鄂尔多斯盆地志丹油田西北部延长组长6—长9致密储层微观特征

孙 昆，白玉彬，陈 莹，庞长旭，贺姣姣

(1.延长油田股份有限公司 志丹采油厂，陕西 延安 717500； 2.西安石油大学 地球科学与工程学院，陕西 西安 710065)

引 言

鄂尔多斯盆地致密油气资源非常丰富，是我国致密油气的重要生产基地，是西气东输工程的主要气源之一。近年来，国内石油消费量日益增长，而鄂尔多斯盆地可供勘探的地区越来越少。志丹油田地处鄂尔多斯盆地陕北斜坡中西部(图1)，以往勘探开发主力油层为上三叠统延长组长6油层组，次为长2油层组和侏罗系延10油层组。2010年以来，延长组中下组合石油勘探获得重要突破，在长7—长9油层组均发现规模工业油流井，初步展示良好的石油勘探前景，然而，绝大部分油井具有低产特征，不同层位石油产量及富集程度有差异。主要原因之一是长6—长9储层物性极差，平均孔隙度不足10%，为致密储层[1]。目前对这种储层的地质研究还比较薄弱，特别是在储层微观特征研究方面[2-5]。志丹油田西北部顺宁地区延长组下组合近年来勘探成效显著，已经在长6—长9油层组发现规模产油井，但在储层微观特征方面没有开展过系统研究，影响了对油藏分布规律的深入认识。鉴于此，笔者以志丹油田西北部勘探新区为例，通过对长6—长9致密储层特征的分析和对比，明确储层物性的影响因素，进而为该区下一步石油勘探提供地质依据。

图1 鄂尔多斯盆地构造单元划分及研究区位置Fig.1 Division of structural units in Ordos Basin and position map of the study area

1 岩石学特征

根据研究区10口井岩心观察描述及百余块常规薄片鉴定结果(图2)，长6—长9储层岩石类型主要为细粒长石砂岩，少量岩屑长石砂岩，其中长9储层部分为中粒长石砂岩。碎屑组分主要以长石和石英为主，其次为岩屑，成分主要为火山岩和变质岩岩屑。长6—长9储层砂岩矿物成分及含量相似，所不同的是长9储层岩屑含量偏高，体积分数平均19.3%。长6—长9砂岩储层分选性和颗粒磨圆度均较高，泥质杂基少，体积分数不足5%；长6—长9砂岩胶结物总量基本一致，体积分数平均在10%以上，胶结物类型及体积分数均相似，主要为碳酸盐胶结物(体积分数5%～8%)，占胶结物总量的60%以上；其次为黏土矿物胶结物，少量的硅质和长石质胶结物(图3)。碳酸盐胶结物中主要以方解石为主，部分含铁，形成铁方解石，铁白云石少见。

图2 志丹油田西北部长6—长9砂岩成分三角图Fig.2 Sandstone composition triangulation of Chang 6-Chang 9 formation in northwestern Zhidan Oilfield

图3 志丹油田西北部长6—长9储层胶结物类型及分布Fig.3 Types of cements in Chang 6-Chang 9 formation and their content in northwestern Zhidan Oilfield

2 物性特征

根据18口井总计500余块岩心实测物性分析统计，研究区长6—长9储层物性分布特征总体相似，渗透率主要分布在(0.1～2.0)×10-3μm2，孔隙度主要分布在4%～14%(图4)，根据现行储层分类评价标准[6-8]，长6—长9为典型的致密储层，这与鄂尔多斯盆地其他地区相关储层物性特征一致[1]。但不同层位储层物性差异明显，其中长6储层物性较好，长7—长9储层物性特征非常相似，物性差(表1)。需要注意的是，长6—长9储层中实测孔隙度最大值可达19.7%，渗透率最大值可达269.14×10-3μm2(表1)，这些样品显然是由于发育微裂缝而导致物性变好[8-9]。

图4 志丹油田西北部长6—长9储层物性分布Fig.4 Physical property distribution of Chang 6-Chang 9 formation in northwestern Zhidan Oilfield

层位样品/块渗透率/10-3μm2孔隙度/%最小值最大值平均值中值最小值最大值平均值中值长62410.01 46.61 1.26 0.54 0.9 19.7 10.1 10.3 长7970.02 82.51 1.46 0.26 1.3 13.5 7.4 7.3长8590.02 76.86 3.46 0.25 0.5 16.4 6.8 6.2长91110.01 296.14 2.49 0.24 0.3 15.7 7.6 7.4

3 孔隙结构特征

40块样品铸体薄片和扫描电镜鉴定结果(图5)揭示，研究区长6—长9储层主要发育溶蚀孔隙(占总孔隙的3.1%)、残余粒间孔(平均1.4%)及少量的裂隙孔和晶间孔，其中溶蚀孔隙主要包括粒间溶孔(平均1.4%)和粒内溶孔(平均1.7%)。平均面孔率4.6%，其中，长6为5.4%，长7为4.2%，长8为3.7%，长9为4.9%。以长7储层为例对比本区与志丹县吴堡地区，两区直线距离约30 km，虽主要储集空间类型均为溶蚀孔隙，但本区长7储层面孔率明显高于吴堡地区(平均面孔率约3%)[10]，由此反映陆相储层具有极强的非均质性。

50块含油砂岩压汞分析表明：研究区长6—长9储层孔隙结构大体相似，但亦有差异。长6储层排驱压力平均为0.28 MPa，中值压力为2.3～9.4 MPa，平均喉道半径0.15～0.86 μm；长7排驱压力平均为0.35 MPa，中值压力为3.36～6.58 MPa，平均喉道半径0.11～0.34 μm；长8排驱压力平均为0.78 MPa，中值压力为3.32～5.80 MPa，平均喉道半径0.05～0.2 μm；长9排驱压力平均为0.31 MPa，中值压力为1.37～10.27 MPa，平均喉道半径0.13～0.78 μm。对比发现，长6储层孔隙结构最好，长7和长9次之，长8最差，这与储层物性分布特征一致。

图5 志丹油田西北部长6—长9储层孔隙类型分布Fig.5 Pore types of Chang 6-Chang 9 formation in northwestern Zhidan Oilfield

4 成岩作用特征

根据研究区8口井40块样品岩石薄片、铸体薄片、扫描电镜等鉴定分析，长6—长9致密砂岩均经历了较强的成岩作用。其类型主要有压实作用、胶结作用和溶蚀作用，不同类型的成岩作用对储层孔隙保存程度具有明显的影响和控制。

4.1 压实作用

研究区长6—长9储层中部现今平均埋深1 940 m，埋藏史恢复后地史时期长6—长9古埋深平均约3 000 m[10]，因此，长6—长9砂岩储层经历了强烈的压实作用。在显微镜下的特征表现为：颗粒间接触关系主要以线接触为主(图6)，其次为点接触及凹凸接触；残余粒间孔保存较少，且铸体薄片下观察孔隙之间的连通性很差(图6(b)、图6(c)、图6(l))；塑性矿物抗压性弱，如云母类等大多顺层面分布且受压变形(图6(a)、图6(k))。以不同矿物主导的岩石的抗压能力有显著差异[11]，当岩石中黏土及黑云母等塑性矿物高时，颗粒排列紧密，原生孔隙少有保存(图6(a)、图6(k))；早期碳酸盐岩胶结发育时，颗粒间多以点接触或者颗粒呈漂浮状，压实程度低(图6(g))；岩屑含量高时，粒间孔多不发育，压实程度增强(图6(b))。

4.2 胶结作用

胶结作用在长6—长9储层中广泛发育，主要以碳酸盐岩胶结物为主，其次为各种黏土矿物胶结物，硅质胶结在砂岩中广泛发育，但其含量相对较少。

表2 志丹油田西北部长6—长9储层黏土矿物质量分数Tab.2 Mass fraction of clay minerals in Chang 6-Chang 9 formation of northwestern Zhidan Oilfield

图6 志丹油田西北部长6—长9储层成岩作用类型Fig.6 Diagenesis types of Chang 6-Chang 9 reservoir in northwestern Zhidan Oilfield

4.2.1 黏土矿物胶结作用 研究区自生黏土矿物平均总体积分数不足3%，以伊利石为主，其次为绿泥石和伊蒙混层，有少量高岭石(表2)。伊利石主要呈发丝状附着于颗粒表面，镜下亦见充填在自生石英晶体中间的伊利石(图6(e))。绿泥石多以薄膜状态附着于颗粒表面， 在铸体薄片下常常可见因原油侵染而呈现黑色(图6(c))，扫描电镜下可见颗粒表面叶片状绿泥石密集分布，包裹在颗粒表面而形成环边状(图6(d))。大量研究表明，绿泥石膜的形成可以有效阻止石英加大或者自生石英晶体的析出，对孔隙保存具有明显的积极作用[12]，然而，本次通过大量的观察和分析，发现绿泥石膜发育的粒间孔中仍然可析出大量自生石英晶体(图6(d))，绿泥石膜的形成与孔隙的保存没有明显的关系。

4.2.2 碳酸盐胶结作用 碳酸盐岩胶结是研究区最重要的胶结类型，其中，方解石是最重要的碳酸盐胶结物，其平均体积分数可达6.8%，形态多呈连晶状或以胶结原生孔隙为主(图6(f)，图6(g))。大部分方解石胶结物由于含铁原因，颜色多呈肉红色。

4.2.3 硅质胶结作用 硅质胶结在长6—长9储层中普遍发育，但其平均体积分数不足1%，主要以自生石英晶族产出在粒间孔中(图6(d)，图6(e))，其次为石英加大边(图6(j))。研究发现，杂基含量低的砂岩中，硅质胶结比较发育，而在云母高或杂基含量高的砂岩中，硅质胶结比较少见或不发育。

4.3 溶蚀作用

长6—长9储层孔隙类型以各种溶孔为主，其次为残余粒间孔。研究表明，长石类矿物形成的各种粒间和粒内溶孔是最重要的溶孔类型(图6(h)，图6(i)，图6(j))，溶蚀作用的结果常常使大部分长石颗粒溶蚀殆尽，形成铸模孔，从而有效增大了储集空间。

5 储层物性影响因素

5.1 沉积环境及沉积相对储层物性的影响

志丹油田西北部延长组长6—长9时期均主要为三角洲-湖泊沉积环境，但沉积相类型不尽相同。其中长6及长8时期、长7沉积中晚期、长9沉积早—中期主要为三角洲相中的三角洲前缘亚相类型，长7沉积早期及长9沉积晚期为半深湖-深湖相[10]。沉积相是影响储层物性的第一要素，直接决定后期的成岩演化程度和路径[11]。

从沉积微相类型来看，水下分流河道储层物性最好，水下天然堤次之，水下分流间湾物性最差(表3)。沉积微相类型与水动力的强弱关系密切，水下分流河道水动力强，岩性主要为细砂岩，分选性及磨圆度均很好，先天条件中原生孔隙发育，后期虽有胶结但仍保存了较多残余粒间孔，同时溶孔在该类砂岩中发育，因此，成为最好的储层。水下天然堤及水下分流间湾岩性相对更细，单砂体厚度一般不足1 m，主要发育厚层泥岩，因此，可以作为侧向上石油聚集的遮挡层。

表3 志丹油田西北部长6—长9沉积微相与储层物性及岩性的关系Tab.3 Relationship between sedimentary microfacies and reservoir physical property and lithology of Chang 6-Chang 9 formation in northwestern Zhidan Oilfield

5.2 成岩作用对储层物性的影响

5.2.1 压实作用对储层物性的影响 随着沉积物埋藏深度的不断增大，上覆负荷不断增加，颗粒之间变得越来越紧密，随之孔隙空间不断变小[13]，因此，压实作用是沉积盆地中孔隙空间减小的重要因素。假定砂岩原始孔隙度为40%[14]，计算得出长6—长9砂岩由压实作用造成的原始孔隙度平均丧失26.23%，丧失率为65.58%(图7)。相比较而言，砂岩中抗压能力较强的石英及长石颗粒相对较低，而云母类或泥岩岩屑较高时，压实作用更为强烈，原始粒间孔丧失更大(图6(a)，图6(k))。

图7 志丹油田西北部长6—长9砂岩胶结物体积分数与粒间孔隙的关系Fig.7 Plot of intergranular pore volume ratio and cement volume fraction of Chang 6-Chang 9 formation in northwestern Zhidan Oilfield

5.2.2 胶结作用对储层物性的影响 胶结作用是继机械压实作用后，破坏储层物性的第二要素[15]。总体来看，胶结作用对原始孔隙度的破坏率平均为19.23%，最大可达40%(图7)。胶结物类型及形成时间的差异造成不同成岩作用阶段胶结作用对孔隙度破坏的程度有差异。早期形成的碳酸盐胶结物有效阻止了压实作用，但由于储集空间被胶结物占据，孔隙几乎破坏殆尽(图6(g))，而碳酸盐胶结物总量与储层物性呈现明显的负相关性(图8)。绿泥石膜有效阻止了石英加大边的形成，但未能有效阻止自生石英晶体的析出(图6(d))。

5.2.3 溶蚀作用对储层物性的影响 综合前人关于志丹地区的研究成果[8]，结合区域热演化背景[16]，根据碎屑岩成岩阶段划分标准[17]，研究区长6—长9储层已经达到中成岩阶段A期，处于大量生油阶段。该阶段有机质在热演化的过程中通过去羧基作用，释放大量的水和二氧化碳[18]，这些酸性水随着初次运移的发生排入砂体中，从而造成长石颗粒的溶蚀。根据溶蚀增孔量计算公式[19]，长6—长9储层平均增孔量为3.1%，增孔率为7.8%。

5.2.4 裂缝对储层物性的影响 根据前人研究，鄂尔多斯盆地延长组宏观裂缝主要为构造成因，形成于侏罗纪末期和白垩纪末期—古近纪[20]；微裂缝的成因与区域构造应力场的演化密切相关，同时成岩作用亦可促进微裂缝的形成和发展[21]。岩心及镜下观察发现，研究区长6—长9储层宏观和微观裂缝均非常发育。根据15口探井岩心录井资料描述，8口井在岩心中观察到高角度宏观裂缝，且部分裂缝带含油性好于基质部分岩心；36块样品镜下观察统计，11块样品中均发现了微裂缝(图6(j)，图6(k)，图6(l))，同时荧光特征显示裂缝带含油性好(图9)，是石油运移的通道之一。

图8 志丹油田西北部长6—长9储层物性与碳酸盐胶结物的关系Fig.8 Plots of reservoir property parameters and carbonate cement mass fraction of Chang 6-Chang 9 formation in northwestern Zhidan Oilfield

图9 志丹油田西北部长6—长9含油砂岩荧光特征Fig.9 Fluorescence characteristics of oil-bearing sandstone of Chang 6-Chang 9 formation in northwestern Zhidan Oilfield

6 结 论

(1)志丹油田西北部长6—长9储层岩石类型一致，均为细粒长石砂岩，主要胶结物为方解石，其次为自生黏土矿物，有少量石英质和长石质。

(2)长6—长9均为致密储层，长6储层物性相对较好，长7—长9储层物性相似，物性极差；储层孔隙类型主要以长石溶孔为主，其次为残余粒间孔，次生孔隙的发育改善了储层物性。孔隙结构复杂，整体变化趋势与储层物性一致，长6孔隙结构最好，长7与长9次之，长8最差。

(3)储层物性的差异与沉积相及成岩相关系密切。不同类型沉积相的储层物性差异明显。压实作用是破坏储层物性最重要的成岩类型，胶结作用进一步强化了储层致密程度。相对优质的储层发育在水动力强的水下分流河道等环境中，同时需要具备弱胶结、强溶蚀的成岩条件。构造裂缝对储层孔隙度影响较小，但增强了储层渗流能力，有效改善了储层的渗透率。