安塞地区长101相对高渗储层特征及控制因素分析

王新锋，刘正伟，刘新菊，刘晓锋，张 龙，曹 丽

(1.西安石油大学 油气资源学院，陕西 西安 710065；2.长庆油田分公司第一采油厂，陕西 延安 716009)

0 引 言

随着对低渗透储层油气勘探的不断深入，在普遍高低孔低渗储层背景下常常可以找到相对优质的储集层段[1,2].鄂尔多斯盆地在已探明的石油储量中，油层渗透率在1×10-3μm2左右的约占70%以上，可以看出相对高渗优质储层的重要性.安塞地区长101砂体及储层物性变化大，高渗带高产，低渗带不出油，勘探评价风险极大.因此，开展安塞地区长101相对高渗储层特征研究有非常重要的理论意义和实际意义.

1 相对高渗储层的界定

相对高渗储层是指在普遍低孔隙度、低渗透率背景下的相对较好的有效储层，又称优质储层或“甜点”[3].根据对安塞地区长101层115口试油井共190个试油点，其中油层63个试油点，油水层98个试油点，水层29个试油点，进行声波时差-电阻率交会(图1)，得出油层判别的电性下限Δt>230μs/m，Rt≥30 Ω·m；油水层判别的电性下限212μs/m≤Δt≤230μs/m，Rt≥-0.783 9Δt+214.21.

图1 安塞油田长101段声波时差-电阻率交汇图 图2 安塞油田长101油层组岩石类型三角图

2 相对高渗储层的特征

2.1 岩石学特征

通过对安塞地区55口取芯井长101段110块铸体薄片观察，发现安塞地区长101主要为长石砂岩，岩屑长石砂岩少量(图2)，其中碎屑组分中石英含量介于13.7%～49%之间，平均约23.91%，长石含量介于28%～64%之间，平均约46.98%，岩屑含量介于4%～29.2%之间，平均约10%[4].

统计相对高渗储层铸体薄片分析结果发现，安塞地区长101相对高渗储层石英平均含量31.53%，长石平均含量43.93%，岩屑平均含量12.06%，而相对低渗储层石英平均含量21%，长石平均含量52%，岩屑平均含量8.5%，由此可见相对高渗储集层石英含量大于22%，普遍较高，岩屑含量大于等于10%.

安塞地区长101填隙物组分类型多样，总体含量不高，介于6%～35%之间，但平面上变化较大.浊沸石普遍发育，含量最高，平均7.12%，其次为绿泥石膜、方解石和铁方解石，其中绿泥石膜平均2.76%，方解石平均1.68%，铁方解石平均1.34%.除此之外，还有石英加大边、自生石英颗粒等硅质和水云母假杂基化，重晶石、长石质和黄铁矿等.统计相对高渗储层铸体薄片分析结果，安塞地区长101相对高渗储层浊沸石平均含量6.8%，绿泥石膜平均含量1.4%，方解石的平均含量1.06%，而相对低渗储层或者浊沸石平均含量高或者方解石平均含量高，由此可见安塞地区长101相对高渗储层胶结物中浊沸石普遍高于其他胶结物，绿泥石膜普遍发育，硅质胶结较为发育.

据铸体薄片鉴定资料分析，安塞地区长101砂岩粒度分选较好，磨圆度多为次棱角状，胶结类型主要为孔隙式，次为薄膜-孔隙式和加大孔隙式.砂岩结构成熟度中等.砂岩粒径主要居于0.05～0.5 mm范围内，其中以0.25～0.5 mm中砂为主，部分达到粗砂级[5].统计相对高渗储层铸体薄片及粒度分析结果，长101相对高渗储层粒度均较粗，主要为中粗粒、粗中粒、细中粒等.

2.2 成岩作用类型及特征

对安塞油田长101铸体薄片、扫描电镜、X-衍射和电子探针等资料的综合研究，认为长101砂岩储集层在埋藏成岩过程中发生的成岩作用主要为致密成岩和改善成岩作用，前者包括机械压实和压溶作用、胶结作用和交代作用，后者主要为溶蚀作用和裂缝作用[6].

安塞地区长101各段砂岩在埋藏成岩过程中经历了不同程度的压实作用.在安塞长101砂岩中石英矿物成分含量较低，碎屑颗粒呈拉长延伸状定向排列，贴面接触，石英颗粒多呈凹凸接触，甚至镶嵌接触.位于刚性颗粒之间的软组分由松软状变为致密状，孔隙空间极大缩小，颗粒长轴定向、半定向性排列，云母受挤压弯曲等.压溶作用在研究区表现为石英、长石的次生加大，并使得颗粒间的接触关系由最初的点接触、点+线或线接触变成凹凸接触甚至缝合线接触.这一过程造成孔隙空间进一步压缩，喉道变窄，配位数减少，孔隙的连通性变差.

安塞地区长101储层的胶结物类型多样，主要包括粘土矿物、浊沸石胶结物、碳酸盐胶结物、石英加大硅质胶结物.除此之外，还有极少量的重晶石、长石质和黄铁矿等.

安塞地区长101镜下主要见到浊沸石和方解石交代碎屑长石、岩屑颗粒，程度由较弱至强烈.浊沸石和方解石大部分充填于粒间孔隙中，沿着碎屑颗粒边缘进行交代，被交代的碎屑颗粒边缘多为锯齿状，蚕食状、港湾状，部分颗粒甚至孤立地漂浮在胶结物之中.

安塞地区长101储层中溶解作用十分强烈，溶蚀孔隙在0.5%～9.5%之间，平均达3.95%，对孔隙度的贡献率平均达57.43%，超过了一半，是第一大孔隙类型，可见其对储层物性的改善起到了至关重要的作用.主要发育长石溶蚀、浊沸石溶蚀和岩屑溶蚀.

安塞地区长101储层中裂缝发育程度较高，在岩芯观察时见到明显的裂缝发育.镜下可观察到微裂缝的薄片数量占11.25%含量较少，表明微裂缝分布不均匀，且微裂缝贡献的面孔率均在0.2%～1.0%之间，微裂缝对研究区渗透率总体影响有限.

2.3 孔隙类型及孔隙结构

安塞地区长101储层孔隙类型主要为溶蚀孔(占55%)和粒间孔(占44%)，其中溶蚀孔主要为长石溶孔(最大6.9%，平均1.43%)和沸石溶孔(最大6%，平均1.04%)，其次为岩屑溶孔(最大1.2%，平均0.29%)，微裂缝(最大2%，平均0.1%，)和粒间溶孔(最大2%，平均0.03%，)极少(图3).

图3 安塞油田长101孔隙类型 图4 长1012-2沉积相与孔隙度、渗透率叠加图

统计相对高渗储层铸体薄片分析结果，安塞地区长101相对高渗储层粒间孔平均含量4.57%，浊沸石溶孔平均含量2.4%，长石溶孔平均含量1.47%，裂隙平均含量0.17%，而相对低渗储层粒间孔平均含量2.83%，浊沸石溶孔平均含量0.38%，长石溶孔平均含量2.32%，无裂隙.由此可见相对高渗储集层具有高粒间孔、高溶蚀孔，尤其是高浊沸石溶孔.

安塞地区长101随着中值半径的增大(大喉道数目增多)，孔隙度、渗透率参数随之增加；随着中值压力的增大(小喉道数目增多)，储层岩石孔隙度、渗透率参数减小；最大连通孔喉半径和孔隙度、渗透率呈现较好的正相关性，最大连通孔喉半径与渗透率的相关性好于与孔隙度的相关性，这里也说明了岩石渗透率主要由大孔喉决定；随着排驱压力的升高，孔隙度、渗透率变差；随着分选系数的增大，孔隙度、渗透率增大，分选系数增大时，储层岩石孔喉表现出较强的非均质性，其渗透率只是某些大孔喉的表征；随着均值系数的增大，孔隙度、渗透率减小；随着变异系数的增大，孔隙度、渗透率增加[7].

3 相对高渗储层的控制因素分析

3.1 三角洲分流河道是控制相对高渗储层的主要因素

安塞地区长101为三角洲平原亚相沉积，分流河道呈NE-SW向带状展布，储集层的分布严格受三角洲平原亚相分流河道微相的控制[8,9].相对高渗储层的孔隙度、渗透率分布又受砂体的控制，因而沉积微相控制了相对高渗储层的分布(图4).分流河道砂体粒度粗、厚度大、在垂向上彼此叠置，平面上因侧向加积形成复合砂体，而且河道砂体常被河道间泥质岩包围，侧向封堵条件良好，是油气聚集的有利部位[10].

3.2 绿泥石膜的形成有利于原生粒间孔隙的保存

黄思静等(2004)认为，湖相砂岩中的自生绿泥石是深埋地层中砂岩孔隙得以保存的重要因素[11].颗粒表面绿泥石膜的存在有利于原生粒间孔的保存，该膜可以阻止骨架颗粒之间或者骨架颗粒与填隙物之间的成岩反应，有利于原始孔隙的保留.同时，发育绿泥石膜的砂体有利于酸性水的进入和长石的溶蚀孔隙的形成，所以绿泥石膜对长101次生孔隙的形成也起到了非常积极地作用.

自生绿泥石含量可以作为指示孔隙度大小的指标，原因有两个：

(1)粒间孔中的自生绿泥石作为一种从溶液中结晶的矿物， 其形成需要大量流体的活动；而孔隙越发育，就越有利于流体的流动.所以，孔隙度高不一定自生绿泥石含量就高，但自生绿泥石含量高却必然表明孔隙度高、孔隙的连通性好.

(2)另一个原因是由于自生绿泥石膜的形成，使碎屑石英失去了成核能力，有效地抑制了石英的自生加大，保留了较多的粒间孔.

3.3 浊沸石胶结是形成次生溶蚀的物质基础

据郑俊茂等(2009)，陕北地区延长组砂岩中浊沸石胶结物的成因主要与物源中的火山物质有关，属于低温成岩产物[12].浊沸石的分布趋势和溶蚀趋势控制着优质储层的空间分布.浊沸石的形成、分布和溶蚀作用均受沉积相的控制.

通过对安塞地区长101三角洲沉积微相和浊沸石胶结物分布特征研究发现，浊沸石主要分布在三角洲平原分流河道微相，特别是主要分布在纵向上多期叠置的水下分流河道厚砂层中，因为这些叠置水下分流河道中的原生孔隙发育，孔隙水易于流动，孔隙水与火山岩碎屑和斜长石碎屑的离子交换能力强，因此易于形成浊沸石胶结.而纵向上孤立的、薄的水下分流河道砂岩中浊沸石含量较低，并主要以硅质和方解石胶结物为主，后期溶蚀作用较弱[13].

3.4 次生溶蚀作用是形成相对高渗储层的关键

安塞地区长101成岩作用类型多，对相对高渗储层的形成起主导作用的是次生溶蚀成岩作用，包括长石溶蚀、浊沸石溶蚀和岩屑溶蚀，其中前两者对岩石储集性能的改善起主要的作用.

早在20世纪80年代Surdum 等人就提出：在中成岩的早期(R.0.5%～0．7%)，烃源岩中的有机质脱羧形成大量有机酸，这些有机酸对碳酸盐、硫酸盐、硅酸盐等矿物具有很强的溶蚀作用[14].岩心观察及薄片观察结果表明在相对高渗储层砂岩中确实存在沥青质，说明存在有机酸溶蚀的前提条件.

安塞地区长101砂岩中粒间孔、浊沸石溶孔和长石溶孔平面分布，浊沸石溶蚀孔隙主要分布在高52井区，而长石溶蚀孔则分布广泛.因此，粒间孔、浊沸石溶孔和长石溶孔的发育情况对于有利储集层的预测具有重要的意义.

3.5 裂缝作用

微裂缝不仅改善储集层的渗透率，而且控制次生孔隙的形成和分布.高渗透砂体与裂缝、微裂缝在空间的配置是油气成藏的有利场所，也是勘探开发的直接目标.

据赵文智等(2003)、汪泽成等(2005)， 盆地现今构造应力场的最大水平主应力为NE向，故NE向裂缝开启程度高，为高效导流缝.基底断裂控制的沉积体系及砂体展布方向为NE向，储层在该方向具有相对较高的渗透率，与NE向裂缝共同作用也表现为NE向裂缝发育.微裂缝发育状况是沉积微相带及基底断裂基础上成岩过程中多期古构造应力场与现今构造应力场共同作用的结果.

经过细心观察，安塞地区长101裂缝较为发育，主要存在于砂岩中，多数以单条裂缝形式出现，产状多为高角度或垂直裂缝，倾角大于70度的裂缝占裂缝总数的75%.缝面平直，裂缝间有时可见后期充填的方解石薄膜.岩芯上的裂缝长度多数小于0.5 m，是规模较小的裂缝，裂缝多数在岩性自然状态下能够张开.

根据观察到的裂缝井在平面的分布状况，推测安塞地区长101至少有6组NE-SW向的裂缝，该裂缝与砂体的延展方向近于一致.

3.6 构造高点是高渗储层聚集的有利位置

安塞地区处于鄂尔多斯盆地陕北斜坡带西倾单斜构造的构造背景下，长101油层组发育因差异压实作用而形成鼻状构造，成为油气聚集地带.试油及开发结果证明，在研究区长101大部分含油层段都处在鼻状构造带上.

4 结论

(1)岩石主要为中粗粒-中粒含浊沸石长石砂岩和岩屑长石砂岩，岩石石英含量相对较高、成分成熟度相对较高.胶结物主要以绿泥石膜和浊沸石为主.成岩作用主要表现为次生溶蚀.

(2)相对高渗储层孔隙度大于等于8%，渗透率大于等于1.2×10-3μm2.

(3)相对高渗储层以浊沸石溶蚀孔、长石溶蚀孔和残余粒间孔为主.

(4)相对高渗储层具有高中值半径、最大喉道半径、变异系数、分选系数，低中值压力、门槛压力、均值系数等孔隙结构特征.

三角洲分流河道是控制相对高渗储层的主要因素，绿泥石膜的形成有利于原生粒间孔隙的保存，浊沸石胶结是形成次生溶蚀的物质基础，次生溶蚀作用是形成相对高渗储层的关键，微裂缝改善了储集层的渗透率，构造高点为油气聚集的有利地带.

参考文献

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