趙 沖，屈紅軍，章志明.

(1．延長油田股份有限公司富縣采油廠，陜西延安 727500；2．大陸動力學(xué)國家重點實驗室/西北大學(xué)地質(zhì)學(xué)系，陜西西安 710069)

杏子川油田化子坪南區(qū)長6儲層特征及分類評價

趙 沖1，屈紅軍2，章志明2.

(1．延長油田股份有限公司富縣采油廠，陜西延安 727500；2．大陸動力學(xué)國家重點實驗室/西北大學(xué)地質(zhì)學(xué)系，陜西西安 710069)

綜合利用巖心觀察、鑄體薄片、掃描電鏡、X-衍射、陰極發(fā)光、高壓壓汞等方法，在系統(tǒng)分析杏子川油田化子坪南區(qū)長6油層組儲層巖石學(xué)特征、微觀孔喉特征以及物性特征的基礎(chǔ)上，對研究區(qū)長6油層組進(jìn)行了儲層分類評價。結(jié)果表明：研究區(qū)長6儲層巖石類型主要為淺灰綠色細(xì)粒長石砂巖；填隙物主要為濁沸石、綠泥石、方解石和硅質(zhì)；孔隙類型以濁沸石溶孔、長石溶孔和殘余粒間孔為主；孔喉類型以小孔—細(xì)喉型和細(xì)孔—微細(xì)喉型為主；毛管壓力曲線特征總體表現(xiàn)為中等排驅(qū)壓力，略粗歪度，孔喉分選性較好，連通性一般；平均孔隙度為9.2%，平均滲透率為0.52 mD，總體屬于特低孔—特低滲儲層。研究區(qū)長6油層組可劃分為Ⅱb類(好)、Ⅲa類(較好)、Ⅲb類(差)和Ⅳ類(非)4種類型的儲層，Ⅲa類儲層和Ⅲb類儲層是研究區(qū)長6油層組的主要儲層類型。

化子坪南區(qū)；長6油層組；儲層特征；儲層分類評價

化子坪南區(qū)是近年來安塞縣杏子川油田新勘探開發(fā)的含油區(qū)塊，三疊系延長組長6油層組為區(qū)內(nèi)的主力產(chǎn)層之一。前人的研究往往只是針對杏子川油田主力產(chǎn)區(qū)之一的化子坪油區(qū)[1-6]，而對化子坪南區(qū)的相關(guān)地質(zhì)研究還較為薄弱，尤其對區(qū)內(nèi)長6油層組的儲層研究還不夠深入和系統(tǒng)，這就制約著油區(qū)后續(xù)的勘探開發(fā)進(jìn)程。本文綜合利用巖心觀察、鑄體薄片、掃描電鏡、X-衍射、陰極發(fā)光、高壓壓汞等方法，在系統(tǒng)分析了安塞杏子川油田化子坪南區(qū)長6油層組儲層巖石學(xué)特征、孔隙結(jié)構(gòu)特征以及物性特征的基礎(chǔ)上，對研究區(qū)長6油層組進(jìn)行了儲層分類評價，以期為研究區(qū)的后續(xù)勘探開發(fā)工作提供相關(guān)地質(zhì)依據(jù)。

1 區(qū)域地質(zhì)概況

研究區(qū)位于安塞縣杏子川油田化子坪油區(qū)南部，面積約83 km2，構(gòu)造位置上處于鄂爾多斯盆地伊陜斜坡中部偏南(圖1)，三疊系延長組長6油層組為研究區(qū)的主力產(chǎn)層之一。研究區(qū)構(gòu)造活動微弱，總體表現(xiàn)為平緩的西傾單斜，沉積體系上屬于安塞曲流河三角洲沉積體系；長6沉積期，安塞三角洲進(jìn)入鼎盛時期向湖盆中心大面積推進(jìn)，沿北東—南西向發(fā)育三支主朵體，研究區(qū)位于坪橋—化子坪主朵體上；在湖岸線以下接受三角洲前緣亞相沉積，水下分流河道砂體為其骨架砂體，并且是研究區(qū)長6油層組的主要儲集層[7-8]。

圖1 研究區(qū)構(gòu)造位置圖Fig.1 Structural location of study area

2 儲層巖石學(xué)特征

2.1 結(jié)構(gòu)特征

研究區(qū)長6儲層巖石類型主要為淺灰綠色砂巖，以細(xì)粒結(jié)構(gòu)為主，含少量中粒砂巖，粒徑主要分布在0.15～0.35 mm之間，平均粒徑為0.22 mm；砂巖結(jié)構(gòu)成熟度中等，碎屑顆粒分選較好，磨圓較差，以次棱角為主；膠結(jié)類型以孔隙式膠結(jié)為主，局部可見接觸式和鑲嵌式膠結(jié)，顆粒通常呈線狀接觸。

2.2 成分特征

2.2.1 骨架顆粒特征

研究區(qū)長6儲層砂巖巖性主要為長石砂巖(圖2)，砂巖碎屑組分含量在64.5%～96.8%之間，平均為88.2%，碎屑顆粒中，石英含量為19.8%～64.0%，平均為31.5%；長石含量為28.7%～70.6%，平均為56.8%；巖屑含量為4.0%～16.0%，平均為11.8%，主要為變質(zhì)巖巖屑和巖漿巖巖屑；云母和重礦物總量小于2%。

圖2 研究區(qū)長6儲層砂巖成分三角圖Fig.2 Triangular diagram of sandstone components of Chang-6 reservoir in study area

2.2.2 填隙物特征

研究區(qū)長6儲層砂巖填隙物含量在2%～24%之間，平均含量為11.9%。填隙物以膠結(jié)物為主，主要包括濁沸石(0～16.2%，平均值為5.8%)、綠泥石(0～10%，平均值為2.8%)、方解石(0～20%，平均值為2.0%)和硅質(zhì)(0～6%，平均值為1.2%)以及少量的伊利石、蒙脫石、瀝青質(zhì)、泥鐵質(zhì)、長石質(zhì)、菱鐵礦和黃鐵礦等膠結(jié)物(圖3)。

圖3 研究區(qū)長6儲層膠結(jié)物組分直方圖Fig.3 Histogram of cement contents of Chang-6 reservoir in study area

研究區(qū)長6儲層主要膠結(jié)物特征如下：

(1)濁沸石。

濁沸石是研究區(qū)長6儲層中最普遍且最具特色的膠結(jié)物，巖心直觀下呈麻斑狀分布(圖4a)，鏡下濁沸石常呈嵌晶或連晶式膠結(jié)(圖4b)。由于濁沸

石膠結(jié)物易發(fā)生溶蝕，形成濁沸石溶孔，從而大大改善了儲層的物性[9]。

(2)綠泥石。

綠泥石是研究區(qū)長6儲層中最發(fā)育的自生黏土礦物，其形態(tài)為葉片狀集合體(圖4c)。綠泥石通常呈兩種方式存在，一種是對顆粒進(jìn)行包裹呈薄膜式膠結(jié)存在，另一種是直接充填孔隙中。綠泥石薄膜通常對儲層原生孔隙的保存有一定的建設(shè)作用，一方面能降低機(jī)械壓實作用對原生孔隙的破壞，另一方面能抑制難溶的碳酸鹽和硅質(zhì)的膠結(jié)作用；而填充孔隙中的綠泥石則通常堵塞孔隙，降低了儲層的孔隙度和滲透率[10-11]。

(3)方解石。

方解石是研究區(qū)長6儲層中常見的碳酸鹽膠結(jié)物，多以連晶膠結(jié)的形式填充孔隙(圖4d、4e)，局部呈粉細(xì)晶、斑狀充填孔隙。碳酸鹽膠結(jié)物通常難以溶解，常形成致密膠結(jié)，使儲層喪失儲集性能。

(4)硅質(zhì)。

硅質(zhì)膠結(jié)物在研究區(qū)長6儲層中也較為發(fā)育，其通常呈兩種方式存在，一種以石英次生加大邊形式產(chǎn)出，另一種呈自生微晶石英集合體填充孔隙[12]，自生石英在電鏡下呈現(xiàn)晶形較好的六方雙錐狀(圖4f)。通常較早期形成的石英次生加大邊可在一定程度上抑制壓實作用，保護(hù)原生粒間孔；但若硅質(zhì)充填過多，則會使砂巖的孔隙度降低，滲流能力變差[13]。

圖4 研究區(qū)長6儲層主要膠結(jié)物類型Fig.4 Main cement types of Chang-6 reservoir in study areaa.麻斑狀濁沸石膠結(jié)，化214井，長61，1251.2 m；b.濁沸石連晶膠結(jié)，化244井，長62，1291.0 m； c.葉片狀綠泥石膠結(jié)物充填孔隙，化414井，長62，1278.5 m；d.方解石連晶膠結(jié)，化146井，長62，1255.4 m； e.方解石連晶膠結(jié)，陰極發(fā)光下呈明顯的橙黃色亮光，少量具泥晶結(jié)構(gòu)的方解石發(fā)橘紅色光，化500井， 長62，1212.3 m； f.六方雙錐狀自生微晶石英，化213井，長62，1264.8 m

3 儲層孔隙結(jié)構(gòu)特征

3.1 孔隙類型

研究區(qū)長6儲層在埋藏成巖過程中主要經(jīng)歷了壓實、膠結(jié)、交代和溶解4種成巖作用[14]，這幾種成巖作用直接影響著長6儲層孔隙的發(fā)育情況，主要形成了原生粒間孔，粒間溶孔和粒內(nèi)溶孔、微孔和微裂隙這5種孔隙類型。各孔隙類型特征如下：

(1)原生粒間孔。

原生粒間孔指沉積物在成巖過程中，顆粒間的孔隙未被填隙物充填或部分被充填的一種孔隙類型，因此根據(jù)孔隙中有無填隙物，可將原生粒間孔分為正常粒間孔和殘余粒間孔。原生粒間孔在研究區(qū)長6儲層中較發(fā)育，面孔率通常在1.0%以下，均值在0.6%左右，大約占總孔隙體積的17.6%；主要為殘余粒間孔，其發(fā)育程度主要與綠泥石有關(guān)，在綠泥石比較富集區(qū)，殘余粒間孔多發(fā)育(圖5a)。

(2)粒間溶孔。

粒間溶孔指粒間填隙物被溶蝕而形成的孔隙(圖5b)，其是研究區(qū)長6儲層最發(fā)育且最重要的孔隙類型，其面孔率主體分布在1.0%～5.0%之間，平均為3.4%，占總孔隙體積的45.1%；主要為濁沸石溶孔(圖5c)，其是安塞區(qū)域長6儲層特殊而最重要的孔隙類型，由于濁沸石膠結(jié)物的{110}解理發(fā)育，酸性水容易沿其解理縫使其發(fā)生溶蝕形成次生溶孔。濁沸石溶孔發(fā)育帶是研究區(qū)長6儲層中主要的富油區(qū)[15-16]。

(3)粒內(nèi)溶孔。

粒內(nèi)溶孔指長石、巖屑等碎屑顆粒內(nèi)部發(fā)生部分溶蝕而產(chǎn)生的孔隙，該孔隙在研究區(qū)長6儲層中也甚為發(fā)育，其面孔率范圍為0.2%～2.0%，平均值為1.1%，占總孔隙體積的28.4%；研究區(qū)主要為長石粒內(nèi)溶孔，長石多沿解理面發(fā)生溶蝕(圖5d)。該孔隙也具有良好的儲集性能。

(4)微孔隙。

該實驗結(jié)果證實了已被污染的水質(zhì)對水蚤心臟確實產(chǎn)生一定的影響。教學(xué)即將結(jié)束之時，教師可以進(jìn)一步引導(dǎo)學(xué)生思考：在泛濫使用殺蟲劑或者洗滌劑的當(dāng)今社會，水質(zhì)或者環(huán)境的改變對自然界其他的生物帶來了怎樣的不幸呢，長期使用殘留洗滌劑的水果蔬菜對人類的身體健康是否有隱患呢……這些開放性問題可鼓勵學(xué)生積極搜索課外資料對社會熱點問題關(guān)注并討論，從而在提高科學(xué)素養(yǎng)的同時進(jìn)一步提高人文素養(yǎng)。

微孔隙指孔徑較細(xì)小的一類孔隙，主要為晶間孔，該孔隙通常與其他孔隙相連通而提高了儲層的滲流能力。研究區(qū)長6儲層也發(fā)育一些伊利石或伊/蒙混層的晶間孔(圖5e)，占總孔隙體積的6.3%。

圖5 研究區(qū)長6儲層主要孔隙類型Fig.5 Main porosity types of Chang-6 reservoir in study areaa.原生粒間孔，部分孔隙發(fā)育綠泥石薄膜，形成殘余粒間孔，化152井，長62，1284.9 m；b.粒間溶孔，粒間主要為 濁沸石膠結(jié)物發(fā)生溶蝕，化414井，長62，1278.5 m；c.濁沸石溶孔，化214井，長61，1258.6 m；d.長石沿解理面 發(fā)生溶蝕，形成長石粒內(nèi)溶孔，化413井，長61，1259.3 m；e. 蜂窩狀蒙脫石，發(fā)育晶間孔，化152井，長62， 1285.0 m；f. 垂直微裂縫，化213井，長61，1233.1 m

(5)微裂縫。

微裂縫指砂巖在外力作用下發(fā)生破裂而形成的次生孔隙。研究區(qū)長6儲層也發(fā)育少量的微裂縫(圖5f)，占總孔隙體積的2.6%；分布很不均一，但出現(xiàn)的區(qū)域，儲層的滲流能力明顯改善。

3.2 孔隙結(jié)構(gòu)特征

壓汞試驗測得的研究區(qū)長6油層組36塊樣品的孔隙結(jié)構(gòu)參數(shù)結(jié)果表明，研究區(qū)長6儲層的排驅(qū)壓力中等，主要分布在0.11～2.00 MPa之間；中值壓力主要分布在2.0～10.0 MPa之間；孔喉分選系數(shù)變化較大，主要分布在0.01～2.00之間；退汞效率較高，為20.0 %～40.0%，平均為30.2%；均質(zhì)系數(shù)主要分布在0.05～0.25之間；孔喉均值半徑主要分布在0.05～0.35 μm之間，以小孔—細(xì)喉型和細(xì)孔—微細(xì)喉型為主。研究區(qū)長6儲層的毛管壓力曲線特征總體表現(xiàn)為中等排驅(qū)壓力、略粗歪度、孔喉分選性較好、連通性一般的特點(圖6)。

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

4 儲層物性特征

通過對研究區(qū)長6油層組278塊樣品的孔滲統(tǒng)計分析表明，研究區(qū)長6儲層的孔隙度為3.2%～12.3%，平均為9.2%，主值區(qū)間為8.0%～11.0%；滲透率為0.03～8.30 mD，平均為0.52 mD，主值區(qū)間為0.2～0.6 mD(圖7)。其中，孔隙度小于10.0%的樣品占樣品總數(shù)的62.6%，滲透率小于5.0 mD的樣品占樣品總數(shù)的96.3%。根據(jù)儲層劃分標(biāo)準(zhǔn)，研究區(qū)長6儲層總體屬于特低孔—特低滲儲層。

5 儲層分類評價

通過對研究區(qū)長6儲層的巖石學(xué)特征、孔喉結(jié)構(gòu)以及物性等相關(guān)參數(shù)和含油性的綜合分析，并結(jié)合鄂爾多斯盆地中生界砂巖儲層分類標(biāo)準(zhǔn)[17]，將研究區(qū)長6油層組劃分為Ⅱb類、Ⅲa類、Ⅲb類和Ⅳ類4種類型的儲層，各類型儲層特征見表1。

(1)Ⅱb類儲層。

(2)Ⅲa類儲層。

該類儲層孔隙較發(fā)育，物性和含油性較好，其孔喉結(jié)構(gòu)參數(shù)較好，對應(yīng)的毛管壓力曲線特征如圖8b，是研究區(qū)長6油層組較好的儲層類型。Ⅲa類較好儲層在研究區(qū)較為發(fā)育，主要分布在研究區(qū)三角洲前緣水下分流河道中。

(3)Ⅲb類儲層。

該類儲層發(fā)育孔隙不甚發(fā)育，物性和含油性較差，其孔喉結(jié)構(gòu)參數(shù)相對較差，對應(yīng)的毛管壓力曲線特征如圖8c，是研究區(qū)長6油層組較差的儲層類型。Ⅲb類差儲層在研究區(qū)也較為發(fā)育，主要分布在研究區(qū)三角洲前緣水下分流河道側(cè)翼或小型河道中。

(4)Ⅳ類儲層。

該類儲層基本不發(fā)育孔隙，物性最差，基本不含油，其孔喉參數(shù)最差，對應(yīng)的毛管壓力曲線特征如圖8d，是研究區(qū)長6油層組的非儲層。Ⅳ類非儲層主要分布在研究區(qū)三角洲前緣的水下分流間灣中。

綜合研究結(jié)果表明，研究區(qū)長6油層組主要為Ⅲa類(較好)儲層和Ⅲb類(差)儲層，含少量的Ⅱb類(好)儲層和Ⅳ類(非)儲層。

圖7 研究區(qū)長6儲層孔/滲直方圖及累計頻率圖Fig.7 The frequency histogram and cumulative frequency histogram of the porosity, permeability of Chang-6 reservoir in study area

分類參數(shù)Ⅱb類Ⅲa類Ⅲb類IV類范圍值均值范圍值均值范圍值均值范圍值物性孔隙度/%12.3～10.611.510.6～8.69.68.6～6.07.3<6滲透率/mD2.48～0.981.730.98～0.560.850.56～0.10.57<0.1毛管壓力特征參數(shù)排驅(qū)壓力/MPa0.36～0.070.220.84～0.360.772.15～0.841.50>2.15中值壓力/MPa2.40～0.481.446.00～2.404.2013.43～6.009.72—最大孔喉半徑/μm10.28～2.086.182.08～1.021.551.02～0.350.69<0.35中值半徑/μm1.55～0.310.930.31～0.110.210.11～0.060.09<0.06平均孔喉半徑/μm1.68～0.501.090.50～0.240.370.24～0.090.17<0.09巖性細(xì)粒長石砂巖、中粒長石砂巖細(xì)粒長石砂巖、少量中—細(xì)粒長石砂巖細(xì)粒長石砂巖粉砂巖、極少細(xì)砂巖孔隙類型大量發(fā)育濁沸石溶孔和長石溶孔較發(fā)育濁沸石溶孔和長石溶孔少量濁沸石溶孔,較發(fā)育殘余粒間孔致密膠結(jié),基本不發(fā)育孔隙孔喉組合小孔—中細(xì)喉小孔—細(xì)喉細(xì)孔—微細(xì)喉微孔—微喉儲層評價好較好差非

6 結(jié)論

(1)研究區(qū)長6儲層巖石類型主要為淺灰綠色細(xì)粒長石砂巖；填隙物主要為濁沸石、綠泥石、方解石和硅質(zhì)；孔隙類型以濁沸石溶孔、長石溶孔和殘余粒間孔為主；孔喉類型以小孔—細(xì)喉型和細(xì)孔—微細(xì)喉型為主；長6儲層毛管壓力曲線特征總體表現(xiàn)為中等排驅(qū)壓力，略粗歪度，孔喉分選性較好，連通性一般；長6儲層平均孔隙度為9.2%，平均滲透率為0.52 mD，總體屬于特低孔—特低滲儲層。

(2)研究區(qū)長6油層組可劃分為Ⅱb類(好)、Ⅲa類(較好)、Ⅲb類(差)和Ⅳ類(非)4種類型的儲層，Ⅲa類儲層和Ⅲb類儲層是研究區(qū)長6油層組的主要儲層類型。

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圖8 研究區(qū)長6儲層毛管壓力曲線分類圖Fig.8 The capillary pressure curve classification of Chang-6 reservoir in study area

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TheCharacteristicsandClassificationEvaluationofChang-6ReservoirinSouthHuazipingAreaofXingzichuanOilfield

Zhao Chong1, Qu Hongjun2, Zhang Zhiming2

(1.FuxianOilProductionPlanofYanchangOilfieldCo.,Ltd.,Yan＇an,Shaanxi727500,China; 2.StateKeyLaboratoryofContinentalDynamics/DepartmentofGeology,NorthwestUniversity,Xi＇an,Shaanxi710069,China)

Based on the analysis of the petrological characteristics, micropore and throat characteristics and physical property of Chang-6 reservoir in south Huaziping area of Xingzichuan oilfield by the techniques of core observation, casting thin sections, scanning electron microscope, X-ray diffraction, cathodoluminescence and high pressure mercury injection, Chang-6 reservoir has been classified and evaluated in study area. The results showed that the rock types are mainly gray green feldspar fine sandstone of Chang-6 reservoir; The main cements are laumontite, chlorite, calcite and siliceous cement; The main pore types are laumontite dissolved pore, feldspar dissolved pore and residual intergranular pore; The main pore throat types are small pore-fine throat and fine hole-microfine throat; The characteristics of capillary pressure curves displays medium initial expulsion pressure and slightly coarse skewness, which reflects better pore throat sorting and general connectivity in Chang-6 reservoir; The average porosity and permeability are respectively 9.2% and 0.52mD of Chang-6 reservoir, which generally belongs to ultra-low porosity and ultra-low permeability reservoir. Chang-6 oil-bearing formation have been divided into four types, which are class Ⅱb(best reservoir), class Ⅲa(better reservoir), class Ⅲb(poor reservoir) and class Ⅳ(non-reservoir), the main reservoir types of Chang-6 oil-bearing formation are class Ⅲa and class Ⅲb in study area.

south Huaziping area; Chang-6 oil-bearing formation; reservoir characteristics; reservoir classification evaluation

TE122

A

國家自然科學(xué)基金項目“中國非常規(guī)油氣儲層特征、分類與典型地質(zhì)模型建立”(41390451)資助。

趙沖(1991—)，男，碩士研究生，主要從事儲層沉積學(xué)方面研究。郵箱：770359352@qq.com.