葛云錦，馬芳俠

（陜西延長石油（集團）有限責任公司研究院，陜西 西安 710075）

0 引言

隨著常規(guī)石油勘探開發(fā)難度的增加，致密油逐漸成為我國石油勘探最現(xiàn)實的接替領域。致密油是指以吸附或游離狀態(tài)賦存于生油巖中，或與生油巖互層、緊鄰的致密砂巖、致密碳酸鹽巖等儲集巖中，未經過大規(guī)模長距離運移的石油聚集［1-3］。鄂爾多斯盆地富縣地區(qū)三疊系延長組長8段上覆長7烴源巖、下伏長9烴源巖，具有形成致密油藏的良好地質條件。前人從巖石學、物性及孔隙結構特征等對富縣地區(qū)長8儲層進行過研究［4-10］，但大多集中在孔隙結構、成巖作用等方面，沒有對儲層致密化及其與原油充注的關系進行研究，開展的測試相對傳統(tǒng)。

本文在鑄體薄片、高壓壓汞等常規(guī)分析基礎上，增加場發(fā)射掃描電鏡、納米CT掃描、核磁共振等手段，詳細分析致密儲層微觀結構特征和成巖作用，明晰長8致密儲層致密化主控因素，厘清儲層致密化與成藏的關系，為該區(qū)勘探提供理論基礎。

富縣地區(qū)位于鄂爾多斯盆地伊陜斜坡東南部，構造上整體為一平緩的近南北向展布由東向西傾斜的大型單斜，局部鼻隆構造發(fā)育，傾角一般小于1°。長8油層組主要發(fā)育三角洲前緣亞相沉積，發(fā)育多期次水下分流河道砂體，砂體垂向疊置，整體厚度較大；但粒度細，物性較差，平均孔隙度小于10%。

1 儲層微觀孔隙特征

前人研究表明，長8儲層致密，孔隙喉道結構特征十分復雜，常規(guī)測試無法滿足微米至納米級孔喉的分析［11-16］。本文采集15口井的60余塊巖心樣品，測試了場發(fā)射掃描電鏡60余塊、常規(guī)及高壓壓汞10塊、CT掃描2塊、核磁共振2塊，以及鑄體薄片、掃描電鏡等常規(guī)分析測試200余塊次；分析致密儲層孔隙類型、微觀孔隙喉道分布及其內部的可動流體情況。

1.1 孔隙類型

根據(jù)薄片鑒定（見圖1），長8砂巖主要孔隙類型為殘余粒間孔（66%），其次為長石溶孔（16%）、巖屑溶孔（3.5%）、填隙物內溶孔（9%）及微裂縫（5.5%）。

圖1 長8儲層主要孔隙類型

1.2 孔隙結構特征

孔隙結構指巖石孔隙和喉道的幾何形狀、大小、分布特征以及孔隙之間的連通性，是儲層的研究重點［17］。

1）常規(guī)壓汞分析。長8典型儲層樣品平均門檻壓力達到2.10 MPa，毛細管壓力中值平均為18.06 MPa，平均孔隙度為7.53%，平均滲透率為0.79×10-3μm2，喉道直徑分布在 0.06～0.32 μm，均值為 0.21 μm，平均分選系數(shù)為0.40，孔隙結構系數(shù)平均值為0.18，均質系數(shù)平均為0.35，平均退汞效率為28.19%（見表1）。數(shù)據(jù)表明，長8儲層為致密儲層，喉道直徑小，滲流能力差；孔隙結構復雜，均值系數(shù)低，孔喉分布不均勻。儲層主要為高排驅壓力-微喉道型和高排驅壓力-微細喉道型2種類型。

表1 長8儲層壓汞數(shù)據(jù)統(tǒng)計

2）高壓壓汞分析。結果顯示，長8儲層平均門檻壓力為2.84 MPa，門檻壓力高。孔隙半徑分布在3～280 nm，孔徑小。喉道半徑主要分布在2.3～13.0 nm，屬于納米級。主要為微孔、微喉型儲層。進汞量較大，但是退汞效率低，孔喉連通性差，孔喉比平均4.21。

3）場發(fā)射掃描電鏡分析。結果顯示，粒內溶蝕孔孔徑分布在 17.0 nm～3.6 μm，主要為 70.0～200.0 nm，既有納米級孔，又含亞微米級孔。粒間孔徑分布在45.0 nm～9.7 μm，主要為微米級孔隙，但數(shù)量較少。自生石英微晶的晶間孔、黏土礦物之間的微孔隙、巖石粒內的微裂縫及有機質間的微孔隙是納米級孔的主要孔隙類型（見圖1f）。粒間孔與微裂縫的溝通對于油氣的滲流起到非常重要的作用。

4）CT測試。CT技術能夠對致密儲層孔隙結構參數(shù)進行定量分析［18-20］。根據(jù)CT掃描獲得的二維圖像，總體將儲層分為3種類型：較為致密，發(fā)育粒間溶蝕孔，稱為微觀孔喉型；顆粒的表面發(fā)育微裂縫，稱為微裂縫型；基本不發(fā)育孔隙，稱為致密型。微觀孔喉型占14.5%左右，微裂縫型占3.5%左右，致密型占82.0%?？紫扼w積測量結果表明，孔隙體積主要集中在1～200 μm3，占比為85.78%，小孔隙所占比例高，以微米級孔隙為主。喉道直徑主要分布在0.05～0.01 μm和0.30～0.35 μm兩個區(qū)間。

5）核磁共振測試。為進一步表征長8儲層微觀孔隙結構，選擇典型樣品進行了核磁共振測試。從飽和水流體分布曲線看（見圖2），T2譜的弛豫時間分布范圍較寬，為雙峰型，主峰位于10～100 ms，反映的孔隙半徑為 1～1 000 μm，屬于微米孔隙，側峰小于 10 ms，表明存在大量孔徑小于1 μm的納米級孔隙。整體信號強度包絡的面積較大，飽和流體所測的核磁孔隙度為10.94%。離心處理實驗分析束縛水飽和度為79.19%，束縛水飽和度較高，計算束縛水孔隙度為8.64%。核磁共振結果表明長8儲層孔隙半徑分布范圍較寬，微米級—納米級均有分布，但是孔隙連通性較差，大部分流體為束縛流體，可動流體較少。

長8致密砂巖儲層同時發(fā)育微米級及納米級孔隙，孔隙半徑主要分布在0.003～60.000 μm，平均值為1.600 μm，主要為微米級孔隙。喉道直徑分布區(qū)間為0.01～0.35 μm，平均值為 0.21 μm，屬于微細喉型。

2 儲層致密化過程與油氣成藏

2.1 儲層致密化控制因素

長8砂巖在埋藏成巖過程中先后經歷了壓實作用、膠結作用、交代作用和溶蝕作用等成巖事件。首先恢復儲層原始孔隙度，再定量分析各種成巖作用對原始孔隙度的增加或損失程度［21-22］，從而分析儲層致密化的主要控制因素（見表2）。

圖2 長8儲層核磁共振T2圖譜

數(shù)據(jù)顯示，壓實是造成孔隙度減小的主要原因，導致孔隙減小率分布在50.1%～73.4%，平均為62.4%；膠結作用導致孔隙減小率分布在13.9%～36.4%，平均為23.5%，溶蝕增孔率分布在4.2%～8.7%，平均為6.5%。說明強烈的壓實改造后孔隙度急劇降低，膠結作用使儲層完全致密化，后期雖然部分礦物溶解增孔，但溶蝕孔隙數(shù)量有限，儲層仍非常致密。

1）壓實作用。整個延長組地層在早白堊世前一直處于深埋階段［23］，到早白堊世末，長8埋深達到了2.4～2.8km，壓實作用非常強，鏡下觀察可見碎屑顆粒的定向排列（見圖3a），以及長石顆粒的線接觸甚至斷裂，表明機械壓實強度非常大。根據(jù)實驗統(tǒng)計，研究區(qū)巖石中存在大量黑云母等塑性礦物，塑性組分平均體積分數(shù)為7.36%，抗壓實能力差，在外力作用下易撓曲變形、填充孔隙（見圖3b），降低孔隙度和滲透率，使儲層物性變差。

2）膠結作用。膠結作用是儲層致密的又一控制因素，長8儲層填隙物體積分數(shù)可達13.9%，主要有碳酸鹽礦物膠結、黏土礦物膠結、硅質膠結等。碳酸鹽礦物包括方解石、鐵方解石與鐵白云石等，以方解石為主。成巖作用早期，方解石以連晶式膠結為主，由于缺少流體滲流通道，后期酸性流體也難以對其進行溶蝕；其后，方解石、鐵方解石主要充填長石溶孔（見圖3c），使儲層進一步致密。

長8儲層的主要黏土礦物為綠泥石和伊利石，早期形成綠泥石分布在顆粒表面（見圖3d），可以抵抗部分壓實作用，對孔隙起保護作用，后期形成的綠泥石充填孔隙，降低儲層質量。而伊利石主要呈片狀、玫瑰花狀、搭橋狀分布于孔隙喉道間（見圖3e），既降低了孔隙度，又大大降低了孔喉連通性，嚴重傷害了儲層的滲流能力。硅質膠結主要為石英次生加大，還有部分硅質膠結沿著孔隙壁呈自形微晶狀生長或呈孔隙充填（見圖3f）。硅質膠結在晚成巖期較發(fā)育，SiO2的來源主要是長石溶解，以及混層黏土礦物轉化。

2.2 儲層致密化與成藏

取致密儲層孔隙度上限為10%［1］，根據(jù)富縣地區(qū)孔隙度與埋深間的關系［4］，長8儲層致密化深度為600～1 000 m。富縣地區(qū)在中生界三疊紀后發(fā)生過3次抬升剝蝕，平均剝蝕厚度為1 120 m，第四紀沉積物平均厚度23 m［24］，通過埋深恢復，剝蝕前長8儲層致密化深度為1 697～2 097 m。對應埋藏史時間約為140～125 Ma（見圖4），在早白堊世早期達到完全致密。

表2 研究區(qū)長8儲層孔隙度變化

圖3 長8儲層成巖作用照片

包裹體測溫顯示，長8包裹體均一溫度有2期，分別為110～123℃和144～152℃。結合埋藏史-溫度研究成果，2期成藏對應的地質歷史時代分別為120～110 Ma、100～90 Ma，為早白堊世中期—末期成藏。成藏時間晚于儲層致密時間，長8為先致密后成藏?？紫堆莼砻?，晚三疊世—早白堊世早期，儲層經歷強烈的壓實作用，孔隙度由35%降至15%左右，后期綠泥石襯墊、石英-長石次生加大及膠結作用（方解石膠結）使孔隙度降至5%左右，此時尚未進入主力生油期；早白堊世末期距今100 Ma左右，烴源巖開始大量生油，致密油開始成藏；有機酸流體對儲層進行溶蝕作用，長石和方解石等堿性礦物遭受溶蝕，孔隙度升高至8%左右，改善了儲層物性，但伴隨的熱異常作用同時形成一些具有熱液特征的自生礦物，如鈉長石、伊利石和鐵綠泥石等，占據(jù)了儲層大量粒間孔隙，導致孔隙度改善效果有限。隨成藏的進行，儲層持續(xù)致密化。

圖4 長8儲層致密化和成藏事件關系

3 結論

1）研究區(qū)長8儲層孔隙類型以粒間孔、粒內溶孔和成巖微裂縫為主，整體上屬于細孔微細喉儲層?？紫哆B通性較差，大部分流體為束縛流體，可動流體較少。

2）長8儲層致密化的主要控制因素為壓實作用和膠結作用。碎屑顆粒的定向排列和大量黑云母等塑性礦物充填降低孔隙度。碳酸鹽礦物、黏土礦物、硅質膠結等使儲層進一步致密。

3）晚三疊世—早白堊世早期，儲層經歷強烈的壓實作用，物性變差，孔隙度由35%降至15%；膠結作用使孔隙度降至5%，隨后生烴高峰伴生的有機酸溶蝕儲層，孔隙度升高至8%左右，促進致密油成藏，為先致密后成藏。

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