張景軍， 李凱強， 邢貝貝

(1.東北石油大學 地球科學學院， 黑龍江 大慶 163318；

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鄂爾多斯盆地姬嫄地區(qū)長6儲層特征及影響因素

張景軍1， 李凱強1， 邢貝貝2

(1.東北石油大學 地球科學學院， 黑龍江 大慶 163318；

2.大慶油田采油二廠地質大隊， 黑龍江 大慶 163414)

采用巖心觀察、薄片鑒定、掃描電鏡、壓汞分析等方法，結合大量物性數據及前人研究成果,對姬嫄地區(qū)長6儲層特征進行研究，并分析其影響因素。結果表明：研究區(qū)巖石以巖屑長石砂巖和長石砂巖為主，原生粒間孔和長石溶孔為主要孔隙類型，孔喉半徑小，儲層孔隙度較低，滲透率極低。該區(qū)不同沉積微相儲層具有不同儲集物性，分流河道砂體儲層物性較好，河道間洼地、分流間灣、半深湖-深湖砂體儲層較差；云母、千枚巖等的壓實壓溶使儲層物性變差；長石、灰?guī)r等的溶蝕使物性變好；而膠結物的發(fā)育對儲層物性的影響具有爭議?？傮w來說，研究區(qū)儲層物性較差，為低孔超低滲儲層，強烈的壓實作用是儲層呈現致密化的重要原因。

姬嫄地區(qū)； 長6儲層； 儲層特征； 影響因素

0 引 言

隨著我國油氣勘探程度的不斷提高，西部非常規(guī)儲層的勘探開發(fā)逐漸引起人們的重視[1-2]。鄂爾多斯盆地是西部重要的含油氣盆地，勘探開發(fā)潛力巨大，盆地長6砂巖儲層是重要的油氣儲層。前人對盆地不同區(qū)域長6儲層開展了大量研究工作，但大部分研究針對隴東地區(qū)，如黃思靜等[3-5]對隴東地區(qū)的儲層特征進行了深入的分析，而針對位于盆地西部的姬嫄地區(qū)儲層的研究不多，且研究內容較為片面。筆者在總結前人研究成果的基礎上，運用掃描電鏡、偏光顯微鏡等對所取得的樣品進行觀察分析，采用大量的研究數據，對該區(qū)的長6儲層特征進行了較為深入的研究，并分析其影響因素，以期更清晰地認識該儲層，為進一步勘探開發(fā)提供參考。

1 區(qū)域概況

鄂爾多斯盆地是一個整體穩(wěn)定沉降、坳陷遷移、構造簡單的大型多旋回克拉通盆地，包括伊盟隆起、西緣沖斷構造帶、陜北斜坡、天環(huán)坳陷、晉西撓褶帶、渭北隆起等構造單元[6-7]。姬嫄地區(qū)具體位置如圖1所示。該區(qū)域位于盆地西緣，北以鹽池為界，南至堵后灘—長官廟，西到大水坑—洪德一線，東達堆子梁—吳起一帶，面積約1.2×104km2，屬于天環(huán)凹陷和陜北斜坡兩個構造單元的過渡地帶，地勢平坦。長6期區(qū)域發(fā)育有辮狀河三角洲沉積體系，有東北和西南兩個物源，儲層孔隙度較低，滲透率極低，為典型的致密儲層。

圖1 研究區(qū)位置

2 儲層特征

2.1 巖石學特征

該區(qū)域巖石以灰綠色、灰黑色細粒巖屑長石砂巖和長石砂巖為主，其次為長石巖屑砂巖，其余類型砂巖較少，如圖2所示。碎屑成分中石英質量分數平均值為33.57%，長石為35.79%，巖屑為17.99%，填隙物為12.65%，成分成熟度為0.57，成熟度較低。研究區(qū)巖屑以變質巖巖屑為主，白云巖、高變巖、千枚巖含量較高，云母含量高；塑性巖屑含量高于剛性巖屑；填隙物中雜基含量遠低于膠結物含量，膠結物以黏土礦物為主，相對含量為53.97%，碳酸鹽巖膠結物相對含量為38.11%，硅質膠結為7.92%。受物源影響膠結物類型在不同區(qū)域具有差異性，東部主要為綠泥石膠結，西部主要為高嶺石膠結，而伊利石膠結主要集中在研究區(qū)南部。巖石粒度主要分布在0.10～0.26 mm，整體粒度較細；分選性較好；磨圓度以次棱角為主，總體結構成熟度較高。

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

2.2 儲集空間特征

2.2.1 宏觀孔隙類型

表1 姬嫄地區(qū)長6儲層各種孔隙體積分數

Table 1 Volume fraction various pore of Chang 6 reservoirs in Jiyuan area

孔隙φ-/%x/%原生孔隙殘余粒間孔3.03055.94次生孔隙粒間溶孔 0.3506.46長石溶孔 1.13020.86巖屑溶孔 0.2805.17晶間孔 0.2204.06沸石溶孔 0.0070.13微裂隙 0.1903.51微孔 0.2104.32

2.2.2 微觀結構特征

儲層的微觀結構特征主要指孔隙和喉道的特征，在實際生產中常用壓汞法進行研究，常用的參數值有排驅壓力、退汞效率、中值壓力、中值半徑、分選系數、歪度等。通過這些參數值可以準確分析儲層孔喉半徑值、分選性等。

根據研究區(qū)591個樣品的毛管壓力資料，姬嫄地區(qū)長6儲層排驅壓力(p1)較高,平均值為2.21 MPa，最大值可達72.42 MPa；退汞效率(η)較低,平均值為26.58%；中值壓力(p2)較小,平均值為8.02 MPa；中值半徑(r)較低，平均值為0.14 μm，最大值為0.98 μm；分選系數(R)較高，平均值為1.54，最大值為4.16；歪度分布區(qū)間為0.06～0.15，平均值為0.12，最大值為0.18，屬于細歪度(表2)。由以上數據可知，該區(qū)長6儲層滲透率極低，孔喉半徑小，分選性較差，喉道分布較分散，儲層微觀非均質性明顯。綜合各種觀察分析數據并參照文獻[8]關于延長組孔隙結構分類標準，認為長6儲層孔隙結構為細孔隙微細喉道。

表2 研究區(qū)毛管壓力測試參數

2.3 物性特征

姬嫄地區(qū)長6砂巖儲層的孔隙度較低，主要分布于4%～15%，占樣品總數的91%，平均值為10.18%；滲透率極低，主要分布于0.08×10-3～0.51×10-3μm2，占樣品總數的85%，平均值為0.34×10-3μm2。受該區(qū)域長6儲層較為發(fā)育的裂縫影響，個別樣品的滲透率遠高于平均值，達4.09×10-3μm2。目前技術條件下，孔隙度6%、滲透率0.07×10-3μm2以下的儲層難以開采，作為無效儲層不參與統計[9]。由此得有效儲層平均孔隙度為11.47%，平均滲透率為0.46×10-3μm2。

3 儲層物性影響因素

砂巖儲層的影響因素可以從沉積和成巖兩個角度進行分析，研究區(qū)沉積相以三角洲相為主，湖相僅分布在南部小片區(qū)域，依據成巖作用對儲層物性的影響，可將其分為積極性和消極性兩類。

3.1 沉積相

研究區(qū)亞相以三角洲前緣為主，三角洲平原僅分布于北部，微相類型為水上分流河道、水下分流河道、河道間洼地、分流間灣等(圖3a )。分流河道微相發(fā)育的沉積砂體是三角洲沉積體系的主體，其砂體儲層平均孔隙度為14.46%，平均滲透率為0.62×10-3μm2，砂體粒度整體較粗，成分成熟度較高，泥質雜基含量較少，儲集物性較好，其砂體儲層沉積厚度較厚，分布面積廣，橫向和縱向連通性高，為有利的沉積微相(圖3b )；分流間灣和湖相沉積物泥質沉積較多，粒度更細，分選差，平均孔隙度為6.25%，平均滲透率為0.26×10-3μm2，孔滲性低，儲集物性較差且分布面積有限，其發(fā)育的儲層為差儲層。

a 沉積相

b 有利儲層

Fig. 3 Chart of sedimentary facies and distribution of favorable reservoir in study area

3.2 成巖作用

3.2.1 成巖作用演化模式

依據前人研究成果，結合對薄片的觀察及巖心分析數據,得到姬塬地區(qū)長6儲層成巖作用類型及演化模式,如圖4所示。

由該區(qū)域成巖作用劃分及演化模式可知，早成巖A期主要為壓實作用和綠泥石膠結，早成巖B期壓實作用進一步增強(壓溶作用)，并開始出現石英次生加大和各種類型的膠結作用，在早成巖階段后期中成巖階段早期有機質開始成熟脫酸，此時儲層中的孔隙水pH值開始下降，溶蝕作用拉開序幕。

3.2.2 壓實(壓溶)作用

研究區(qū)碎屑顆粒接觸形式主要為線-面接觸，凹凸-縫合線接觸也較多(圖5a)，部分顆粒被壓裂，由此可知，該區(qū)長6儲層所經受的壓實作用比較強烈。分析數據發(fā)現，塑性巖屑含量與儲層孔隙度呈負相關關系，說明該區(qū)含量較高的塑性巖屑是該區(qū)孔隙度較低的重要原因，塑性巖屑在上覆地層壓力下會發(fā)生變形，并充填在剛性顆粒之間(圖5b、5c)，這種變化導致原生孔隙大量損失。

成巖作用類型同生期早成巖期中成巖期ABAB壓實作用壓溶作用次生加大長石次生加大 石英次生加大 膠結作用高嶺石膠結 伊利石膠結 綠泥石膠結 碳酸鹽膠結 溶蝕作用長石溶蝕 膠結物溶蝕 階段劃分依據Ro/%<0.350.35～0.500.50～1.201.20～2.0I/S混層中S層相對含量/%>7050～7015～50≤15礦物學標志 云母水解和黏土化綠泥石環(huán)邊膠結自生石英石英長石次生加大自生鈉長石

圖4 姬塬地區(qū)長6砂巖成巖作用類型及演化模式

Fig. 4 Diagenesis types and evolution patterns of Chang 6 sandstone in Jiyuan area

3.2.3 膠結作用

研究區(qū)各種類型膠結物含量如表3所示。由表3可知，研究區(qū)黏土礦物膠結物中綠泥石含量最高，其次為伊利石，高嶺石發(fā)育最差，其中綠泥石大多以5～8 μm的等厚包膜形態(tài)包裹碎屑顆粒，部分呈集合體狀充填在孔隙中；伊利石呈發(fā)絲狀，高嶺石呈書頁、蠕蟲集合體狀發(fā)育在粒間孔隙中(圖5d～5f)。碳酸鹽膠結物以鐵白云石和鐵方解石為主，硅質膠結以石英次生加大為主(圖5g)。膠結物的發(fā)育會擠占儲層原有的空間，堵塞喉道；但其發(fā)育也會增加儲層的抗壓能力并為后期溶蝕作用提供物質基礎，有利于原生孔隙的保存和次生孔隙的生成。

a 碎屑顆粒呈線-面接觸形式 b 云母受強烈的擠壓變形 c 壓實作用使塑性巖屑變形

d 綠泥石膜包裹在石英顆粒表面 e 伊利石在粒間孔隙絲狀充填 f 高嶺石在粒間充填

g 自生石英在粒間生長 h 長石溶蝕呈長條狀 i 膠結物被溶蝕呈蜂窩狀

表3 研究區(qū)各種類型膠結物含量

3.2.4 溶蝕作用

研究區(qū)長6儲層次生孔隙較為發(fā)育，各類溶蝕孔隙約占總孔隙的40%，其中以長石溶孔最為發(fā)育，占20%左右，這與其含量相對較高和易于溶蝕的原因分不開。在鏡下可觀察到各種形態(tài)的次生孔隙，如長石溶蝕常呈現出長條狀孔隙，長石溶孔與毛發(fā)狀伊利石相伴生，個別長石甚至全部被溶蝕僅殘余綠泥石包膜，各類膠結物被溶蝕呈蜂窩狀(圖4h,4i)。這些次生溶孔大大增加了儲層孔隙度，為該區(qū)域致密儲層儲集油氣作出了較大貢獻，同時，酸性孔隙水在巖層流動過程中對滲流通道的溶蝕改造也會使?jié)B透率增加，對儲層滲透率的提高具有積極作用。

3.3 膠結物發(fā)育

膠結物發(fā)育對儲層物性具有雙重影響，該區(qū)廣泛發(fā)育的綠泥石膜和綠泥石填隙會占據儲層儲集空間，使物性變差；而早期形成的綠泥石膜會增強儲層的抗壓能力，包裹在碎屑顆粒表面的綠泥石膜會抑制石英和長石的次生加大，有利于粒間孔隙的保存，使儲層物性變好[10]；早期碳酸鹽膠結可以在壓實過程中為碎屑顆粒提供支撐作用，而后期碳酸鹽膠結的發(fā)育則會使儲層物性變差。剛性石英顆粒的存在有助于原生孔隙的保存，但隨著石英次生加大(硅質膠結)的不斷進行，自生石英會占據原有的粒間孔隙，使儲層孔隙度降低，同時，儲層中的各類膠結物在孔隙水的作用下發(fā)生溶蝕，產生各類次生孔隙。因此，膠結物的發(fā)育對儲層物性的影響具有爭議。從該區(qū)域的成巖劃分及演化模式來看，除綠泥石膠結外，各類膠結物發(fā)育均較晚，此時壓實作用已進行得較為徹底，碎屑顆粒的接觸關系已趨于穩(wěn)定[11]。膠結物對碎屑顆粒的支撐到底能起到多大作用，且對顆粒的支撐與對儲層空間的擠占堵塞，哪一點更占優(yōu)勢現有的資料和研究手段無法得到確切答復，而膠結物被溶蝕后產生的次生產物是被孔隙水帶走還是留在原地重新生成其他物質再次擠占儲集空間，也同樣需要進一步研究[12]。因此，膠結物的發(fā)育對儲層物性產生積極還是消極的影響需要深入討論。

4 結 論

(1)姬嫄地區(qū)長6儲層砂巖以巖屑長石砂巖和長石砂巖為主；石英和長石含量較高，巖屑填隙物較低，成分成熟度Q/(F+R)值較低；巖屑以變質巖巖屑為主，塑性巖屑含量較高，填隙物以各類膠結物為主，黏土礦物含量最高，碳酸鹽巖和硅質膠結物較低。

(2)該區(qū)域碎屑顆粒以細粒、次棱角狀為主，分選性較好，結構成熟度較高；儲集空間以殘余粒間孔隙為主，次生長石溶孔也較發(fā)育，孔隙度低；孔喉分選性較差，孔喉半徑小，儲層微觀非均質性較強，滲透率極低。該儲層為低孔超低滲儲層。

(3)影響研究區(qū)長6儲層儲集物性的因素有沉積和成巖兩個方面。沉積方面，分流河道微相下發(fā)育的儲層物性較好，分流間灣和半深湖-深湖的砂體儲層物性較差。成巖方面，塑性巖屑的壓實作用使該區(qū)儲層物性變差，長石、灰?guī)r等易溶組分的溶蝕作用則大大改善儲層的儲集物性；膠結物的發(fā)育對儲層物性的影響需要更深入的研究。

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(編校 荀海鑫)

Characteristics and influence factor analysis of Chang 6 reservoir in Jiyuan area Ordos Basin

ZhangJingjun1，LiKaiqiang1，XingBeibei2

(1.School of Geosciences, Northeast Petroleum University, Daqing 163318, China； 2.Brigade of Petroleum Geology, Second Oil Production Plant of Daqing Oilfield Limited Company, Daqing 163414, China)

This paper introduces a study and analysis of the petrological characteristics and influence factors of Chang 6 sandstone reservoir in Jiyuan area. This study builds on such methods as core observation, thin section identification, scanning electron microscope, and mercury intrusion analysis, combined with a large amount of physical data and previous research results. The results show that the study area is dominated by lithic feldspathic sandstones and feldspar ones; primary intergranular pore and feldspar dissolved pore are the dominant pore types, featuring the small-radius pore and throat and the very low reservoir porosity and permeability. Depending on the reservoirs of sedimentary microfacies, reservoir physical properties vary from better physical properties in distributary channels to poor ones in depression and split Bay, semi deep lake-deep lake sand reservoir; these properties are classified as poor due to the compaction effect of mica and phyllite and as good thanks to the Erosion of feldspar, limestone, accompanied by a persisting controversy as to the effect of cement on the physical properties of the reservoir. The study area owes its poor reservoir physical property to the occurrence of lower porosity and super low permeability. The strong compaction of cuttings is an important contributor to the densification of Chang 6 reservoir.

Jiyuan area; Chang 6 reservoir; reservoir characteristics; influence factor

2016-06-09

國家自然科學基金項目(41472125)

張景軍(1973-)，男，吉林省長春人，副教授，博士，研究方向：火山巖儲層和油氣成藏與保存條件，E-mail:zhangjingjun73@126.com。

10.3969/j.issn.2095-7262.2016.05.005

P618.13

2095-7262(2016)05-0490-06

A