗流阻力较弱，连通性较好。伊利石胶结—粒间孔相孔喉半径比平均为450，但孔隙大小和喉道大小的差异性较小，孔喉分布相对均匀，渗流阻力较小，渗流能力和孔喉连通性较好。

伊利石+绿泥石膜胶结—溶蚀相、伊利石胶结—溶蚀相和伊利石胶结相的孔喉半径比相对较大，其孔喉半径比分别为460，650和725，表明大孔隙较多，喉道呈现细小和微细小分布，孔喉的连通性较差，渗流阻力较大，储集层的退汞效率较低。碳酸盐矿物胶结致密相的孔喉半径比最大，其平均值为750，该类成岩相储集层孔喉连通性最差。

由孔喉半径与渗透率贡献值的分布图可以看出，当喉道半径分布范围较宽时，对渗透率的贡献相对较分散，小喉道对渗透率的贡献率较低，较大喉道对渗透率的贡献率较大。孔喉进汞饱和度、峰值比渗透率贡献值低，进汞量最高时的喉道半径对应的渗透率贡献值也不是最大，当大喉道所占比例越大，储集层的渗流能力变化特征较为明显。因此，喉道半径是控制储集层渗流能力的主要微观因素[22]。

综上所述，华庆油田长63储集层绿泥石膜胶结—粒间孔相的有效喉道半径最大、孔喉半径比最低、孔喉分选性较好，排驱压力较低，孔喉进汞量曲线呈单峰状，储集层的储集能力和渗流能力较好（图4a）。伊利石胶结—粒间孔相（图4b）和伊利石+绿泥石膜胶结—溶蚀相（图4c）的孔喉分选相对较差，进汞量曲线呈双峰状，孔喉连通性一般，储集层的储集能力和渗流能力变差。碳酸盐矿物胶结致密相的孔隙半径和喉道半径小，进汞量分布较为均匀，孔隙结构发育程度差，渗透率贡献率低，储集层的渗流能力差（图4d）。总之，在研究区，绿泥石膜胶结—粒间孔相储集层的物性最好，其次为伊利石+绿泥石膜胶结—粒间孔相，而碳酸盐矿物胶结致密相储集层的孔喉连通性最差。

3 成岩相测井响应及优质储集层展布特征

以华庆油田的测井曲线资料为基础，将自然电位、自然伽马、声波时差、电阻率等测井曲线与取心井的岩心实验资料相对应，并结合取心井的铸体薄片资料以及扫描电镜等实验资料建立了不同成岩相的测井响应模版（表2）。

（1）绿泥石膜胶结—粒间孔相形成于成岩早期，压实作用及胶结作用相对较弱，保留了部分原生孔隙，孔隙类型以残余粒间孔为主，其孔隙度较大，平均为11.65%，渗透率为0.293 mD.测井数据表明，该类成岩相的自然电位为30～70 mV，自然伽马整体小于200 API，声波时差接近300 μs/m，电阻率小于300 Ω·m（表2）。试采结果表明，该类成岩相单井日产油量达到5.68 t，属于重要的产油相带。

（2）伊利石+绿泥石膜胶结—粒间孔相的主要孔隙类型为粒间孔，该类成岩相的储集层物性较好，孔隙度为12.00%，渗透率为0.338 mD；测井数据表明，自然电位整体幅度较绿泥石膜胶结—粒间孔相的大，为29～76 mV，自然伽马变低，为12～193 API，声波时差大于160 μs/m，电阻率小于360 Ω·m.试采结果表明，该类成岩相单井日产油量为3.24 t，仅次于绿泥石膜胶结—粒间孔相，属于较好的产油相带。

（3）伊利石胶结—粒间孔相的主要孔隙类型为残余粒间孔和部分长石溶孔，该类成岩相的物性相对较好，孔隙度为10.97%，渗透率为0.269 mD；测井数据表明，自然电位分布变化范围不大，为20～79 mV，自然伽马为10～260 API，声波时差小于430 μs/m，电阻率小于260 Ω·m.试采结果表明，该类成岩相单井日产油量为2.93 t，属于一般的产油相带。

（4）伊利石+绿泥石膜胶结—溶蚀相储集层受长石溶蚀的影响，物性较差，其孔隙度为9.31%，渗透率为0.238 mD；测井数据表明，自然电位小于80 mV，自然伽马增大，为0～300 API，声波时差分布于50～420 μs/m，电阻率小于360 Ω·m.试采结果表明，该类成岩相单井日产油量为0.95 t，属于较差的产油相带。

（5）伊利石胶结—溶蚀相、伊利石胶结相和碳酸盐矿物胶结致密相由于受钙质胶结的影响，这三类成岩相的物性极差，孔隙度分别为8.73%，7.11%和4.89%，渗透率分别为0.186 mD，0.059 mD和0.013 mD，其测井响应表现为“三低一高”，即低自然电位、低自然伽马、低声波时差、高电阻率，声波时差均偏小，自然伽马小于300 API，电阻率较高，接近400 Ω·m.

综合研究表明，长63储集层绿泥石膜胶结—粒间孔相和伊利石+绿泥石膜胶结—粒间孔相油藏发育较好，长63储集层是华庆油田物性较好的层段，有利于后期的勘探开发。

平面上，长63储集层绿泥石膜胶结—粒间孔相和伊利石+绿泥石膜胶结—粒间孔相储集层发育程度最高，其中物性较好的伊利石胶结—粒间孔相储集层主要发育在三角洲前缘水下分流河道砂体与砂质碎屑流砂体中，为有利的成岩相带，同时属于油气勘探开发的重点区域；伊利石+绿泥石膜胶结—溶蚀相，物性较差，开采程度较低；伊利石胶结—溶蚀相储集层物性中等，但分布较局限，油气开采程度低；伊利石胶结相储集层物性差，几乎没有稳产时间；碳酸盐矿物胶结致密相储集层物性最差，开采程度最低。

表2 华庆油田长63储集层不同成岩相测井参数特征

4 结论

（1）华庆油田长63储集层砂岩类型主要为岩屑长石砂岩和长石砂岩，碎屑颗粒磨圆度以次棱状为主，分选性中等，孔喉半径分布不均匀，粗细不一，储集层的储集能力和渗流能力较差。依据储集层的沉积微相发育特征、有机质成熟度以及差异性成岩演化特征等，将华庆地区长63储集层主要划分为7类成岩相，分别为绿泥石膜胶结—粒间孔相、伊利石+绿泥石膜胶结—粒间孔相、伊利石胶结—粒间孔相、伊利石+绿泥石膜胶结—溶蚀相、伊利石胶结—溶蚀相、伊利石胶结相、碳酸盐矿物胶结致密相。

（2）绿泥石膜胶结—粒间孔相和伊利石+绿泥石膜胶结—粒间孔相储集层主要分布于三角洲前缘水下分流河道砂体与砂质碎屑流砂体中，孔喉连通性好，渗流能力最好；绿泥石膜胶结—粒间孔相和伊利石+绿泥石膜胶结—粒间孔相是油田开发的主力产层，油气较容易开采。伊利石胶结—粒间孔相、伊利石+绿泥石膜胶结—溶蚀相储集层位于砂质碎屑流砂体及部分浊流砂体中，呈孤岛状分布，孔喉半径小但分布均匀，渗流能力中等—差；伊利石胶结—溶蚀相、伊利石胶结相、碳酸盐矿物胶结致密相储集层主要发育在浊流砂体和分支水道间，孔隙结构发育程度差，采收率最低。

（3）不同成岩相类型具有建设性与破坏性双重作用，具体表现在压实作用、胶结作用和溶蚀作用的差异上。优质成岩相的展布受沉积相、成岩作用与微观孔隙结构共同影响，其中喉道是最主要的影响因素。不同类型成岩相划分方案与储集层产油能力吻合性良好，成岩相的测井响应特征表明优质储集层展布受沉积相和成岩相双重控制。