鄂尔多斯盆地樊家川地区三叠系长63储层特征及主控因素

魏钦廉，王翀峘，刘军峰，胡 榕，刘美荣，吕玉娟

（1.西安石油大学地球科学与工程学院，西安 710065；2.陕西省油气成藏地质学重点实验室，西安 710065；3.中国石油长庆油田分公司第二采油厂，甘肃庆阳 745100）

0 引言

致密砂岩储层拥有复杂多样的孔隙结构，空气渗透率一般小于1 mD，相比常规储层，致密储层非均质性强、开采难度大、自然产能低，唯有通过大规模压裂改造、恢复并提高致密储层的自然产能，才能实现油藏规模开发［1］。鄂尔多斯盆地作为我国第二大含油气盆地，蕴含了丰富的油气资源，上个世纪70 年代，陇东油气勘探伊始，通过早三叠世的勘探，揭示了延长组的含油性。目前长庆油田在陇东地区已有了突破性进展，发现了镇北、环江、西峰3个10 亿吨级大油区。作为陇东油气资源重要的一环，樊家川油田经过四十几年的注水开发，储油量已接近极限，而近期在长6 油层组进行的试油试采，特别是在长63亚油层组中，相当数量的探井获得了日产20 t 以上的工业油流，证实了长63亚油层组的含油潜力，因此对樊家川地区长63亚油层组的油气勘探已显得迫在眉睫。但是目前的开采技术不足以支撑致密储层的全面开发，面临着成本过高、经济效益不佳等问题，因而有必要对储层主控因素进行深入分析，摸清储层发育规律，以期在普遍低渗储层中寻找相对优质层段及“甜点”，这有利于提高现阶段油气勘探开发效率。国内一些学者对樊家川地区长6 油层组开展了储层特征［2-3］、非均质性［4-5］、沉积特征［6-7］等方面的研究，而对于储层主控因素及优质储层分布预测的研究相对较薄弱，缺少对不同孔隙结构类型的储层开展主控因素分析。

将孔隙结构分类与储层主控因素剖析相结合，利用岩石薄片鉴定、物性和高压压汞分析等实验手段，开展鄂尔多斯盆地樊家川地区长63储层特征研究及孔隙结构分类评价，预测优质储层的分布情况，并对不同孔隙结构储层的主控因素进行研究，以期为长庆油田三叠系致密油后续的开发与评价提供借鉴。

1 地质概况

樊家川地区位于鄂尔多斯盆地西南部（图1a），构造上东接陕北斜坡，西跨天环坳陷，南邻渭北隆起，鼻隆状古地貌走向呈东北—西南向，东北向的厚度因岩性变化逐渐变薄，直至尖灭，拥有较好的成藏条件［5］。研究区面积约1 765 km2，长6 地层表现为砂泥岩互层（图1b），厚度为108.2～141.0 m，平均为121.2 m，其中长63厚度为26.2～87.0 m，平均为40.4 m，地层西倾单斜，倾角小于1°，局部低幅度构造发育，长6 油层组油气显示活跃，60 余口探评井试油获工业油流，含油面积约320 km2，其中高产井L489 井日产油量32.65 t；H331 井日产油量25.93 t；B71 井日产油量22.95 t；L303 井日产油量21.00 t，充分展示出巨大的勘探开发潜力。深水相在研究区广泛发育，岩心中水平层理居多，常见植物化石，偶见液化脉和重荷模，泥砾占比较高［8］。重力流砂体是其主要的油气储集体，物源以西方向为主，其次是东北方向［9］。

2 储层岩石学特征

鄂尔多斯盆地樊家川长63储层岩石类型丰富，矿物组分间的含量差异较大，通过对138 块岩石薄片的统计得出，主要岩石类型为岩屑长石砂岩，次为长石岩屑砂岩（图2）。端元组分中石英平均体积分数为41.19%；长石平均体积分数为31.69%，钠长石占比较高，次为钾长石；岩屑平均体积分数为27.12%，其中变质岩岩屑、沉积岩岩屑、火山岩岩屑分别占总岩屑体积分数的32.42%、22.15%和12.84%，其他岩屑中云母占总岩屑体积分数的31.29%；千枚岩、石英岩和板岩的平均体积分数分别为3.03%、1.78%和0.94%。

图2 鄂尔多斯盆地樊家川地区长63岩石类型三角图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.岩屑石英砂岩；Ⅵ.长石岩屑砂岩；Ⅶ.岩屑砂岩Fig.2 Triangular diagram of sandstone composition of Chang 63reservoir in Fanjiachuan area，Ordos Basin

樊家川长63储层填隙物主要为黏土矿物胶结物和碳酸盐胶结物。黏土矿物以水云母（7.13%）为主，含少量的绿泥石（1.23%）和极少量的高岭石（0.14%）；碳酸盐胶结物以铁白云石（2.46%）为主，其次为铁方解石（1.02%）；硅质胶结物平均体积分数为1.58%。碎屑粒度较细，粒径为0.10～0.20 mm，多数样品的粒度分布频率图呈现峰值不高的单峰型，部分样品呈现峰值不高的双峰型，两峰有一定距离，只有少量的样品呈现峰值较高的单峰型，表明砂岩粒度分布不均匀，分选中等，以细砂为主，粉砂次之，少量中砂。岩石颗粒磨圆大都为次棱状，颗粒支撑，线接触为主，偶见点接触，胶结类型主要为孔隙型。

3 储层物性及孔喉特征

3.1 物性特征

通过对鄂尔多斯盆地樊家川长63储层1 477个岩心进行物性分析得出，样品孔隙度为5%～10%，整体呈正态分布（图3a），特低孔数量多，占比70.55%；低孔其次，占比27.82%；超低孔和中孔数量较少，分别占1.42% 和0.20%，平均孔隙度为9.05%。渗透率小于1 mD 的超低渗样品占多数，占比98.65%，而特低渗样品仅占1.35%，渗透率多小于0.30 mD（图3b），平均渗透率为0.17 mD，表明研究区属于特低孔、超低渗储层。根据孔隙度-渗透率相关性曲线（图3c）可知，长63储层的孔隙度和渗透率呈正相关关系，相关系数为0.2306，较低的孔隙度与渗透率值反映了该储层孔隙较小、喉道较细的物性特征［10］。

图3 鄂尔多斯盆地樊家川地区长63储层孔渗分布特征Fig.3 Characteristics of porosity and permeability distribution of Chang 63reservoir in Fanjiachuan area，Ordos Basin

3.2 孔隙类型

樊家川长63储层的原生孔隙包括经压实压溶、胶结作用和杂基充填后的粒间孔隙及原生晶间微孔；次生溶孔包括粒间溶孔、长石溶孔、岩屑溶孔和铸模孔。原生孔隙主要由粒间孔（1.05%）构成，显微镜下显示孔隙形状多呈多边形和不规则形态（图4a），边界较清晰，常见于填隙物较少的舌状砂体中。晶间微孔（0.04%）多经高岭石、片状水云母及绿泥石等黏土矿物的交代作用而形成（图4b），可有效改善储层物性［11］。次生孔隙主要由长石溶孔（1.05%）和岩屑溶孔（0.15%）构成（图4c—d），少见长石颗粒完全溶蚀后形成的铸模孔（图4e）。微裂隙呈细小片状，缝面弯曲，切穿填隙物和碎屑颗粒，向一定方向延伸（图4f），通常经地层收缩或构造应力的破坏作用而形成。樊家川长63储层构造作用较弱而压实作用较强，微裂隙仅占总孔隙的0.01%，对物性的改善作用不大。

图4 鄂尔多斯盆地樊家川地区长63储层孔隙类型（a）颗粒线接触，原生孔隙发育，H62 井，2 473.1 m，铸体薄片；（b）少量碎屑发生伊利石蚀变，晶间孔隙发育，B269 井，1 934.2 m，扫描电镜；（c）长石溶孔，L434 井，2 286.1 m，铸体薄片；（d）岩屑溶孔，C120 井，1 928.0 m，铸体薄片；（e）铸模孔，L175 井，2 053.0 m，铸体薄片；（f）微裂隙，L368 井，2 245.2 m，铸体薄片Fig.4 Pore types of Chang 63reservoir in Fanjiachuan area，Ordos Basin

樊家川长63储层孔隙常以组合形式出现，微孔比例最高（40.99%），粒间孔和溶孔（23.60%）、溶孔（12.42%）其次，溶孔和粒间孔（9.94%）、粒间孔和微孔（6.21%）、粒间孔（4.97%）依次减小，少量发育溶孔和微孔（1.87%）。较高含量的微孔表明研究区孔径偏小，储层渗流能力变差。

3.3 孔喉特征

喉道作为连通各类型储集空间的通道，控制了流体的运移，是决定储集性能的重要因素［11］。经压汞实验分析，根据储层孔隙结构分类标准［12］，将樊家川长63储层孔隙结构分为3 类（表1）。

表1 鄂尔多斯盆地樊家川地区长63储层孔喉特征参数分类表Table 1 Classification of pore and throat characteristic parameters of Chang 63reservoir in Fanjiachuan area，Ordos Basin

Ⅲa 类门槛压力低，一般小于2 MPa，门槛压力与物性呈负相关关系，最大进汞饱和度高于80%，压汞曲线平直段较长，过渡段曲率较低，汞注入孔喉量明显。孔隙类型以微孔和粒间孔-溶孔为主，孔隙间连通性较好，物性和分选较好，占总样品数的13.04%。

Ⅲb 类门槛压力和中值压力高于Ⅲa 类，最大进汞饱和度约80%，压汞曲线平直段较短，过渡段曲率变大，汞注入孔喉量较为明显。孔隙类型以微孔和粒间孔-微孔为主，孔隙间连通性一般，物性一般，分选中等，占总样品数的42.03%。

Ⅳ类门槛压力和中值压力最高，最大进汞饱和度一般小于80%，压汞曲线无平直段，过渡段曲率较大，汞注入孔喉量一般，常见管束状喉道，孔隙类型以微孔为主，连通性较差，物性和分选较差，占总样品数的44.93%，且部分为无效储层。

从孔喉结构来看，樊家川长63储层喉道可分为4 类：①缩颈型喉道（图4a），一般出现在舌状砂体的中心位置，表现出Ⅲa 类压汞曲线特征。岩石颗粒以点-线接触居多，部分颗粒边缘包裹绿泥石薄膜，杂基等填隙物含量较少，孔隙大，喉道窄，连通性较好。②孔隙缩小型喉道（图4b），多形成于孔隙的挤压，类似缩颈型喉道，常见于颗粒支撑，胶结物较少的砂岩中，同样表现出Ⅲa 类压汞曲线特征。岩石颗粒以点—线接触居多，孔隙和喉道的直径比接近1，连通性较好。③片状喉道（图4d），一般出现在舌状砂体的边部，表现出Ⅲb 类压汞曲线特征，是樊家川长63储层主要喉道类型，岩石颗粒主要为线接触，部分为凹凸接触，连通性一般。④管束状喉道（图4d），一般出现在浊流砂体中，表现出Ⅳ类压汞曲线特征。岩石颗粒以线接触为主，喉道细长，孔隙即喉道本身，连通性较差。

3.4 孔隙结构判别

在压汞孔隙结构特征的基础上，采用统计软件对研究区3 类孔隙结构储层69 个样品相应的岩石成岩参数进行分类（表2），建立不同孔隙结构与面孔率、压实率、胶结率和溶蚀率的判别函数［13-15］。

表2 鄂尔多斯盆地樊家川地区长63储层成分分类与预测分类结果对比Table 2 Classification results of Chang 63reservoir in Fanjiachuan area，Ordos Basin

经统计，83%的观察值得到正确分类，可见该分类结果较可靠。在上述结果的基础上，通过Fisher判别建立2 个判别函数：

式中：Ci为面孔率，%；Rco为压实率，%；Rce为胶结率，%；Rdi为溶蚀率，%。

制作综合判别结果分布图（图5）可知，函数1可明显区分储层类别，函数2 反映不明显，因此使用函数1 进行孔隙结构储层分类识别。经计算，Ⅲa类孔隙结构储层的Y值小于-1.66；Ⅲb 类孔隙结构储层Y值为-1.66～1.26；Ⅳ类孔隙结构储层Y值大于1.26。最后通过函数1 分出Ⅲa 类储层有23个样品，Ⅲb 类储层有51 个样品，Ⅳ类储层有64个样品。

图5 鄂尔多斯盆地樊家川地区长63储层孔隙结构判别分类图Fig.5 Discrimination and classification of pore structures of Chang 63reservoir in Fanjiachuan area，Ordos Basin

4 储层发育影响因素

4.1 沉积作用

储层物质的形成来源于沉积作用，宏观上砂体在纵横向上的分布也受沉积作用的控制。在复杂的沉积作用中，沉积相为储层砂岩的发育奠定基础，对颗粒大小和分选程度具有决定作用，是控制储层物性的关键因素［16-18］。通过岩心观察，可见不完整的鲍马序列AD 段及泥火焰、沟模等同生变形构造（图6a—6c），富含泥砾的块状层理及泥质含量较少的块状层理（图6d，6f），这些特征反映了樊家川长63储层主要沉积于深水重力流环境［3-4，6-9］，并可识别出浊流、砂质碎屑流等微环境。

图6 鄂尔多斯盆地樊家川地区长63重力流沉积构造特征（a）鲍马序列AD 组合，L182 井，2 059.4 m；（b）泥火焰构造，L330 井，2 134.6 m；（c）沟模，L430 井，2 136.5 m；（d）块状砂岩中含黑色泥岩漂砾，L330 井，2 158.6 m；（e）块状砂质碎屑流沉积物，含黑色泥岩漂砾，L312 井，2 098.9 m；（f）块状砂岩，B79 井，2 085.2 mFig.6 Sedimentary structural characteristics of gravity flow of Chang 63reservoir in Fanjiachuan area，Ordos Basin

浊流多见于灰色粉砂岩和细砂岩，由于碎屑流具有底部层流段、顶部塞流段的韵律特征［19］，顶部流体密度较低，搬运能力有限，悬浮的碎屑颗粒一般为粉砂或粉细砂及大量的泥砂，流体在底部高密度沉积物卸载后继续向前推进，逐级递减沉降，形成浊流，因此多见正粒序递变层理［20］。在粒序层理砂岩上还会出现水平层理等牵引流构造，表现为鲍马序列AD 段等。浊流砂体厚度较小，物性较差，平均孔隙度为7.48%，平均渗透率为0.07 mD（图7a）。

砂质碎屑流沉积物的主要岩性为细砂岩和粉砂岩，岩心观察识别出2 种类型沉积物：富含泥砾（图6d，6e）和泥质含量较少的块状粉、细砂岩（图6f）。砂质碎屑流在平面上呈不规则、连续分布的舌状体，凝结式的整体搬运经过多期叠置，砂体厚度较大，平均孔隙度为10.81%，平均渗透率为0.29 mD（图7a）。但是砂质碎屑流成因的砂岩，物性差异变化较大。分析认为，砂质碎屑流在搬运过程中，有不均匀的泥质杂基充填在颗粒孔隙间，使得同一砂岩的不同位置其岩石骨架颗粒成分有明显的差异，低岩屑低黏土含量的地方发育中、大孔隙的储层，杂基和岩屑含量较高的地方则发育小孔隙的储层。

图7 鄂尔多斯盆地樊家川地区长63不同成因砂体（a）、不同类型储层（b）物性交会图Fig.7 Crossplots of physical properties of sand bodies of different genesis（a）and different types of reservoirs（b）of Chang 63reservoir in Fanjiachuan area，Ordos Basin

孔隙度（φ）和渗透率（K）均为表征储层储集能力的重要参数，油层有效厚度（H）代表储层含油性，KφH这一参数能代表储层储油能力［21］。从不同砂体结构的KφH值与含油饱和度交会图可以看出（图8a），浊流的平均KφH值为0.06，平均含油饱和度为24.34%，含油性较差；砂质碎屑流的KφH值平均为0.77，平均含油饱和度为46.93%，含油性较好。浊流的KφH值偏低是因为其物性和有效厚度都较低，而砂质碎屑流物性较好，有效厚度也大，因而KφH值较高。

图8 鄂尔多斯盆地樊家川地区长63不同成因砂体（a）、不同类型储层（b）的储油能力与含油饱和度相关图Fig.8 Relationships between oil storage capacity parameter（KφH）and oil saturation of different genetic sand bodies（a）and different types of reservoirs（b）of Chang 63reservoir in Fanjiachuan area，Ordos Basin

陇东长6 储层紧邻长7 烃源岩，形成垂向叠置的源储组合关系，因此长6 砂层普遍含油。结合不同孔隙结构储层的KφH值与含油饱和度交会图可知（图8b），浊流中差油层占比25.49%，水层和干层占74.51%，而砂质碎屑流中油层占比47.06%，差油层占比44.12%，水层和干层占8.82%，可见砂质碎屑流的含油性明显好于浊流。此外，Ⅲa 类储层以油层为主，占比83.33%，平均KφH值为1.79，平均含油饱和度为57.29%，含油性较高，储层品质较好；Ⅲb 类储层以差油层为主，占比65.79%，平均KφH值为0.21，平均含油饱和度为42.92%，含油性和储层品质均一般；Ⅳ类储层以水层和干层为主，占比71.43%，平均KφH为0.07，平均含油饱和度为28.01%，含油性和储层品质较差。

参考兰叶芳等［22］对长6 储层分类评价标准，综合不同成因砂体和孔隙结构储层物性等参数，制定了樊家川长63储层孔隙结构分类评价标准（表3），并预测了储层孔隙结构平面分布特征（图9）。

表3 鄂尔多斯盆地樊家川地区长63孔隙结构储层综合分类评价Table 3 Comprehensive classification and evaluation of pore structures of Chang 63reservoir in Fanjiachuan area，Ordos Basin

图9 鄂尔多斯盆地樊家川地区长63储层沉积微相及孔隙结构评价图Fig.9 Sedimentary microfacies and pore structure evaluation of Chang 63 reservoir in Fanjiachuan area，Ordos Basin

结果表明，Ⅲa 类储层主要分布在砂质碎屑流的中心位置一带，砂岩厚度为14.5～34.5 m，平均为22.05 m，成片的厚层砂体具有较好的连通性，平均孔隙度为12.70%，平均渗透率为0.69 mD。Ⅲb 类储层主要分布在砂质碎屑流的边缘一带，随着流体搬运距离的增加，部分在坡折带发生垮塌的泥岩被带入上层和侧缘砂体，一方面泥质含量增加使喉道被分割成众多微细喉道，孔径减小，渗流能力降低［23］；另一方面侧缘与前端砂体呈扇状发散，形成的砂质碎屑流厚度较小，砂岩厚度为7.1～24.9 m，平均为12.9 m，平均孔隙度为10.06%，平均渗透率为0.14 mD。Ⅳ类储层主要分布在浊流一带，浊流能量低，很难淘洗掉流体搬运过程中的黏土杂基，同时易卷入湖底泥质，造成砂岩整体杂基和泥质含量高，砂岩厚度为4.4～13.8 m，平均为7.7 m，平均孔隙度为7.76%，平均渗透率为0.07 mD。

通过对研究区B75 井不同成因砂岩的测井、岩性、物性、产能分析发现（图10），砂质碎屑流具有颗粒较粗、泥质含量较低的沉积特征，岩性主要为细砂岩，自然伽马曲线呈齿化箱形或钟形［24-25］，物性较好，平均孔隙度为9.98%，平均渗透率为0.12 mD，日产油达到21 t；浊流沉积物粒度较细，泥质含量较高，岩性主要为粉砂岩、泥质粉砂岩，自然伽马曲线呈齿化漏斗形或指形，物性较差，平均孔隙度为8.58%，平均渗透率为0.07 mD，测井解释显示B75井长63储层的浊流为干层，反映出浊流的含油性不如砂质碎屑流。

图10 鄂尔多斯盆地樊家川地区B75 井长63储集砂体沉积微相-岩性-测井-物性-产能关系Fig.10 Correlation among sedimentary microfacies，lithologies，logging，physical properties and productivity of Chang 63reservoir of well B75 in Fanjiachuan area，Ordos Basin

4.2 成岩作用

除了受沉积相的控制外，樊家川长63储层发育还受多种类型成岩作用的影响。以研究区各成岩作用的定量分析为基础，参考其他学者的研究成果［26］，制定了樊家川长63储层成岩作用强度分级标准（表4）。

表4 鄂尔多斯盆地樊家川地区长63 压实、胶结、溶蚀作用对储层质量影响程度的分级标准Table 4 Classification standard of influences of compaction，cementation and dissolution on reservoir quality of Chang 63reservoir in Fanjiachuan area，Ordos Basin

4.2.1 压实作用

压实作用大幅减少了原始孔隙度，是影响储集性能与孔隙演化的主要因素［27］。镜下观察石英、燧石、石英岩岩屑等刚性颗粒经压实产生破裂和压溶现象，云母、泥质岩屑等塑性颗粒经压实充填于颗粒间，表明强烈的压实作用导致了储层致密化。对压实作用强度分布规律的分析表明（图11a），Ⅲa类孔隙结构储层压实率主要为50%～70%，平均为62.57%，主要为中等压实；Ⅲb 类孔隙结构储层压实率一般大于60%，平均为64.05%，主要为中—强压实；Ⅳ类孔隙结构储层压实率大于60%，平均为62.43%，主要为中—强压实。出现这种差异的原因在于越差的储层平均粒径越小，颗粒比表面积越大，在相同压力下，变形和滑动的可能性越小，载荷的压力主要用来挤压孔隙，另外分选越差的储层中细颗粒易充填于粗颗粒之间，颗粒重新排列后产生的减孔效应越强；而优质储层拥有较高含量的岩浆岩岩屑，经蚀变形成绿泥石包膜，有助于抑制石英次生加大，提高砂岩的抗压实能力［24］。计算得出原始孔隙度分布在29.49%～47.72%之间，平均为36.82%，样品原始孔隙度的变化较大，说明长63储层受沉积期沉积砂体的压实作用影响较大［28］。

4.2.2 胶结作用

胶结作用的本质是自生矿物固结成岩，研究区长63储层胶结物较发育，主要包括黏土矿物胶结物、碳酸盐胶结物等。对胶结作用强度分布规律的分析表明（图11b），Ⅲa 类储层胶结率主要为60%～80%，平均为71.79%，以中—强胶结为主；Ⅲb 类储层胶结率主要为70%～90%，平均为81.03%，以强胶结为主；Ⅳ类储层胶结率一般大于90%，平均为92.24%，以极强胶结为主，大幅减少了孔隙空间，储层渗流能力差。对比樊家川长63储层压实和胶结作用的影响（图12），平均压实减孔量为18.00%，平均胶结减孔量为9.51%，反映出压实作用是主控成岩作用。

图11 鄂尔多斯盆地樊家川地区长63储层成岩强度分布图Fig.11 Histogram of diagenetic intensity distribution of Chang 63reservoir in Fanjiachuan area，Ordos Basin

图12 鄂尔多斯盆地樊家川地区长63储层压实与胶结作用关系图Fig.12 Relationship between compaction and cementation of Chang 63reservoir in Fanjiachuan area，Ordos Basin

（1）黏土矿物胶结物。研究区长63储层黏土矿物胶结物以水云母和绿泥石为主。水云母镜下表现为不规则鳞片状，一般分布在原生孔的边缘，与其他黏土矿物共生。研究区水云母由高岭石、绿泥石及碎屑颗粒伊利石化而成，多呈丝缕状，这种形状的水云母常被孔喉中的流体冲刷折断，在一些喉道偏小、水动力不足的储层中缓慢堆积，堵塞喉道，降低了储层渗透率。Ⅲa 类储层水云母体积分数主要为0～9.50%，平均为4.42%；Ⅲb 类储层水云母体积分数主要为0～12.30%，平均为6.07%；Ⅳ类储层水云母体积分数主要为0～29.20%，平均为8.96%，可以看出，水云母是降低孔隙度的主要胶结物（图13a）。

图13 鄂尔多斯盆地樊家川地区长63胶结物体积分数与面孔率相关图Fig.13 Relationship between surface porosity and cement contentofChang63reservoirinFanjiachuanarea，OrdosBasin

绿泥石包膜可以阻隔孔隙水，使孔隙水与矿物间的离子交换无法进行。优质储层在原生粒间孔壁上的绿泥石包膜厚度较大，阻碍了颗粒的自生加大，使得粒间孔易于保存；绿泥石衬垫一般呈针叶状从垂直绿泥石包膜的方向往孔隙生长，厚度为10～15 μm，这种绿泥石衬垫能抑制石英自生加大，提高储层的抗压能力，保护原始孔隙［29］。绿泥石的形成与塑性岩屑和岩浆岩岩屑的蚀变有关，Ⅲa 类储层绿泥石体积分数主要为0～10%，平均为1.95%；Ⅲb类储层绿泥石体积分数主要为0～12%，平均为1.20%；Ⅳ类储层绿泥石体积分数主要为0～14%，平均为0.98%（图13b）。研究区长63储层整体物性之所以较差，一定程度上也和绿泥石的含量较低有关。

（2）碳酸盐胶结物。樊家川长63储层碳酸盐胶结物主要有铁白云石、铁方解石、方解石等，与面孔率呈负相关关系（图13c）。碳酸盐胶结物的含量与地层水中的Ca2+浓度呈正相关关系［30］，Ca2+为碳酸盐胶结物的析出提供了丰富的物质基础。Ⅲa 类储层平均Ca2+浓度为1 361 mg/L，碳酸盐胶结物平均体积分数为2.57%；Ⅲb 类储层平均Ca2+浓度为1 620 mg/L，碳酸盐胶结物平均体积分数为3.88%；Ⅳ类储层平均Ca2+浓度为2 150 mg/L，碳酸盐胶结物平均体积分数为4.30%。Ca2+浓度的不同导致了碳酸盐胶结物分布的差异性，从而影响储层孔隙度。通过对成岩序列的分析，判断研究区存在2 期碳酸盐胶结：①形成时间早成岩A 期，泥晶状碳酸盐沉淀后形成早期泥晶方解石胶结物，以钙质胶结层为主，砂岩抗压实能力增强，为后期溶蚀作用的发生提供物质基础［31］；②形成时间中成岩A 期，一般为亮晶状，经压实充填进一步缩小孔隙，使储层致密化［32-33］。碳酸盐胶结物对樊家川长63储层孔隙的负面影响仅次于水云母。

4.2.3 溶蚀作用

溶蚀作用是有利的成岩作用，先期组分被溶解后，形成次生孔隙，提高储层物性［34］。研究区主要的溶蚀孔为长石溶孔，占全部溶蚀孔的81.67%，其次为岩屑溶孔，占全部溶蚀孔的12.01%（图14），粒间溶孔仅占全部溶蚀孔的6.08%，剩余微量的碳酸盐溶孔和杂基溶孔。对溶蚀作用强度分布规律的分析表明（图11c），Ⅲa 类储层溶蚀率主要分布在大于70%的区间内，平均为63.03%，其强烈的溶蚀作用产生了丰富的溶蚀孔，这对优质储层的形成具有重要意义；Ⅲb 类储层溶蚀率主要分布在大于70%和小于30%的区间内，平均为54.62%，属于中等溶蚀；Ⅳ类储层溶蚀率分布在小于30%和大于70%的区间内，平均为51.13%，属于中等溶蚀。孔喉发育情况较好的储层易于酸性流体的进入，溶蚀孔含量也越高。对于超低渗储层而言，即使是少量的次生溶孔也可使物性得到一定程度的改善［23］。

图14 鄂尔多斯盆地樊家川地区长63溶蚀孔体积分数与面孔率相关图Fig.14 Relationship between surface porosity and dissolved pores content of Chang 63reservoir in Fanjiachuan area，Ordos Basin

同生期至早成岩期间，地层酸性水的淋滤导致不稳定长石溶解后生成高岭石［28］，但溶解产生的次生孔隙很难在压实的影响下保存至深埋藏阶段。由于压实作用释放出酸性水，流体中的K+/H+活度变高，一方面在开放-半开放体系中发生高岭石的伊利石化（图15）；另一方面，孔隙水中K+的排出消耗促使更多的钠长石、钾长石发生溶解，同时也有少量的岩屑开始溶解。由于长6 砂岩邻近烃源岩，致使中成岩期有机酸侵入，钠长石和钾长石发生大量溶蚀。此外由于变质岩岩屑溶蚀效果较差，而樊家川长63储层变质岩岩屑含量较高，即使在有利的溶蚀环境中，岩屑的溶解程度也不高。在地温高于120℃的深埋藏阶段封闭条件下，高岭石大量转化成伊利石，同时钾长石的溶蚀也生成了伊利石，这促使了更多的钾长石发生溶蚀（图15）。

图15 鄂尔多斯盆地樊家川地区长63储层长石演化过程Fig.15 Evolution process of feldspar of Chang 63 reservoir in Fanjiachuan area，Ordos Basin

5 油气地质意义

致密储层具有岩性整体较细、超低渗、砂体连片分布等特征，由于致密油藏中启动压力梯度的存在，不仅增大了原油开采难度，还降低了原油采收率，因此想要实现致密储层的有效开发，还需对相关技术进行研发和改进。以目前的开发技术条件，要想实现致密砂岩储层的有效开发，必须坚持“先易后难”的原则，即在对储层进行综合分类评价的基础上，优先开发含油性相对较好的区域，同时对含油性一般或者较差的区域进行攻关研究和实验，留待技术突破后再进行开发。

尽管重力流沉积中的砂质碎屑是有利的沉积微相特征，但其储层孔隙结构类型差别很大，在储层孔隙结构特征研究基础上，开展有利相带研究，能有效提高致密储层“甜点”预测的成功率。在成岩主控因素方面，Ⅲa 类储层是强溶蚀，Ⅲb 和Ⅳ类储层是中等溶蚀作用，如果不区分孔隙结构类型进行主控因素分析，就会得出研究区溶蚀作用以中等溶蚀作用为主的片面认识。此外，压实率和胶结率也是具有类似规律。在樊家川地区长63储层孔隙类型结构特征及其主控因素研究的基础上，提出Ⅲa类储层分布区域为有利建产区（参见图9）：A 油区，面积约25.33 km2，平均试油产量17.99 t/d；B 油区，面积约34.38 km2，平均试油产量16.92 t/d；C 油区，面积约199.40 km2，平均试油产量15.47 t/d；D 油区，面积约106.35 km2，平均试油产量14.14 t/d。Ⅲa类储层含油性总体较好，其他类型含油性一般或较差。因此，基于孔隙结构分类的储层主控因素分析，能较好表征不同孔隙结构储层储集能力的差异，提高致密油有利区预测的成功率，对长庆油田致密油储层控制因素分析具有借鉴意义。

6 结论

（1）依据孔隙结构特征将鄂尔多斯盆地樊家川地区长63储层由好到差分成3 类，Ⅲa 类储层主要分布在砂质碎屑流的中心位置一带，喉道类型主要为缩颈型喉道和孔隙缩小型喉道，储集和渗流能力表现相对优异，是勘探开发首选区域。Ⅲb 类储层主要分布在砂质碎屑流的边缘一带，喉道类型主要为片状喉道，储集能力一般，但具有较大的潜力；Ⅳ类储层主要分布在浊流一带，喉道类型主要为管束状喉道，储集性较差，没有开发价值。

（2）沉积微相是控制樊家川长63储层物性和含油性的关键因素。Ⅲa 类储层发育厚层砂质碎屑流，泥质含量较低，储层质量相对优异；Ⅲb 类储层主要发育薄层砂质碎屑流，储层质量一般；Ⅳ类储层多发育薄层浊流，泥质含量较高，储层质量较差。

（3）压实作用是造成樊家川地区长63储层致密化的主要成岩作用，胶结作用和溶蚀作用是造成该储层孔隙结构差异的重要因素。此外不同孔隙结构储层受到压实和破坏性胶结作用的影响程度大小次序为Ⅳ类＞Ⅲb 类＞Ⅲa 类；不同孔隙结构储层受到建设性胶结作用及溶蚀作用的改善效果大小次序为Ⅲa 类＞Ⅲb 类＞Ⅳ类。

（4）在孔隙结构特征分析的基础上，建立不同孔隙结构储层与普通薄片成岩参数的识别函数，实现了对没有压汞数据的岩石薄片样品进行孔隙结构分类的目的，对长庆油田致密储层孔隙结构分类及评价有借鉴意义。