吳 穎, 張金功, 尹錦濤, 孫 磊

(1.西安石油大學 地球科學與工程學院，西安 710065； 2.西北大學 地質學系，西安 710069；3.陜西延長石油(集團)有限責任公司研究院，西安 710069； 4.中國石油長慶油田分公司 勘探開發(fā)研究院，西安 710018)

鄂爾多斯盆地具有“中油古氣”、“南油北氣”和“淺油深氣”的特點，盆地內致密儲層的開發(fā)是近期石油勘探的重要領域[1-3]。黃陵-銅川地區(qū)的上三疊統(tǒng)延長組中下油層組的砂體以辮狀河三角洲前緣分流河道為主，是主力勘探層位之一；但儲層低孔低滲-特低滲的特征，增加了油氣勘探開發(fā)難度[4-10]。低孔低滲-特低滲致密儲層非均質性強，儲層演化差異明顯，有研究者認為致密儲層中綠泥石包殼易發(fā)育在陸相三角洲前緣環(huán)境中，并抑制或減緩石英次生加大等膠結作用的發(fā)生[11-14]；但也有人指出自生黏土礦物(綠泥石和高嶺石等)會堵塞儲層孔隙和喉道，致使儲層致密[15-16]；中-晚期鐵方解石強膠結會致使儲層致密[17]，而晚期裂縫及其伴生的溶蝕作用改善儲層[18]。造成這種成巖差異性在于不同成分的儲層差異演化，不同類型儲層致密時間的差別大，儲層致密時間與油氣充注的關系復雜[17]。針對研究區(qū)儲層是先致密后充注、邊致密邊充注還是先充注后保存的問題前人未給出明確答案。本文以巖心及露頭、巖石薄片、陰極發(fā)光、掃描電鏡等資料為基礎，以分析目的層低孔低滲-特低滲儲層成因為目的，深化相對高孔高滲的優(yōu)質儲層的形成條件、控制因素及分布規(guī)律的認識，進而預測有利儲層發(fā)育位置。

1 概 況

鄂爾多斯盆地四面環(huán)山(南部為秦嶺，北部為陰山、大青山和狼山，東邊為呂梁山，西部為賀蘭山、六盤山)，發(fā)育6個Ⅰ級構造帶(分別為伊陜斜坡、晉西撓褶帶、西緣上沖斷裂構造帶、伊盟隆起、渭北隆起和天環(huán)拗陷)，黃陵-銅川地區(qū)位于鄂爾多斯盆地南部，橫跨伊陜斜坡和渭北隆起(圖1-A)，其特殊的構造背景使延長組中下油層組在大部分地區(qū)缺失[1-3]。印支運動使黃陵-銅川地區(qū)在晚三疊世由海相、海陸過渡相沉積逐步演化為陸相沉積，延長組沉積時期盆地已演化為河-湖相沉積。延長組早期為拗陷形成期，形成環(huán)繞湖盆中心的不同規(guī)模的三角洲沉積體。至延長組中期，構造運動使湖盆中心繼續(xù)下沉，湖盆規(guī)模擴大，水體加深。延長組中晚期(長7)湖盆演化至鼎盛期。延長組晚期，湖盆萎縮，由辮狀河三角洲逐漸演化為泛濫平原和沼澤沉積，直至湖盆消亡，結束延長組沉積[6-10](圖1-B)。

2 儲層類型及巖石學特征

延長組中下油層組巖石類型以灰綠色和灰褐色巖屑長石砂巖和長石砂巖為主，粒度較細(0.03～0.50 mm)，以細砂巖為主，分選性中等，顆粒間以點-線接觸為主。石英的質量分數(w石英)為20%～40%，平均為28%；長石的質量分數為30%～55%，平均為44%；巖屑的質量分數為20%～50%，平均為30%。巖屑類型主要為云母、變質巖碎屑，沉積巖碎屑含量較低，綠泥石和燧石含量低(質量分數≤3%)。填隙物含量高(質量分數為4.6%～43.4%，平均為9.5%)，以膠結物為主(質量分數為4.6%～40.8%，平均為8.3%)，主要成分為方解石、綠泥石薄膜，其次為石英、長石以及網狀黏土、高嶺石等，白云石、鐵白云石等含量較低；雜基含量整體較低(質量分數為0.22%～6.9%，平均為0.5%)。4類儲層中石英、長石和巖屑含量差異較小；B類儲層分選性要稍差于A、C和D類儲層；D類儲層巖屑含量低(平均質量分數為19.9%)，長石含量稍高(平均質量分數約為53.36%)，其他成分含量變化不大(圖2)。

目的層的主要儲集空間類型為殘余原生粒間孔、裂縫、溶蝕孔隙(包括粒間溶孔、粒內溶孔)和自生黏土礦物晶間微孔(圖3)。

圖1 鄂爾多斯盆地區(qū)域地質概況及延長組沉積序列Fig.1 Geological background of Ordos Basin and sedimentary sequence of Yanchang Formation

圖2 黃陵-銅川地區(qū)延長組砂巖成分三角圖Fig.2 The compositions of Yanchang Formation sandstone in the Huangling-Tongchuan area(分類方案據R.L.Folk等[19])Ⅰ.石英砂巖; Ⅱ.長石石英砂巖; Ⅲ.巖屑石英砂巖; Ⅳ.長石砂巖; Ⅴ.巖屑長石砂巖; Ⅵ.長石巖屑砂巖; Ⅶ.巖屑砂巖

圖3 黃陵-銅川地區(qū)延長組中下油層組儲層儲集空間類型Fig.3 The types of pore spaces of Yanchang Formation in Huangling-Tongchuan area(A)殘余粒間孔,旬41井,深度1 009.1 m,5 kV; (B)殘余粒間孔,旬41井,深度1 009.1 m,5 kV; (C)殘余粒間孔,旬42井,深度853.5 m,(-); (D)粒間溶孔,旬41井,深度1 060.3 m; (E)粒間溶孔，旬41井，深度1 060.3 m; (F)粒間溶孔，旬35井,深度992.36 m，(-); (G)粒內溶孔，旬40井，深度1 061.8 m; (H) 晶間微孔，旬40井，深度1 061.8 m; (I)晶間微孔，旬26井,深度1 169.31 m,(-); (J)微裂縫，旬52井，深度1 159.6 m; (K)微裂縫，旬52井，深度1 159.6 m; (L)晶間微孔，旬40井，深度1 071.5 m

延長組中下油層組殘余原生粒間孔的孔隙直徑一般為0.1～0.5 mm，平均為0.3 mm，邊緣為平直狀，充填物(綠泥石和微晶自生石英)多沿顆粒邊緣分布，其連通性好(體積分數約為2%)；長石、低級變質巖碎屑等易溶碎屑和方解石等堿性膠結物被溶蝕形成的次生孔隙多為不規(guī)則狀，直徑為0.02～0.4 mm，平均為0.35 mm，為延長組中下油層組的主要儲集空間(體積分數約為7%)。此外，長石等礦物易被有機酸沿解理面等發(fā)生溶蝕形成粒內溶孔，孔隙直徑為0.02～0.2 mm，平均為0.1 mm，體積分數較低(1%)；自生黏土礦物晶間微孔主要為自生黏土礦物(綠泥石、絲縷狀和片狀伊利石、層狀蒙脫石以及伊蒙層間孔)晶間孔，孔隙直徑較小(0.001～0.01 mm，平均為0.005 mm)，連通性好，體積分數較低(約為1%)。石英、巖漿巖以及高級變質巖等剛性顆粒受到強烈的擠壓時易破碎，形成裂縫，并伴隨一定的溶蝕作用，可形成規(guī)模性儲層。根據孔隙保存、形成和損失的機理以及填隙物的類型，將研究區(qū)延長組中下油層組儲層類型劃分為4類(圖4)：殘余原生粒間孔型儲層(A類)、鐵方解石強膠結型儲層(B類)、壓實致密型儲層(C類)以及裂縫-溶蝕型儲層(D類)。

3 儲層物性及孔隙結構特征

儲層的孔隙結構特征與其填隙物、顆粒大小以及儲層空間類型所引起的孔隙大小和喉道類型密切相關[20-21]，且影響儲層中流體的滲流性能。本次研究使用恒速壓汞技術統(tǒng)計不同類型儲層的孔隙喉道及比例[21-23]。

4類儲層的物性特征差異明顯，圖5為103塊樣品(A類儲層26塊，B類儲層26塊，C類儲層25塊，D類儲層26塊)的統(tǒng)計數據。統(tǒng)計數據說明A類砂巖的孔隙度(q)為單峰型(6%～10%)，滲透率(K)為雙峰型(0.3×10-3～0.4×10-3μm2和>1×10-3μm2)。B類儲層的孔隙度為單峰型，整體偏低(4%～8%)；滲透率為單峰型，整體偏低(0.1×10-3～0.4×10-3μm2)。C類砂巖孔隙度為單峰型(2%～6%)，滲透率為單峰型(0.1×10-3～0.3×10-3μm2)。D類儲層孔隙度為雙峰型(4%～6%和10%～12%)，滲透率為單峰型(0.5×10-3～0.7×10-3μm2)。4類儲層的物性特征與其儲層空間類型密切相關。D類儲層裂縫發(fā)育，隨著裂縫的增加，其滲透率明顯增大；但次生孔隙較少，因此孔隙度值不高。A類儲層儲集空間以殘余原生粒間孔隙為主，因此其滲透率較D類儲層低，但孔隙度比D類砂巖高。B類和C類儲層整體的物性較差，孔隙度低，滲透率不高，與其膠結物含量以及顆粒組分有關。B類儲層的鐵方解石含量高，膠結致密，使其孔隙度和滲透率整體都較低。C類儲層富含軟巖屑，經歷壓實作用后，軟巖屑充填至孔隙中，降低其原始孔隙度和滲透率。

圖4 黃陵-銅川地區(qū)延長組中下油層組儲層類型Fig.4 The reservoir types of Yanchang Formation in Huangling-Tongchuan area(A)A類儲層中綠泥石包殼，原生孔隙保存較好,旬35井,深度1163.34 m，(-)；(B)B類儲層中鐵方解石陰極發(fā)光下表現為橙黃色，旬35井,深度1165.46 m；(C)C類儲層軟巖屑壓實變形，以假雜基的形式充填于孔隙中，旬35井,深度1166.42 m，(-)；(D)D類儲層中裂縫和次生溶蝕孔隙發(fā)育，旬35井,深度1163.84 m，(-)

圖5 黃陵-銅川地區(qū)延長組中下油層組4類儲層物性特征Fig.5 The characteristics of physical property of Yanchang Formation reservoirs in Huangling-Tongchuan area

殘余原生粒間孔型儲層(A類)孔隙度平均值為8.4%；滲透率平均為0.766×l0-3μm2，滲透率>0.6×10-3μm2樣品數僅占18.5%；密度(ρ)為2.039～3 g/cm3，平均為2.426 g/cm3；膠結物質量分數為0.34%～10.7%，平均為6.04%。A類儲層孔隙度較高，但滲透性較差；主要為大孔中-細喉型，孔滲性較好；為辮狀河三角洲水下分流河道和河口壩微相中分選性好-較好的中細砂巖；孔隙直徑一般為0.1～0.5 mm，平均為0.3 mm；殘余原生粒間孔隙占孔隙總體積的比例約為83%，孔喉比為100～200。該類儲層的砂巖排驅壓力為0.29～7.00 MPa，平均值為1.86 MPa；最大喉道半徑為0.11～2.53 μm，平均為0.80 μm；喉道半徑為0.03～1.11 μm，平均為0.261 μm；中值壓力為6.64～22.92 MPa，平均為13.74 MPa；喉道中值半徑為0.03～1.11 μm，平均值為0.6 μm；最大進汞飽和度為35.84%～84.65%，平均為65.67%；退汞率為22.30%～43.88%，平均為29.22%；歪度為1.27～1.63，平均為1.52；喉道分選系數為1.68～3.21，平均為2.35；孔喉配位數一般為0～5，平均為0.37；孔隙半徑為12.57～44.4 μm，平均為28.09 μm。A類儲層喉道細、孔隙大、喉道分選性差，為偏細歪度，孔隙的連通性較差(圖6-A)。

鐵方解石強膠結型儲層(B類)孔隙度均值為4.4%；滲透率均值為0.226×10-3μm2，滲透率>0.2×10-3μm2樣品數僅占13.5%；膠結物平均質量分數為15.04%。B類儲層孔隙度低，且滲透性差，主要為小微孔-微細喉組合類型；填隙物以鐵方解石膠結物為主(質量分數為13%)，自生黏土礦物質量分數為2.04%，黏土礦物主要分布于喉道及孔隙邊緣，使其滲透率降低。B類儲層主要的儲集空間為黏土礦物晶間微孔和碳酸鹽膠結物晶間微孔，約占其總孔隙體積的85%以上；其他為粒間和粒內微溶孔，主要發(fā)育于分選性較差的粉砂巖、粉-細砂巖和細砂巖之中。該類儲層的排驅壓力為0.57～10.28 MPa，平均為6.02 MPa；中值壓力為0.51～32.85 MPa，平均為13.81 MPa。孔徑偏度(歪度)為1.09～8.9，平均值為2.52；喉道半徑為0.073～0.404 μm，平均為0.261 μm；最大喉道半徑為0.244～1.434 μm，平均為0.65 μm；分選系數為0.12～1.95，平均為1.52；退汞率為17.7%～29.64%，平均為22.36%。B類儲層喉道細、孔隙小，喉道分選性差，以微孔微喉為主，細歪度(圖6-A)。

圖6 黃陵-銅川地區(qū)延長組中下油層組4類儲層孔隙結構及成巖差異特征Fig.6 The pore structure and difference of diagenesis in the Yanchang Formation (A)孔隙結構特征； (B)成巖差異特征

壓實致密型儲層(C類)孔隙度平均為4.2%；滲透率平均為0.367×10-3μm2,滲透率>0.3×10-3μm2樣品數僅占33.5%；膠結物含量較低，平均質量分數為6.5%。C類儲層孔隙度較低，且滲透性較差，主要為微孔-微細喉組合類型；填隙物有硅質膠結物(質量分數為3%)和自生黏土礦物(質量分數為2.5%)；主要的儲集空間為黏土礦物晶間微孔和強烈壓實之后的殘余原生微孔，約占其總孔隙體積的85%以上；其他為粒間和粒內微溶孔，主要發(fā)育在分選性中等的粉-細砂巖和細砂巖中。該類儲層的排驅壓力為1.36～6.285 MPa，平均為4.55 MPa；中值壓力為0.97～43.28 MPa，平均為20.38 MPa；孔徑偏度(歪度)為1.39～8.21，平均值為2.88；平均喉道半徑為0.053～0.388 μm，平均為0.176 μm；最大喉道半徑為0.151～1.056 μm，平均為0.47 μm；喉道分選系數為1.16～2.95，平均為2.34；退汞率為15.8%～26.98%，平均為20.24%。C類儲層喉道細、孔隙小，喉道分選性較好，以微孔(超)微喉為主，細歪度(圖6-A)。

裂縫-溶蝕型儲層(D類)孔隙度平均為10.56%；滲透率為0.624×10-3～4.38×10-3μm2，平均值為1.15×10-3μm2；膠結物含量較低(質量分數為5.12%)。主要為辮狀河三角洲水下分流河道前端河口壩微相分選性好的中細砂巖，為中孔細-微細喉型，儲層空間以粒間溶孔和粒內溶孔為主，約占孔隙總體積的85%以上，喉道以細-中喉為主。該類儲層排驅壓力為0.017～5.00 MPa，平均為0.029 MPa；最大喉道半徑為0.15～4.32 μm，平均為1.68 μm；中值壓力為0.37～62.26 MPa，平均為15.35 MPa；喉道中值半徑為0.01～1.99 μm，平均為0.24 μm；最大進汞飽和度為49.87%～93.88%，平均為76.13%；退汞率為11.48%～41.06%，平均為26.49%；歪度為1.11～2.10，平均為1.60；喉道分選系數為2.35～4.09，平均為3.22；孔喉配位數一般為0～4，配位數范圍為0.055～1.17，平均為0.49；孔隙半徑為17.70～44.38 μm，平均為32.27 μm。主流喉道半徑>0.7 μm，平均孔喉比<180，喉道半徑較大，孔喉比較小，孔隙喉道分選性好，儲層流動能力較強，屬偏粗歪度-細歪度(圖6-A)。

4 儲層成巖差異性及演化特征

研究區(qū)目的層成巖演化過程復雜，不同類型儲層在經歷相同的溫壓場和流體場的演化結果和物性特征差異性明顯。延長組中下油層組經歷了同生成巖階段、早成巖階段和中成巖階段，目前處于中成巖A期。期間所經歷的主要成巖作用類型有壓實、膠結、溶蝕和交代等。不同類型的成巖作用對不同類型儲層演化的影響差異較大。

利用薄片分析的結果，結合前人的研究結論[20-22]，計算了4類儲層的成巖參數，各成巖參數的計算公式如表1。砂巖的原始孔隙度(q0)使用M.Scherer(1987)提出的經驗公式[24]

q0=20.91+22.90/S0

S0為Trask分選系數。面孔率使用計點法(每個薄片統(tǒng)計400個點)計算獲得。壓實后的粒間體積以及各類膠結物的體積為使用面積進行換算得到。

表1 成巖參數計算公式Table 1 The formula of diagenetic parameter calculation

q0為砂巖原始孔隙度；Vi為砂巖壓實后粒間孔隙體積；Vr為次生溶蝕孔隙體積；A為裂縫的面積；c為膠結物含量；φ為面孔率

如圖6-B所示，A類儲層的壓實率為中等偏低(平均值在0.6左右)；B類儲層的壓實低，平均值在0.63左右；D類儲層的壓實率中等(0.75左右)；C類儲層壓實率較高，均值為0.8。視膠結率從大到小依次為B類儲層、A類儲層、C類儲層和D類儲層，B類儲層的視膠結率均值為0.38。視溶蝕率和面縫率從大到小依次為D類儲層、A類儲層、B類儲層和C類儲層。

研究區(qū)延長組中下油層組包裹體類型多樣，具有鹽水包裹體、含液態(tài)烴包裹體以及液態(tài)烴包裹體。鹽水包裹體的長軸為2～8 μm，氣液體積比為5%～15%；含液態(tài)烴包裹體的長軸為2～8 μm，氣液比為10%～30%，主要發(fā)黃綠色熒光：這兩類包裹體相互伴生，且含量高。液態(tài)烴包裹體的長軸與上述2種類似(2～8 μm)，但氣液比大(45%～95%)，黃綠色熒光顯示更強。包裹體均為近圓形和橢圓形，以液態(tài)烴為主；石英顆粒裂縫中含液態(tài)烴包裹體的熒光顯示明顯強于石英次生加大中的含液態(tài)烴包裹體。與含液態(tài)烴包裹體相伴生的鹽水包裹體的均一溫度為單峰型，峰值為100～120℃，這與前人的研究認為該區(qū)僅經歷過一次較強的油氣充注(時間為105～125 Ma B.P.)[25-26]的觀點相一致。但裂縫中較強的熒光顯示應與后期構造調整、裂縫及溶蝕作用的發(fā)生引起的油氣第二次運移和油氣藏調整有關。此外，結合包裹體測溫技術、熒光接觸關系以及碳氧同位素等測試分析和丁曉琪等人的研究結果[25-26]，建立了研究區(qū)延長組中下油層組的成巖演化序列如下：準同生溶蝕作用和早期壓實作用—綠泥石包殼—方解石膠結—淺埋溶蝕作用—鐵方解石膠結—早期油氣充注—鐵白云石膠結—后期壓實作用—裂縫、溶蝕作用以及后期油氣調整和充注。

選取4類儲層中典型樣品，利用張創(chuàng)等人提出的孔隙度恢復模型[27]，分別計算各類成巖作用對4類儲層孔隙演化的貢獻量，分析4類儲層的成巖和孔隙演化過程，建立不同類型致密儲層的差異成巖-成藏過程(圖7)。

圖7 4類儲層的成巖差異演化Fig.7 The diagenetic history of 4 types of reservoirs

A類儲層早成巖階段綠泥石含量稍高，在石英等碎屑顆粒的邊緣形成包殼，充填于部分較小的原生孔隙和孔喉中。粒間孔隙為8.4%，膠結減孔量<15%，壓實減孔量約為17.34%；早期經歷了油氣充注，抵抗了一定的后期壓實。早期膠結弱，壓實作用是其前期減孔的主要因素，早期孔隙中流體抵抗了一定壓力，后期經歷了較弱的溶蝕作用。

D類儲層中石英和高級變質巖(變質石英巖和燧石等)等剛性顆粒和長石等易溶顆粒含量較高，裂縫發(fā)育，裂縫和粒間溶蝕孔隙約占10.56%，其中溶蝕孔隙占8%，裂縫占2.56%，膠結減孔量<15%，早期壓實減孔量約為23%，晚期溶蝕增孔量約為5%，裂縫增孔量約為2.56%，早期鈣質膠結弱，壓實作用是其前期減孔的主控因素，構造裂縫和溶蝕作用是其后期增孔的主控因素。石英等顆粒的微裂縫中的含烴類包裹體的熒光顯示強，成分輕，可能為后期構造擠壓引起的油氣充注。

B類儲層中鈣質膠結物含量高(質量分數>15%)，粒間孔隙<5%，膠結減孔量可達15%或以上，壓實減孔量中等(20%)，溶蝕和裂縫增孔作用不明顯。早中期的鈣質膠結物的膠結減孔和壓實作用減孔是其減孔的主控因素。該類砂巖中基本不可見含液態(tài)烴包裹體，無熒光顯示，未經歷油氣充注。

C類儲層中云母、低級變質巖等塑性巖屑的含量較高，溶蝕孔隙和裂縫不發(fā)育，壓實減孔量可達30%，膠結減孔量較低(約為6%)，早期和晚期溶蝕以及裂縫增孔幾乎為0%。在埋深<1.5 km時，壓實減孔可達25%，此時伴隨著一定的壓溶作用發(fā)生，并且形成少量的硅質和黏土膠結物。后期壓實減孔量約為5%(埋深>1.5 km)。壓實作用是其減孔的主要因素。

綜上所述，A類儲層中殘余原生孔隙保存較好；D類儲層溶蝕孔隙和裂縫較為發(fā)育；B類儲層鈣質膠結物發(fā)育；C類儲層壓實作用強烈，塑性顆粒變形較強，主要以假雜基的形式充填于原生孔隙中。A類儲層和D類儲層為有效的低滲儲層。A類砂巖的殘余原生孔隙發(fā)育，儲層物性較好，儲層致密之前就已有油氣充注；D類儲層次生孔隙發(fā)育，儲層物性好，儲層后期改善和后期油氣調整同時發(fā)生，并充注油氣。B類儲層和C類儲層物性差，基本未經歷油氣充注。

5 結 論

a.黃陵-銅川地區(qū)延長組中下油層組砂巖主要為灰綠色巖屑長石砂巖和長石砂巖，碎屑組分主要為石英、長石、巖屑、云母，雜基含量極低；其儲層孔隙類型主要有殘余粒間孔隙、溶蝕粒間孔隙、溶蝕粒內孔隙、填隙物內微孔隙、自生礦物晶間孔隙和裂縫孔隙。

b.依據儲集空間類型將儲層劃分4類：殘余原生粒間孔型儲層(A類)、鐵方解石強膠結型儲層(B類)、壓實致密型儲層(C類)和裂縫-溶蝕型儲層(D類)。

c. A類儲層物性較好，經歷了早期的油氣充注，早期的綠泥石包殼和油氣充注抵抗了一定的壓實作用，綠泥石包殼對殘余原生孔隙的保護是其物性較好的主控因素，屬先充注型致密儲層。D類儲層屬先致密后充注型儲層，后期的構造裂縫和溶蝕作用是其儲層改善的主控因素。B類儲層和C類儲層屬無效致密砂巖儲層。B類儲層物性差，早期壓實作用和石英、長石的次生加大是其物性變差的主控因素，屬早期致密型儲層。晚期鐵方解石致密膠結使C類儲層物性變差，屬早期含水后期致密膠結型儲層。