曹江駿，陳朝兵，羅靜蘭，王 茜

（1.西北大學地質學系/大陸動力學國家重點實驗室，西安 710069；2.西安石油大學地球科學與工程學院，西安 710065）

0 引言

隨著非常規(guī)油氣理論的提出，非常規(guī)儲層的研究已成為一個新的熱點。與常規(guī)儲層不同，非常規(guī)儲層（孔隙度小于10%，滲透率小于1 mD［1］）因受強烈的成巖作用而導致其儲層內部結構致密，微觀非均質性較強，嚴重影響了儲層的儲集能力及滲流能力。在研究非常規(guī)尤其是非常規(guī)砂巖儲層成巖過程中，發(fā)現(xiàn)自生黏土礦物對儲層物性及微觀非均質性的影響不可忽視，由此從不同角度開展了對致密砂巖儲層中黏土礦物以及導致儲層致密化的微觀因素的研究，并取得了較多成果。例如開展了成巖過程中自生黏土礦物類型及其微孔隙對儲層含油、含氣性影響的研究［2-8］，對不同自生黏土礦物成因及產狀的分析［9-12］，對不同自生黏土礦物演化時序的確定［13-14］，對自生黏土礦物發(fā)育與物源關系的探討［15］，對自生黏土礦物與儲層敏感性之間關系的認識［16］。以上研究多針對三角洲前緣砂體展開，而對深水重力流砂體中自生黏土礦物的研究則相對較少。重力流砂體沉積環(huán)境復雜、泥質含量較高、砂體類型變化較快，導致自生黏土礦物在不同重力流成因砂體中的類型及含量差異較大、分布規(guī)律不明顯，從而使其儲層微觀非均質性強，進而給優(yōu)質儲層的平面預測帶來很大的困難。因此，深水重力流砂體中自生黏土礦物對儲層微觀非均質性的影響是目前需要研究并解決的問題。

合水地區(qū)作為鄂爾多斯盆地隴東地區(qū)重要的產油基地之一，已在主力油層組上三疊統(tǒng)延長組長8三角洲前緣砂體中發(fā)現(xiàn)了多個億噸級規(guī)模儲量區(qū)。近年來，隨著深水油氣理論的提出，在合水地區(qū)長6油層組的石油勘探中也獲得了突破，發(fā)現(xiàn)了大規(guī)模巨厚型深水砂巖儲集體，儲層規(guī)模較大、石油儲量豐富。合水地區(qū)長6 沉積期為鄂爾多斯湖盆發(fā)育相對鼎盛時期，深湖亞相重力流砂體發(fā)育［17-18］，加之其底部長7 油層組沉積了一套厚層優(yōu)質烴源巖，油氣向上運移，為下生上儲模式，具備良好的油源條件，但長6 油層組深水重力流沉積環(huán)境復雜多變，儲集砂體類型變化快，儲層填隙物含量高，整體為低孔、低滲—特低滲儲層，部分為致密儲層，非均質性強，石油多集中于其中某一段，富集規(guī)律不明顯，“甜點區(qū)”難以預測。以往的研究表明，自生黏土礦物為長6 儲層填隙物的主要類型，對儲層微觀非均質性有重要的影響［19］。筆者在分析長6 油層組不同類型儲集砂體內自生黏土礦物特征及含量的基礎上，重點研究自生黏土礦物對儲層非均質性的影響，建立以自生黏土礦物為標準的非均質性評價參數(shù)，在平面上對儲層微觀非均質性的強弱進行預測，最終確定基于黏土礦物影響下“甜點區(qū)”的分布位置，以期為鄂爾多斯盆地合水地區(qū)長6 儲層微觀非均質性的整體研究提供參考。

1 儲層沉積特征

合水地區(qū)位于鄂爾多斯盆地西南部，構造位置處于盆地伊陜斜坡西南部，北靠城壕，南抵寧縣，東鄰塔爾灣，西至慶陽，總面積為2 941.8 km2［圖1（a）］。根據(jù)曹江駿等［20］、劉芬等［21］、陳朝兵等［22］的研究成果，合水地區(qū)長6 油層組主要為湖底扇沉積，發(fā)育內扇、中扇、外扇，儲集砂體類型主要為砂質碎屑流與濁流，偶見少量滑塌體［圖1（b）］。

砂質碎屑流為典型的非牛頓流體，為快速流動的高密度顆粒流，在其流動過程中由于泥質、粉砂質沉積物不斷沉積，降低了顆粒的濃度，但增強了流體的分散壓力、浮力及基質強度，由此減小了顆粒間相互碰撞產生的應力，形成了由基質強度、浮力及分散壓力共同支撐的富砂質的塑性流變流體（圖2），主要巖性為灰—深灰色、灰褐色粒度均一的厚層塊狀細砂巖，發(fā)育于湖底扇內扇及中扇。濁流為不具有任何屈服強度的牛頓流體，當外力觸發(fā)時會以紊流的方式發(fā)生流動，以水流擾動支撐顆粒的形式在懸浮狀態(tài)下進行搬運；當外力消失時流體內顆粒由于重力作用，由粗到細逐漸沉積下來。根據(jù)流體內砂質含量的變化可將濁流分為高密度濁流與低密度濁流（圖2），主要巖性為深灰色細砂巖、粉砂巖與泥巖互層，發(fā)育于湖底扇中扇及外扇。

圖1 合水地區(qū)構造位置（a）及長6 油層組沉積背景（b）（據(jù)文獻［20-21］修改）Fig.1 Location of Heshui area（a）and depositional setting of Chang 6 oil reservoir（b）

圖2 合水地區(qū)長6 油層組深水重力流砂體類型（據(jù)文獻［22］修改）Fig.2 Deep water gravity flow sand body types of Chang 6 oil reservoir in Heshui area

圖3 合水地區(qū)長6 油層組砂巖三角分類圖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Fig.3 Triangle diagram of sandstone classification of Chang 6 oil reservoir in Heshui area

2 自生黏土礦物特征

自生黏土礦物主要為成巖過程中因復雜的水-巖反應沉淀于孔隙喉道中的黏土礦物［23］，與陸源輸入型黏土礦物相比，其鏡下晶型更明顯、外表更潔凈，而陸源輸入型黏土礦物鏡下晶型模糊、外表污濁，這也是鏡下判斷自生型與陸源輸入型黏土礦物的主要依據(jù)之一。通過對合水地區(qū)長6 油層組1 170塊砂巖樣品進行全巖及黏土礦物X 射線衍射分析和統(tǒng)計表明，黏土礦物是長6 油層組主要的填隙物類型，平均占填隙物總量的72.38%，主要包括綠泥石、伊利石、高嶺石以及少量伊/蒙混層（表1）。在此基礎上，利用1 360 塊砂巖樣品的鑄體薄片、120塊砂巖樣品的掃描電鏡資料統(tǒng)計了不同類型黏土礦物的含量，并且研究了各類黏土礦物的鏡下發(fā)育特征。

表1 合水地區(qū)長6 油層組全巖及黏土礦物X 射線衍射部分實驗數(shù)據(jù)Table 1 Several X-ray diffraction experiment data of whole sandstone rock and clay minerals of Chang 6 oil reservoir in Heshui area

2.1 綠泥石

自生綠泥石體積分數(shù)為0～38.4%，平均為1.36%。掃描電鏡下自生綠泥石呈2 種形態(tài)充填孔隙：①針葉狀綠泥石以薄膜襯邊形式膠結孔隙［圖4（a）］。一方面該類綠泥石膜包裹于石英顆粒表面時，阻隔了石英顆粒與富含二氧化硅孔隙水的接觸，抑制了石英的次生加大；另一方面綠泥石膜的形成顯著提高了砂巖儲層的機械強度及抗壓實能力，減緩了壓實作用對孔隙的破壞，對儲層原生孔隙起到保護作用。②以玫瑰花狀［圖4（b）］、絨球狀［圖4（c）］膠結孔隙。該類綠泥石減少了孔隙體積，降低了流體的可流動空間，對儲層物性起破壞作用。自生綠泥石通常有2 種成因：一種為當水動力較強時，沉積物中通常會攜帶黑云母、火山巖巖屑等從母巖區(qū)風化破碎而形成的暗色礦物，在其搬運過程中攜帶大量的Fe2+和Mg2+，形成富Fe2+，Mg2+的沉積環(huán)境，在成巖過程中，為綠泥石的形成提供有利的物質基礎［24］；由這種成因形成的綠泥石多以薄膜襯邊的形式在以牽引流為主的三角洲前緣砂體中大量產出，多形成于早成巖階段［10-12］，這類綠泥石在研究區(qū)深水重力流砂體中含量相對較少。另一種為埋藏深度較深、流體介質為富Fe2+，Mg2+的堿性環(huán)境時，由黏土礦物中的綠/蒙混層大量向綠泥石轉化而來，形成于中成巖階段［25］。

圖4 合水地區(qū)長6 油層組黏土礦物掃描電鏡特征（a）針葉狀綠泥石膜附著在孔隙表面，B29 井，1 483.5 m；（b）玫瑰花狀綠泥石膠結孔隙，B29 井，1 483.5 m；（c）絨球狀綠泥石膠結孔隙，Z223 井，1 624.9 m；（d）絲發(fā)狀伊利石膠結孔隙，Y66 井，2 011.2 m；（e）絲發(fā)狀伊利石膠結孔隙，N36 井，1 742.5 m；（f）搭橋狀伊利石膠結孔隙，L20 井，1 533.5 m；（g）溶蝕作用使長石向高嶺石轉化，N182 井，1 438.8 m；（h）溶蝕作用使長石向高嶺石轉化，N115 井，1 524.3 m；（i）蜂窩狀伊/蒙混層膠結孔隙，Z225 井，1 750.6 mFig.4 SEM photos show microscopic characteristics of clay minerals of Chang 6 oil reservoir in Heshui area

2.2 伊利石與高嶺石

自生伊利石體積分數(shù)為0～46.0%，平均為7.88%，是含量最高的自生黏土礦物。掃描電鏡下表現(xiàn)為以絲發(fā)狀［圖4（d）—（e）］、搭橋狀［圖4（f）］的形式膠結孔隙。伊利石的長度及彎曲度使砂巖中大孔隙變成小孔隙，粗喉道變?yōu)榧毢淼?，降低了儲層的物性，對儲層起到破壞作用?5］。伊利石存在2 種成因：一種是沉積成因的滲濾蒙脫石，在早成巖階段到中成巖階段逐漸向伊利石轉化。這類伊利石多見于深水區(qū)的暗色泥質巖中。這是由于隨著水體變深，泥質含量逐漸增多，黏土顆粒增加，蒙脫石含量隨之增大并在成巖過程中轉化為伊利石。這是長6 儲層中伊利石的主要成因類型。另一種與長石的溶蝕作用有關，當孔隙中酸性流體溶蝕長石時，可發(fā)生水-巖反應并形成伊利石。

自生高嶺石體積分數(shù)為0～12.0%，平均為0.21%，含量相對較少。同樣，自生高嶺石存在2 種成因：一種為由母巖攜帶來的黏土類物質在成巖過程中轉化而成，常形成于早成巖階段（表2）；另一種其成因與伊利石相似，在中成巖階段由云母、長石等不穩(wěn)定礦物受孔隙中酸性流體的溶蝕作用發(fā)生水-巖反應而形成［圖4（g）］。該類高嶺石掃描電鏡下以六方板狀［圖4（h）］、蠕蟲狀充填孔隙，將大孔隙分割成小孔隙、粗喉道堵塞成細喉道，堵塞了孔喉空間，造成孔隙體積縮小，滲流能力減弱，但由于其晶間溶蝕孔較為發(fā)育，可使大量晶間微溶孔與粒間孔連通，因此，該類高嶺石在對儲層孔喉造成破壞的同時也使儲層的部分滲流能力得以恢復［26］。合水地區(qū)長6 儲層中長石的差異性溶蝕現(xiàn)象較為普遍，長石的溶蝕主要發(fā)生在鉀長石中，而鈉長石的溶蝕作用基本不發(fā)育［27］，因此，該區(qū)鉀長石的溶蝕更易形成高嶺石［27-28］。

2.3 伊/蒙混層

伊/蒙混層是研究區(qū)長6 油層組中發(fā)育最少的一類黏土礦物，體積分數(shù)為0～6.30%，平均為0.07%。伊/蒙混層比（伊/蒙混層中蒙脫石的質量分數(shù)）為5%～15%，平均為9%。伊/蒙混層一般形成于早成巖階段，主要以蜂窩狀充填孔隙［圖4（i）］，隨著成巖作用的進行，伊/蒙混層逐漸向伊利石轉化，晚成巖階段伊/蒙混層幾乎全部轉化為伊利石。合水地區(qū)長6 油層組處于中成巖階段A 期［29］，研究區(qū)伊/蒙混層含量極少，對儲層的影響可忽略不計，這里不予討論。

2.4 黏土礦物演化時序

根據(jù)上述自生黏土礦物在成巖過程中的轉化特征及成巖階段劃分標準（表2），總結出黏土礦物成巖序列，結合長6 油層組埋藏熱演化史，分析了自生黏土礦物成巖演化時序（圖5）。距今197～142 Ma，成巖作用進入早成巖階段A 期，由于此時地層中存在部分從源區(qū)母巖搬運來的Fe2+，Mg2+，為早期綠泥石的形成提供了物質基礎；距今142～102 Ma，成巖作用進入早成巖階段B 期，早期綠泥石開始形成，此時的綠泥石以薄膜狀附著在孔隙周圍，減緩了早期壓實作用對儲層的損害。同時，大量蒙脫石開始向早期高嶺石及伊/蒙混層轉化。隨著埋深與地層溫度的增加，伊/蒙混層逐漸減少，伊利石逐漸增多并膠結孔隙，但由于此時期伊利石膠結強度較弱，對儲層微觀非均質性影響甚微；距今102 Ma 之后，成巖作用進入中成巖階段A 期，地層埋深進一步加大，使儲層中綠/蒙混層轉化為第2 期綠泥石，該階段發(fā)生的溶蝕作用導致鉀長石大量溶蝕，部分轉化為第2 期高嶺石。隨著成巖作用不斷進行，儲層中黏土礦物含量逐漸增多，不同類型黏土礦物共同充填孔喉，使儲層物性急劇下降。

表2 自生黏土礦物成巖階段劃分（據(jù)文獻［29］修改）Table 2 Diagenetic stage division of authigenic clay minerals

圖5 合水地區(qū)長6 油層組自生黏土礦物成巖演化綜合模式Fig.5 Integrated diagenetic evolution model of authigenic clay minerals of Chang 6 oil reservoir in Heshui area

3 自生黏土礦物與微觀非均質性的關系

3.1 黏土礦物非均質性特征

微觀非均質性主要指儲層內部孔喉結構的差異性。當微觀非均質性強時，儲層孔喉結構差異較大，流體在孔隙喉道內的滲流能力變差；當微觀非均質性弱時，儲層孔喉結構差異性較小，流體在孔隙喉道內易于流通［30］。因此，微觀非均質性是評價儲層、尋找“甜點區(qū)”的重要依據(jù)之一。

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研究表明，合水地區(qū)長6 油層組各類自生黏土礦物含量差異較大（綠泥石、伊利石、高嶺石體積分數(shù)分別為0～38.4%，0～46.0%，0～12.0%）。通過黏土礦物在縱向上的分布，研究了其非均質性特征，結果表明長6 油層組分布深度范圍內（主要位于1 100～2 300 m），在深度1 500 m 與1 900 m 處黏土礦物含量達到峰值，各類黏土礦物含量的差異較大，非均質性較強。黏土礦物的非均質性與泥質含量具有良好的對應關系（圖6），可以看出長6 深水重力流儲層高泥質含量是導致儲層內黏土礦物非均質性強的直接原因。黏土礦物含量較小，甚至無黏土礦物發(fā)育的區(qū)域通常泥質含量較低，而黏土礦物含量最高的區(qū)域往往泥質體積分數(shù)大于40%。因此，高泥質含量導致的黏土礦物非均質性使儲層孔喉結構具有較大的差異性，導致儲層微觀非均質性較強。

圖6 合水地區(qū)長6 油層組黏土礦物非均質性縱向分布特征及與泥質含量的關系Fig.6 Vertical distribution characteristics of clay minerals and its relationship with shale content of Chang 6 oil reservoir in Heshui area

3.2 黏土礦物對微觀非均質性的影響

通過對研究區(qū)80 口單井的測井曲線進行砂體類型的識別后，根據(jù)鑄體薄片、物性分析數(shù)據(jù)，統(tǒng)計了不同類型砂體對應深度段的黏土礦物含量、孔隙度及滲透率（表3）。統(tǒng)計結果顯示，36 口井的119塊樣品中存在自生綠泥石（53 塊樣品為砂質碎屑流砂體，66 塊樣品為濁流砂體），綠泥石與物性相關性較差［圖7（a）—（b）］，對儲層質量影響較小；63 口井的251 塊樣品中存在自生伊利石（113 塊樣品為砂質碎屑流砂體，138 塊樣品為濁流砂體），伊利石與物性，尤其是滲透率相關性較好［圖7（c）—（d）］，對儲層質量影響較大；9 口井的36 塊樣品中存在自生高嶺石（23 塊樣品為砂質碎屑流砂體，13 塊樣品為濁流砂體），高嶺石與物性存在相關性，但相關性不大［圖7（e）—（f）］，對儲層質量影響較小。同時，綠泥石和高嶺石在砂質碎屑流與濁流砂體中的含量基本相同，但伊利石主要賦存于濁流砂體中。整體上，伊利石是影響長6 油層組物性最主要的黏土礦物，濁流砂體高伊利石含量導致其物性差于砂質碎屑流砂體。究其原因，砂質碎屑流砂體由高密度砂質流體沉積形成，砂體中泥質含量較少；濁流為低密度砂質流體，砂體中泥質含量較高，加之伊利石含量與泥質含量成正相關性，因此，砂質碎屑流砂體內自生伊利石發(fā)育較少。

在此基礎上，根據(jù)高壓壓汞數(shù)據(jù)，分別統(tǒng)計了每塊樣品中黏土礦物在同一深度所對應的孔喉微觀結構參數(shù)，研究了黏土礦物對儲層微觀非均質性的影響。選取研究區(qū)典型井L20 井濁流砂體樣品與B33 井砂質碎屑流砂體樣品，討論黏土礦物與微觀非均質性的關系。

表3 合水地區(qū)長6 油層組自生黏土礦物體積分數(shù)及物性統(tǒng)計Table 3 Statistics of authigenic clay mineral volume fraction and physical properties of Chang 6 oil reservoir in Heshui area

圖7 合水地區(qū)長6 油層組物性與黏土礦物含量的關系Fig.7 Relationship between clay mineral content and physical properties of Chang 6 oil reservoir in Heshui area

濁流砂體樣品綠泥石體積分數(shù)為3.2%～5.5%，平均為4.40%，伊利石體積分數(shù)為16.0%～21.0%，平均為18.38%，無高嶺石發(fā)育。孔隙結構參數(shù)中變異系數(shù)為0.05～0.51，平均為0.26，分選系數(shù)為0.13～0.60，平均為0.35，排驅壓力為0.43～4.50 MPa，平均為2.06 MPa，中值壓力為10.00～41.18 MPa，平均為20.78 MPa，中值半徑為0.03～0.19 μm，平均為0.10 μm。最大滲透率為0.68 mD，最小滲透率為0.04 mD，滲透率級差為17.00。物性及微觀孔喉結構參數(shù)曲線特征表明濁流砂體以非均質韻律為主，且激光共聚焦及壓汞曲線顯示砂體孔喉結構差，微觀非均質性強［圖8（a）］。

砂質碎屑流砂體樣品綠泥石體積分數(shù)為4.6%～6.0%，平均為5.44%，伊利石體積分數(shù)為7.0%～11.0%，平均為8.20%，無高嶺石發(fā)育。變異系數(shù)為0.05～0.14，平均為0.09，分選系數(shù)為0.30～0.42，平均為0.33，排驅壓力為0.23～1.33 MPa，平均為0.67 MPa，中值壓力為9.42～17.00 MPa，平均為12.92 MPa，中值半徑為0.11～0.17 μm，平均為0.14 μm。最大滲透率為0.56 mD，最小滲透率為0.25 mD，滲透率級差為2.24。物性及微觀孔喉結構參數(shù)曲線特征表明砂質碎屑流砂體以均質韻律為主，且激光共聚焦及壓汞曲線顯示砂體孔喉結構較好，微觀非均質性弱［圖8（b）］。

圖8 合水地區(qū)長6 油層組微觀非均質性特征Fig.8 Microscopic heterogeneity characteristics of Chang 6 oil reservoir in Heshui area

綜上所述，儲層孔喉結構主要受伊利石影響，濁流砂體中高伊利石含量導致其變異系數(shù)、分選系數(shù)、排驅壓力、中值壓力均較高，中值半徑較小，滲透率級差較大，微觀非均質性較強。因此，黏土礦物對濁流砂體微觀非均質性的影響比砂質碎屑流砂體更強。

3.3 黏土礦物晶間微孔對微觀非均質性的影響

利用場發(fā)射掃描電鏡定量統(tǒng)計了72 個樣品的黏土礦物晶間微孔孔徑分布及比例，明確了黏土礦物晶體形態(tài)對晶間微孔及總孔的影響。結果表明，研究區(qū)長6 儲集層中，絲發(fā)狀伊利石晶間微孔占總微孔的比例最高、孔徑最大，其次為搭橋狀伊利石、玫瑰花狀綠泥石、蠕蟲狀高嶺石，再次為針葉狀綠泥石及六方板狀高嶺石（表4）。

在已知各晶間微孔占總微孔百分含量的前提下，引入“視微孔率”研究各類黏土礦物晶間孔對微觀非均質性的影響。當儲集砂體受到一系列成巖作用改造后，其內部孔隙除原生孔與次生孔外往往還含有部分微孔隙，該類孔隙在鏡下難以觀察，其孔隙度可由總孔隙度減去面孔率計算得來，視微孔率=（總孔隙度-面孔率）/總孔隙度×100%，其代表了微孔孔隙度占總孔隙度的比例，該值越接近1，微孔隙含量越高，儲層滲流能力越低，微觀非均質性越強［31-33］，而不同形態(tài)黏土礦物視微孔率則為該黏土礦物占微孔率的百分含量與視微孔率的乘積。對上述72 個樣品的孔隙度及面孔率進行統(tǒng)計并計算后得出，絲發(fā)狀伊利石、搭橋狀伊利石、玫瑰花狀綠泥石、針葉狀綠泥石、蠕蟲狀高嶺石及六方板狀高嶺石平均視微孔率分別為64%，49%，23%，13%，35%和22%（表4）。

表4 合水地區(qū)長6 油層組黏土礦物晶間孔及視微孔率統(tǒng)計Table 4 Statistics of intracrystalline pores and micropores in clay minerals of Chang 6 oil reservoir in Heshui area

CT 三維結構掃描技術可以通過重構巖石內部三維孔隙圖像來定量識別巖石內部微孔隙數(shù)量、體積等相關參數(shù)，是致密砂巖儲層微觀孔喉結構定量研究中不可或缺的分析、測試方法。微米CT 掃描分析顯示，合水地區(qū)長6 儲層內共發(fā)育79 090 個微孔，等效孔隙直徑為20～500 μm［圖9（a）］，對應的孔隙體積為17 693 μm3［圖9（b）］，平均單個微孔孔隙體積為0.22 μm3。絲發(fā)狀伊利石晶間微孔平均占總微孔的77%，孔隙體積為0.17 μm3；搭橋狀伊利石晶間微孔平均占總微孔的66%，孔隙體積為0.15 μm3；玫瑰花狀綠泥石晶間微孔平均占總微孔的47%，孔隙體積為0.10 μm3；針葉狀綠泥石晶間微孔平均占總微孔的28%，孔隙體積為0.06 μm3；蠕蟲狀高嶺石晶間微孔平均占總微孔的41%，孔隙體積為0.09 μm3；六方板狀高嶺石晶間微孔平均占總微孔的28%，孔隙體積為0.06 μm3（表4）。

圖9 合水地區(qū)長6 油層組孔隙數(shù)量（a）及孔隙體積（b）與等效孔隙直徑的關系Fig.9 Relationship of equivalent pore diameter with pore volume（a）and pore number（b）of Chang 6 oil reservoir in Heshui area

綜上所述，伊利石尤其以絲發(fā)狀伊利石視微孔率最高，孔隙體積最大，晶間微孔最為發(fā)育，對儲層微觀非均質性影響最大。

3.4 基于黏土礦物含量的微觀非均質性評價標準

伊利石填隙物與伊利石晶間微孔均對長6 油層組微觀非均質性有著重要的影響，僅從黏土礦物對儲層微觀非均質性影響方面考慮，伊利石含量的高低在一定程度上決定了長6 儲層微觀非均質性的強弱。伊利石對儲層滲透率的影響遠遠高于對孔隙度的影響［參見圖7（c）—（d）］。分析251 塊樣品滲透率散點圖發(fā)現(xiàn)，散點曲線存在3 個斜率，根據(jù)斜率的不同將研究區(qū)滲透率分布分為低值、中值及高值3 個區(qū)域，低值區(qū)、中值區(qū)、高值區(qū)滲透率分別為0～0.30 mD，0.30～0.60 mD，0.60～1.37 mD［圖10（a）］。在此基礎上，通過分析伊利石與滲透率相關性散點圖［圖10（b）］發(fā)現(xiàn)，低值區(qū)、中值區(qū)、高值區(qū)伊利石體積分數(shù)分別為15.0%～24.0%，5.0%～15.0% 和0～5.0%。最終，結合樣品類型建立了以伊利石為基礎的微觀非均質性評價標準，將研究區(qū)分為3 類：第1 類地區(qū)為伊利石弱膠結區(qū)，儲層微觀非均質性最弱，以砂質碎屑流砂體為主；第2 類地區(qū)為伊利石中等膠結區(qū)，儲層微觀非均質性中等，以砂質碎屑流與濁流砂體混合沉積為主；第3 類地區(qū)為伊利石強膠結區(qū)，儲層微觀非均質性最強，以濁流砂體為主（表5）。

圖10 合水地區(qū)長6 油層組微觀非均質性劃分依據(jù)Fig.10 Diagram showing the basis for micro-heterogeneity classification of Chang 6 oil reservoir in Heshui area

表5 合水地區(qū)長6 油層組微觀非均質性評價標準Table 5 Evaluation criterion for micro-heterogeneity of Chang 6 oil reservoirs in Heshui area

3.5 微觀非均質性平面預測

基于上述研究，以非均質性評價標準為基礎，統(tǒng)計所有單井伊利石平均含量，將數(shù)據(jù)點所對應的井位坐標定位到研究區(qū)平面圖中，在研究區(qū)邊界范圍內繪制伊利石含量平面分布圖（圖11），進行基于自生伊利石影響下的儲層微觀非均質性平面預測。結果顯示，研究區(qū)長6 油層組伊利石含量分布存在明顯差異性，東北部儲層整體上伊利石含量較少，沿砂體方向呈條帶狀展布，為伊利石弱膠結區(qū)；中部儲層伊利石含量中等，呈片狀分布，為伊利石中等膠結區(qū)；西南部儲層伊利石含量最高，呈朵體狀分布，為伊利石強膠結區(qū)。結合滲透率平面分布圖（圖12）可以看出，伊利石含量與滲透率分布具有良好的對應關系，東北部的伊利石弱膠結區(qū)為滲透率高值區(qū)，中部的伊利石中等膠結區(qū)為滲透率中值區(qū)，西南部的伊利石強膠結區(qū)為滲透率低值區(qū)。

以往對該地區(qū)沉積背景的研究表明，研究區(qū)長6沉積期東北部多沉積以條帶狀展布的砂質碎屑流砂體，西南部多沉積以朵體狀為主的濁流砂體，而中部混源區(qū)則為砂質碎屑流與濁流砂體混合沉積，呈連片狀分布［20-22］。根據(jù)前文所分析伊利石含量與不同類型砂體之間的關系，東北部砂質碎屑流砂體中伊利石含量較少，表現(xiàn)為伊利石弱膠結區(qū)，滲透率最高，微觀非均質性弱，為“甜點區(qū)”的首要勘探目標；中部砂質碎屑流與濁流砂混合沉積砂體中伊利石含量中等，表現(xiàn)為伊利石中等膠結區(qū)，滲透率較高，微觀非均質性中等，為“甜點區(qū)”的次要勘探目標；西南部濁流砂體中伊利石含量較高，表現(xiàn)為伊利石強膠結區(qū)，滲透率最低，微觀非均質性強，為非“甜點區(qū)”。

圖11 合水地區(qū)長6 油層組伊利石含量平面分布Fig.11 Plan distribution of illite of Chang 6 oil reservoir in Heshui area

圖12 合水地區(qū)長6 油層組滲透率平面分布Fig.12 Plan distribution of permeability of Chang 6 oil reservoir in Heshui area

研究區(qū)長6 儲層從距今142 Ma 開始受自生伊利石的影響，但那時伊利石含量較少，對儲層微觀孔喉結構影響較小，直到距今102 Ma 之后的中成巖階段A 期，伊/蒙混層向伊利石轉化程度逐漸增高，儲層伊利石含量迅速增多，以西南地區(qū)濁流儲層最為典型，儲層微觀非均質性開始增強。

4 結論

（1）鄂爾多斯盆地西南部合水地區(qū)長6 油層組自生黏土礦物類型主要為綠泥石、伊利石、高嶺石及少量伊/蒙混層，其中綠泥石和高嶺石在砂質碎屑流與濁流儲層中的含量基本相同，伊利石在濁流儲層中含量較高。

（2）伊利石是影響儲層滲流能力、導致儲層微觀非均質性增強最主要的自生黏土礦物。從距今102 Ma 開始長6 油層組受伊利石影響加劇，微觀非均質性開始增強。相對而言，伊利石對濁流儲層的影響更強烈，導致濁流儲層的微觀非均質性強于砂質碎屑流儲層。

（3）根據(jù)伊利石含量及滲透率大小將鄂爾多斯盆地西南部合水地區(qū)劃分為3 類，第1 類為伊利石弱膠結區(qū)（伊利石體積分數(shù)小于5.0%，滲透率大于0.6 mD），儲層微觀非均質性弱；第2 類為伊利石中等膠結區(qū)（伊利石體積分數(shù)為5.0%～15.0%，滲透率為0.3～0.6 mD），儲層微觀非均質性中等；第3 類為伊利石強膠結區(qū)（伊利石體積分數(shù)大于15.0%，滲透率小于0.3 mD），儲層微觀非均質性強。

（4）鄂爾多斯盆地西南部合水地區(qū)東北部為伊利石弱膠結區(qū)，儲層微觀非均質性弱，為“甜點區(qū)”的首要勘探目標；中部為伊利石中等膠結區(qū)，儲層微觀非均質性中等，為“甜點區(qū)”的次要勘探目標；西南部為伊利石強膠結區(qū)，儲層微觀非均質性強，為非“甜點區(qū)”。