董海波，相金元，李 玲，白聰萍，何子瓊，王美霞，郭艷琴

(1.延長油田股份有限公司 開發(fā)部，陜西 延安 716000； 2.中國石油集團西部鉆探工程有限公司 工程技術(shù)處，新疆 烏魯木齊830011； 3.中國石油長慶油田分公司 第七采油廠，陜西 西安 710200； 4.延長油田股份有限公司 南泥灣采油廠，陜西 延安 716000；5.成都錦城學院 建筑學院，四川 成都 611731； 6.中石油 煤層氣有限責任公司，北京 100020； 7.西安石油大學 地球科學與工程學院/陜西省油氣成藏地質(zhì)學重點實驗室，陜西 西安 710065)

引 言

蟠龍油田位于鄂爾多斯盆地東部，總面積達4252[1]。該油田在東、西、南、北方向分別與青化貶油田、安塞油田、青化貶油田丁莊長2區(qū)塊和子長油田余家坪以及寺灣長2區(qū)塊相毗鄰[2]。長2油層組是該油田主力產(chǎn)油層，其埋深介于580～635 m，可以細分為長21、長22、長23三個油層亞組，主要含油層段位于長21和長22油層亞組[3]。蟠龍油田長2油層組具有油藏規(guī)模小但儲量高、孔隙度相對較高但滲透率低、隱蔽性強且勘探難度大的特點。因此，查明儲層的主控因素對于尋找低滲透率背景下的優(yōu)質(zhì)儲層分布區(qū)域具有重要的勘探指導意義。本文通過巖心觀察、薄片鑒定、粒度分析、掃描電鏡分析、壓汞測試及全巖X衍射分析等多種方法對蟠龍油田長2油層組的儲層巖石學特征、孔隙類型、孔喉結(jié)構(gòu)以及物性特征等進行全面研究，并從沉積相、成巖作用以及巖石成分等多角度對低滲透儲層的控制因素進行深入分析。研究結(jié)果將為研究區(qū)內(nèi)油藏開發(fā)、有利區(qū)優(yōu)選以及石油資源的儲量評價提供參考依據(jù)。

1 巖石學特征

蟠龍油田長2油層組主要發(fā)育長石砂巖和巖屑長石砂巖(圖1)，巖石顏色整體為淺灰色。粒度分析結(jié)果表明，長2油層組砂巖粒度相對較粗，90%以上為細粒、細-中粒以及中粒砂巖，并且這類砂巖儲油性相對較高，而粉細砂巖和粉砂巖體積分數(shù)低于10%，基本不具有儲油性能。

圖1 蟠龍油田長2油層組砂巖體積分數(shù)端元Fig.1 Classification diagram of sandstone composition of Chang 2 reservoir in Panlong Oilfield

砂巖粒度一般與碎屑含量呈正比，而與云母、泥質(zhì)等填隙物組分的含量成反比。區(qū)內(nèi)低滲透砂巖碎屑成分體積分數(shù)一般在85.0%～95.0%，其中，長石體積分數(shù)最高，介于38.0%～52.0%，平均48.8%，并且長石表面高嶺石化現(xiàn)象較嚴重，表明長石可能經(jīng)歷了強烈的蝕變作用。石英體積分數(shù)次之，多介于24.0%～33.5%，平均29.7%。巖屑體積分數(shù)相對較低，整體介于6.5%～14.0%，平均8.9%。而云母體積分數(shù)更小，一般介于1.0%～6.0%，平均3.3%(圖2)。上述分析表明，研究區(qū)長2油層組低滲透砂巖具有不穩(wěn)定組分含量高、穩(wěn)定組分含量低的特點，反映巖石成分成熟度相對較低。

圖2 蟠龍油田長2砂巖儲層碎屑及填隙物組分含量分布Fig.2 Component histogram of clastic and interstitial materials in Chang 2 sandstone reservoir of Panlong Oilfield

填隙物可占巖石總體積的5.0%～15.0%，平均8.8%。成分主要為膠結(jié)物，雜基含量很少。其中，膠結(jié)物類型包括方解石(鐵方解石)(占填隙物總量的44.8%)、綠泥石(占填隙物總量的39.3%)和硅質(zhì)(一般為填隙物總量的15.9%)(圖2)。

碎屑顆粒多為次圓-次棱角狀，磨圓程度相對較高，分選較好，顆粒接觸關(guān)系主要為線接觸或點-線接觸，相互之間為顆粒支撐?？紫?薄膜式和再生-孔隙式膠結(jié)為研究區(qū)為主要的膠結(jié)類型。可見，研究區(qū)長2油層組低滲透砂巖結(jié)構(gòu)成熟度相對較高。

2 物性特征

共收集的73口井近2 300塊巖心及薄片物性資料統(tǒng)計結(jié)果顯示，蟠龍油田長2油層組孔隙度主要介于2.1%～22.4%，峰值區(qū)間位于8.0%～22.0%，平均12.5%，中值為13.4%；滲透率整體介于(0.01～769.89)×10-3μm2，峰值區(qū)間位于(0.20～50.00)×10 μm2，平均10.24×10-3μm2，中值為1.91×10-3μm2(表1)，表明長2油層組為典型的低滲、特低滲儲層[4]。

表1 蟠龍油田三疊系延長組長2砂巖實測物性數(shù)據(jù)Tab.1 Measured physical property data of Chang 2 sandstone in Triassic Yanchang Formation of Panlong Oilfield

3 孔隙類型及結(jié)構(gòu)

3.1 孔隙類型

鑄體薄片鑒定、掃描電鏡分析結(jié)果表明，長2油層組粒間孔為主導孔隙類型，溶蝕孔隙次之，而微裂縫發(fā)育相對較少(圖3(a))。統(tǒng)計結(jié)果表明，總面孔率在6.1%～10.8%，平均8.5%。

(1)粒間孔

研究區(qū)以殘余粒間孔隙為主。統(tǒng)計分析表明，其含量一般介于4.0%～9.9%，平均6.9%。

(2)溶蝕孔隙

區(qū)內(nèi)溶蝕孔隙類型較多，包括粒間溶孔、粒內(nèi)溶孔和鑄?？紫叮偤科骄s1.8%。

粒間溶孔是研究區(qū)溶蝕孔隙的最主要類型，平均體積占總?cè)芪g孔隙體積的58.8%。主要分布在綠泥石襯邊發(fā)育的中等厚度(一般介于0.5～5.0 μm)砂巖中。此類綠泥石襯邊為酸性溶液溶蝕長石碎屑和易溶碳酸鹽膠結(jié)物提供了條件，有利于粒間溶蝕孔隙的形成(圖3(b))。隨著溶蝕作用的增強，粒間碳酸鹽膠結(jié)物、部分長石顆粒甚至可以完全被溶解，并且會促使部分綠泥石襯邊發(fā)生溶蝕。粒間溶蝕孔隙連通性較好，有效改善了儲層物性[5]。

本區(qū)粒內(nèi)溶孔中占比最高的為長石粒內(nèi)溶孔(占總?cè)芪g孔隙體積約36.9%)，多沿長石的礦物解理或裂紋方向發(fā)育(圖3(c))，并且長石顆粒粒內(nèi)溶蝕作用較為強烈，有的孔隙甚至可以與其他次生溶蝕孔隙相連通，儲、滲效果相對較好。

圖3 研究區(qū)長2油層組砂巖儲集空間類型Fig.3 Distribution histogram of different types of reservoir spaces in Chang 2 sandstone of Panlong Oilfield

鑄?？紫对谘芯繀^(qū)發(fā)育相對較少，平均僅占溶蝕孔隙體積的4.3%。

(3)微裂縫

雖然研究區(qū)長2油層組微裂縫相對不發(fā)育，但其類型較多。巖心中常見構(gòu)造成因的剪切縫或壓扭縫，縫面平整光滑。產(chǎn)狀一般為垂直或高角度，縱向延伸一般約5～20 cm或100～200 cm不等，最長可至3.6 m，裂縫寬度多介于0.01～0.2 mm。顯微鏡下常見由壓實、收縮作用及溶蝕作用等各類成巖作用所形成的沿層理分布的水平縫，并伴有部分細小構(gòu)造裂縫。觀察和統(tǒng)計發(fā)現(xiàn)，微裂縫主要發(fā)育在長22油層亞組，該亞組砂巖的平均微裂縫面密度約為0.009 8 L/mm2。

3.2 孔喉大小及分布特征

本區(qū)長2儲層孔徑主要介于30～80 μm，平均46 μm；喉道直徑主要介于2.5～1.00 μm，其次為2.5～3.5 μm。綜合Archie和Pittman[6-7]提出的經(jīng)典分類以及已有的鄂爾多斯盆地延長組儲層孔、喉的分類標準和命名原則(表2)，認為蟠龍油田長2油層組以中-小孔、中細喉道為主。

表2 砂巖孔隙、喉道分級標準Tab.2 Classification standard for pore and throat in sandstone

3.3 孔隙結(jié)構(gòu)

壓汞曲線類型、孔隙度(Φ)、滲透率(K)、排驅(qū)壓力(pd)、中值壓力(p50)、平均孔隙半徑(Rap)、平均喉道半徑(Rat)、中值喉道半徑(R50)和最大孔喉半徑(Rd)等參數(shù)是低滲透儲層孔隙結(jié)構(gòu)分類的重要參考依據(jù)[8]。本文在壓汞曲線形態(tài)特征分析的基礎(chǔ)上，結(jié)合鑄體薄片、圖像孔隙、掃描電鏡分析以及實測孔隙度、滲透率資料統(tǒng)計，將本區(qū)長2油層組砂巖儲層的孔隙結(jié)構(gòu)劃分為Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ、Ⅳ類(表3)。

Ⅰ類儲層Φ值一般介于17%～20%，K值一般介于(50～100)×10-3μm2。pd及p50分別介于0.03～0.04 MPa和0.19～0.27 MPa。 孔喉半徑大，Rap一般介于70～90 μm，屬大孔—中孔型，Rat及R50分別介于4.18～6.06 μm和2.73～4.04 μm，Rd一般介于17～25 μm，屬粗喉道。

Ⅱ類儲層Φ一般在15%～17%，K一般于(10～50)×10-3μm2。pd及p50分別介于0.04～0.11 MPa和0.27～0.68 MPa。孔喉半徑較大，Rap介于55～70 μm，屬中孔型，Rat及R50分別介于1.77～4.18 μm和1.1～2.73 μm，Rd介于7～17 μm，屬粗喉道。

Ⅲ類儲層Φ一般介于14%～15%，K值介于(5～10)×10-3μm2。pd及p50分別介于0.11～0.16 MPa和0.68～1.00 MPa。孔喉半徑中等，Rap通常介于50～60 μm，屬中孔型，Rat和R50分別為1.22～1.77 μm和0.75～1.10 μm，Rd介于4.83～7.05 μm，屬中細喉道。

Ⅳ類儲層Φ值一般介于11%～14%，K值介于(1～5)×10-3μm2。pd及p50分別介于0.16～0.37 MPa和1.00～2.49 MPa?？缀戆霃较鄬^小，Rap為30～50 μm，屬小孔型；Rat和R50分別為0.52～1.22 μm和0.30～0.75 μm，Rd為2.01～4.83 μm，屬中細喉道。

上述Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ類孔隙結(jié)構(gòu)主要發(fā)育在研究區(qū)長2油層組河道微相中，與之不同的是，Ⅳ類孔隙結(jié)構(gòu)不僅在河道微相有發(fā)育，而且在河道側(cè)翼也常見。

表3 儲層分類孔隙結(jié)構(gòu)參數(shù)Tab.3 Pore structure parameters for reservoir classification and evaluation

4 儲層物性主控因素

低滲透儲層的形成往往受沉積環(huán)境與沉積相、成巖環(huán)境和成巖作用、構(gòu)造斷裂活動、巖石組分和結(jié)構(gòu)等多種因素的控制[9-12]。通過對儲層基本特征、沉積相分布和成巖作用類型等方面的研究，認為蟠龍油田長2低滲透儲層主要受沉積微相、成巖作用以及巖石組分差異等三方面因素的控制。

4.1 沉積微相對儲層物性的影響

蟠龍油田長2油層組主要為辮狀河流相沉積。其中，河道亞相中發(fā)育河道砂壩和河道側(cè)翼微相，堤岸亞相中發(fā)育天然堤和決口扇微相。從不同沉積微相的砂體物性特征分布圖可以看出，不論是孔隙度(圖4(a))還是滲透率(圖4(b))，不同沉積微相之間差異都比較明顯。具體而言，河道微相砂體物性最好(長21、長22、長23油層亞組平均孔隙度分別為9.85%、12.13%和11.30%，平均滲透率分別為5.38×10-3、15.44×10-3、7.84×10-3μm2)，決口扇砂體物性最差(長21、長22、長23油層亞組平均孔隙度分別為5.98%、11.00%和10.72%，平均滲透率值分別為0.92×10-3、7.31×10-3、4.77×10-3μm2)，而河道側(cè)翼砂體(長21、長22、長23油層亞組平均孔隙度分別為9.11%、11.34%和11.21%，平均滲透率值分別為4.51×10-3、10.44×10-3、5.97×10-3μm2)和天然堤砂體(長21、長22、長23油層亞組平均孔隙度分別為10.39%、10.79%和11.23%，平均滲透率值分別為1.71×10-3、10.48×10-3、6.70×10-3μm2)物性大小基本處于前兩者之間，但天然堤砂體物性整體略好于河道側(cè)翼砂體，有時比河道側(cè)翼砂體物性差一些。

圖4 不同沉積微相砂體的物性特征Fig.4 Physical characteristics of sandstone with different sedimentary facies

4.2 成巖作用對儲層物性的影響

低滲透儲層在很大程度上受控于成巖作用，尤其是強烈的壓實作用和膠結(jié)作用對儲層物性破壞嚴重[13]。通過常規(guī)薄片和鑄體薄片鑒定以及掃描電鏡分析等識別研究區(qū)長2砂巖儲層經(jīng)歷的成巖作用主要包括壓實作用、膠結(jié)作用和溶蝕作用。其壓實作用主要為塑性顆粒壓彎變形。膠結(jié)作用以碳酸鹽膠結(jié)物發(fā)育和綠泥石薄膜/襯邊發(fā)育和石英次生加大為代表。溶蝕作用主要為長石、石英顆粒等的溶解作用。不同類型的成巖對低滲透儲層的物性都有影響。

(1)壓實作用

強烈的壓實作用往往會導致砂巖儲層的孔隙大量損失[14]。蟠龍油田長2油層組砂巖原生孔隙喪失的主要原因就是壓實作用。黑云母、泥巖巖屑及泥巖內(nèi)碎屑等塑性顆粒發(fā)生的變形和扭曲均是強烈機械壓實作用的結(jié)果，這些顆粒被擠入粒間孔中后會直接導致孔隙度減小(圖5(a))。研究區(qū)化學壓實作用產(chǎn)生的巖石類型在顆粒粒度、黑云母含量、膠結(jié)物類型及含量等方面也具有明顯特征，如巖石顆粒粒度相對較粗(一般為粗砂巖)、黑云母含量一般中等—較高(3%～7%)、碳酸鹽膠結(jié)物和綠泥石/伊利石襯邊等不發(fā)育。砂巖中較高的長石含量使砂巖遭受壓實作用后顆粒之間堆積更緊密，顆粒間常表現(xiàn)為線接觸特點(圖5(b))，局部會出現(xiàn)凹凸接觸。此外，化學壓實作用還會導致石英顆粒的溶解以及石英次生加大(圖5(c)、圖5(d))的形成。總體來看，早期成巖階段壓實作用導致原始砂巖孔隙(假定原始孔隙度為40%)損失約11.2%～30.8%，平均23.2%。

圖5 研究區(qū)長2油層組砂巖儲集空間類型Fig.5 Reservoir space types of Chang 2 sandstone in Panlong Oilfield

(2)膠結(jié)作用

研究區(qū)長2儲層的膠結(jié)作用主要有3種類型。綠泥石顆粒襯邊式膠結(jié)(圖5(e))及孔隙式膠結(jié)是黏土礦物膠結(jié)的主要類型。部分學者認為，綠泥石薄膜能夠在一定程度上保護儲層的原始孔隙不受破壞，但也有學者研究認為，綠泥石薄膜實際上不僅很難保護原生孔隙，而且還會占據(jù)一定的孔隙空間，從而造成儲層滲透率的降低[15]。方解石、白云石和菱鐵礦膠結(jié)等是主要的碳酸鹽礦物膠結(jié)類型。石英次生加大是硅質(zhì)膠結(jié)作用的主要類型。計算分析認為，區(qū)內(nèi)膠結(jié)作用孔隙度損失量介于6.1%～31.1%，平均16.1%。

(3)溶蝕作用

粒內(nèi)溶孔和粒間溶孔的大量出現(xiàn)表明研究區(qū)長2儲層經(jīng)歷了強烈的溶蝕作用。顯微鏡下主要表現(xiàn)為長石等碎屑顆粒的局部溶蝕(圖5(f))。但顆粒溶蝕強度的不同往往決定溶蝕孔隙的形態(tài)差異。一般而言，顆粒被部分溶蝕時，一般會形成蜂窩狀溶蝕粒內(nèi)孔隙，而當顆粒被完全被溶蝕時，則形成鑄?？紫?。溶蝕作用整體可以使研究區(qū)長2油層組孔隙度提高0.7%～8.2%，平均約4.4%，有效改善了儲層物性。

4.3 巖石組分對儲層物性的影響

通過對石英、長石等碎屑組分，以及巖屑、雜基、碳酸鹽礦物和鈣質(zhì)組分含量與儲層孔隙度、滲透率之間的相關(guān)性分析，認為隨著石英、長石等碎屑組分含量的增加，儲層孔隙度、滲透率均有變好的趨勢，這是因為石英、長石含量的增加導致巖石內(nèi)粒間孔數(shù)量增加，改善了儲層物性。而孔隙度、滲透率與巖屑、碳酸鹽礦物、黑云母與雜基、鈣質(zhì)組分等含量呈相對較弱的負相關(guān)關(guān)系(圖6、圖7)，這可能是由于巖屑、黑云母與雜基充填了部分粒間孔隙，碳酸鹽礦物、鈣質(zhì)組分等發(fā)生膠結(jié)占據(jù)儲集空間導致。

圖6 巖屑+雜基與滲透率、孔隙度的關(guān)系Fig.6 Relationships between content of cuttings and matrix and permeability and porosity

圖7 鈣質(zhì)含量與孔隙度、滲透率的關(guān)系Fig.7 Relationships between calcium content and porosity and permeability

4.4 微裂縫對儲層物性的影響

微裂縫對儲層物性的影響主要體現(xiàn)在滲透率方面[16]。蟠龍油田儲層中的微裂縫雖然在長2油層組砂巖中平均僅占總孔隙的2%左右，對孔隙度貢獻并不大，但其發(fā)育比較普遍。

研究表明，當滲透率≥10×10-3μm2時，孔隙度與滲透率的相關(guān)性并不高(圖8)，主要體現(xiàn)在當孔隙度小于5%時，部分樣品的滲透率仍然很高((10～100)×10-3μm2)，說明顯著受到微裂縫的影響。在長22油層亞組中，研究區(qū)F89井、F91井區(qū)裂縫較發(fā)育，其滲透率一般可高達100×10-3μm2以上，個別井滲透率最高可達700×10-3μm2以上。由此可見，蟠龍油田微裂縫對該區(qū)油藏的形成，尤其是對儲層滲透率的貢獻不容忽視。

5 結(jié) 論

(1)蟠龍油田長2油層組低滲透砂巖為辮狀河流沉積，主要發(fā)育長石砂巖和巖屑長石砂巖，儲滲體系由殘余粒間孔、溶蝕孔和微裂縫等組成。共發(fā)育4類孔隙結(jié)構(gòu)，Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ類主要發(fā)育在河道微相砂體中，而Ⅳ類孔隙結(jié)構(gòu)在河道微相和河道側(cè)翼砂體均有發(fā)育。

(2)儲層物性主要受控于沉積微相、成巖作用、巖石組分和微裂縫。河道砂體物性最好、決口扇砂體物性最差，河道側(cè)翼和天然堤砂體物性介于兩者中間。壓實作用、膠結(jié)作用造成的原始孔隙損失分別約23.2%和16.1%，溶蝕作用使儲層孔隙度增加約4.4%。石英、長石等組分含量與孔隙度、滲透率呈正相關(guān)關(guān)系，巖屑、黑云母與雜基、碳酸鹽礦物和鈣質(zhì)等組分含量與儲層物性呈負相關(guān)關(guān)系。微裂縫的存在對儲層孔隙度影響不大，但會明顯促使?jié)B透率增大，尤其是滲透率大于10×10-3μm2后，這種效應(yīng)更加明顯。