鄂尔多斯盆地蟠龙油田长2低渗透砂岩储层特征及其主控因素

董海波，相金元，李 玲，白聪萍，何子琼，王美霞，郭艳琴

(1.延长油田股份有限公司 开发部，陕西 延安 716000； 2.中国石油集团西部钻探工程有限公司 工程技术处，新疆 乌鲁木齐830011； 3.中国石油长庆油田分公司 第七采油厂，陕西 西安 710200； 4.延长油田股份有限公司 南泥湾采油厂，陕西 延安 716000；5.成都锦城学院 建筑学院，四川 成都 611731； 6.中石油 煤层气有限责任公司，北京 100020； 7.西安石油大学 地球科学与工程学院/陕西省油气成藏地质学重点实验室，陕西 西安 710065)

引 言

蟠龙油田位于鄂尔多斯盆地东部，总面积达4252[1]。该油田在东、西、南、北方向分别与青化贬油田、安塞油田、青化贬油田丁庄长2区块和子长油田余家坪以及寺湾长2区块相毗邻[2]。长2油层组是该油田主力产油层，其埋深介于580～635 m，可以细分为长21、长22、长23三个油层亚组，主要含油层段位于长21和长22油层亚组[3]。蟠龙油田长2油层组具有油藏规模小但储量高、孔隙度相对较高但渗透率低、隐蔽性强且勘探难度大的特点。因此，查明储层的主控因素对于寻找低渗透率背景下的优质储层分布区域具有重要的勘探指导意义。本文通过岩心观察、薄片鉴定、粒度分析、扫描电镜分析、压汞测试及全岩X衍射分析等多种方法对蟠龙油田长2油层组的储层岩石学特征、孔隙类型、孔喉结构以及物性特征等进行全面研究，并从沉积相、成岩作用以及岩石成分等多角度对低渗透储层的控制因素进行深入分析。研究结果将为研究区内油藏开发、有利区优选以及石油资源的储量评价提供参考依据。

1 岩石学特征

蟠龙油田长2油层组主要发育长石砂岩和岩屑长石砂岩(图1)，岩石颜色整体为浅灰色。粒度分析结果表明，长2油层组砂岩粒度相对较粗，90%以上为细粒、细-中粒以及中粒砂岩，并且这类砂岩储油性相对较高，而粉细砂岩和粉砂岩体积分数低于10%，基本不具有储油性能。

图1 蟠龙油田长2油层组砂岩体积分数端元Fig.1 Classification diagram of sandstone composition of Chang 2 reservoir in Panlong Oilfield

砂岩粒度一般与碎屑含量呈正比，而与云母、泥质等填隙物组分的含量成反比。区内低渗透砂岩碎屑成分体积分数一般在85.0%～95.0%，其中，长石体积分数最高，介于38.0%～52.0%，平均48.8%，并且长石表面高岭石化现象较严重，表明长石可能经历了强烈的蚀变作用。石英体积分数次之，多介于24.0%～33.5%，平均29.7%。岩屑体积分数相对较低，整体介于6.5%～14.0%，平均8.9%。而云母体积分数更小，一般介于1.0%～6.0%，平均3.3%(图2)。上述分析表明，研究区长2油层组低渗透砂岩具有不稳定组分含量高、稳定组分含量低的特点，反映岩石成分成熟度相对较低。

图2 蟠龙油田长2砂岩储层碎屑及填隙物组分含量分布Fig.2 Component histogram of clastic and interstitial materials in Chang 2 sandstone reservoir of Panlong Oilfield

填隙物可占岩石总体积的5.0%～15.0%，平均8.8%。成分主要为胶结物，杂基含量很少。其中，胶结物类型包括方解石(铁方解石)(占填隙物总量的44.8%)、绿泥石(占填隙物总量的39.3%)和硅质(一般为填隙物总量的15.9%)(图2)。

碎屑颗粒多为次圆-次棱角状，磨圆程度相对较高，分选较好，颗粒接触关系主要为线接触或点-线接触，相互之间为颗粒支撑。孔隙-薄膜式和再生-孔隙式胶结为研究区为主要的胶结类型。可见，研究区长2油层组低渗透砂岩结构成熟度相对较高。

2 物性特征

共收集的73口井近2 300块岩心及薄片物性资料统计结果显示，蟠龙油田长2油层组孔隙度主要介于2.1%～22.4%，峰值区间位于8.0%～22.0%，平均12.5%，中值为13.4%；渗透率整体介于(0.01～769.89)×10-3μm2，峰值区间位于(0.20～50.00)×10 μm2，平均10.24×10-3μm2，中值为1.91×10-3μm2(表1)，表明长2油层组为典型的低渗、特低渗储层[4]。

表1 蟠龙油田三叠系延长组长2砂岩实测物性数据Tab.1 Measured physical property data of Chang 2 sandstone in Triassic Yanchang Formation of Panlong Oilfield

3 孔隙类型及结构

3.1 孔隙类型

铸体薄片鉴定、扫描电镜分析结果表明，长2油层组粒间孔为主导孔隙类型，溶蚀孔隙次之，而微裂缝发育相对较少(图3(a))。统计结果表明，总面孔率在6.1%～10.8%，平均8.5%。

(1)粒间孔

研究区以残余粒间孔隙为主。统计分析表明，其含量一般介于4.0%～9.9%，平均6.9%。

(2)溶蚀孔隙

区内溶蚀孔隙类型较多，包括粒间溶孔、粒内溶孔和铸模孔隙，总含量平均约1.8%。

粒间溶孔是研究区溶蚀孔隙的最主要类型，平均体积占总溶蚀孔隙体积的58.8%。主要分布在绿泥石衬边发育的中等厚度(一般介于0.5～5.0 μm)砂岩中。此类绿泥石衬边为酸性溶液溶蚀长石碎屑和易溶碳酸盐胶结物提供了条件，有利于粒间溶蚀孔隙的形成(图3(b))。随着溶蚀作用的增强，粒间碳酸盐胶结物、部分长石颗粒甚至可以完全被溶解，并且会促使部分绿泥石衬边发生溶蚀。粒间溶蚀孔隙连通性较好，有效改善了储层物性[5]。

本区粒内溶孔中占比最高的为长石粒内溶孔(占总溶蚀孔隙体积约36.9%)，多沿长石的矿物解理或裂纹方向发育(图3(c))，并且长石颗粒粒内溶蚀作用较为强烈，有的孔隙甚至可以与其他次生溶蚀孔隙相连通，储、渗效果相对较好。

图3 研究区长2油层组砂岩储集空间类型Fig.3 Distribution histogram of different types of reservoir spaces in Chang 2 sandstone of Panlong Oilfield

铸模孔隙在研究区发育相对较少，平均仅占溶蚀孔隙体积的4.3%。

(3)微裂缝

虽然研究区长2油层组微裂缝相对不发育，但其类型较多。岩心中常见构造成因的剪切缝或压扭缝，缝面平整光滑。产状一般为垂直或高角度，纵向延伸一般约5～20 cm或100～200 cm不等，最长可至3.6 m，裂缝宽度多介于0.01～0.2 mm。显微镜下常见由压实、收缩作用及溶蚀作用等各类成岩作用所形成的沿层理分布的水平缝，并伴有部分细小构造裂缝。观察和统计发现，微裂缝主要发育在长22油层亚组，该亚组砂岩的平均微裂缝面密度约为0.009 8 L/mm2。

3.2 孔喉大小及分布特征

本区长2储层孔径主要介于30～80 μm，平均46 μm；喉道直径主要介于2.5～1.00 μm，其次为2.5～3.5 μm。综合Archie和Pittman[6-7]提出的经典分类以及已有的鄂尔多斯盆地延长组储层孔、喉的分类标准和命名原则(表2)，认为蟠龙油田长2油层组以中-小孔、中细喉道为主。

表2 砂岩孔隙、喉道分级标准Tab.2 Classification standard for pore and throat in sandstone

3.3 孔隙结构

压汞曲线类型、孔隙度(Φ)、渗透率(K)、排驱压力(pd)、中值压力(p50)、平均孔隙半径(Rap)、平均喉道半径(Rat)、中值喉道半径(R50)和最大孔喉半径(Rd)等参数是低渗透储层孔隙结构分类的重要参考依据[8]。本文在压汞曲线形态特征分析的基础上，结合铸体薄片、图像孔隙、扫描电镜分析以及实测孔隙度、渗透率资料统计，将本区长2油层组砂岩储层的孔隙结构划分为Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ、Ⅳ类(表3)。

Ⅰ类储层Φ值一般介于17%～20%，K值一般介于(50～100)×10-3μm2。pd及p50分别介于0.03～0.04 MPa和0.19～0.27 MPa。 孔喉半径大，Rap一般介于70～90 μm，属大孔—中孔型，Rat及R50分别介于4.18～6.06 μm和2.73～4.04 μm，Rd一般介于17～25 μm，属粗喉道。

Ⅱ类储层Φ一般在15%～17%，K一般于(10～50)×10-3μm2。pd及p50分别介于0.04～0.11 MPa和0.27～0.68 MPa。孔喉半径较大，Rap介于55～70 μm，属中孔型，Rat及R50分别介于1.77～4.18 μm和1.1～2.73 μm，Rd介于7～17 μm，属粗喉道。

Ⅲ类储层Φ一般介于14%～15%，K值介于(5～10)×10-3μm2。pd及p50分别介于0.11～0.16 MPa和0.68～1.00 MPa。孔喉半径中等，Rap通常介于50～60 μm，属中孔型，Rat和R50分别为1.22～1.77 μm和0.75～1.10 μm，Rd介于4.83～7.05 μm，属中细喉道。

Ⅳ类储层Φ值一般介于11%～14%，K值介于(1～5)×10-3μm2。pd及p50分别介于0.16～0.37 MPa和1.00～2.49 MPa。孔喉半径相对较小，Rap为30～50 μm，属小孔型；Rat和R50分别为0.52～1.22 μm和0.30～0.75 μm，Rd为2.01～4.83 μm，属中细喉道。

上述Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ类孔隙结构主要发育在研究区长2油层组河道微相中，与之不同的是，Ⅳ类孔隙结构不仅在河道微相有发育，而且在河道侧翼也常见。

表3 储层分类孔隙结构参数Tab.3 Pore structure parameters for reservoir classification and evaluation

4 储层物性主控因素

低渗透储层的形成往往受沉积环境与沉积相、成岩环境和成岩作用、构造断裂活动、岩石组分和结构等多种因素的控制[9-12]。通过对储层基本特征、沉积相分布和成岩作用类型等方面的研究，认为蟠龙油田长2低渗透储层主要受沉积微相、成岩作用以及岩石组分差异等三方面因素的控制。

4.1 沉积微相对储层物性的影响

蟠龙油田长2油层组主要为辫状河流相沉积。其中，河道亚相中发育河道砂坝和河道侧翼微相，堤岸亚相中发育天然堤和决口扇微相。从不同沉积微相的砂体物性特征分布图可以看出，不论是孔隙度(图4(a))还是渗透率(图4(b))，不同沉积微相之间差异都比较明显。具体而言，河道微相砂体物性最好(长21、长22、长23油层亚组平均孔隙度分别为9.85%、12.13%和11.30%，平均渗透率分别为5.38×10-3、15.44×10-3、7.84×10-3μm2)，决口扇砂体物性最差(长21、长22、长23油层亚组平均孔隙度分别为5.98%、11.00%和10.72%，平均渗透率值分别为0.92×10-3、7.31×10-3、4.77×10-3μm2)，而河道侧翼砂体(长21、长22、长23油层亚组平均孔隙度分别为9.11%、11.34%和11.21%，平均渗透率值分别为4.51×10-3、10.44×10-3、5.97×10-3μm2)和天然堤砂体(长21、长22、长23油层亚组平均孔隙度分别为10.39%、10.79%和11.23%，平均渗透率值分别为1.71×10-3、10.48×10-3、6.70×10-3μm2)物性大小基本处于前两者之间，但天然堤砂体物性整体略好于河道侧翼砂体，有时比河道侧翼砂体物性差一些。

图4 不同沉积微相砂体的物性特征Fig.4 Physical characteristics of sandstone with different sedimentary facies

4.2 成岩作用对储层物性的影响

低渗透储层在很大程度上受控于成岩作用，尤其是强烈的压实作用和胶结作用对储层物性破坏严重[13]。通过常规薄片和铸体薄片鉴定以及扫描电镜分析等识别研究区长2砂岩储层经历的成岩作用主要包括压实作用、胶结作用和溶蚀作用。其压实作用主要为塑性颗粒压弯变形。胶结作用以碳酸盐胶结物发育和绿泥石薄膜/衬边发育和石英次生加大为代表。溶蚀作用主要为长石、石英颗粒等的溶解作用。不同类型的成岩对低渗透储层的物性都有影响。

(1)压实作用

强烈的压实作用往往会导致砂岩储层的孔隙大量损失[14]。蟠龙油田长2油层组砂岩原生孔隙丧失的主要原因就是压实作用。黑云母、泥岩岩屑及泥岩内碎屑等塑性颗粒发生的变形和扭曲均是强烈机械压实作用的结果，这些颗粒被挤入粒间孔中后会直接导致孔隙度减小(图5(a))。研究区化学压实作用产生的岩石类型在颗粒粒度、黑云母含量、胶结物类型及含量等方面也具有明显特征，如岩石颗粒粒度相对较粗(一般为粗砂岩)、黑云母含量一般中等—较高(3%～7%)、碳酸盐胶结物和绿泥石/伊利石衬边等不发育。砂岩中较高的长石含量使砂岩遭受压实作用后颗粒之间堆积更紧密，颗粒间常表现为线接触特点(图5(b))，局部会出现凹凸接触。此外，化学压实作用还会导致石英颗粒的溶解以及石英次生加大(图5(c)、图5(d))的形成。总体来看，早期成岩阶段压实作用导致原始砂岩孔隙(假定原始孔隙度为40%)损失约11.2%～30.8%，平均23.2%。

图5 研究区长2油层组砂岩储集空间类型Fig.5 Reservoir space types of Chang 2 sandstone in Panlong Oilfield

(2)胶结作用

研究区长2储层的胶结作用主要有3种类型。绿泥石颗粒衬边式胶结(图5(e))及孔隙式胶结是黏土矿物胶结的主要类型。部分学者认为，绿泥石薄膜能够在一定程度上保护储层的原始孔隙不受破坏，但也有学者研究认为，绿泥石薄膜实际上不仅很难保护原生孔隙，而且还会占据一定的孔隙空间，从而造成储层渗透率的降低[15]。方解石、白云石和菱铁矿胶结等是主要的碳酸盐矿物胶结类型。石英次生加大是硅质胶结作用的主要类型。计算分析认为，区内胶结作用孔隙度损失量介于6.1%～31.1%，平均16.1%。

(3)溶蚀作用

粒内溶孔和粒间溶孔的大量出现表明研究区长2储层经历了强烈的溶蚀作用。显微镜下主要表现为长石等碎屑颗粒的局部溶蚀(图5(f))。但颗粒溶蚀强度的不同往往决定溶蚀孔隙的形态差异。一般而言，颗粒被部分溶蚀时，一般会形成蜂窝状溶蚀粒内孔隙，而当颗粒被完全被溶蚀时，则形成铸模孔隙。溶蚀作用整体可以使研究区长2油层组孔隙度提高0.7%～8.2%，平均约4.4%，有效改善了储层物性。

4.3 岩石组分对储层物性的影响

通过对石英、长石等碎屑组分，以及岩屑、杂基、碳酸盐矿物和钙质组分含量与储层孔隙度、渗透率之间的相关性分析，认为随着石英、长石等碎屑组分含量的增加，储层孔隙度、渗透率均有变好的趋势，这是因为石英、长石含量的增加导致岩石内粒间孔数量增加，改善了储层物性。而孔隙度、渗透率与岩屑、碳酸盐矿物、黑云母与杂基、钙质组分等含量呈相对较弱的负相关关系(图6、图7)，这可能是由于岩屑、黑云母与杂基充填了部分粒间孔隙，碳酸盐矿物、钙质组分等发生胶结占据储集空间导致。

图6 岩屑+杂基与渗透率、孔隙度的关系Fig.6 Relationships between content of cuttings and matrix and permeability and porosity

图7 钙质含量与孔隙度、渗透率的关系Fig.7 Relationships between calcium content and porosity and permeability

4.4 微裂缝对储层物性的影响

微裂缝对储层物性的影响主要体现在渗透率方面[16]。蟠龙油田储层中的微裂缝虽然在长2油层组砂岩中平均仅占总孔隙的2%左右，对孔隙度贡献并不大，但其发育比较普遍。

研究表明，当渗透率≥10×10-3μm2时，孔隙度与渗透率的相关性并不高(图8)，主要体现在当孔隙度小于5%时，部分样品的渗透率仍然很高((10～100)×10-3μm2)，说明显著受到微裂缝的影响。在长22油层亚组中，研究区F89井、F91井区裂缝较发育，其渗透率一般可高达100×10-3μm2以上，个别井渗透率最高可达700×10-3μm2以上。由此可见，蟠龙油田微裂缝对该区油藏的形成，尤其是对储层渗透率的贡献不容忽视。

5 结 论

(1)蟠龙油田长2油层组低渗透砂岩为辫状河流沉积，主要发育长石砂岩和岩屑长石砂岩，储渗体系由残余粒间孔、溶蚀孔和微裂缝等组成。共发育4类孔隙结构，Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ类主要发育在河道微相砂体中，而Ⅳ类孔隙结构在河道微相和河道侧翼砂体均有发育。

(2)储层物性主要受控于沉积微相、成岩作用、岩石组分和微裂缝。河道砂体物性最好、决口扇砂体物性最差，河道侧翼和天然堤砂体物性介于两者中间。压实作用、胶结作用造成的原始孔隙损失分别约23.2%和16.1%，溶蚀作用使储层孔隙度增加约4.4%。石英、长石等组分含量与孔隙度、渗透率呈正相关关系，岩屑、黑云母与杂基、碳酸盐矿物和钙质等组分含量与储层物性呈负相关关系。微裂缝的存在对储层孔隙度影响不大，但会明显促使渗透率增大，尤其是渗透率大于10×10-3μm2后，这种效应更加明显。