吴起地区长6储层特征及成岩作用研究

孟子圆，孙 卫.

(西北大学地质学系，陕西西安 710069)

鄂尔多斯盆地长6储层是近年来油田开发的主力层位之一，在进一步增储上产过程中，对于储层的物性演化及其影响因素的进一步认识就显得尤为重要[1-2]。前人主要通过建立孔隙度演化模型对各储层成岩作用阶段进行研究，探索不同类型储层发生的成岩作用及对物性的影响方面前景广阔[3-5]。因此，本文利用基础物性资料、铸体薄片、扫描电镜、高压压汞、X衍射等实验方法基于孔隙类型对储层进行分类并揭示各成岩作用对储层来带的影响，以期为储层的进一步合理发展提供理论依据。

1 研究区地质概况

图1 研究区区域图Fig.1 Regional map of the study area

吴起地区位于我国鄂尔多斯盆地伊陕斜坡构造单元的中西部(图1)，地处陕西省延安市吴起县境内。勘探面积约为1 000 km2。该地区构造简单，地层平缓，以一个向西倾的单斜为主，倾角小于1°，在此大的构造背景之下发育有一系列小型鼻状隆起。研究区储量丰富，延长组长6储层是吴起油田的主力生油层位，已探明储量近5 000万吨。根据前人研究成果，长6层为发育良好的一套湖泊三角洲陆相碎屑岩沉积[6-7]。

2 储层岩石学特征

通过铸体薄片实验结果的分析，运用石英、长石、岩屑含量作出三角图(图2a)。可知吴起地区长6储层的岩性为中-细粒长石砂岩。其中石英含量约20.5%，长石含量约53.2%，岩屑含量约13.6%，其中变质岩岩屑含量最高，约为10.03%，火成岩和沉积岩岩屑含量最少，分别为2.55%，1.53%。填隙物总量约14.0%(图2b)，填隙物中铁方解石发育，绝对含量约8.9%(相对含量64%)，在碳酸盐胶结发育的砂岩中，铁方解石含量可高达48%。绿泥石、伊利石较为发育，绝对含量分别约为2.2%(相对含量16%)，1.7%(相对含量12%)。硅质矿物不发育，约0.8%(相对含量5%)。还发育有少量菱铁矿、长石质。碎屑颗粒粒径介于0.10～0.60之间，平均为0.37 mm。根据镜下观察，颗粒分选好，磨圆度为次棱角状。胶结类型主要有孔隙-薄膜式、孔隙式、孔隙-加大式胶结。颗粒接触方式多为点-线状、线-线状、缝合线状接触。

吴起地区长6层段的孔隙类型主要有粒间孔、长石溶孔、岩屑溶孔，少量微孔。长6储层平均面孔率2.48%。粒间孔约1.89%，长石溶孔0.53%，岩屑溶孔约0.16%。粒间孔含量占比76.2%，是长6储层的主要孔隙类型，是改善储层质量的有利因素之一。喉道类型主要为片状喉道、弯片状喉道及管束状喉道。

图2 储层岩石学特征Fig.2 Reservoir petrological characteristics

吴起地区长6储层的孔隙度范围在2.99～12.11%，均值8.49%。渗透率范围0.01～1.22×10-3μm2，均值0.29×10-3μm2。59.76%样品的孔隙度集中在7.5～12.5%之间，属于特低孔隙度。超低渗样品占总样品的93.90%。因此，研究区属于典型低孔-超低孔、特低渗-超低渗储层(图3)。总体上物性相关性较好(图4)。随着孔隙度、与渗透率的逐渐增大，相关性逐渐变差。

图3 物性分布直方图Fig.3 Distribution of properties histogram

3 基于孔隙类型的储层分类

通过镜下薄片观察，发现储层孔隙组合主要是溶孔-粒间孔和粒间孔-溶孔。根据孔隙组合类型将储层分为三类。Ⅰ类：溶孔-粒间孔型；Ⅱ类：粒间孔-溶孔型和溶孔型；Ⅲ类：微孔型(图5)。

3.1 Ⅰ类：溶孔-粒间孔型储层

该类储层的孔隙类型主要为溶孔、粒间孔，以原始粒间孔为主。该类储层孔隙度分布范围7.43%～12.11%，渗透率分布范围0.08～1.22×10-3μm2。高压压汞实验显示排驱压力较低，均值约0.72 MPa，进汞曲线平缓，最大孔喉半径最大，约为1.31 μm，最终进汞饱和度较大，约87.16%，退汞效率在三类储层中是最高。该类型储层物性最好，孔喉连通性最好，是最有利于油气储集的储层类型[8]，也是研究区发育最广泛的储层类型。

3.2 Ⅱ类：粒间孔-溶孔型储层

该类储层发育粒间孔、溶孔，但以溶蚀作用产生的二次溶蚀孔隙为主要孔隙类型，其中主要为长石溶蚀孔，岩屑溶蚀孔较少。该类储层孔隙度分布范围4.21%～9.87%，渗透率分布范围 0.01～0.39×10-3μm2。排驱压力稍高，约为0.99 MPa，进汞曲线呈较平缓的阶梯状，指示了双孔隙结构类型。最终进汞饱和度较高，约88.76%，退汞效率较高。最大孔喉半径值约为0.87 μm。该类储层物性中等，压实、胶结等成岩作用对该类储层破坏性改造较大，主要靠后期发生溶蚀作用改善物性条件。该类储层在研究区发育较少。

3.3 Ⅲ类：微孔型储层

该类储层的原生粒间孔隙几乎不复存在，溶蚀作用对物性的改善也不尽明显。孔隙类型主要以晶间微孔和少量微裂缝。储层孔隙度分布范围2.99～9.17%，渗透率分布范围0.002～0.44×10-3μm2。排驱压力值最高，约3.45 MPa，曲线相比Ⅰ类、Ⅱ类储层更加偏向右上方。最终总进汞饱和度值相对较低，均值82.27%，退汞效率较低。最大孔喉半径约为0.31 μm。该类储层在研究区发育较少，且是不利于油气储集的储层类型。

图5 基于孔隙类型的储层分类Fig.5 Reservoir Classification Based on Pore Types

4 成岩作用对孔隙度演化及物性的影响

4.1 机械压实作用

压实作用通常从早成岩阶段开始，是在上覆地层压力、静水压力以及构造作用力下发生的一种使沉积物变致密的作用[9]。压实作用的影响因素主要有埋藏深度、古地温、沉积物物质组成、构造活动等。通过对铸体薄片、扫描电镜等资料进行分析，发现研究区的压实作用主要表现在：①塑性颗粒垂直于作用力方向弯曲变形，或发生蚀变和水化膨胀充填孔隙，并释放离子为后续胶结作用提供物质基础，如云母颗粒、部分岩屑颗粒；②刚性颗粒在作用力下发生破碎，以假杂基的形式充填孔隙空间，如石英、长石等；③作用力下颗粒转动，趋于重新定向排列，接触方式由点状接触向点-线状、线状接触转变。中、晚成岩阶段发生化学压实作用(压溶作用)主要表现在颗粒接触方式转变为镶嵌式、缝合线式接触，以及石英次生加大。前人研究表明，化学压实作用在伊利石和云母含量较多的环境下更加发育，其中云母和伊利石起到了催化作用[10]。

根据1973年Beard计算储层原始孔隙度的方法[11]，对研究区长6储层进行原始孔隙度恢复计算。公式为：

碎屑岩原始孔隙度=20.91+(22.9/ST)

ST=(P25/P75)1/2

其中ST即Trask分选系数，P25、P75分别为粒度频率累计曲线上25%和75%时对应的颗粒粒度。经过计算，研究区长6砂岩原始孔隙度大约为35.5%。

研究区压实作用表现为破坏性成岩作用。压实作用致使原始粒间孔隙减少，而原始孔隙的减少程度与压实程度密切相关。压实作用带来的孔隙损失可以用公式表示[12]：

压实后粒间体积=粒间孔隙体积+胶结物体积+杂基体积

通过公式计算，研究区压实作用致使孔隙度损失范围在4.79%～32.8%，平均值20.15%。压实率最大值92.4%，最小值13.4%，均值为56.8%。分析压实率对储层物性的影响发现，压实率与物性呈较弱的负相关。因此虽然压实作用在研究区较为发育，但在影响储层物性的成岩作用中并不占主导作用。

4.2 胶结作用

胶结作用是一种在沉积物沉积之后，由于不同孔隙水的沉淀和反应，使松散的沉积物固结的作用[13]。影响胶结作用的主要因素有沉积物物质组成、碎屑颗粒的表面性质以及孔隙水的性质等[14]。通过对研究区的岩石学特征进行分析，结合X衍射分析，发现吴起地区长6储层所发生的胶结作用主要有碳酸盐胶结、黏土矿物胶结以及硅质胶结，作用类型复杂，程度强烈。部分胶结作用表现为破坏性成岩作用，胶结物充填原始孔隙使储层致密化；另一方面，部分胶结物的发育也在一定程度上保护了孔隙不受压实作用影响，部分胶结物还会在接下来的溶蚀作用中与孔隙水发生反应产生溶孔，提高孔隙度，连通孔隙空间。

研究区胶结作用类型较多，不同胶结作用对储层物性的影响不同。胶结作用带来的孔隙度变化可以用公式表示[12]：

胶结物含量=现今胶结物含量+溶蚀掉胶结物含量

通过以上公式计算，研究区胶结作用损失孔隙度范围在9.85%～64.79%，平均值27.82%。胶结率范围在9.86%～64.79%，均值约28.81%。根据胶结率与物性关系图(图6)可以发现，胶结率与物性整体呈现负相关的趋势。胶结率对Ⅱ类储层和Ⅲ类储层的物性影响较大，随着胶结率的增大，Ⅱ、Ⅲ类储层的物性均变差，说明胶结物对相对小孔隙的破坏更加明显。

4.2.1 碳酸盐胶结

研究区铁方解石胶结作用强烈，填隙物中铁方解石占比64%，绝对含量8.9%。根据镜下观察，判断出三期碳酸盐胶结产物：早成岩阶段，方解石呈泥晶、微晶形胶结，充填原生孔隙，造成孔、喉堵塞，部分孔隙呈半封闭状，但早期的胶结物一般都具有保护原生孔隙避免压实作用造成损失的作用，且碳酸盐胶结物为后期的酸性水溶蚀提供了物质基础，溶蚀作用的发生会形成二次孔隙，增加部分孔隙度；中成岩阶段，方解石呈细晶形胶结，以铁方解石为主；晚成岩阶段，铁方解石以连晶状、斑状充填孔隙并与碎屑发生交代作用，堵塞原生孔隙以及中期发生溶蚀作用产生的溶孔，部分孔隙成为死孔隙[15]。

根据铁方解石胶结含量与物性关系图可以发现(图7)，胶结率与物性关系整体呈现负相关。对Ⅱ类储层和Ⅲ类储层的物性影响较大，随着胶结率的增大，Ⅱ、Ⅲ类储层的物性均变差，说明胶结物对相对小孔隙的破坏更加明显。

图6 胶结率与物性关系图Fig.6 Relationship between cementation rate and physical property

图7 铁方解石含量与物性关系图Fig.7 Relationship between iron calcite content and physical properties

4.2.2 黏土矿物胶结

通过镜下薄片以及X衍射分析发现研究区黏土矿物胶结作用主要发育有绿泥石胶结和伊利石胶结。

研究区绿泥石含量均值约2.2%。绿泥石胶结的产状受孔隙水性质以及胶结时间的影响。通过镜下薄片观察，绿泥石自身晶形为叶片状，多以孔隙衬边式或分布均一的薄膜状包裹碎屑颗粒。膜厚约为3～10 μm，镜下可见绿泥石膜吸附丰富的有机质。早成岩阶段，绿泥石薄膜包裹碎屑颗粒，有效的抵抗了压实作用带来的孔隙损失，且绿泥石膜可以阻隔碎屑颗粒与孔隙水的接触，进而减缓了石英质次生加大。成岩晚期，在早成岩阶段形成的较厚的绿泥石膜伊利石化或被碳酸盐矿物交代充填孔隙，与长英质共生。根据绿泥石与物性相关性图(图8)可以发现，绿泥石含量与储层物性整体呈现正相关关系。随着绿泥石含量增多，Ⅱ类、Ⅲ类储层物性都呈现变好趋势。可见绿泥石膜胶结在研究区长6储层表现为一种建设性成岩作用，其保护孔隙，对储层的储集和渗流能力都有好的影响。

研究区伊利石含量均值约1.7%，伊蒙混层含量均值约0.75%。伊利石主要以丝状、絮状充填孔隙，伊利石多有早期伊蒙混层转化而来，以及部分早期绿泥石膜伊利石化和黑云母蚀变为伊利石，呈斑状充填孔隙。根据伊利石含量与物性关系图(图8)可以发现，伊利石含量仅对Ⅱ类粒间孔-溶孔型储层有一定的影响，但相关性较弱。

图8 黏土矿物含量与物性关系图Fig.8 Relationship between clay mineral content and physical properties

4.2.3 硅质胶结

镜下可见石英质次生加大，颗粒呈镶嵌状接触，周围存在有绿泥石膜。黏土膜对石英的加大有着抑制作用，因此研究区硅质胶结发育程度较弱，另一原因可能是岩石经历的热演化过程不够长或是地温不够等原因造成[6]。分析硅质胶结物含量与物性关系发现相关性较弱，因此在储层的发育程度较低的硅质胶结对物性的影响占比较小。

4.3 溶蚀作用

研究区溶蚀作用主要发生了两期，第一期主要为长石和岩屑沿解理缝发生溶蚀，形成粒内溶蚀孔和溶蚀缝。石英质的加大边发生碱性溶蚀，形成港湾状或是锯齿状[16]。但第一期的溶孔基本被后期胶结物所充填，对储层渗流能力没有太大作用。第二期主要是在第一期溶蚀孔的基础上发生再次溶蚀，发生溶蚀的有长石、岩屑以及充填的方解石胶结物等。第二期内部分长石完全溶蚀，镜下可见完整的长石溶蚀孔。

研究区溶蚀作用是主要的增孔并改善储层品质的成岩作用，溶蚀作用增孔程度计算公式为[12]:

通过以上公式计算，研究区溶蚀作用增加孔隙度范围0.89%～6.25%，平均值为2.84%，溶蚀率最大值17.6%，最小值2.51%，平均值8.01%。根据溶蚀率与物性关系可以看出，Ⅲ类微孔型储层基本不发育溶蚀作用，溶蚀作用对Ⅱ类粒间孔-溶孔型储层影响较大。随着溶蚀率增加Ⅱ类储层的孔隙度和渗透率都有了极大改善。Ⅰ类储层整体溶蚀率较低，受溶蚀作用影响较小。

图9 溶蚀率与物性关系图Fig.9 Relationship between corrosion rate and physical properties

5 结论及认识

(1)鄂尔多斯盆地吴起地区长6储层岩性为中-细粒长石砂岩，孔隙度约为8.49%。渗透率约为0.29×10-3μm2，研究区属于典型低孔-超低孔、特低渗-超低渗储层。

(2)研究区储层根据孔隙组合类型可分为溶孔-粒间孔型、粒间孔-溶孔型和微孔型。溶孔-粒间孔型物性最好，是最有利于油气储集的储层类型，在研究区广泛发育。粒间孔-溶孔型和微孔型在研究区发育较少，且微孔型物性最差。

(3)研究区长6储层成岩作用中压实作用属于破坏性成岩作用，减孔约20.15%，压实率均值为56.8%。胶结作用整体减孔约27.82%，胶结率均值为28.81%，其中碳酸盐胶结作用属于破坏性成岩作用，绿泥石胶结属于有利于储层物性的成岩作用。溶蚀作用属于建设性成岩作用，增加孔隙度均值为2.84%，溶蚀率平均值8.01%。