屈紅軍，蒲仁海，曹金舟，鄭艷榮，董文武，郭鵬戈

(1.西北大學大陸動力學國家重點實驗室/西北大學地質學系，陜西西安 710069;2.延長油田股份有限公司陜西延安 716000)

近年來，致密油的勘探開發(fā)已經得到了充分重視，關于致密油儲層的概念和分類已經有大量論述［1～11］。鄂爾多斯盆地延長組長7油層組是中國著名的源儲共生的湖相烴源巖及致密油儲層［3～5］，盆地西部地區(qū)長7油層組的勘探已經取得重大成效，但盆地南部地區(qū)長7油層組勘探和研究程度比較低，因此開展盆地南部長7致密油儲層特征的研究，對明確盆地南部長7致密油儲層的勘探潛力具有重要意義。目前針對鄂爾多斯盆地南部長7沉積物源前人已經做了大量研究工作［12～20］，長7油層組成藏方面也有不少研究［21～23］，但針對儲層方面的研究卻很少［24，25］。

在此綜合鑄體薄片、壓汞分析、X－衍射全巖和黏土礦物分析、掃描電鏡測試技術手段，對鄂爾多斯盆地南部地區(qū)長7儲層的巖石學特征、物性特征、儲層孔隙結構特征及有利成巖相等進行了綜合分析評價。

1 儲層巖石學特征

1.1 儲層結構特征

研究區(qū)長7油層組儲層巖石類型主要為淺灰綠色細砂巖;砂巖粒度較細，以細粒結構為主，粒徑主要分布在0.09～0.24mm之間，平均粒徑為0.15mm;砂巖結構成熟度較低，碎屑顆粒分選中等，磨圓較差，以次棱角狀為主。

1.2 成分特征

1.2.1 骨架顆粒特征

(1)研究區(qū)東北物源長7油層組砂巖碎屑顆粒成分為81.00%～90.00%，平均為86.11%，主要為長石砂巖 (圖1a)，統(tǒng)計表明:石英平均含量為34.95%;長石平均含量為50.76%;巖屑平均含量為9.29%，東北物源的特征是長石含量高。

(2)研究區(qū)南物源長7油層組砂巖的碎屑顆粒成分為78.00%～90.00%，平均為80.75%，以長石巖屑砂巖和巖屑長石砂巖為主，其次為長石砂巖 (圖1b)。統(tǒng)計表明:石英平均含量為45.59%;長石平均含量為31.40%;巖屑平均含量為20.93%。相比東北物源的砂巖，南物源砂巖的石英和巖屑含量明顯增加，長石含量降低。

圖1 研究區(qū)東北物源和南物源長7油層組砂巖成分三角圖Fig.1 Triangular diagram of sandstone components of Chang 7 reservoirs from northeast sources and south sources in the study area

1.2.2 填隙物特征

研究區(qū)長7油層組砂巖填隙物含量為10%～24%，平均含量為17.54%，填隙物以膠結物為主，雜基含量一般為3.8% ～8.6%;膠結物以(鐵)方解石 (2% ～12%，平均值為4.7%)、綠泥石(1%～8%，平均值為2.6%)、伊利石 (1%～6.9%，平均值為2.4%)及伊/蒙混層 (1% ～5.4%，平均值為2.0%)為主 (圖2)。

圖2 長7儲層膠結物組分直方圖Fig.2 Histogram of cement contents in Chang 7 reservoirs

研究區(qū)不同區(qū)域膠結物類型差別不大，總體(鐵)方解石含量最高，這就是長7儲層非常致密的主要原因;但不同地區(qū)綠泥石含量不同，下寺灣地區(qū)和富縣地區(qū)綠泥石含量高于伊利石和伊/蒙混層，英旺—黃陵地區(qū)和旬邑地區(qū)綠泥石含量相對伊利石和伊/蒙混層較低;高嶺石膠結物僅在研究區(qū)局部地區(qū)發(fā)育，且含量較低 (表1)。

表1 研究區(qū)不同區(qū)域長7儲層膠結物含量統(tǒng)計表Table 1 Statistic table of cement contents in different regions of the study area 單位:%

研究區(qū)不同類型膠結物特征簡述如下:

(1)自生黏土礦物。研究區(qū)自生黏土礦物主要包括綠泥石、伊利石、伊/蒙混層和高嶺石等。

①綠泥石:在研究區(qū)較發(fā)育 (圖3a)，含量一般較高，有兩種存在形式，一種是包裹顆粒以薄膜狀產出的綠泥石，另一種是填充孔隙的綠泥石。綠泥石薄膜對原生孔隙的保存有一定的建設作用，綠泥石薄膜包裹顆粒，阻止碳酸鹽和石英的膠結，并在一定程度上降低了機械壓實作用的影響，保留了原生孔隙，對儲層有一定的保護作用。而填充孔隙的綠泥石則堵塞孔隙，降低了儲層的孔隙度和滲透率。

②伊利石及伊/蒙混層:通常充填在粒間孔隙中，堵塞孔隙，降低儲層的孔滲性能。研究區(qū)伊利石及伊/蒙混層含量較高，掃描電鏡下可見層狀、片狀的原生伊利石，呈搭橋狀、發(fā)絲狀的自生伊利石及呈蜂窩狀的伊/蒙混層 (圖3b、圖3c)。

③高嶺石:是砂巖膠結物中最常見的富Al3+的自生礦物，研究區(qū)高嶺石主要發(fā)育在旬邑地區(qū)和英旺—黃陵地區(qū) (圖3d)。

(2)碳酸鹽膠結物。研究區(qū)位于長7沉積時期的湖盆中心部位，因此碳酸鹽膠結物在全區(qū)比較發(fā)育 (圖3e)，主要以 (鐵)方解石膠結為主，多以大片連晶膠結的形式填充孔隙，局部地區(qū)呈星點狀及斑狀連晶分布，由于該膠結物不易溶解，含量高的區(qū)域孔隙基本不發(fā)育。

(3)硅質膠結。硅質膠結主要表現為石英次生加大和石英自形晶體的孔隙式充填，石英次生加大雖然占據了一定的孔隙空間，但也提高了巖石的抗壓實能力，總體來說有利于粒間孔隙的保存 (圖3f)。

圖3 研究區(qū)長7儲層主要膠結物類型圖Fig.3 Main cement types of Chang 7 reservoirs in the study area

2 儲層孔隙結構特征

2.1 孔隙類型

鄂爾多斯盆地南部地區(qū)長7儲層在成巖過程中形成了多種孔隙類型，主要包括原生粒間孔、溶蝕粒間孔、長石溶孔、巖屑溶孔、晶間溶孔、微孔、微裂縫孔等7種。由于研究區(qū)壓實作用及后期成巖作用強烈，原生孔隙較少，在成巖過程中由溶解作用、破裂作用、成巖收縮作用等次生作用形成的次生孔隙發(fā)育，因此次生孔隙是研究區(qū)長7儲層的主要孔隙類型。

2.1.1 儲層孔隙類型

研究區(qū)長7儲層總面孔率為0.1%～1.7%，平均值為0.28%，孔隙類型主要為溶蝕粒間孔、長石溶孔，分別占總孔隙的37.30%、35.5%，其次為原生粒間孔，占總孔隙的12.65%，巖屑溶孔、晶間溶孔、微孔和微裂縫孔分別占總孔隙的4.0%、0.95%、5.0%、5.70%。

(1)原生粒間孔:也叫殘余粒間孔，指砂質沉積物在成巖過程中顆粒間孔隙被填隙物部分充填改造后形成的一類孔隙空間，該類孔隙在研究區(qū)比較發(fā)育 (圖4a)。

(2)溶蝕粒間孔:以顆粒邊緣及膠結物溶蝕為主，該類孔隙在研究區(qū)最為發(fā)育 (圖4b)。

(3)長石溶孔:由長石顆粒內部溶蝕產生的的孔隙類型。該類孔隙在研究區(qū)比較發(fā)育 (圖4c)。

(4)微孔:主要指高嶺石、伊利石等自生膠結物中存在的晶間孔隙，孔徑一般較小，但具有一定的連通性，是不可忽視的儲集空間 (圖4d)。

(5)晶間溶孔:指膠結物晶體內部發(fā)生溶蝕而形成的孔隙，晶體格架只有部分遭受破壞，形成的溶孔不規(guī)則且較小。該類孔隙在研究區(qū)不太發(fā)育 (圖4e)。

(6)巖屑溶孔:指砂巖中巖屑被溶蝕而產生孔隙類型，該類孔隙在研究區(qū)相對不發(fā)育。

(7)微裂縫孔:微裂縫孔對儲層的物性有良好的改善作用。在顯微鏡下和巖心中均發(fā)現有微裂縫孔的存在，面孔率一般較大 (圖4f)。

圖4 研究區(qū)長7常見孔隙類型圖Fig.4 Common porosity types of Chang 7 reservoirs in the study area

2.1.2 配位數

配位數指薄片中一個孔隙和其他孔隙連通的喉道數，反映孔隙連通狀況。顯微鏡下觀察發(fā)現，孔隙整體連通狀況較差，配位數多數為零，說明孔隙多數不連通;少數配位數為1～2個，即有少數孔隙連通 (圖5)。

圖5 研究區(qū)長7儲層配位數頻率直方圖Fig.5 The frequency histogram of the coordination number of Chang 7 reservoirs in the study area

2.2 孔隙結構特征

儲層的孔隙結構指巖石所具有的孔隙和喉道的幾何形態(tài)、大小、分布及其連通關系，是影響儲層滲流特征和儲集能力的主要因素。表征儲層孔隙結構特征常用的主要參數包括排驅壓力、最大連通孔喉半徑、中值壓力、中值半徑、退汞效率、分選系數等。一般來說，排驅壓力越小、最大連通孔喉半徑越大、中值壓力越小、中值半徑越大、退汞效率相對越高，儲層物性就越好，儲集能力越好;而分選系數越大，說明孔隙分布越分散，孔隙結構非均質性越強，儲層物性就越好。

通過對鄂爾多斯盆地南部地區(qū)長7油層組58塊儲層樣品和長8油層組14塊儲層樣品的壓汞分析表明，長7儲層毛細管壓力曲線特征總體表現為高排驅壓力、細歪度、孔喉分選性較差、連通性較差的特征 (圖6)。

從鄂爾多斯盆地南部地區(qū)長7儲層壓汞測得的孔隙結構參數 (表2)看出，長7儲層特點為:

(1)排驅壓力較高，平均值為3.17MPa，相應的最大連通孔喉半徑為0.07～5.33μm。

圖6 研究區(qū)長7儲層壓汞及平均壓汞圖Fig.6 Mercury injection and average mercury injection curves of Chang 7 reservoirs in the study area

(2)儲層中值壓力較高，分布范圍在1.759～51.109MPa之間，平均為21.48MPa，相應的中值半徑范圍在0.02～0.43μm之間。

(3)孔喉分選系數主要分布在1.35～3.94之間，分選系數相對較小，儲層物性相對較差。

(4)曲線歪度類型為細歪度，峰態(tài)為0.48～1.14，呈高尖峰曲線。

(5)退汞效率為22.37%～44.9%，平均為33.11%，孔喉連通性一般。

(6)儲層最小非飽和孔喉體積百分數主要分布為10%～30%，個別樣品為40%或50%，說明儲層孔喉中小孔喉所占體積較大，儲層物性差。

表2 鄂爾多斯盆地南部地區(qū)長7儲層孔隙結構參數表Table 2 The pore structure parameter table of Chang 7 reservoirs in the southern Ordos Basin

從統(tǒng)計的實驗結果數據及孔隙喉道分析可以看出，研究區(qū)長7儲層平均喉道半徑為0.11μm;薄片統(tǒng)計發(fā)現，研究區(qū)孔隙直徑主要分布范圍為10～50μm，平均為30.37μm，根據前人對延長組孔隙喉道分類標準，研究區(qū)長7儲層主要為小孔、微喉道型。

2.3 孔喉特征與物性關系

研究區(qū)長7儲層孔隙結構特征參數與孔隙度和滲透率之間存在一定的相關關系。

(1)長7油層組屬較高排驅壓力，排驅壓力與孔隙度和滲透率呈負相關關系，但與滲透率的負相關關系要好于與孔隙度的負相關關系 (圖7)。

(2)長7油層組中值壓力變化大，中值壓力一般大于10MPa，個別達到51.109MPa，說明儲層較致密;中值壓力與孔隙度和滲透率呈負相關關系，但與孔隙度的負相關關系要好于與滲透率的負相關關系 (圖8)。

圖7 長7油層組孔隙度和滲透率與排驅壓力關系圖Fig.7 Diagram of the porosity，permeability vs entry pressure of Chang 7 reservoirs

圖8 長7油層組孔隙度和滲透率與中值壓力關系圖Fig.8 Relationship between the porosity，permeability and median pressure of Chang 7 reservoirs

3 物性特征

儲層物性指的是儲層的孔隙性和滲透性。研究區(qū)延長組長7儲層實測孔隙度主要為6%～8%，平均值為6.83%;滲透率主要分布在0.1～0.5mD范圍內，平均值為0.24mD(圖9)，總體為致密儲層類型。

圖9 研究區(qū)長7儲層孔隙度、滲透率直方圖及累計頻率圖Fig.9 The porosity，permeability and the cumulative frequency histogram of Chang 7 reservoirs in the study area

4 有利成巖相

通過對鄂爾多斯盆地南部地區(qū)長7油層組薄片鑒定、巖心觀察、X－衍射黏土分析等資料的分析，結合前人研究成果，根據填隙物和孔隙發(fā)育特征，認為研究區(qū)主要發(fā)育長石溶蝕成巖相、綠泥石薄膜膠結原生粒間孔相和高嶺石晶間溶孔相3種有利的成巖相 (圖10)。

圖10 研究區(qū)長7油層組有利成巖相類型圖Fig.10 The favorable diagenetic face types of Chang 7 reservoirs in the study area

4.1 長石溶蝕相

該成巖相主要分布在膠結物和雜基含量相對較低的水下分流河道和濁積水道砂體中，發(fā)育大量長石溶蝕粒間孔和粒內孔，儲層物性好，含油性較好，是研究區(qū)最為有利的成巖相帶 (圖10a、圖10b)。

4.2 綠泥石薄膜膠結原生粒間孔相

研究區(qū)膠結物中自生綠泥石含量普遍較高，綠泥石一般圍繞孔隙以薄膜狀的方式產出，一方面增大了顆粒的直徑，增強了巖石的抗壓實能力，另一方面有效阻止石英自生加大，從而對儲層原生粒間孔起到重要的保護作用。研究區(qū)綠泥石薄膜膠結原生粒間孔相主要分布在濁積砂體中，分布較均勻，是油氣有利的成巖相帶 (圖10c、圖10d)。

4.3 高嶺石晶間溶孔相

該成巖相主要發(fā)育于高嶺石含量相對較高的水下分流河道及濁積水道砂體中，砂體中發(fā)育大量的高嶺石微孔、晶間溶孔以及高嶺石溶蝕粒間孔，儲層物性較好，是研究區(qū)較為有利的成巖相帶 (圖10e、圖10f)。

5 盆地南部長7儲層儲集性能評價

根據前人對于常規(guī)儲層及致密油儲層評價及分類的研究，建立了鄂爾多斯盆地長7油層組與致密油有關的儲層孔隙度和滲透率評價分類標準(表3)［2，5，9，11］;通過研究區(qū)長 7 層儲層儲集性能的總結 (表4)，認為研究區(qū)長7儲層大部分屬于非常規(guī)儲層，僅少量屬于特低孔、超低滲的常規(guī)儲層 (表5)。根據鄂爾多斯盆地南部不同區(qū)域長7儲層孔隙度、滲透率評價分類標準，對盆地南部長7儲層儲集性能進行分區(qū)評價，認為盆地南部下寺灣地區(qū)長7儲層屬Ⅰ類致密油儲層，富縣地區(qū)長7儲層屬特低孔、超低滲儲層，英旺—黃陵地區(qū)和旬邑地區(qū)長7儲層屬Ⅱ類致密油儲層 (表5)。

表3 鄂爾多斯盆地長7儲層孔隙度、滲透率評價分類標準［2，5，9，11］Table 3 Porosity and permeability evaluation classification criteria of Chang 7 reservoirs in Ordos Basin［2，5，9，11］

表4 研究區(qū)長7儲層儲集性能表Table 4 Table of reservoir characters of Chang 7 reservoirs in the study area

表5 研究區(qū)長7油層組各地區(qū)儲層儲集性能評價表Table 5 Evaluation Table of reservoir characters of Chang 7 reservoirs at different regions in the study area

6 結論

(1)鄂爾多斯盆地南部地區(qū)長7儲層屬特低孔、超低滲儲層及致密儲層;巖石類型主要為淺灰綠色細粒長石砂巖，填隙物以 (鐵)方解石為主，綠泥石、伊利石和伊/蒙混層次之，孔隙類型以溶蝕粒間孔、長石溶孔為主，原生粒間孔次之;

(2)鄂爾多斯盆地南部地區(qū)長7儲層毛細管壓力曲線特征總體表現為高排驅壓力、細歪度，孔喉分選性及連通性較差;長7儲層平均孔隙度為6.83%，平均滲透率為0.24mD，屬小孔、微喉道型儲層;有利的成巖相為長石溶蝕相、綠泥石薄膜膠結原生粒間孔相和高嶺石晶間溶孔相。

(3)通過研究區(qū)長7層儲層儲集性能的總結，認為研究區(qū)長7儲層大部分屬于非常規(guī)儲層，僅少量屬于特低孔、超低滲的常規(guī)儲層。

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