魏欽廉，王翀峘，劉軍峰，胡 榕，劉美榮，呂玉娟

（1.西安石油大學(xué)地球科學(xué)與工程學(xué)院，西安 710065；2.陜西省油氣成藏地質(zhì)學(xué)重點實驗室，西安 710065；3.中國石油長慶油田分公司第二采油廠，甘肅慶陽 745100）

0 引言

致密砂巖儲層擁有復(fù)雜多樣的孔隙結(jié)構(gòu)，空氣滲透率一般小于1 mD，相比常規(guī)儲層，致密儲層非均質(zhì)性強、開采難度大、自然產(chǎn)能低，唯有通過大規(guī)模壓裂改造、恢復(fù)并提高致密儲層的自然產(chǎn)能，才能實現(xiàn)油藏規(guī)模開發(fā)［1］。鄂爾多斯盆地作為我國第二大含油氣盆地，蘊含了豐富的油氣資源，上個世紀(jì)70 年代，隴東油氣勘探伊始，通過早三疊世的勘探，揭示了延長組的含油性。目前長慶油田在隴東地區(qū)已有了突破性進展，發(fā)現(xiàn)了鎮(zhèn)北、環(huán)江、西峰3個10 億噸級大油區(qū)。作為隴東油氣資源重要的一環(huán)，樊家川油田經(jīng)過四十幾年的注水開發(fā)，儲油量已接近極限，而近期在長6 油層組進行的試油試采，特別是在長63亞油層組中，相當(dāng)數(shù)量的探井獲得了日產(chǎn)20 t 以上的工業(yè)油流，證實了長63亞油層組的含油潛力，因此對樊家川地區(qū)長63亞油層組的油氣勘探已顯得迫在眉睫。但是目前的開采技術(shù)不足以支撐致密儲層的全面開發(fā)，面臨著成本過高、經(jīng)濟效益不佳等問題，因而有必要對儲層主控因素進行深入分析，摸清儲層發(fā)育規(guī)律，以期在普遍低滲儲層中尋找相對優(yōu)質(zhì)層段及“甜點”，這有利于提高現(xiàn)階段油氣勘探開發(fā)效率。國內(nèi)一些學(xué)者對樊家川地區(qū)長6 油層組開展了儲層特征［2-3］、非均質(zhì)性［4-5］、沉積特征［6-7］等方面的研究，而對于儲層主控因素及優(yōu)質(zhì)儲層分布預(yù)測的研究相對較薄弱，缺少對不同孔隙結(jié)構(gòu)類型的儲層開展主控因素分析。

將孔隙結(jié)構(gòu)分類與儲層主控因素剖析相結(jié)合，利用巖石薄片鑒定、物性和高壓壓汞分析等實驗手段，開展鄂爾多斯盆地樊家川地區(qū)長63儲層特征研究及孔隙結(jié)構(gòu)分類評價，預(yù)測優(yōu)質(zhì)儲層的分布情況，并對不同孔隙結(jié)構(gòu)儲層的主控因素進行研究，以期為長慶油田三疊系致密油后續(xù)的開發(fā)與評價提供借鑒。

1 地質(zhì)概況

樊家川地區(qū)位于鄂爾多斯盆地西南部（圖1a），構(gòu)造上東接陜北斜坡，西跨天環(huán)坳陷，南鄰渭北隆起，鼻隆狀古地貌走向呈東北—西南向，東北向的厚度因巖性變化逐漸變薄，直至尖滅，擁有較好的成藏條件［5］。研究區(qū)面積約1 765 km2，長6 地層表現(xiàn)為砂泥巖互層（圖1b），厚度為108.2～141.0 m，平均為121.2 m，其中長63厚度為26.2～87.0 m，平均為40.4 m，地層西傾單斜，傾角小于1°，局部低幅度構(gòu)造發(fā)育，長6 油層組油氣顯示活躍，60 余口探評井試油獲工業(yè)油流，含油面積約320 km2，其中高產(chǎn)井L489 井日產(chǎn)油量32.65 t；H331 井日產(chǎn)油量25.93 t；B71 井日產(chǎn)油量22.95 t；L303 井日產(chǎn)油量21.00 t，充分展示出巨大的勘探開發(fā)潛力。深水相在研究區(qū)廣泛發(fā)育，巖心中水平層理居多，常見植物化石，偶見液化脈和重荷模，泥礫占比較高［8］。重力流砂體是其主要的油氣儲集體，物源以西方向為主，其次是東北方向［9］。

2 儲層巖石學(xué)特征

鄂爾多斯盆地樊家川長63儲層巖石類型豐富，礦物組分間的含量差異較大，通過對138 塊巖石薄片的統(tǒng)計得出，主要巖石類型為巖屑長石砂巖，次為長石巖屑砂巖（圖2）。端元組分中石英平均體積分?jǐn)?shù)為41.19%；長石平均體積分?jǐn)?shù)為31.69%，鈉長石占比較高，次為鉀長石；巖屑平均體積分?jǐn)?shù)為27.12%，其中變質(zhì)巖巖屑、沉積巖巖屑、火山巖巖屑分別占總巖屑體積分?jǐn)?shù)的32.42%、22.15%和12.84%，其他巖屑中云母占總巖屑體積分?jǐn)?shù)的31.29%；千枚巖、石英巖和板巖的平均體積分?jǐn)?shù)分別為3.03%、1.78%和0.94%。

圖2 鄂爾多斯盆地樊家川地區(qū)長63巖石類型三角圖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.巖屑石英砂巖；Ⅵ.長石巖屑砂巖；Ⅶ.巖屑砂巖Fig.2 Triangular diagram of sandstone composition of Chang 63reservoir in Fanjiachuan area，Ordos Basin

樊家川長63儲層填隙物主要為黏土礦物膠結(jié)物和碳酸鹽膠結(jié)物。黏土礦物以水云母（7.13%）為主，含少量的綠泥石（1.23%）和極少量的高嶺石（0.14%）；碳酸鹽膠結(jié)物以鐵白云石（2.46%）為主，其次為鐵方解石（1.02%）；硅質(zhì)膠結(jié)物平均體積分?jǐn)?shù)為1.58%。碎屑粒度較細，粒徑為0.10～0.20 mm，多數(shù)樣品的粒度分布頻率圖呈現(xiàn)峰值不高的單峰型，部分樣品呈現(xiàn)峰值不高的雙峰型，兩峰有一定距離，只有少量的樣品呈現(xiàn)峰值較高的單峰型，表明砂巖粒度分布不均勻，分選中等，以細砂為主，粉砂次之，少量中砂。巖石顆粒磨圓大都為次棱狀，顆粒支撐，線接觸為主，偶見點接觸，膠結(jié)類型主要為孔隙型。

3 儲層物性及孔喉特征

3.1 物性特征

通過對鄂爾多斯盆地樊家川長63儲層1 477個巖心進行物性分析得出，樣品孔隙度為5%～10%，整體呈正態(tài)分布（圖3a），特低孔數(shù)量多，占比70.55%；低孔其次，占比27.82%；超低孔和中孔數(shù)量較少，分別占1.42% 和0.20%，平均孔隙度為9.05%。滲透率小于1 mD 的超低滲樣品占多數(shù)，占比98.65%，而特低滲樣品僅占1.35%，滲透率多小于0.30 mD（圖3b），平均滲透率為0.17 mD，表明研究區(qū)屬于特低孔、超低滲儲層。根據(jù)孔隙度-滲透率相關(guān)性曲線（圖3c）可知，長63儲層的孔隙度和滲透率呈正相關(guān)關(guān)系，相關(guān)系數(shù)為0.2306，較低的孔隙度與滲透率值反映了該儲層孔隙較小、喉道較細的物性特征［10］。

圖3 鄂爾多斯盆地樊家川地區(qū)長63儲層孔滲分布特征Fig.3 Characteristics of porosity and permeability distribution of Chang 63reservoir in Fanjiachuan area，Ordos Basin

3.2 孔隙類型

樊家川長63儲層的原生孔隙包括經(jīng)壓實壓溶、膠結(jié)作用和雜基充填后的粒間孔隙及原生晶間微孔；次生溶孔包括粒間溶孔、長石溶孔、巖屑溶孔和鑄?？?。原生孔隙主要由粒間孔（1.05%）構(gòu)成，顯微鏡下顯示孔隙形狀多呈多邊形和不規(guī)則形態(tài)（圖4a），邊界較清晰，常見于填隙物較少的舌狀砂體中。晶間微孔（0.04%）多經(jīng)高嶺石、片狀水云母及綠泥石等黏土礦物的交代作用而形成（圖4b），可有效改善儲層物性［11］。次生孔隙主要由長石溶孔（1.05%）和巖屑溶孔（0.15%）構(gòu)成（圖4c—d），少見長石顆粒完全溶蝕后形成的鑄?？祝▓D4e）。微裂隙呈細小片狀，縫面彎曲，切穿填隙物和碎屑顆粒，向一定方向延伸（圖4f），通常經(jīng)地層收縮或構(gòu)造應(yīng)力的破壞作用而形成。樊家川長63儲層構(gòu)造作用較弱而壓實作用較強，微裂隙僅占總孔隙的0.01%，對物性的改善作用不大。

圖4 鄂爾多斯盆地樊家川地區(qū)長63儲層孔隙類型（a）顆粒線接觸，原生孔隙發(fā)育，H62 井，2 473.1 m，鑄體薄片；（b）少量碎屑發(fā)生伊利石蝕變，晶間孔隙發(fā)育，B269 井，1 934.2 m，掃描電鏡；（c）長石溶孔，L434 井，2 286.1 m，鑄體薄片；（d）巖屑溶孔，C120 井，1 928.0 m，鑄體薄片；（e）鑄?？?，L175 井，2 053.0 m，鑄體薄片；（f）微裂隙，L368 井，2 245.2 m，鑄體薄片F(xiàn)ig.4 Pore types of Chang 63reservoir in Fanjiachuan area，Ordos Basin

樊家川長63儲層孔隙常以組合形式出現(xiàn)，微孔比例最高（40.99%），粒間孔和溶孔（23.60%）、溶孔（12.42%）其次，溶孔和粒間孔（9.94%）、粒間孔和微孔（6.21%）、粒間孔（4.97%）依次減小，少量發(fā)育溶孔和微孔（1.87%）。較高含量的微孔表明研究區(qū)孔徑偏小，儲層滲流能力變差。

3.3 孔喉特征

喉道作為連通各類型儲集空間的通道，控制了流體的運移，是決定儲集性能的重要因素［11］。經(jīng)壓汞實驗分析，根據(jù)儲層孔隙結(jié)構(gòu)分類標(biāo)準(zhǔn)［12］，將樊家川長63儲層孔隙結(jié)構(gòu)分為3 類（表1）。

表1 鄂爾多斯盆地樊家川地區(qū)長63儲層孔喉特征參數(shù)分類表Table 1 Classification of pore and throat characteristic parameters of Chang 63reservoir in Fanjiachuan area，Ordos Basin

Ⅲa 類門檻壓力低，一般小于2 MPa，門檻壓力與物性呈負(fù)相關(guān)關(guān)系，最大進汞飽和度高于80%，壓汞曲線平直段較長，過渡段曲率較低，汞注入孔喉量明顯。孔隙類型以微孔和粒間孔-溶孔為主，孔隙間連通性較好，物性和分選較好，占總樣品數(shù)的13.04%。

Ⅲb 類門檻壓力和中值壓力高于Ⅲa 類，最大進汞飽和度約80%，壓汞曲線平直段較短，過渡段曲率變大，汞注入孔喉量較為明顯?？紫额愋鸵晕⒖缀土ｉg孔-微孔為主，孔隙間連通性一般，物性一般，分選中等，占總樣品數(shù)的42.03%。

Ⅳ類門檻壓力和中值壓力最高，最大進汞飽和度一般小于80%，壓汞曲線無平直段，過渡段曲率較大，汞注入孔喉量一般，常見管束狀喉道，孔隙類型以微孔為主，連通性較差，物性和分選較差，占總樣品數(shù)的44.93%，且部分為無效儲層。

從孔喉結(jié)構(gòu)來看，樊家川長63儲層喉道可分為4 類：①縮頸型喉道（圖4a），一般出現(xiàn)在舌狀砂體的中心位置，表現(xiàn)出Ⅲa 類壓汞曲線特征。巖石顆粒以點-線接觸居多，部分顆粒邊緣包裹綠泥石薄膜，雜基等填隙物含量較少，孔隙大，喉道窄，連通性較好。②孔隙縮小型喉道（圖4b），多形成于孔隙的擠壓，類似縮頸型喉道，常見于顆粒支撐，膠結(jié)物較少的砂巖中，同樣表現(xiàn)出Ⅲa 類壓汞曲線特征。巖石顆粒以點—線接觸居多，孔隙和喉道的直徑比接近1，連通性較好。③片狀喉道（圖4d），一般出現(xiàn)在舌狀砂體的邊部，表現(xiàn)出Ⅲb 類壓汞曲線特征，是樊家川長63儲層主要喉道類型，巖石顆粒主要為線接觸，部分為凹凸接觸，連通性一般。④管束狀喉道（圖4d），一般出現(xiàn)在濁流砂體中，表現(xiàn)出Ⅳ類壓汞曲線特征。巖石顆粒以線接觸為主，喉道細長，孔隙即喉道本身，連通性較差。

3.4 孔隙結(jié)構(gòu)判別

在壓汞孔隙結(jié)構(gòu)特征的基礎(chǔ)上，采用統(tǒng)計軟件對研究區(qū)3 類孔隙結(jié)構(gòu)儲層69 個樣品相應(yīng)的巖石成巖參數(shù)進行分類（表2），建立不同孔隙結(jié)構(gòu)與面孔率、壓實率、膠結(jié)率和溶蝕率的判別函數(shù)［13-15］。

表2 鄂爾多斯盆地樊家川地區(qū)長63儲層成分分類與預(yù)測分類結(jié)果對比Table 2 Classification results of Chang 63reservoir in Fanjiachuan area，Ordos Basin

經(jīng)統(tǒng)計，83%的觀察值得到正確分類，可見該分類結(jié)果較可靠。在上述結(jié)果的基礎(chǔ)上，通過Fisher判別建立2 個判別函數(shù)：

式中：Ci為面孔率，%；Rco為壓實率，%；Rce為膠結(jié)率，%；Rdi為溶蝕率，%。

制作綜合判別結(jié)果分布圖（圖5）可知，函數(shù)1可明顯區(qū)分儲層類別，函數(shù)2 反映不明顯，因此使用函數(shù)1 進行孔隙結(jié)構(gòu)儲層分類識別。經(jīng)計算，Ⅲa類孔隙結(jié)構(gòu)儲層的Y值小于-1.66；Ⅲb 類孔隙結(jié)構(gòu)儲層Y值為-1.66～1.26；Ⅳ類孔隙結(jié)構(gòu)儲層Y值大于1.26。最后通過函數(shù)1 分出Ⅲa 類儲層有23個樣品，Ⅲb 類儲層有51 個樣品，Ⅳ類儲層有64個樣品。

圖5 鄂爾多斯盆地樊家川地區(qū)長63儲層孔隙結(jié)構(gòu)判別分類圖Fig.5 Discrimination and classification of pore structures of Chang 63reservoir in Fanjiachuan area，Ordos Basin

4 儲層發(fā)育影響因素

4.1 沉積作用

儲層物質(zhì)的形成來源于沉積作用，宏觀上砂體在縱橫向上的分布也受沉積作用的控制。在復(fù)雜的沉積作用中，沉積相為儲層砂巖的發(fā)育奠定基礎(chǔ)，對顆粒大小和分選程度具有決定作用，是控制儲層物性的關(guān)鍵因素［16-18］。通過巖心觀察，可見不完整的鮑馬序列AD 段及泥火焰、溝模等同生變形構(gòu)造（圖6a—6c），富含泥礫的塊狀層理及泥質(zhì)含量較少的塊狀層理（圖6d，6f），這些特征反映了樊家川長63儲層主要沉積于深水重力流環(huán)境［3-4，6-9］，并可識別出濁流、砂質(zhì)碎屑流等微環(huán)境。

圖6 鄂爾多斯盆地樊家川地區(qū)長63重力流沉積構(gòu)造特征（a）鮑馬序列AD 組合，L182 井，2 059.4 m；（b）泥火焰構(gòu)造，L330 井，2 134.6 m；（c）溝模，L430 井，2 136.5 m；（d）塊狀砂巖中含黑色泥巖漂礫，L330 井，2 158.6 m；（e）塊狀砂質(zhì)碎屑流沉積物，含黑色泥巖漂礫，L312 井，2 098.9 m；（f）塊狀砂巖，B79 井，2 085.2 mFig.6 Sedimentary structural characteristics of gravity flow of Chang 63reservoir in Fanjiachuan area，Ordos Basin

濁流多見于灰色粉砂巖和細砂巖，由于碎屑流具有底部層流段、頂部塞流段的韻律特征［19］，頂部流體密度較低，搬運能力有限，懸浮的碎屑顆粒一般為粉砂或粉細砂及大量的泥砂，流體在底部高密度沉積物卸載后繼續(xù)向前推進，逐級遞減沉降，形成濁流，因此多見正粒序遞變層理［20］。在粒序?qū)永砩皫r上還會出現(xiàn)水平層理等牽引流構(gòu)造，表現(xiàn)為鮑馬序列AD 段等。濁流砂體厚度較小，物性較差，平均孔隙度為7.48%，平均滲透率為0.07 mD（圖7a）。

砂質(zhì)碎屑流沉積物的主要巖性為細砂巖和粉砂巖，巖心觀察識別出2 種類型沉積物：富含泥礫（圖6d，6e）和泥質(zhì)含量較少的塊狀粉、細砂巖（圖6f）。砂質(zhì)碎屑流在平面上呈不規(guī)則、連續(xù)分布的舌狀體，凝結(jié)式的整體搬運經(jīng)過多期疊置，砂體厚度較大，平均孔隙度為10.81%，平均滲透率為0.29 mD（圖7a）。但是砂質(zhì)碎屑流成因的砂巖，物性差異變化較大。分析認(rèn)為，砂質(zhì)碎屑流在搬運過程中，有不均勻的泥質(zhì)雜基充填在顆?？紫堕g，使得同一砂巖的不同位置其巖石骨架顆粒成分有明顯的差異，低巖屑低黏土含量的地方發(fā)育中、大孔隙的儲層，雜基和巖屑含量較高的地方則發(fā)育小孔隙的儲層。

圖7 鄂爾多斯盆地樊家川地區(qū)長63不同成因砂體（a）、不同類型儲層（b）物性交會圖Fig.7 Crossplots of physical properties of sand bodies of different genesis（a）and different types of reservoirs（b）of Chang 63reservoir in Fanjiachuan area，Ordos Basin

孔隙度（φ）和滲透率（K）均為表征儲層儲集能力的重要參數(shù)，油層有效厚度（H）代表儲層含油性，KφH這一參數(shù)能代表儲層儲油能力［21］。從不同砂體結(jié)構(gòu)的KφH值與含油飽和度交會圖可以看出（圖8a），濁流的平均KφH值為0.06，平均含油飽和度為24.34%，含油性較差；砂質(zhì)碎屑流的KφH值平均為0.77，平均含油飽和度為46.93%，含油性較好。濁流的KφH值偏低是因為其物性和有效厚度都較低，而砂質(zhì)碎屑流物性較好，有效厚度也大，因而KφH值較高。

圖8 鄂爾多斯盆地樊家川地區(qū)長63不同成因砂體（a）、不同類型儲層（b）的儲油能力與含油飽和度相關(guān)圖Fig.8 Relationships between oil storage capacity parameter（KφH）and oil saturation of different genetic sand bodies（a）and different types of reservoirs（b）of Chang 63reservoir in Fanjiachuan area，Ordos Basin

隴東長6 儲層緊鄰長7 烴源巖，形成垂向疊置的源儲組合關(guān)系，因此長6 砂層普遍含油。結(jié)合不同孔隙結(jié)構(gòu)儲層的KφH值與含油飽和度交會圖可知（圖8b），濁流中差油層占比25.49%，水層和干層占74.51%，而砂質(zhì)碎屑流中油層占比47.06%，差油層占比44.12%，水層和干層占8.82%，可見砂質(zhì)碎屑流的含油性明顯好于濁流。此外，Ⅲa 類儲層以油層為主，占比83.33%，平均KφH值為1.79，平均含油飽和度為57.29%，含油性較高，儲層品質(zhì)較好；Ⅲb 類儲層以差油層為主，占比65.79%，平均KφH值為0.21，平均含油飽和度為42.92%，含油性和儲層品質(zhì)均一般；Ⅳ類儲層以水層和干層為主，占比71.43%，平均KφH為0.07，平均含油飽和度為28.01%，含油性和儲層品質(zhì)較差。

參考蘭葉芳等［22］對長6 儲層分類評價標(biāo)準(zhǔn)，綜合不同成因砂體和孔隙結(jié)構(gòu)儲層物性等參數(shù)，制定了樊家川長63儲層孔隙結(jié)構(gòu)分類評價標(biāo)準(zhǔn)（表3），并預(yù)測了儲層孔隙結(jié)構(gòu)平面分布特征（圖9）。

表3 鄂爾多斯盆地樊家川地區(qū)長63孔隙結(jié)構(gòu)儲層綜合分類評價Table 3 Comprehensive classification and evaluation of pore structures of Chang 63reservoir in Fanjiachuan area，Ordos Basin

圖9 鄂爾多斯盆地樊家川地區(qū)長63儲層沉積微相及孔隙結(jié)構(gòu)評價圖Fig.9 Sedimentary microfacies and pore structure evaluation of Chang 63 reservoir in Fanjiachuan area，Ordos Basin

結(jié)果表明，Ⅲa 類儲層主要分布在砂質(zhì)碎屑流的中心位置一帶，砂巖厚度為14.5～34.5 m，平均為22.05 m，成片的厚層砂體具有較好的連通性，平均孔隙度為12.70%，平均滲透率為0.69 mD。Ⅲb 類儲層主要分布在砂質(zhì)碎屑流的邊緣一帶，隨著流體搬運距離的增加，部分在坡折帶發(fā)生垮塌的泥巖被帶入上層和側(cè)緣砂體，一方面泥質(zhì)含量增加使喉道被分割成眾多微細喉道，孔徑減小，滲流能力降低［23］；另一方面?zhèn)染壟c前端砂體呈扇狀發(fā)散，形成的砂質(zhì)碎屑流厚度較小，砂巖厚度為7.1～24.9 m，平均為12.9 m，平均孔隙度為10.06%，平均滲透率為0.14 mD。Ⅳ類儲層主要分布在濁流一帶，濁流能量低，很難淘洗掉流體搬運過程中的黏土雜基，同時易卷入湖底泥質(zhì)，造成砂巖整體雜基和泥質(zhì)含量高，砂巖厚度為4.4～13.8 m，平均為7.7 m，平均孔隙度為7.76%，平均滲透率為0.07 mD。

通過對研究區(qū)B75 井不同成因砂巖的測井、巖性、物性、產(chǎn)能分析發(fā)現(xiàn)（圖10），砂質(zhì)碎屑流具有顆粒較粗、泥質(zhì)含量較低的沉積特征，巖性主要為細砂巖，自然伽馬曲線呈齒化箱形或鐘形［24-25］，物性較好，平均孔隙度為9.98%，平均滲透率為0.12 mD，日產(chǎn)油達到21 t；濁流沉積物粒度較細，泥質(zhì)含量較高，巖性主要為粉砂巖、泥質(zhì)粉砂巖，自然伽馬曲線呈齒化漏斗形或指形，物性較差，平均孔隙度為8.58%，平均滲透率為0.07 mD，測井解釋顯示B75井長63儲層的濁流為干層，反映出濁流的含油性不如砂質(zhì)碎屑流。

圖10 鄂爾多斯盆地樊家川地區(qū)B75 井長63儲集砂體沉積微相-巖性-測井-物性-產(chǎn)能關(guān)系Fig.10 Correlation among sedimentary microfacies，lithologies，logging，physical properties and productivity of Chang 63reservoir of well B75 in Fanjiachuan area，Ordos Basin

4.2 成巖作用

除了受沉積相的控制外，樊家川長63儲層發(fā)育還受多種類型成巖作用的影響。以研究區(qū)各成巖作用的定量分析為基礎(chǔ)，參考其他學(xué)者的研究成果［26］，制定了樊家川長63儲層成巖作用強度分級標(biāo)準(zhǔn)（表4）。

表4 鄂爾多斯盆地樊家川地區(qū)長63 壓實、膠結(jié)、溶蝕作用對儲層質(zhì)量影響程度的分級標(biāo)準(zhǔn)Table 4 Classification standard of influences of compaction，cementation and dissolution on reservoir quality of Chang 63reservoir in Fanjiachuan area，Ordos Basin

4.2.1 壓實作用

壓實作用大幅減少了原始孔隙度，是影響儲集性能與孔隙演化的主要因素［27］。鏡下觀察石英、燧石、石英巖巖屑等剛性顆粒經(jīng)壓實產(chǎn)生破裂和壓溶現(xiàn)象，云母、泥質(zhì)巖屑等塑性顆粒經(jīng)壓實充填于顆粒間，表明強烈的壓實作用導(dǎo)致了儲層致密化。對壓實作用強度分布規(guī)律的分析表明（圖11a），Ⅲa類孔隙結(jié)構(gòu)儲層壓實率主要為50%～70%，平均為62.57%，主要為中等壓實；Ⅲb 類孔隙結(jié)構(gòu)儲層壓實率一般大于60%，平均為64.05%，主要為中—強壓實；Ⅳ類孔隙結(jié)構(gòu)儲層壓實率大于60%，平均為62.43%，主要為中—強壓實。出現(xiàn)這種差異的原因在于越差的儲層平均粒徑越小，顆粒比表面積越大，在相同壓力下，變形和滑動的可能性越小，載荷的壓力主要用來擠壓孔隙，另外分選越差的儲層中細顆粒易充填于粗顆粒之間，顆粒重新排列后產(chǎn)生的減孔效應(yīng)越強；而優(yōu)質(zhì)儲層擁有較高含量的巖漿巖巖屑，經(jīng)蝕變形成綠泥石包膜，有助于抑制石英次生加大，提高砂巖的抗壓實能力［24］。計算得出原始孔隙度分布在29.49%～47.72%之間，平均為36.82%，樣品原始孔隙度的變化較大，說明長63儲層受沉積期沉積砂體的壓實作用影響較大［28］。

4.2.2 膠結(jié)作用

膠結(jié)作用的本質(zhì)是自生礦物固結(jié)成巖，研究區(qū)長63儲層膠結(jié)物較發(fā)育，主要包括黏土礦物膠結(jié)物、碳酸鹽膠結(jié)物等。對膠結(jié)作用強度分布規(guī)律的分析表明（圖11b），Ⅲa 類儲層膠結(jié)率主要為60%～80%，平均為71.79%，以中—強膠結(jié)為主；Ⅲb 類儲層膠結(jié)率主要為70%～90%，平均為81.03%，以強膠結(jié)為主；Ⅳ類儲層膠結(jié)率一般大于90%，平均為92.24%，以極強膠結(jié)為主，大幅減少了孔隙空間，儲層滲流能力差。對比樊家川長63儲層壓實和膠結(jié)作用的影響（圖12），平均壓實減孔量為18.00%，平均膠結(jié)減孔量為9.51%，反映出壓實作用是主控成巖作用。

圖11 鄂爾多斯盆地樊家川地區(qū)長63儲層成巖強度分布圖Fig.11 Histogram of diagenetic intensity distribution of Chang 63reservoir in Fanjiachuan area，Ordos Basin

圖12 鄂爾多斯盆地樊家川地區(qū)長63儲層壓實與膠結(jié)作用關(guān)系圖Fig.12 Relationship between compaction and cementation of Chang 63reservoir in Fanjiachuan area，Ordos Basin

（1）黏土礦物膠結(jié)物。研究區(qū)長63儲層黏土礦物膠結(jié)物以水云母和綠泥石為主。水云母鏡下表現(xiàn)為不規(guī)則鱗片狀，一般分布在原生孔的邊緣，與其他黏土礦物共生。研究區(qū)水云母由高嶺石、綠泥石及碎屑顆粒伊利石化而成，多呈絲縷狀，這種形狀的水云母常被孔喉中的流體沖刷折斷，在一些喉道偏小、水動力不足的儲層中緩慢堆積，堵塞喉道，降低了儲層滲透率。Ⅲa 類儲層水云母體積分?jǐn)?shù)主要為0～9.50%，平均為4.42%；Ⅲb 類儲層水云母體積分?jǐn)?shù)主要為0～12.30%，平均為6.07%；Ⅳ類儲層水云母體積分?jǐn)?shù)主要為0～29.20%，平均為8.96%，可以看出，水云母是降低孔隙度的主要膠結(jié)物（圖13a）。

圖13 鄂爾多斯盆地樊家川地區(qū)長63膠結(jié)物體積分?jǐn)?shù)與面孔率相關(guān)圖Fig.13 Relationship between surface porosity and cement contentofChang63reservoirinFanjiachuanarea，OrdosBasin

綠泥石包膜可以阻隔孔隙水，使孔隙水與礦物間的離子交換無法進行。優(yōu)質(zhì)儲層在原生粒間孔壁上的綠泥石包膜厚度較大，阻礙了顆粒的自生加大，使得粒間孔易于保存；綠泥石襯墊一般呈針葉狀從垂直綠泥石包膜的方向往孔隙生長，厚度為10～15 μm，這種綠泥石襯墊能抑制石英自生加大，提高儲層的抗壓能力，保護原始孔隙［29］。綠泥石的形成與塑性巖屑和巖漿巖巖屑的蝕變有關(guān)，Ⅲa 類儲層綠泥石體積分?jǐn)?shù)主要為0～10%，平均為1.95%；Ⅲb類儲層綠泥石體積分?jǐn)?shù)主要為0～12%，平均為1.20%；Ⅳ類儲層綠泥石體積分?jǐn)?shù)主要為0～14%，平均為0.98%（圖13b）。研究區(qū)長63儲層整體物性之所以較差，一定程度上也和綠泥石的含量較低有關(guān)。

（2）碳酸鹽膠結(jié)物。樊家川長63儲層碳酸鹽膠結(jié)物主要有鐵白云石、鐵方解石、方解石等，與面孔率呈負(fù)相關(guān)關(guān)系（圖13c）。碳酸鹽膠結(jié)物的含量與地層水中的Ca2+濃度呈正相關(guān)關(guān)系［30］，Ca2+為碳酸鹽膠結(jié)物的析出提供了豐富的物質(zhì)基礎(chǔ)。Ⅲa 類儲層平均Ca2+濃度為1 361 mg/L，碳酸鹽膠結(jié)物平均體積分?jǐn)?shù)為2.57%；Ⅲb 類儲層平均Ca2+濃度為1 620 mg/L，碳酸鹽膠結(jié)物平均體積分?jǐn)?shù)為3.88%；Ⅳ類儲層平均Ca2+濃度為2 150 mg/L，碳酸鹽膠結(jié)物平均體積分?jǐn)?shù)為4.30%。Ca2+濃度的不同導(dǎo)致了碳酸鹽膠結(jié)物分布的差異性，從而影響儲層孔隙度。通過對成巖序列的分析，判斷研究區(qū)存在2 期碳酸鹽膠結(jié)：①形成時間早成巖A 期，泥晶狀碳酸鹽沉淀后形成早期泥晶方解石膠結(jié)物，以鈣質(zhì)膠結(jié)層為主，砂巖抗壓實能力增強，為后期溶蝕作用的發(fā)生提供物質(zhì)基礎(chǔ)［31］；②形成時間中成巖A 期，一般為亮晶狀，經(jīng)壓實充填進一步縮小孔隙，使儲層致密化［32-33］。碳酸鹽膠結(jié)物對樊家川長63儲層孔隙的負(fù)面影響僅次于水云母。

4.2.3 溶蝕作用

溶蝕作用是有利的成巖作用，先期組分被溶解后，形成次生孔隙，提高儲層物性［34］。研究區(qū)主要的溶蝕孔為長石溶孔，占全部溶蝕孔的81.67%，其次為巖屑溶孔，占全部溶蝕孔的12.01%（圖14），粒間溶孔僅占全部溶蝕孔的6.08%，剩余微量的碳酸鹽溶孔和雜基溶孔。對溶蝕作用強度分布規(guī)律的分析表明（圖11c），Ⅲa 類儲層溶蝕率主要分布在大于70%的區(qū)間內(nèi)，平均為63.03%，其強烈的溶蝕作用產(chǎn)生了豐富的溶蝕孔，這對優(yōu)質(zhì)儲層的形成具有重要意義；Ⅲb 類儲層溶蝕率主要分布在大于70%和小于30%的區(qū)間內(nèi)，平均為54.62%，屬于中等溶蝕；Ⅳ類儲層溶蝕率分布在小于30%和大于70%的區(qū)間內(nèi)，平均為51.13%，屬于中等溶蝕。孔喉發(fā)育情況較好的儲層易于酸性流體的進入，溶蝕孔含量也越高。對于超低滲儲層而言，即使是少量的次生溶孔也可使物性得到一定程度的改善［23］。

圖14 鄂爾多斯盆地樊家川地區(qū)長63溶蝕孔體積分?jǐn)?shù)與面孔率相關(guān)圖Fig.14 Relationship between surface porosity and dissolved pores content of Chang 63reservoir in Fanjiachuan area，Ordos Basin

同生期至早成巖期間，地層酸性水的淋濾導(dǎo)致不穩(wěn)定長石溶解后生成高嶺石［28］，但溶解產(chǎn)生的次生孔隙很難在壓實的影響下保存至深埋藏階段。由于壓實作用釋放出酸性水，流體中的K+/H+活度變高，一方面在開放-半開放體系中發(fā)生高嶺石的伊利石化（圖15）；另一方面，孔隙水中K+的排出消耗促使更多的鈉長石、鉀長石發(fā)生溶解，同時也有少量的巖屑開始溶解。由于長6 砂巖鄰近烴源巖，致使中成巖期有機酸侵入，鈉長石和鉀長石發(fā)生大量溶蝕。此外由于變質(zhì)巖巖屑溶蝕效果較差，而樊家川長63儲層變質(zhì)巖巖屑含量較高，即使在有利的溶蝕環(huán)境中，巖屑的溶解程度也不高。在地溫高于120℃的深埋藏階段封閉條件下，高嶺石大量轉(zhuǎn)化成伊利石，同時鉀長石的溶蝕也生成了伊利石，這促使了更多的鉀長石發(fā)生溶蝕（圖15）。

圖15 鄂爾多斯盆地樊家川地區(qū)長63儲層長石演化過程Fig.15 Evolution process of feldspar of Chang 63 reservoir in Fanjiachuan area，Ordos Basin

5 油氣地質(zhì)意義

致密儲層具有巖性整體較細、超低滲、砂體連片分布等特征，由于致密油藏中啟動壓力梯度的存在，不僅增大了原油開采難度，還降低了原油采收率，因此想要實現(xiàn)致密儲層的有效開發(fā)，還需對相關(guān)技術(shù)進行研發(fā)和改進。以目前的開發(fā)技術(shù)條件，要想實現(xiàn)致密砂巖儲層的有效開發(fā)，必須堅持“先易后難”的原則，即在對儲層進行綜合分類評價的基礎(chǔ)上，優(yōu)先開發(fā)含油性相對較好的區(qū)域，同時對含油性一般或者較差的區(qū)域進行攻關(guān)研究和實驗，留待技術(shù)突破后再進行開發(fā)。

盡管重力流沉積中的砂質(zhì)碎屑是有利的沉積微相特征，但其儲層孔隙結(jié)構(gòu)類型差別很大，在儲層孔隙結(jié)構(gòu)特征研究基礎(chǔ)上，開展有利相帶研究，能有效提高致密儲層“甜點”預(yù)測的成功率。在成巖主控因素方面，Ⅲa 類儲層是強溶蝕，Ⅲb 和Ⅳ類儲層是中等溶蝕作用，如果不區(qū)分孔隙結(jié)構(gòu)類型進行主控因素分析，就會得出研究區(qū)溶蝕作用以中等溶蝕作用為主的片面認(rèn)識。此外，壓實率和膠結(jié)率也是具有類似規(guī)律。在樊家川地區(qū)長63儲層孔隙類型結(jié)構(gòu)特征及其主控因素研究的基礎(chǔ)上，提出Ⅲa類儲層分布區(qū)域為有利建產(chǎn)區(qū)（參見圖9）：A 油區(qū)，面積約25.33 km2，平均試油產(chǎn)量17.99 t/d；B 油區(qū)，面積約34.38 km2，平均試油產(chǎn)量16.92 t/d；C 油區(qū)，面積約199.40 km2，平均試油產(chǎn)量15.47 t/d；D 油區(qū)，面積約106.35 km2，平均試油產(chǎn)量14.14 t/d。Ⅲa類儲層含油性總體較好，其他類型含油性一般或較差。因此，基于孔隙結(jié)構(gòu)分類的儲層主控因素分析，能較好表征不同孔隙結(jié)構(gòu)儲層儲集能力的差異，提高致密油有利區(qū)預(yù)測的成功率，對長慶油田致密油儲層控制因素分析具有借鑒意義。

6 結(jié)論

（1）依據(jù)孔隙結(jié)構(gòu)特征將鄂爾多斯盆地樊家川地區(qū)長63儲層由好到差分成3 類，Ⅲa 類儲層主要分布在砂質(zhì)碎屑流的中心位置一帶，喉道類型主要為縮頸型喉道和孔隙縮小型喉道，儲集和滲流能力表現(xiàn)相對優(yōu)異，是勘探開發(fā)首選區(qū)域。Ⅲb 類儲層主要分布在砂質(zhì)碎屑流的邊緣一帶，喉道類型主要為片狀喉道，儲集能力一般，但具有較大的潛力；Ⅳ類儲層主要分布在濁流一帶，喉道類型主要為管束狀喉道，儲集性較差，沒有開發(fā)價值。

（2）沉積微相是控制樊家川長63儲層物性和含油性的關(guān)鍵因素。Ⅲa 類儲層發(fā)育厚層砂質(zhì)碎屑流，泥質(zhì)含量較低，儲層質(zhì)量相對優(yōu)異；Ⅲb 類儲層主要發(fā)育薄層砂質(zhì)碎屑流，儲層質(zhì)量一般；Ⅳ類儲層多發(fā)育薄層濁流，泥質(zhì)含量較高，儲層質(zhì)量較差。

（3）壓實作用是造成樊家川地區(qū)長63儲層致密化的主要成巖作用，膠結(jié)作用和溶蝕作用是造成該儲層孔隙結(jié)構(gòu)差異的重要因素。此外不同孔隙結(jié)構(gòu)儲層受到壓實和破壞性膠結(jié)作用的影響程度大小次序為Ⅳ類＞Ⅲb 類＞Ⅲa 類；不同孔隙結(jié)構(gòu)儲層受到建設(shè)性膠結(jié)作用及溶蝕作用的改善效果大小次序為Ⅲa 類＞Ⅲb 類＞Ⅳ類。

（4）在孔隙結(jié)構(gòu)特征分析的基礎(chǔ)上，建立不同孔隙結(jié)構(gòu)儲層與普通薄片成巖參數(shù)的識別函數(shù)，實現(xiàn)了對沒有壓汞數(shù)據(jù)的巖石薄片樣品進行孔隙結(jié)構(gòu)分類的目的，對長慶油田致密儲層孔隙結(jié)構(gòu)分類及評價有借鑒意義。