黃囿霖，陳世加，姚宜同，張瀟文，王力（西南石油大學(xué)地球科學(xué)與技術(shù)學(xué)院，四川 成都 610500）

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合水—華池地區(qū)長7油層組相對高孔滲成因分析

黃囿霖，陳世加，姚宜同，張瀟文，王力
（西南石油大學(xué)地球科學(xué)與技術(shù)學(xué)院，四川 成都 610500）

鄂爾多斯盆地合水—華池地區(qū)延長組長7油層組屬于盆地半深湖—深湖沉積體系，除發(fā)育良好的烴源巖外，因西南方向河流的注入，該區(qū)有大面積湖泊濁積扇砂體分布，巖石類型以巖屑質(zhì)長石雜砂巖和長石質(zhì)巖屑雜砂巖為主，壓實作用強(qiáng)，物性差，屬于超低孔超低滲致密砂巖，但致密背景下發(fā)育有利于油氣富集的“相對高孔滲”砂巖儲層。針對相對高孔滲問題，結(jié)合盆地地質(zhì)背景，展開了沉積相、成巖作用及異常壓力的研究。研究中采用了巖石薄片觀察、恒速壓汞和剩余壓力分析等方法，認(rèn)為相對高孔滲影響因素有：1）巖石組分、分選和沉積相帶對儲層的控制；2）成巖過程中石英次生加大、綠泥石包膜和烴類早期充注對原生孔隙的保護(hù)以及有機(jī)酸溶蝕次生孔隙的形成；3）生烴增壓、差異壓實、黏土礦物成巖和熱力作用產(chǎn)生的異常高壓對于儲層的改造。

相對高孔滲；沉積相；成巖作用；異常高壓；長7油層組；鄂爾多斯盆地

鄂爾多斯盆地上三疊統(tǒng)延長組長7油層組泥巖生烴能力強(qiáng)、體積大［1-2］，以往一直將其作為生油巖對待。但隨著勘探的深入，長7油層組內(nèi)發(fā)現(xiàn)了大量的工業(yè)油井，同時，在儲層普遍致密的情況下［3-4］，發(fā)現(xiàn)有相對高孔滲儲層的分布。按照致密油“近源成藏”理論［5-6］，長7油層組內(nèi)的砂體可作為有效儲層，而相對高孔滲帶更是油氣聚集的有利區(qū)塊。近年來，有關(guān)鄂爾多斯盆地三疊系延長組低孔低滲儲層特征與成巖作用的研究較多［7-9］，然而對于長7油層組儲層相對高孔滲的相關(guān)文獻(xiàn)卻比較少見。本文在前人研究的基礎(chǔ)上，通過恒速壓汞、巖石薄片觀察和剩余壓力值分析等方法，對儲層進(jìn)行了研究，旨在總結(jié)長7油層組相對高孔滲儲層的控制因素，為預(yù)測相對高孔滲儲層的分布以及對下步勘探部署提供地質(zhì)依據(jù)。

1　地質(zhì)概況

鄂爾多斯盆地延長組長7沉積期是湖盆發(fā)育的鼎盛時期，湖盆面積大，坳陷深，暗色泥巖厚，泥巖中有機(jī)質(zhì)豐富，母質(zhì)類型以腐殖-腐泥型為主，為一套優(yōu)質(zhì)的烴源巖［1］。根據(jù)沉積旋回，長7油層組自上而下可劃為長71、長72和長73等3個小層。受印支構(gòu)造運(yùn)動的影響，長73到長71沉積過程中，盆地西南部逐漸抬升，湖盆沉積中心逐漸向東遷移，湖盆深水區(qū)面積逐漸減小。合水—華池地區(qū)位于盆地次級構(gòu)造單元伊陜斜坡的西南部，該區(qū)延長組長7油層組古地理位置位于盆地北西—南東向沉降中心的西南部一帶，主體為半深湖—深湖相沉積環(huán)境，盆地西南部因河流注入，廣泛發(fā)育深水濁積扇沉積體系［10］，優(yōu)質(zhì)泥巖中發(fā)育濁流砂體，且在沉積過程中泥巖與濁流砂體呈此消彼長的關(guān)系。

2　長7油層組儲層特征

合水—華池地區(qū)長7油層組砂巖主要為陸相碎屑巖濁積扇沉積。其巖性復(fù)雜，砂巖粒度細(xì)，多為粉、細(xì)砂巖，雜基體積分?jǐn)?shù)高；巖石類型以巖屑質(zhì)長石雜砂巖和長石質(zhì)巖屑雜砂巖為主，分選和磨圓度差，結(jié)構(gòu)成熟度和成分成熟度較次；顆粒主要呈現(xiàn)薄膜-孔隙式膠結(jié)、接觸式膠結(jié)和薄膜式膠結(jié)，孔隙以粒間孔、溶孔和粒間-溶孔為主；壓實作用強(qiáng)烈，喉道中值半徑主體分布在小于0.15 μm的范圍內(nèi)，排替壓力主要集中在1.00～5.00 MPa；孔隙度一般為3.00%～12.00%，主體小于10.00%，滲透率主要小于0.100×10-3μm2，儲層致密，物性差，為典型的致密砂巖。但儲層物性橫向上變化大，非均質(zhì)性強(qiáng)，在局部區(qū)域發(fā)育相對高孔高滲帶，如寧55、西232、西213、里47等井的孔隙度一般大于10.00%，滲透率大于0.100×10-3μm2，有的井滲透率可達(dá)到0.300×10-3μm2以上，而這些高孔滲帶往往是油氣聚集的有利區(qū)域，如里47井，日產(chǎn)油50.07 t。因此，弄清高孔高滲帶形成的原因，不但有利于更加全面地了解工區(qū)內(nèi)儲層的基本情況，而且對于整個合水—華池地區(qū)下一步增儲上產(chǎn)也有著至關(guān)重要的意義。

3　相對高孔滲砂巖儲層形成的控制因素

碎屑巖儲層的物性一般主要是由沉積、成巖、構(gòu)造等多種因素綜合控制，由于鄂爾多斯盆地延長組受大地構(gòu)造破壞作用影響較小，因此，此次研究主要是從沉積、成巖作用以及異常壓力的角度來分析相對高孔高滲儲層的形成原因。

3.1沉積相帶的控制

沉積環(huán)境條件主要影響碎屑巖儲層的原始物質(zhì)組成和結(jié)構(gòu)，決定著后期成巖作用的方向，是形成相對高滲儲層的最關(guān)鍵因素。

3.1.1礦物組分

儲層中普遍存在黏土礦物與鐵方解石、鐵白云石等碳酸鹽膠結(jié)物，其充填于孔隙喉道之間，體積分?jǐn)?shù)越高，減小孔隙和喉道有效滲流半徑的作用越強(qiáng)，因此，大量填隙物的發(fā)育能夠降低儲層孔隙度和滲透率，使得儲層致密。在寧18井長71和環(huán)69井長72砂巖薄片掃描電鏡下，鐵白云石和鐵方解石等填隙物充填于孔隙和喉道之間，使得孔喉變得更為狹窄，滲透率變低，為0.038×10-3μm2（見圖1），同時在工區(qū)儲層物性與礦物組分體積分?jǐn)?shù)統(tǒng)計結(jié)果中也發(fā)現(xiàn)，儲層物性與填隙物體積分?jǐn)?shù)呈負(fù)相關(guān)（見圖2，圖中n為樣品數(shù)）。因此，礦物組分是影響儲層物性的一個重要因素，即填隙物體積分?jǐn)?shù)越高，儲層物性越差。

圖1　合水—華池地區(qū)長7砂巖掃描電鏡

圖2　長7儲層孔隙度、滲透率與填隙物體積分?jǐn)?shù)的關(guān)系

3.1.2分選

分選系數(shù)一定時，滲透率的對數(shù)值與粒度中值呈線性關(guān)系，粒度越大，滲透率越高。在粒度相近的情況下，分選差的碎屑巖，因細(xì)小的碎屑充填顆粒間的孔隙和喉道，孔隙度和滲透率降低，物性差。顆粒大小分布較均勻，分選較好，其孔隙度和滲透率也較好，如鎮(zhèn)160井滲透率大于0.100×10-3μm2；而顆粒粒度大小不一，分選相對較差時，其所對應(yīng)的孔隙度和滲透率也普遍較低，物性較差，如寧19、寧76和寧80井滲透率都小于0.100×10-3μm2（見圖3）。

圖3　長7砂巖普通薄片

在對工區(qū)283口井4 058個樣品點統(tǒng)計的結(jié)果上，也能明顯看出分選差的樣品所占比例越高，其滲透率值越低（見表1），因此，分選對于該地區(qū)儲層物性具有重要的控制作用。

表1　不同砂巖物性的分選性統(tǒng)計

3.1.3沉積微相

對鄂爾多斯盆地合水—華池地區(qū)延長組長7油層組而言，礦物組分、分選以及沉積微相分布等控制著相對高孔滲儲層的形成，但礦物組分和分選對儲集性能的影響最終還受控于沉積微相的差別。在相同的沉積環(huán)境下，不同沉積微相的砂巖具有不同的成分和分選等特征，這些因素對后期的成巖作用中儲層演化具有重要影響，決定著砂巖原始儲集性能。合水—華池地區(qū)延長組長7油層組屬于半深湖—深湖沉積環(huán)境，廣泛發(fā)育湖泊濁積扇［11］，濁流砂體與泥巖呈相互博弈的生長關(guān)系（見圖4）。

圖4　長71沉積微相分布

由圖4可以看出：內(nèi)扇水道、中扇水道和無水道前緣席狀砂等濁積扇微相是濁流砂體發(fā)育區(qū)，砂體厚度大，分選偏好，填隙物體積分?jǐn)?shù)小，有利于高孔滲儲層的形成，如西84、莊42井滲透率大于0.100×10-3μm2，孔隙度大于9.00%，填隙物體積分?jǐn)?shù)小，分選中等—好；而在中扇水道間和外扇泥巖相對發(fā)育區(qū)，砂體受泥巖等泥級顆粒的影響，填隙物體積分?jǐn)?shù)增大，分選差，儲層物性也相應(yīng)變差，如鎮(zhèn)70、里148、里96井滲透率小于0.500×10-3μm2，孔隙度小于9.00%，填隙物體積分?jǐn)?shù)大于10.00%，分選中等—差（見表2）。

表2　不同沉積微相砂巖物性統(tǒng)計

根據(jù)儲層物性的不同，將該區(qū)長71儲層分為4類（見圖5），Ⅰ類儲層和Ⅱ類儲層與內(nèi)扇水道、中扇水道和無水道前緣席狀砂對應(yīng)良好，而Ⅲ類、Ⅳ類儲層與中扇水道間和外扇泥巖相關(guān)性較高。現(xiàn)階段勘探結(jié)果也表明，產(chǎn)油井通常分布在濁流砂體發(fā)育區(qū)，而泥巖發(fā)育區(qū)則多為低產(chǎn)井或干井。

圖5　長71儲層分類

3.2成巖作用的影響

成巖作用對于儲層物性的改變起著關(guān)鍵作用，該區(qū)處于早成巖晚期和中成巖早期，石英次生加大、綠泥石襯里和烴類充注在對孔隙進(jìn)行充填的同時也可以對殘余孔形成保護(hù)，溶蝕作用有利于次生孔隙的形成。3.2.1殘余孔隙的保護(hù)

石英次生加大的形成主要是孔隙內(nèi)分散的石英與鄰近石英顆粒骨架的緊密結(jié)合，對粒間孔隙體積的減小影響較弱，而碎屑顆粒之間相對位置固定，可以增加巖石抗機(jī)械壓實的作用［12］，原生孔隙從而得以保存（見圖6a）；綠泥石黏膜的形成，對孔隙有少量的充填，但同時也會增加巖石的抗壓強(qiáng)度［13］，能較好地保護(hù)孔隙（見圖6b）。此外，烴類的充注也可改變儲層物性，砂巖孔隙系統(tǒng)在富含有機(jī)酸的流體滲入后，其地球化學(xué)環(huán)境及巖石的潤濕性也隨之改變，使原來在水、巖介質(zhì)中發(fā)生的石英次生增長、自生伊利石等無機(jī)成巖反應(yīng)受到抑制，礦物膠結(jié)等化學(xué)成巖作用顯著減弱或停止［14］。因此，烴類充填占位也有利于儲層中粒間孔隙的保存。

通過對工區(qū)內(nèi)的巖石鑄體薄片鏡下觀察發(fā)現(xiàn)，顆粒間主要呈現(xiàn)點-線接觸關(guān)系，壓實壓溶作用較強(qiáng)烈，粒間孔隙有瀝青的充填而長石溶蝕孔隙中未見瀝青，說明大規(guī)模溶蝕發(fā)生以前有烴類的充注，即存在烴類充注占位現(xiàn)象（見圖6c）。因此，對于以粒間原生孔為主的粒間孔型石英砂巖相對高滲儲層而言，烴類早期充注阻止了后期石英顆粒次生加大，這對原生孔隙的保存具有重要作用，有利于儲層相對高孔滲的形成。

3.2.2次生孔隙的形成

溶蝕作用可使長石、巖屑溶解，產(chǎn)生粒內(nèi)溶孔，或使粒間充填的黏土礦物或者碳酸鹽礦物溶解，產(chǎn)生粒間溶孔和填隙物內(nèi)溶孔，改善儲層物性形成相對高孔高滲帶。而在眾多引發(fā)溶蝕的因素里有機(jī)酸對巖石的溶蝕作用較為廣泛，沉積盆地中的有機(jī)質(zhì)在熱演化過程中的脫羧基作用會產(chǎn)生大量的對礦物有較強(qiáng)溶解性的有機(jī)酸，其可以絡(luò)合并遷移鋁硅酸鹽中的陽離子［15］。鄂爾多斯盆地延長組長7油層組厚層優(yōu)質(zhì)烴源巖處于成熟階段，也是有機(jī)酸濃度最高時期同時伴隨CO2的釋放［16］，致使地層流體呈酸性。這些酸性溶液受到異常壓力和熱對流的作用向長7油層組內(nèi)砂巖滲入并在儲集砂體的孔隙中流動，溶蝕長石等易溶骨架顆粒和環(huán)邊綠泥石等早期碳酸鹽膠結(jié)物并帶走鋁，形成大量的粒內(nèi)溶蝕孔隙和粒間孔隙（見圖6d）。

圖6　長7儲層巖心薄片

研究區(qū)內(nèi)延長組長7油層組砂巖儲層的孔隙類型主要為粒間孔和溶孔，其中，溶孔所占比例約為63%，溶孔中又以長石溶孔為主，溶蝕作用顯著。如莊233井1 762.43 m處巖心，長石溶孔與粒間溶孔發(fā)育，其孔隙度為10.80%，滲透率為0.197×10-3μm2，均高于研究區(qū)均值。而在溶蝕作用不發(fā)育區(qū)，掃描電鏡下觀察也少見孔隙，物性較差。如莊233井1 808.90 m處可見粒間孔被碳酸鹽膠結(jié)，儲層致密，其孔隙度為8.50%，滲透率為0.092×10-3μm2，低于研究區(qū)平均孔滲值。說明溶蝕作用是后期改造儲層形成相對高孔高滲的重要影響因素，溶蝕作用越發(fā)育地區(qū)，越易形成相對高孔高滲帶。

3.3異常壓力的影響

結(jié)合鄂爾多斯盆地合水—華池地區(qū)延長組長7油層組烴源巖演化過程和儲層成巖作用的研究成果，長7油層組厚層暗色泥巖異常高壓的形成主要是由差異壓實、蒙脫石脫水和熱力作用以及有機(jī)質(zhì)生烴等作用引起的［17］。長7油層組厚層泥巖在成巖過程中，受差異壓實作用影響，泥巖頂、底面排水通暢，形成較為致密的封隔層，內(nèi)部的流體不能順利排出或者處于停滯狀態(tài)，形成異常高壓；蒙脫石在成巖過程中轉(zhuǎn)化為伊利石時發(fā)生脫水，以及流體受到古地溫的作用發(fā)生熱膨脹也可以形成異常高壓。此外，長7油層組厚層優(yōu)質(zhì)泥巖正處于烴類大量生成的成熟階段，油氣的生成造成了油層組內(nèi)烴類體積的膨脹，產(chǎn)生異常高壓，合水—華池地區(qū)延長組長7地層的埋深在1 560～2 440 m，以正常壓實計算，長7地層的孔隙壓力在15.44～24.15 MPa，在孔隙體積未變、生成的烴還未及時排出的情況下，有機(jī)質(zhì)生烴造成的體積膨脹而產(chǎn)生的異常高壓則可達(dá)3.92～6.13 MPa。

這些異常高壓的形成可抵抗地層的進(jìn)一步壓實，另外，高壓會間歇式地釋放，為長7油層組優(yōu)質(zhì)烴源巖生成的油氣，向長7油層組內(nèi)部砂體較發(fā)育的儲層中運(yùn)移提供動力，并改變儲層物性。利用聲波時差資料，通過等效深度法對工區(qū)內(nèi)從南西到北東的井（西271、鎮(zhèn)237、莊140、白485、里217、午50等井）進(jìn)行了剩余壓力值計算，長7油層組的剩余壓力可高達(dá)14.00～20.00 MPa，雖然各井從長71到長73剩余壓力值不同，但總體呈逐漸增大的趨勢；因此，長73泥巖段和長71、長72相對砂體發(fā)育段不同異常壓力帶之間可形成壓差（見圖7）。

圖7　長7油層組剩余壓力隨深度的變化

在這種壓差形成的應(yīng)力集中區(qū)，會使長7油層組中的低孔滲砂巖層產(chǎn)生微裂縫，增加儲集空間的同時，改善高壓系統(tǒng)內(nèi)儲層的連通性，形成相對高滲儲層，從而變?yōu)橛行樱?8］。在巖心中，這種微裂縫是大量存在的，如正40、寧29、莊97等井。因此，長7油層組的異常高壓能有效改善段內(nèi)儲集砂體物性。

4　結(jié)論

1）研究區(qū)長7油層組砂巖巖性復(fù)雜，砂巖粒度細(xì)，巖石類型以巖屑質(zhì)長石雜砂巖和長石質(zhì)巖屑雜砂巖為主，分選和磨圓度差，結(jié)構(gòu)成熟度和成分成熟度較次，壓實作用強(qiáng)烈，儲層致密，物性差，總體上表現(xiàn)出低孔低滲的特征。

2）內(nèi)扇水道、中扇水道和無水道前緣席狀砂等濁積扇微相是砂體發(fā)育區(qū)，巖石組分中填隙物少，分選相對較好，是相對高孔滲儲層形成的原始有利區(qū)塊。后期石英次生加大、綠泥石膜形成、烴類早期充注等成巖作用和有機(jī)酸的溶蝕作用，可改善儲層物性。異常壓力的出現(xiàn)，在為油氣運(yùn)移提供動力的同時，也可改變滲流條件，有助于形成相對高孔滲帶。

3）幾種影響因素的共同作用區(qū)，是尋找相對高孔滲儲層的優(yōu)勢地帶。在長7優(yōu)質(zhì)烴源巖排烴背景下，發(fā)現(xiàn)相對高孔滲帶即有可能找到工業(yè)油井。

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（編輯王淑玉）

Cause analysis of higher porosity and permeability reservoir group in Chang 7，Heshui-Huachi Region

Huang Youlin，Chen Shijia，Yao Yitong，Zhang Xiaowen，Wang Li
（School of Geoscience and Technology，Southwest Petroleum University，Chengdu 610500，China）

The Chang 7 reservoir group，Yanchang Formation of Heshui-Huachi Region，Ordos Basin belongs to half deep lake and deep lake sedimentary system.With the well-developed hydrocarbon source rocks and influx from the river of southwest，there is a large area of turbidity sand body distribution.Rock types are mainly lithic feldspar graywacke and feldspathic lithic greywacke. With strong compaction and poor physical property，tight sandstone with low porosity and permeability was formed，which was favorable to the enrichment of higher porosity and permeability reservoir group.Based on the basin′s geological background，sedimentary facies，diagenesis and abnormal pressure were researched to address the high porosity and permeability problem.In the research，thin section observation，rate-controlled mercury penetration and residual pressure were used.The relatively high permeability influence factors are concluded:the rock components，sorting and sedimentary facies control of reservoir；primary pore are protected by quartz overgrowth diagenetic process，chlorite coated and early hydrocarbon filling，secondary pore are formed by organic acid dissolution；abnormal high pressure formed by hydrocarbon generation pressurization，different compaction，clay mineral rock，thermal and tectonic dynamics can reconstruct reservoir.

relatively high permeability and pore；sedimentary facies；diagenesis；abnormal high pressure；Chang 7 reservoir group；Ordos Basin

國家重點基礎(chǔ)研究發(fā)展計劃（973計劃）項目“中國陸相致密油（頁巖油）形成機(jī)理與富集規(guī)律基礎(chǔ)研究”（2014CB239005）

TE122.2+1

A

10.6056/dkyqt201601009

2015-09-18；改回日期：2015-11-14。

黃囿霖，男，1989年生，在讀碩士研究生，主修礦產(chǎn)普查與勘探專業(yè)。E-mail：576050849@qq.com。

引用格式：黃囿霖，陳世加，姚宜同，等.合水—華池地區(qū)長7油層組相對高孔滲成因分析［J］.斷塊油氣田，2016，23（1）：40-45.

Huang Youlin，Chen Shijia，Yao Yitong，et al.Cause analysis of higher porosity and permeability reservoir group in Chang 7，Heshui-Huachi Region［J］.Fault-Block Oil&Gas Field，2016，23（1）：40-45.