張新春，王興志

(1.西南石油大學(xué) 地球科學(xué)與技術(shù)學(xué)院，四川 成都 610500；2.延長油田股份有限公司 甘谷驛采油廠，陜西 延安 717208)

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鄂爾多斯盆地甘谷驛油田長6段低滲儲(chǔ)層孔隙微觀發(fā)育特征及成巖演化

張新春1,2，王興志1

(1.西南石油大學(xué) 地球科學(xué)與技術(shù)學(xué)院，四川 成都 610500；2.延長油田股份有限公司 甘谷驛采油廠，陜西 延安 717208)

針對(duì)甘谷驛油田長6段低孔低滲儲(chǔ)層，結(jié)合區(qū)域沉積及地質(zhì)資料，充分利用巖石薄片分析、壓汞及掃描電鏡分析，系統(tǒng)研究了該儲(chǔ)層孔隙發(fā)育類型及特征、孔隙結(jié)構(gòu)劃分及孔隙演化機(jī)理。研究結(jié)果表明，長6段儲(chǔ)層巖性以長石砂巖為主，孔隙度約10%，滲透率在(0.1～2.0)×10-3μm2，孔隙類型主要為殘余粒間孔，其次為粒間溶孔、粒內(nèi)溶孔及膠結(jié)物溶孔，局部發(fā)育微裂隙及晶間孔隙，總面孔率在5%左右。另外，依據(jù)孔隙結(jié)構(gòu)參數(shù)及J函數(shù)法，將孔隙結(jié)構(gòu)劃分為4種類型?？紫兜陌l(fā)育特征與成巖作用密切相關(guān)，壓實(shí)壓溶作用、膠結(jié)充填作用、溶蝕作用對(duì)后期的孔隙演化均有重要作用，早期的成巖階段以壓實(shí)及膠結(jié)作用為主，形成原生殘余粒間孔隙，而在成巖階段后期，次生孔隙發(fā)育，形成2種類型次生孔隙，即濁沸石溶蝕孔以及綠泥石、水云母溶蝕形成的溶蝕孔。

孔隙結(jié)構(gòu)；成巖作用；孔隙演化模式；甘谷驛油田

張新春，王興志.鄂爾多斯盆地甘谷驛油田長6段低滲儲(chǔ)層孔隙微觀發(fā)育特征及成巖演化[J].西安石油大學(xué)學(xué)報(bào)(自然科學(xué)版)，2016，31(6)：15-22.

ZHANG Xinchun，WANG Xingzhi.Microscopic pore characteristics and diagenetic evolution of Chang 6 low-permeability reservoir in Ganguyi Oilfield,Erdos Basin[J].Journal of Xi'an Shiyou University (Natural Science Edition),2016,31(6):15-22.

引 言

鄂爾多斯盆地低滲巖性油氣藏分布廣泛、資源量巨大，深入了解低滲油藏可以更有效地開發(fā)和利用低滲油藏資源[1-5]。國內(nèi)外學(xué)者在鄂爾多斯盆地部分地區(qū)低滲儲(chǔ)層的孔隙結(jié)構(gòu)類型劃分、結(jié)構(gòu)參數(shù)表征及影響因素方面作過一些研究[6-12]，但對(duì)東部地區(qū)甘谷驛油田儲(chǔ)層孔隙結(jié)構(gòu)研究較少。本文針對(duì)甘谷驛油田低滲儲(chǔ)層的孔隙結(jié)構(gòu)類型及成因機(jī)理進(jìn)行探討，以期對(duì)油氣田的高效開發(fā)提供支撐。

1 地質(zhì)背景

甘谷驛油田地理位置位于陜西省延安市延長縣甘谷驛鎮(zhèn)境內(nèi)，構(gòu)造上位于鄂爾多斯盆地陜北斜坡東部(圖1)。陜北斜坡構(gòu)造簡單，為一向西傾的平緩單斜，局部發(fā)育由差異壓實(shí)作用形成的低幅度鼻狀構(gòu)造。研究區(qū)長6油層組主要發(fā)育三角洲平原分流河道及三角洲前緣水下分流河道沉積。自1975年至今，共完成鉆井2 163口，累計(jì)產(chǎn)油216.99×104t，油氣主要分布在延長組長6段儲(chǔ)層的長61、長62、長63及長64這4個(gè)砂組，油氣主要來源于長7段烴源巖，生儲(chǔ)蓋組合配置有利(圖1)。

2 長6段儲(chǔ)層的基本特征

甘谷驛地區(qū)長6儲(chǔ)層以細(xì)粒長石砂巖為主，少量中-細(xì)粒長石砂巖，砂巖礦物成分以長石、石英為主，其中長石體積分?jǐn)?shù)30%～67%，石英12%～37%，巖屑1.5%～15%，沉積巖屑普遍含量低，巖屑成分主要為變質(zhì)巖巖屑及沉積巖巖屑，其次為綠泥石和云母(圖2)。另外，巖石填隙物以泥質(zhì)雜基為主，其次為鈣質(zhì)膠結(jié)物，體積分?jǐn)?shù)分別為1%～32%、2%～20%。長6儲(chǔ)層砂巖顆粒分選中等，磨圓度為次圓狀，膠結(jié)方式以孔隙-薄膜式為主，其次為孔隙-接觸式。長6段儲(chǔ)層孔隙度在6%～10%，滲透率基本小于1×10-3μm2，為低孔低滲儲(chǔ)層(圖3)。

3 孔隙類型及發(fā)育特征

鑄體薄片及掃描電鏡實(shí)驗(yàn)分析表明，長6段儲(chǔ)層孔隙類型主要為殘余粒間孔，其次為粒間溶孔，再次為粒內(nèi)溶孔、膠結(jié)物溶孔及晶間孔，有少量微裂縫(表1)。面孔率一般在3%～8%，平均5.30%。其中殘余粒間孔1%～5%，平均2.66%，為長6層段的主要孔隙類型， 其次溶蝕孔隙包括粒間溶孔和粒

圖2 長6段儲(chǔ)層的巖石礦物成分特征Fig.2 Composition characteristics of Chang 6 reservoir rock mineral

圖3 長6段儲(chǔ)層孔隙度及滲透率分布直方圖Fig.3 Histograms of porosity and permeability distribution of Chang 6 formation

內(nèi)溶孔，粒間溶孔0.5%～2%，平均1.00%，粒內(nèi)溶孔0.5%～2%，平均1.18%。粒間孔隙和粒內(nèi)溶孔約占總孔隙的80%，是本區(qū)長6儲(chǔ)層的主要儲(chǔ)集空間。(1)粒間孔。粒間孔包括原生粒間孔及殘余粒間孔(圖4(a))。原生孔隙的保存容易受成巖演化的影響，只有在壓實(shí)及膠結(jié)作用較弱的條件下才能得以保存。殘余粒間孔是原生粒間孔經(jīng)過壓實(shí)作用改造或后期被次生石英加大及成巖早期方解石充填而殘留的孔隙，在長6段較發(fā)育[7]。長6段儲(chǔ)層中，絕大部分粒間孔經(jīng)過壓實(shí)作用改造，孔隙度也就隨之減小。研究區(qū)長6段的孔隙度一般在25%左右，粒徑明顯小于周圍的顆粒，接觸方式多為線接觸或凹凸接觸。(2)溶蝕孔隙。溶蝕孔隙包括粒間溶孔和粒內(nèi)溶孔(圖4(b)—圖4(d))。長6段儲(chǔ)層的粒間溶孔主要分布在綠泥石襯邊相對(duì)發(fā)育的砂巖段，綠泥石襯邊較薄，容易溝通喉道，能夠使有機(jī)質(zhì)產(chǎn)生的酸性物質(zhì)對(duì)灰質(zhì)碳酸鹽巖或長石碎屑產(chǎn)生溶蝕，在碎屑溶蝕強(qiáng)烈部分，長石或灰質(zhì)膠結(jié)物能夠發(fā)生完全溶蝕，溶蝕孔隙與長石的粒內(nèi)溶孔共生，使得次生孔隙發(fā)育，并可溝通孔隙(圖4(h)、圖4(i))，提高了砂巖的滲透性。粒內(nèi)溶孔少，主要發(fā)育長石粒內(nèi)溶孔。研究區(qū)長6段儲(chǔ)層的膠結(jié)物內(nèi)溶孔主要為方解石和濁沸石膠結(jié)物內(nèi)溶孔(圖4(e)、圖4(f))。(3)晶間孔隙。研究區(qū)晶間孔隙發(fā)育較少，主要有綠泥石晶間孔隙和伊/蒙混層礦物晶間孔隙。孔隙發(fā)育細(xì)小，但可以與其他孔隙類型相連通，改善孔喉結(jié)構(gòu)。(4)微裂隙。研究區(qū)長6段微裂隙發(fā)育較少，僅存在于部分儲(chǔ)層。

4 孔隙結(jié)構(gòu)特征及劃分

4.1 孔隙結(jié)構(gòu)參數(shù)分布特征

孔隙結(jié)構(gòu)特征可以通過鑄體薄片、掃描電鏡及毛管壓力曲線等實(shí)驗(yàn)手段來分析，其中壓汞實(shí)驗(yàn)獲得的毛管壓力曲線反映的孔隙結(jié)構(gòu)更可靠。從毛管壓力曲線上可以得到3類參數(shù)[2]：(1)孔喉大小參數(shù)：最大孔喉半徑、孔喉半徑中值等；(2)孔喉分選性參數(shù)：分選系數(shù)、孔喉歪度等；(3)孔喉連通性和滲

表1 長6段儲(chǔ)層孔隙類型及含量Tab.1 Pore types and plane porosity of Chang 6 formation

圖4 長6段儲(chǔ)層鑄體薄片及掃描電鏡分析結(jié)果Fig.4 Analysis results of Chang 6 formation by casting thin sections and scanning electron microscopy (SEM)

流能力參數(shù)：排驅(qū)壓力、中值壓力等。長6儲(chǔ)層反映孔喉特征的各種參數(shù)變化較大，說明孔喉分布不均?？紫抖取B透率與喉道均值、排驅(qū)壓力、最大孔喉半徑、退汞效率等參數(shù)相關(guān)性較好(圖5)，排驅(qū)壓力變化較大，介于0.28～3.03 MPa ，平均0.99 MPa，對(duì)應(yīng)的最大連通孔喉半徑為0.11～2.68 μm，平均1.16 μm，孔喉分布不均勻。飽和度中值壓力介于1.76～8.40 MPa，平均4.18 MPa；飽和度中值半徑0.09～0.43 μm，平均0.21 μm。中值半徑0.15～1.00 μm，平均0.29 μm；孔喉均值0.15～2.00 μm，平均0.50 μm。分選系數(shù)0.11～4.37?？缀硗岫却笥诹?，分布范圍為0.66%～11.46%，平均值為2.606%。整體上，退汞效率不高，平均15.59%，孔隙結(jié)構(gòu)系數(shù)平均值為4.59。

圖5 孔隙度、滲透率與孔喉結(jié)構(gòu)參數(shù)的相關(guān)性Fig.5 Relationships between prosity,permeability and pore-throat structure parameters

4.2 孔隙-喉道結(jié)構(gòu)劃分

長6段儲(chǔ)層由于孔隙結(jié)構(gòu)變化大，不同孔喉結(jié)構(gòu)及孔隙類型使得孔隙變化較為明顯。在此，采用J函數(shù)的方法可以有效劃分孔喉結(jié)構(gòu)及類型。J函數(shù)公式如下：

(1)式中：σ為界面張力，N/m；K為滲透率，10-3μm2；Φ為孔隙度，%；pc為毛管壓力，Pa；Sw為含水飽和度，%。

通過公式(1)計(jì)算J函數(shù)值，利用J函數(shù)相對(duì)應(yīng)點(diǎn)的Sw值，建立J與Sw的相關(guān)關(guān)系(圖6)，利用該相關(guān)關(guān)系的變化特征，結(jié)合孔隙發(fā)育特征，將孔喉結(jié)構(gòu)劃分為Ⅰ—Ⅳ共4種。(1)Ⅰ類孔喉結(jié)構(gòu)：J函數(shù)Sw值可趨近于0，退汞效率較高，排驅(qū)壓力不高，孔喉分選性較好，歪度粗，孔隙組成主要以濁沸石溶孔、長石及巖屑溶孔為主，次為殘余粒間孔，面孔率最大6.5%左右。(2)Ⅱ類孔喉結(jié)構(gòu)：J函數(shù)Sw值可趨近于10%，退汞效率較好，毛管壓力曲線為寬緩斜坡形，儲(chǔ)層后期成巖作用強(qiáng)烈，溶蝕作用使次生孔隙發(fā)育，孔隙組成粒間孔、溶孔為主，面孔率約6%。(3)Ⅲ類孔喉結(jié)構(gòu)：J函數(shù)Sw值可趨近于25%，退汞效率較差，毛管壓力曲線呈無臺(tái)階式斜坡形，孔喉分選及連通性較差，孔隙類型也較為復(fù)雜，粒間孔、溶孔型及二者復(fù)合型孔隙均有，面孔率在5%左右。(4)Ⅳ類孔喉結(jié)構(gòu)：J函數(shù)Sw值可趨近于40%，退汞效率差，毛管曲線為高平臺(tái)性，排驅(qū)壓力高，孔喉分選性差，面孔率在4%左右，孔隙組成以粒間孔及溶孔為主。

圖6 J函數(shù)法劃分的孔隙結(jié)構(gòu)類型Fig.6 Division of pore structure types based on J function method

5 成巖作用與孔隙演化

根據(jù)鑄體薄片、巖石薄片、掃描電鏡、陰極發(fā)光等資料綜合分析，本區(qū)長6儲(chǔ)層已達(dá)晚成巖A期。主要經(jīng)歷的成巖作用有：(1)早成巖階段早期的機(jī)械壓實(shí)和黏土膜析出；(2)早成巖階段晚期的石英、長石壓溶及次生加大；(3)晚成巖階段早期的成巖自生礦物析出及其所引起的膠結(jié)充填和各類礦物的

溶蝕，形成次生孔隙。由于壓實(shí)作用強(qiáng)烈，溶蝕作用較弱，本區(qū)長6儲(chǔ)層成為特低孔、特低滲儲(chǔ)層。

(1)壓實(shí)及壓溶作用

研究區(qū)長6砂巖所經(jīng)歷的機(jī)械壓實(shí)作用比較強(qiáng)烈，是使儲(chǔ)層孔隙度降低的主要原因之一(圖7)。壓實(shí)作用使研究區(qū)長6砂巖顆粒間呈緊密線接觸，塑性巖屑或礦物(主要為泥巖巖屑、云母)彎曲變形甚至形成假雜基。壓實(shí)作用后期，研究區(qū)長6砂巖中的主要黏土礦物綠泥石薄膜析出，主要呈薄膜狀或櫛殼狀附著在碎屑顆粒表面，從而堵塞孔喉。隨著上覆壓力的增大，壓實(shí)作用逐漸被壓溶作用所代替，表現(xiàn)為顆粒間由線狀接觸過渡為凹凸接觸，長石、石英的次生加大使得孔喉進(jìn)一步縮小，降低儲(chǔ)層的孔隙度和滲透率值?？傮w來看，壓溶作用在研究區(qū)長6砂巖中表現(xiàn)相對(duì)較弱，因而顆粒間的凹凸接觸只在局部發(fā)育。石英、長石的次生加大一般表現(xiàn)為Ⅱ—Ⅲ級(jí)較強(qiáng)烈壓溶作用。壓實(shí)、壓溶作用使得長6儲(chǔ)層孔隙度大幅降低，剩余孔隙率不到原始孔隙率的一半。

圖7 長6段巖石成巖演化階段劃分Fig.7 Division of rock evolution stages of Chang 6 formation

(2)膠結(jié)充填作用

膠結(jié)充填作用是導(dǎo)致砂巖孔隙度減小、滲透率降低的另一個(gè)主要原因(圖7)。研究區(qū)長6砂巖中除成巖早期形成的綠泥石黏土薄膜及由壓溶作用形成的長石、石英次生加大外，膠結(jié)物主要為方解石及硅質(zhì)，也見伊蒙混層、黃鐵礦等膠結(jié)物。其中方解石體積分?jǐn)?shù)平均為3.2%，部分層段含量較高，可達(dá)15%～20%，甚至更高，呈斑塊狀或嵌晶狀，并交代長石、巖屑等顆粒。

(3)溶蝕作用

本區(qū)長6油層組砂巖儲(chǔ)層的溶蝕作用發(fā)生在成巖作用的中—晚期，砂巖的粒間溶孔與孔隙度、滲透率有明顯的正相關(guān)關(guān)系(圖8)，從粒間溶孔與滲透率關(guān)系可以看出因成巖作用類型不同所形成的2個(gè)點(diǎn)群，上部點(diǎn)群代表以濁沸石溶蝕為主的儲(chǔ)層，下部點(diǎn)群代表以綠泥石、水云母溶蝕為主的儲(chǔ)層。

圖8 長6儲(chǔ)層孔隙度、滲透率與次生孔隙的關(guān)系Fig.8 Relationships between porosity,permeability and secondary porosity of Chang 6 reservoir

由溶蝕作用形成的溶孔是本區(qū)長6砂巖的主要儲(chǔ)集空間之一，溶孔占總孔隙的15%～40%，平均占29.5%，溶解組分主要為長石與方解石，此外有云母、巖屑、黏土礦物、濁沸石和綠泥石化碎屑，溶蝕孔隙主要表現(xiàn)為粒間溶孔，次為粒內(nèi)溶孔。粒間溶孔以長石、濁沸石巖屑等碎屑顆粒的溶蝕最為常見，主要分布在綠泥石襯邊中等發(fā)育的砂巖中，綠泥石襯邊較薄并受到部分溶蝕。在溶蝕作用強(qiáng)烈的地段，不僅使粒間碳酸鹽膠結(jié)物發(fā)生溶蝕，也使長石、濁沸石巖屑等碎屑顆粒和方解石、黏土等填隙物發(fā)生溶蝕。粒間溶孔常與長石粒內(nèi)溶孔相伴生，從而形成次生溶孔及孔隙間良好的連通性，提高了砂巖的滲透率。粒內(nèi)溶孔占巖石總孔隙的4%左右，主要為長石粒內(nèi)溶孔，沿礦物解理或裂紋發(fā)育，多為沿溶解組分顆粒邊緣、解理縫及微裂縫溶蝕而成，使得儲(chǔ)層物性得到一定程度的改善。

總體上，長6油層組砂巖儲(chǔ)層的溶蝕作用相對(duì)不如壓實(shí)作用和膠結(jié)作用強(qiáng)烈。由壓實(shí)、膠結(jié)作用形成的殘余粒間孔是本區(qū)長6儲(chǔ)層最主要的孔隙，平均占總孔隙的41.5%。壓實(shí)、膠結(jié)作用使長6儲(chǔ)層原始孔隙損失嚴(yán)重，溶蝕作用對(duì)儲(chǔ)層有一定的改善作用，但整體改善程度不大。

6 結(jié) 論

(1)儲(chǔ)層以細(xì)粒長石砂巖為主，少量中-細(xì)粒長石砂巖，顆粒分選中等，磨圓度為次圓狀，膠結(jié)方式以孔隙-薄膜式為主，其次為孔隙-接觸式，顆粒呈點(diǎn)-線接觸，石英次生加大明顯?？紫抖确植荚?%～10%，滲透率基本小于1×10-3μm2，為低孔低滲儲(chǔ)層。

(2)儲(chǔ)層孔隙類型以殘余粒間孔為主，面孔率一般在3%～8%。粒間孔隙及粒內(nèi)溶孔平均占到總孔隙的80%左右，是儲(chǔ)層的主要儲(chǔ)集空間。

(3)儲(chǔ)層滲透率與排驅(qū)壓力、喉道均值、退汞效率相關(guān)性較好。在劃分的4類孔隙結(jié)構(gòu)中，儲(chǔ)層以第二類孔隙結(jié)構(gòu)為主。

(4)儲(chǔ)層已進(jìn)入晚成巖作用階段。成巖階段早期以壓實(shí)及膠結(jié)作用為主，形成原生殘余粒間孔隙，而在成巖階段后期，形成濁沸石溶蝕孔及綠泥石薄膜膠結(jié)、水云母黏土充填溶蝕孔為特征的2種次生孔隙類型。

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責(zé)任編輯：王 輝

Microscopic Pore Characteristics and Diagenetic Evolution of Chang 6 Low-permeability Reservoir in Ganguyi Oilfield,Erdos Basin

ZHANG Xinchun1,2，WANG Xingzhi1

(1.School of Geoscience and Technology，Southwest Petroleum University，Chengdu 610500,Sichuan，China;2.Ganguyi Oil Production Plant，Yanchang Oil Field Co.，Ltd.,Yan'an 717208,Shaanxi，China)

The types and distribution characteristics，structure and evolution of the pore in Chang 6 low-permeability reservoir in Ganguyi oilfield,Erdos Basin are researched based on the sedimentary and geological data，and the results of thin slice observation，mercury penetration and SEM analysis.The research results indicate that the Chang 6 reservoir is mainly composed of feldspar sandstones and its porosity is about 10% and its permeability is (0.1 ～ 2.0)×10-3μm2.The pore in the reservoir is mainly residual inter-grain pore，intergranular dissolution pore,intergranular dissolution pore and cement dissolution pore are secondary，and micro fracture and intergranular pore are locally developed.The total area porosity is about 5%.In addition，the pore structures can be divided into four types according to the pore structure parameters and J function analysis method.The pore distribution is closely correlated with the diagenesis,compaction，pressolution，cemented filling and dissolution all play an important role in the evolution of pore.In the early diagenetic stage,compaction and cementation are the main forms of diagenesis,in which primary residual intergranular pore was formed,and in the later diagenetic stage,dissolution produced two types of secondary pore:the laumontite dissolving pore,and the chlorite and hydromica dissolving pore.

pore structure;diagenesis;pore evolution mode;Ganguyi oilfield

2016-05-21

國家自然科學(xué)基金青年項(xiàng)目(編號(hào)：41502107)

張新春(1973-)，男，博士研究生，高級(jí)工程師，主要從事石油地質(zhì)開發(fā)研究。E-mail：394071164@qq.com

10.3969/j.issn.1673-064X.2016.06.003

TE122

1673-064X(2016)06-0015-08

A