致密砂岩储层特征及控制因素——以鄂尔多斯盆地陕北地区长7和长10储层为例

白 薷，吴春燕，杜 炜，耿 代，李 渭

(1.陕西延长石油(集团)有限责任公司研究院，陕西 西安 710075；2.中国地质调查局 西安地质调查中心，陕西 西安 710054)

陕北地区位于鄂尔多斯盆地中南部,跨越靖边、华池、定边、安塞等4个区县(见图 1),该区域以往的油气勘探重点层位是上三叠统延长组长6段,长7段的研究主要集中在烃源岩的特征上[1-3],而长10段一直未作为研究区的主要产油层位。延长组中下部的长10～长7沉积期,对应于湖盆扩张到鼎盛的阶段[4-5],既发育了优质的烃源岩,又沉积了种类不同的储集砂岩。随着对延长组下部层位油气勘探的深入,在盆地陇东地区和陕北地区发现多个亿吨级油气富集区,长7发育的浊积岩和长10发育的分流河道砂体已被视为优质储层,有着巨大的勘探潜力[6-7]。

图1 研究区范围图

研究区长7和长10储层属于典型的致密砂岩储层,孔隙结构复杂,非均质性较强。以往针对长7和长10储层的研究重点主要集中在单一层位的沉积相类型、储层分类和油气成藏过程与条件等方面[8],对于不同层位储层的微观结构特征及储层控制因素的对比研究比较薄弱。本研究选取陕北地区延长组长7和长10储层作为研究对象,利用岩心观察、薄片鉴定,结合扫描电镜、X衍射、物性、压汞等分析测试数据,深入研究长7和长10的储层特征和物性控制因素,为研究区的油气勘探开发提供依据。

1 储集层特征

1.1 岩石组分特征

陕北地区延长组中下部以岩屑长石砂岩和长石岩屑砂岩为主,岩屑砂岩和长石砂岩次之(见图2)。其长10储层碎屑成分组成中，石英质量分数为12.2%～40%,平均23.96%;长石质量分数为12.8%～62%,平均42.8%;岩屑质量分数为17%～57.5%,平均33.23%,具有“高长石、低石英”的特点。这是因为长10沉积期，陕北地区主要受北东方向大青山及阴山古陆物源的控制,所提供的碎屑物质具有高斜长石、钾长石的特征[9]。长10岩屑成分以石英岩、片岩、千枚岩等变质岩岩屑为主。在长7储层碎屑成分组成中，石英质量分数为13%～53%,平均31.01%;长石质量分数为5.6%～59%,平均30.82%;岩屑质量分数为10%～70%,平均38.6%。其石英、长石、英屑的质量分数比约为1∶1∶1,岩屑成分以沉积岩、火成岩岩屑为主。从储层碎屑组分分布来看,长7比长10的石英含量高；长10砂岩中，长石含量相对高,说明长7储层砂岩成分成熟度高于长10,长7砂岩经历的机械分异作用相对长10砂岩要强。

Ⅰ 石英砂岩;Ⅱ 长石石英砂岩;Ⅲ 岩屑石英砂岩;Ⅳ 长石砂岩;Ⅴ 岩屑长石砂岩;Ⅵ 长石岩屑砂岩;Ⅶ 岩屑砂岩

1.2 储集层的物性特征

孔隙度和渗透率是衡量储层储集性能的重要指标,也是划分储层类型的基本参数。通过对研究区长7和长10储层的岩石样品的物性统计分析可知(见图3),长7储层的孔隙度最小值为0.8%,最大值为16%,孔隙度集中分布在4%～10%,平均值为6.16%;渗透率最小值为0.001×10-3μm2,最大值为1.043×10-3μm2,渗透率集中分布在(0.01～0.5)×10-3μm2,平均值为0.09×10-3μm2。长10储层的孔隙度最小值为2.1%,最大值为12.9%,孔隙度集中分布在6%～12%,平均值为8.12%;渗透率最小值为0.003×10-3μm2,最大值为25.29×10-3μm2,渗透率集中分布在(0.1～5)×10-3μm2,平均值为1.11×10-3μm2。长7和长10均属于典型的致密砂岩储层,长10储层物性较长7储层好,但渗透率变化范围更大,反映了长10储层物性非均质性较强的特点。

图3 长7和长10储层孔隙度、渗透率分布直方图

1.3 储集层孔隙类型

根据岩石薄片、铸体薄片及扫描电镜的观察与研究认为,研究区长7、长10致密砂岩储层的孔隙类型主要为粒间孔、溶蚀孔、自生矿物晶间微孔隙以及裂缝孔隙4种类型：①粒间孔,主要为残余粒间孔,孔隙分布很不均匀,非均质性较强,孔隙多被绿泥石、方解石、石英胶结, 长7孔隙直径一般为5～160 μm, 薄片面孔率在1.8%左右; 长10孔隙直径一般为10～120 μm,薄片面孔率在3.8%左右(见图4A);②溶蚀孔,主要为粒间溶孔、长石溶孔、碎屑溶孔、粒内溶孔、浊沸石溶孔，分布不均匀,长7溶蚀孔薄片面孔率在1%左右,局部可达3.4%;长10薄片面孔率在1.4%左右,局部可达5%(见图4B);③晶间孔,主要为自生黏土矿物和石英以及少量自生方解石晶间微孔隙,孔隙直径一般为1～5 μm,具有一定连通性(见图4C);④裂缝孔隙,多数为微裂缝,烃类充填,缝宽约0.01～0.05 mm,连通性较好(见图4D)。

A A31井,长10,1 746.62 m,残余粒间孔,铸体薄片;B B205井,长10,2 016.8 m,长石溶蚀孔,扫描电镜;C C82,长7,2 420.90 m,绿泥石晶间孔,扫描电镜;D D82,长7,2 084.0 m,微裂缝,铸体薄片

从长7、长10的孔隙类型分布频率图可以看出(见图5)，长7、长10孔隙类型和所占比例存在差异，长7储集岩的孔隙空间主要为粒间孔、长石溶孔和粒内溶孔，微裂缝所占比例较少，浊沸石溶蚀孔基本不发育；长10储集岩的孔隙空间主要为粒间孔、长石颗粒溶蚀孔、浊沸石溶孔，粒间溶孔和岩屑溶孔在长10储层中所占比例较少，而晶间孔在长10储集层中基本不发育。

图5 研究区长7和长10储层孔隙类型分布频数图

1.4 储集层的微观孔喉特征

对研究区长7和长10储层样品的压汞参数、铸体薄片图像进行分析，结合孔喉特征进行统计可知(见表1),长7储层样品的孔喉中值半径平均为0.07 μm,以细孔喉为主；分选系数平均为1.98,孔喉分选为差—较好；孔喉歪度平均为1.2,为偏粗歪度;退出效率平均为30.41,驱替能力相对差;排替压力平均为1.86 MPa,表明驱替时需较大的压力。长10储层的孔喉中值半径平均为0.256 μm,以中—粗孔喉为主；分选系数平均为2.14,孔喉分选较差—较好；孔喉歪度平均为1.49,为偏粗歪度;退出效率平均为34.24,驱替能力相对好;排替压力平均为1.34 MPa,表明驱替时需较小的压力。统计结果说明，长10储层较长7储层，相对大喉道更发育,孔喉连通性更好。

表1 研究区长7和长10压汞参数统计表

从压汞参数统计结果来看(见图6),研究区长7和长10储层样品的孔隙度与渗透率、孔喉中值半径与渗透率、孔隙度与孔喉中值半径具有正相关关系,相关性较好,相关系数分别为0.804 8和0.772 2，0.726 3和0.693 6，0.788 0和0.628 2;其孔隙度与门槛压力具有较强的负相关关系,相关系数分别为0.713 4和0.773 6。长10储层的孔喉中值半径越小,与孔隙度的线性正相关性越好,当孔喉中值半径大于0.2 μm后，相关性变差;而长7储层的孔隙度与孔喉中值半径散点分布较均匀,相关性较好。

图6 长7和长10储集层压汞参数相关关系图

1.5 毛管压力曲线的变化特征

压汞曲线能够直观地反映储层孔隙喉道的进汞压力、分选性及喉道大小,定量表征储层的物性和含油性等储集性能特征[10]。由研究区长7和长10具有代表性的岩心样品压汞曲线特征分析可知(见图7),长7储层的压汞曲线呈略向上凸的陡坡状, 喉道分布为细歪度, 分选较差, 排驱压力及中值压力中—较高, 属于中—较高门槛压力、细喉型储层; 长10储层的压汞曲线呈略向左下凹的陡坡状, 平缓段较发育, 喉道分布略偏细歪度, 分选较好, 排驱压力及中值压力较低, 属于低门槛压力、中喉—粗喉型储层。因此可以得出，长10储层优于长7储层。

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图7 长7和长10储集层压汞曲线

2 储集层致密化成因及控制因素分析

沉积作用和成岩作用共同影响着储层储集性能的好坏, 沉积条件与环境控制着储层的原生孔隙, 后期的成岩作用控制着储层低孔低渗的演化进程[11-12], 最终形成储集性能各异的致密砂岩储层。

2.1 沉积作用对储层特征的影响

2.1.1 原始矿物组成和结构是其形成的基本条件 沉积作用控制砂体成分、粒度、分选、磨圆来形成有利的储层[13]。储层的成分成熟度和结构成熟度越高,砂体粒度就越粗,分选磨圆就越好,填隙物含量低,物性相对就好,反之,物性较差。据薄片观察(见图8),长10储层主要为中—粗粒岩屑长石砂岩、长石岩屑砂岩,分选磨圆较好,杂基含量低,而长7储层主要为粉砂—细粒岩屑长石砂岩、长石岩屑砂岩和岩屑砂岩,分选磨圆较差,杂基含量高。因此，整体上讲，长10储层的沉积环境更有利于形成优质储层。

图8 长7和长10储层粒度与孔渗关系图

2.1.2 沉积作用对砂岩储层储集特征的影响 陕北地区长10储层沉积时，主要发育三角洲平原亚相分流河道沉积中—粗砂岩[7,14], 长7储层发育三角洲平原分流河道细砂岩、三角洲前缘水下分流河道细—粉砂岩、深水重力沉积成因的浊积砂岩 3 种类型[15]。研究区多种沉积环境使得长7和长10储层的岩石结构存在明显的差异。

长10期，湖盆不发育,水体较浅,物源主要受东北、西北和西南3个物源方向控制,发育一套三角洲平原沉积体系(见图9),并以水下分流河道中—粗砂岩为代表,粒度一般为0.15～0.5 mm,分选较好,碎屑颗粒以圆—次圆状为主,杂基含量较低，质量分数小于5%,长石溶蚀孔和浊沸石溶蚀孔发育,孔隙度一般为6%～12%,渗透率一般为(0.003～25.29)×10-3μm2。而长7沉积时期为湖盆发育的鼎盛时期,物源主要受东北和西北2个物源方向控制,由湖盆边缘到湖盆中央，发育三角洲→湖泊→重力流沉积。水动力弱,粒度一般0.08～0.25 mm,以细砂岩和粉砂岩为主,分选磨圆较差,杂基含量高,物性普遍不好,孔隙度一般为4%～10%,渗透率一般为(0.01～0.5)×10-3μm2。长7部分地区发育浊积砂体,为该段的高渗储层,粒度相对较粗,物性较好,一般孔隙度为 10%～16%,渗透率为(0.5～1.043)×10-3μm2。

图9 鄂尔多斯盆地陕北地区长 7、长 10沉积相图

2.2 成岩作用对储集层微观结构的控制

成岩作用是沉积物在埋藏成岩过程中,沉积物的原始矿物成分和原始孔隙发生一系列变化的过程。成岩作用通过改变岩石的成分以及孔隙、孔喉的形状、大小、分布和连通状况,直接影响了储层的物性、非均质性和储集能力,是导致储层致密化的重要因素。根据对储层的影响不同, 将研究区长7和长10储层成岩作用分成2类,一类是破坏性的,如压实作用、胶结作用,它们使得储层的原始孔隙变小,渗透率大幅下降,是形成致密储层的重要因素;另一类是建设性的,如溶蚀作用,能够有效改善储层的孔隙度和渗透率[16-17]。

2.2.1 压实作用 压实作用主要发生在早成岩阶段A、B期,随着沉积物埋深的不断加大,地层压力使得沉积物颗粒排列发生改变,接触紧密,原始孔隙减小,是储层物性变差的主要因素[18]。接触强度是压实作用强度的直观反映,通过接触强度计算公式(CI)可以直接定量地计算出储层砂岩的接触强度:

(1)

通过对研究区长7和长10储层砂岩的接触强度(CI)数据进行统计(见表2)发现,其压实强度主要集中在1.5～2,对应中等压实作用。特别是在岩性偏细的泥质粉砂岩和粉砂岩中,杂基含量普遍较高,较强的压实作用使得云母发生变形和破裂,颗粒接触更加致密,多为线接触,原始粒间孔隙减少,吼道变细,物性差,孔隙度一般不大于5%,渗透率一般不大于0.05×10-3μm2。

表2 研究区长7和长10储层砂岩压实作用特征

2.2.2 胶结作用 研究区常见的胶结物主要为硅质、黏土矿物和碳酸盐胶结物3种。长7储层胶结物的质量分数为1%～59%,平均为17.05%,其中铁方解石和铁白云石胶结物含量最高,平均质量分数分别为2.28%和2.09%;长10储层胶结物的质量分数为3%～30.4%,平均为11.5%,胶结物中以绿泥石和浊沸石胶结物含量相对较高,平均质量分数分别为3.86%和4.3%(见表3)。

表3 研究区长7、长10储层主要胶结物类型

1)硅质胶结。石英的次生加大是研究区普遍发育的硅质胶结物[20],次生加大边厚度一般在0.01～0.04 mm(见图10),发育不连续,石英加大边与原始沉积的石英颗粒之间多被绿泥石和高岭石薄膜分开,常见II和III级石英的次生加大。硅质胶结物填充了粒间和粒内的原始孔隙,堵塞喉道,降低连通性,物性较差。但是，其硅质胶结物含量分布不均, 长10储层硅质胶结物的质量分数平均2.05%, 高于长7储层的0.93%, 这表明长10储层受硅质胶结影响较大。

图10 研究区长7、长 10储层石英次生加大

2)黏土矿物胶结。研究区长7和长10储层起破坏作用的黏土矿物胶结主要为高岭石、伊利石和伊蒙混层胶结,高岭石胶结物多呈书页状,伊利石多呈丝状、片状,伊蒙混层类似于伊利石和蒙脱石形态,这3种胶结物赋存在颗粒表面，充填在原生、次生孔隙周围[21],堵塞孔隙,降低孔喉连通性,使储层物性变差(见图11),多形成低孔低渗储层。这类胶结物发育的储层,孔隙度一般6%～8%,渗透率一般不高于0.1×10-3μm2。

图11 长7和长10黏土矿物(高岭石、伊利石、伊蒙混层)与物性的关系

绿泥石胶结物对长7和长10储层物性起建设作用,因为绿泥石胶结物自身多以绿泥石膜附着在颗粒表面,能够有效地阻止硅质胶结物和碳酸盐胶结物的生成,保护原生粒间孔隙不被其充填[22-23]。通过绿泥石与储层物性的对比可以看出(见图12),绿泥石含量越高,储层孔隙度和渗透率反而越好,绿泥石发育的储层孔隙度一般8%～10%,渗透率一般大于0.10×10-3μm2。

图12 长7和长10绿泥石与物性的关系

3)碳酸盐胶结。长7和长10储层中,方解石、铁方解石、铁白云石胶结物是碳酸盐胶结物的主要类型,且碳酸盐胶结物的占比高于其他胶结物[24-25]。通过对碳酸盐胶结物的成分、赋存形式的研究可以得出,碳酸盐胶结物主要形成于成岩阶段的早期,后期并没有出现大量溶蚀的现象,因此，碳酸盐胶结物的含量越高,物性就越差,呈明显的反相关性(见图13),因而是研究区储层破坏的最主要因素。碳酸盐胶结物发育的储层,孔隙度一般小于6%,渗透率一般小于0.04×10-3μm2。

图13 长7和长10碳酸盐胶结物与物性的关系

2.2.3 溶蚀作用 通过统计发现,研究区长7储层发育长石溶蚀,长10储层发育长石溶蚀和浊沸石溶蚀,溶蚀作用是研究区长7和长10储层次生孔隙发育的关键因素。

1)长石溶蚀作用。烃源岩在生烃过程中会产生一元、二元有机酸和CO2酸性流体[26],这些酸性物质进入储层后,会与储层沉积物中易溶的长石矿物发生反应,溶蚀成蜂窝状或者全部溶解,形成粒内溶孔、粒间孔等多种次生孔隙,可以有效地改善储层的孔隙结构。在长石溶蚀孔发育的区域,储层的物性可以得到显著提高(见图14),孔隙度一般大于10%,渗透率一般大于0.15×10-3μm2。

图14 长7和长10长石溶孔与物性关系

2)浊沸石溶蚀。研究区长10储层普遍发育浊沸石胶结,胶结方式多为充填粒间孔隙,少部分为交代斜长石和部分岩屑[27]。浊沸石胶结物的形成可以有效地降低沉积物矿物颗粒的压实作用；另一方面，浊沸石在酸性溶液中易于溶解,形成大量的粒内溶孔,浊沸石溶蚀作用是长10储层物性改善的最主要因素(见图15)。浊沸石溶蚀的高值带,孔隙度一般大于10%,渗透率一般大于0.2×10-3μm2。

图15 长10浊沸石含量与物性的关系

3 结论

1)陕北地区长7和长10储层以岩屑长石砂岩和长石岩屑砂岩为主,岩屑砂岩和长石砂岩次之。长7、长10储层的孔隙类型主要为粒间孔、溶蚀孔、自生矿物晶间微孔隙以及裂缝孔隙4种类型。

2)研究区长7储层以细孔喉为主,孔喉分选较差—较好,压汞曲线呈略向上凸的陡坡状,驱替压力较大,属于中—较高门槛压力、细喉型储层;长10储层以中—粗孔喉为主,孔喉分选较差—较好,压汞曲线呈略向左下凹的陡坡状,平缓段较发育,驱替压力较小,为低门槛压力、中喉—粗喉型储层。总体来讲，长10储层储集性能类型优于长7储层。

3)沉积作用是研究区长7和长10储层形成的基础,是储层砂岩岩石结构存在差异的主导因素。长7储层主要发育三角洲—湖泊细砂岩和粉砂岩, 分选磨圆较差,杂基含量高, 物性普遍不好;长10储层主要发育一套三角洲平原水下分流河道中—粗砂岩,分选磨圆较好,杂基含量低。总之，长10储层的沉积环境有利形成优质储层。

4)压实作用以及硅质、碳酸盐、高岭石、伊利石和伊蒙混层胶结作用,破坏储层的原始孔隙、堵塞吼道,是造成长7和长10储层致密化的主要因素;绿泥石胶结作用和长10储层的溶蚀作用能够有效地改善长7和长10储层的孔喉结构,使物性变好；长10储层浊沸石溶蚀作用发育,使得长10储层整体物性好于长7。