郭懿萱，黃曉東，李 瑩，何元方

(1.西北大學(xué)地質(zhì)學(xué)系 大陸動力學(xué)國家重點實驗室，陜西 西安 710069;2.陜西省地質(zhì)調(diào)查中心，陜西 西安710016)

鄂爾多斯盆地東南緣位于盆地北部及南部三角洲體系過渡部位，物源方向分為東北物源及南物源，主要受渭北隆起、陜北斜坡和晉西撓褶帶三個構(gòu)造單元的控制，后期抬升幅度較大，遭受剝蝕的程度相當(dāng)嚴(yán)重，地層自東而西、由南向北剝蝕程度逐步變小。研究區(qū)范圍北起甘泉，南至銅川;西抵正寧，東達(dá)宜川，早期學(xué)者［1］認(rèn)為該區(qū)長6沉積期位于深水區(qū)，儲層不發(fā)育，勘探潛力有限，隨著近年來對鄂爾多斯盆地東南部勘探力度的逐步加強，取得了大量的第一手資料。勘探證實，相對于安塞、延安等其他地區(qū)，盆地東南緣延長組巖性更細(xì)、物性更差，在深部長6-長8層位少見東北三角洲常發(fā)育的濁沸石溶蝕次生孔隙，為典型的特-超低滲儲層［2］，但同時在這些深水塊狀砂巖中發(fā)現(xiàn)了可觀的油氣產(chǎn)量。因此，針對該區(qū)的特殊性，對長6濁流沉積砂巖的研究已成為鄂爾多斯盆地油氣可持續(xù)性勘探開發(fā)的重點。

1 沉積特征

根據(jù)巖性、電性等特征我們將鄂爾多斯盆地東南部長6油層組劃分為長61、長62、長63三個小層。長6期為湖盆穩(wěn)定階段，就整個盆地南部來講盆地由欠補償沉積逐漸轉(zhuǎn)為過補償沉積，湖盆逐漸填實、淤淺并向南收斂［3］。該區(qū)在長6期同時發(fā)育深湖和三角洲前緣兩個亞相［4］。

三角洲前緣作為三角洲最主要的骨架部分，是儲層最發(fā)育、成藏條件最有利的三角洲亞相帶。該區(qū)主要見到水下分流河道與分流間灣兩種微相，水下分流河道為其主要的沉積砂體。自然電位曲線及自然伽瑪曲線呈現(xiàn)較高的幅值;薄層砂巖段自然電位曲線及伽瑪曲線呈指狀或尖峰狀。

深湖亞相中發(fā)育濁流沉積，具正粒序，發(fā)育鮑馬序列，在對研究區(qū)內(nèi)45口井進(jìn)行巖心觀察時，粒序?qū)永?、平行層理及砂紋交錯層理，火焰狀構(gòu)造、包卷層理、滑塌構(gòu)造、泥質(zhì)撕裂屑都觀察得到，還可見底部發(fā)育的槽模、溝模等各種底板印模。在鮑瑪序列中，A段為巖屑中砂巖，底面沖刷構(gòu)造發(fā)育，底部有正粒序?qū)永?、均勻塊狀層理;B段以細(xì)砂巖和粉砂巖為主，內(nèi)部見有細(xì)層狀平行層理、斷續(xù)狀平行層理;C段以粉砂巖為主，并有泥質(zhì)粉砂巖，發(fā)育沙紋交錯層理和波狀層理;D段為正常深湖相暗色泥巖、油頁巖，發(fā)育水平層理，E段為厚層暗色泥巖，同樣發(fā)育水平層理。這是理想狀態(tài)下見到的鮑馬層序，實際上完整的鮑馬序列是不常見的［5］(圖1)。

圖1 N33井鮑馬序列

圖2 鄂爾多斯盆地東南部長6儲集層砂巖類型

就整個長6期而言，研究區(qū)東北部發(fā)育三角洲前緣亞相，西南部發(fā)育深湖亞相。東北方向來源的三角洲前緣砂體相互貫穿聯(lián)通，共同向深湖推進(jìn)，部分砂體前端進(jìn)入深湖區(qū)形成濁積扇，南部來源的濁積扇由廟灣和旬邑地區(qū)進(jìn)入研究區(qū)，聯(lián)通后共同向北推進(jìn)，并在塔兒灣地區(qū)與東北來源的濁積扇匯合。在長6油層組的三個油層段中，沉積特征繼承性較好，其中以長63的砂體最厚，長62、長61砂體依次逐漸減薄。

這些沉積相帶控制著沉積砂體的展布，從而控制有利儲層的特征和發(fā)育位置。

2 儲層巖石學(xué)特征

2.1 砂巖儲層分類

通過對研究區(qū)長6油層組475個樣品的薄片進(jìn)行觀察及統(tǒng)計，本區(qū)長6砂巖儲層主要由長石砂巖以及巖屑長石砂巖組成，表現(xiàn)在三角形分類圖(圖2)中，碎屑組分的投射點落在長石和巖屑兩端元。長石類型以鉀長石為主，斜長石次之。巖屑主要有千枚巖、片巖、板巖、花崗巖屑、碳酸鹽巖屑等，其中碳酸鹽巖屑以白云巖為主，石灰?guī)r較少。

2.2 砂巖儲層孔隙填隙物特征

碎屑巖填隙物包括雜基和膠結(jié)物兩個部分。雜基一般為非化學(xué)沉淀的細(xì)粉砂及粘土粒度小于0.031 5 mm的，是與砂礫等碎屑一起由機械沉積作用沉積下來的較細(xì)的粘土物質(zhì)。膠結(jié)物指直接從粒間溶液中沉淀出來的化學(xué)沉淀物，研究區(qū)長6油層組主要的膠結(jié)物類型為碳酸鹽膠結(jié)物、自生粘土礦物膠結(jié)物及硅質(zhì)膠結(jié)物等。

碳酸鹽膠結(jié)物研究區(qū)長6油層組平均含量為5.73%。據(jù)砂巖薄片觀察，早成巖B期的亮晶方解石多呈細(xì)晶、泥晶或它形晶充填殘余粒間孔隙(圖3a)，并交代碎屑顆粒和石英次生加大邊。碳酸鹽膠結(jié)物含量與砂巖孔隙度的相關(guān)關(guān)系明顯，一般碳酸鹽含量高，孔隙度較低，通常對儲層物性的增加起破壞性作用［6］。

自生粘土礦物膠結(jié)物在研究區(qū)砂巖中普遍發(fā)育，平均含量為7.69%，主要為伊利石膠結(jié)，平均含量為5.56%，其次為綠泥石膠結(jié)，平均含量為1.87%。在巖石薄片觀察到的伊利石多呈鱗片狀或針狀結(jié)構(gòu)，在掃描電鏡下觀察到的多為卷片狀(圖3b)、梅花瓣狀及絲發(fā)狀，通常呈顆粒包膜狀或孔隙襯邊的形式出現(xiàn)，使孔隙度和滲透率降低。而綠泥石粘土膜沿著孔隙壁發(fā)育(圖3h)，對石英膠結(jié)作用的抑制［7］，可有效保存殘余粒間孔，并且為次生溶蝕孔隙的形成提供了通道和空間。

硅質(zhì)膠結(jié)物在研究區(qū)長6油層組平均含量1.16%。硅質(zhì)膠結(jié)一般指石英次生加大，其明顯影響儲層的孔隙結(jié)構(gòu)，使其變差。但另一方面，硅質(zhì)的剛性強，對儲層的抗壓實能力增強，有利于粒間孔隙的保存。

3 儲層物性特征

3.1 孔隙類型及其結(jié)構(gòu)特征

通過對研究區(qū)長6的巖石薄片、鑄體薄片及掃描電鏡的觀察與研究，根據(jù)孔隙的成因和分布，并結(jié)合形態(tài)和結(jié)構(gòu)，將孔隙類型分成兩大類型:原生孔隙和次生孔隙。

原生孔隙是指沉積后經(jīng)壓實而未被充填保留下來的顆粒與顆粒之間的孔隙，此類孔隙分布很不均一，具有強烈的非均質(zhì)性。研究區(qū)長6油層組的原生孔隙主要是殘余粒間孔(圖3c)。在掃描電鏡觀察分析中，鐵方解石、鐵白云石星散狀充填孔隙，交代碎屑，硅質(zhì)多呈自形短柱狀垂直孔壁生長充填孔隙，這類粒間孔孔徑較大，連通性好，是主要的貢獻(xiàn)孔隙。另外發(fā)現(xiàn)石英次生加大后的殘余粒間孔，此類孔隙孔徑小，連通性差(圖3d)。

研究區(qū)長6油層組中發(fā)育的次生孔隙主要為溶蝕孔隙。這類孔隙分布很局限，孔徑比較小，它們對砂巖儲層的孔隙性能具有一定的貢獻(xiàn)能力。溶蝕孔隙分為溶蝕粒間孔隙和溶蝕粒內(nèi)孔隙。在本區(qū)以溶蝕粒內(nèi)孔構(gòu)成儲層的有效孔隙，研究區(qū)延長組砂巖中長石含量較高，為長石溶孔的形成提供了很有利的基礎(chǔ)。通過鑄體薄片和掃描電鏡觀察分析，溶蝕粒內(nèi)孔隙多見于長石部分巖屑內(nèi)(圖3e)。除此之外，晶間微孔和裂縫在研究區(qū)長6砂巖中也有發(fā)育。晶間孔主要為粘土礦物之間的孔隙，如伊利石，此類孔隙對儲層性能影響較小。

，由于地應(yīng)力作用而形成的微裂縫(圖3f)，呈細(xì)小片狀，縫面彎曲。在研究區(qū)此類裂縫寬度在小于1微米到幾十微米之間，盡管在長6儲層中有分布，但在巖石總孔隙度中所占份額僅為0.01%左右，雖然不是油氣的主要儲集空間，但是它卻是油層滲流能力很強的滲流通道，對改善巖石孔隙性能起到重要的作用。

圖3 鄂爾多斯盆地東南部延長組長6砂巖薄片、掃描電鏡照片

3.2 儲層物性特征及孔喉結(jié)構(gòu)特征

通常我們用滲透率和孔隙度等參數(shù)來表征儲層的物性。根據(jù)研究區(qū)2 540塊樣品巖芯分析資料統(tǒng)計并作出孔隙度和滲透率分布頻率直方圖(圖4)，本區(qū)長6儲層孔隙度最大值為17.5%，最小值為0.2%，平均值為8.59%?？紫抖戎饕植挤秶?%～10%之間，占整個統(tǒng)計樣品的25.59%，孔隙度大于12%的樣品，所占比例為13.7%。

長6儲層滲透率最大值為6.50×10-3μm2，最小值為0.001 ×10-3μm2，平均值為0.41 ×10-3μm2。滲透率頻率分布范圍表明滲透率的頻率分布呈單峰型，主峰位于0.1×10-3～0.5×10-3μm2之間，這個區(qū)間的樣品占總樣品數(shù)的52.91%。由此可見長6油層為特低孔、特低滲儲層。

長6油層組的孔隙度和滲透率相關(guān)性研究表明(圖5):長6油層組的孔滲相關(guān)性較差，相關(guān)系數(shù)R為0.474 9，說明長6油層組的物性變化非常較大。

砂巖的儲集空間是由多種類型的孔隙通過喉道連接起來所組成的復(fù)雜多變的孔喉系統(tǒng)。長6油層組共統(tǒng)計了173塊樣品的壓汞測試數(shù)據(jù)，樣品全區(qū)均有分布，孔隙度及滲透率平均值分別為 7.67%及0.180 4×10-3μm2，比盆地其它地區(qū)長6油層組的孔、滲值要低很多，但從東南部地區(qū)其它層位的壓汞參數(shù)來看，其孔、滲值較高。排驅(qū)壓力及中值壓力分別為5.85 MPa、21.32 MPa，比盆地其它地區(qū)的長6油層組大，相比研究區(qū)其它層位，該值也偏高。這與長6沉積期本區(qū)大量發(fā)育深水濁積巖有關(guān)，導(dǎo)致粘土雜基含量很高，砂巖受后期成巖作用的影響，變得異常致密。因此綜合認(rèn)為研究區(qū)長6油層組儲層整體以微細(xì)喉道、分選差-中、高排驅(qū)壓力和高中值壓力為特征，部分曲線有較明顯的平臺，以Ⅱ類為主(圖6)。

圖4 鄂爾多斯盆地東南部長6孔隙度(左)、滲透率(右)分布頻率直方圖

圖5 鄂爾多斯盆地東南部長6孔-滲關(guān)系圖

4 儲層儲集性能的影響因素

研究區(qū)長6儲層的物性特征主要受沉積作用、構(gòu)造作用和成巖作用三大因素的影響。沉積環(huán)境是影響儲層儲集性能的地質(zhì)基礎(chǔ)，沉積微相、粒級大小、填隙物成分等決定了巖石的微觀結(jié)構(gòu);鄂爾多斯盆地是一個穩(wěn)定的克拉通沉積盆地，地質(zhì)運動較弱，決定了延長組儲層經(jīng)過了較長時間和較高強度的壓實、膠結(jié)作用與較晚的有機質(zhì)成熟時間，這必然造成儲層的低孔、低滲性。

成巖作用是對砂巖的孔隙性和滲透性產(chǎn)生影響的最主要因素，通過對影響本區(qū)延長組砂巖儲層物性各種成巖作用的分析，認(rèn)為成巖作用對砂巖儲集層物性的影響既有建設(shè)性也有破壞性。破壞性成巖作用主要是通過占據(jù)孔隙空間而達(dá)到破壞儲層的目的［8］，鄂爾多斯盆地東南部長6砂巖較顯著的破壞性成巖作用主要有機械壓實作用膠結(jié)作用，本區(qū)膠結(jié)作用主要有碳酸鹽膠結(jié)，粘土礦物膠結(jié)，自生石英、長石膠結(jié)(圖3g)。通過分析得知研究區(qū)長6儲集層中壓實作用(圖3i)不可逆地減小巖石的粒間體積，在研究區(qū)仍然是造成孔隙度下降的最直接、最重要的因素，減少的原始孔隙百分比達(dá)68.8%，膠結(jié)作用消除的原始孔隙百分比可達(dá)16.9%。而粘土薄膜(圖3h)形成作用和溶蝕作用的發(fā)育則保存了原生粒間孔隙并且產(chǎn)生次生溶蝕孔隙，改善了儲集層的物性。研究區(qū)延長組儲層砂巖中長石含量較高，隨著孔隙水中有機酸含量的增加，及地溫的增加長石發(fā)生溶蝕現(xiàn)象，產(chǎn)生較多的次生孔隙。這類孔隙的存在，對儲層的物性起到了一定的積極有效的改善作用。

圖6 鄂爾多斯盆地東南部長6油層組砂巖毛管壓力曲線特征

5 結(jié)語

(1)鄂爾多斯盆地東南部延長組長6油層組砂巖儲層主要由長石砂巖以及巖屑長石砂巖組成。砂巖中膠結(jié)類型主要為碳酸鹽膠結(jié)、自生粘土膠結(jié)、硅質(zhì)膠結(jié)?？紫额愋椭饕獮闅堄嗔ｉg孔及長石溶蝕粒內(nèi)孔。

(2)通過對儲層滲透率和孔隙度參數(shù)的研究，得出其為特低孔、特低滲儲層。根據(jù)其毛細(xì)管壓力曲線形態(tài)，得出孔喉類型主要為Ⅱ類，儲層整體具有孔喉分選差-中、微細(xì)喉道、高排驅(qū)壓力和高中值壓力的特征。

(3)沉積作用、構(gòu)造作用和成巖作用是造成該區(qū)長6儲層物性較差的三個主要因素，其中以成巖作用對儲層儲集性能的影響更大。

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