鄂尔多斯盆地黄陵油田延长组长6储层致密成因

张晓磊，章辉若，刘 鑫， 张忠义，李继宏

(1. 中国石油长庆油田分公司勘探开发研究院，陕西西安 710018；2. 低渗透油气田勘探开发国家工程实验室；3. 中国石油长庆油田分公司勘探部)

1 研究区概况

黄陵油田位于鄂尔多斯盆地东南部，区域地质构造位于鄂尔多斯盆地伊陕斜坡南部，邻近渭北隆起。晚三叠世，鄂尔多斯盆地东南部沉降较大，沉积物呈南厚北薄分布特征，黄陵油田临近沉降区，具有多物源供屑的条件[1-2]。根据古流向、砂岩碎屑组分特征和重矿物组合特征分析，认为黄陵油田长6期沉积受东北物源和南部物源共同控制，沉积过程中长6期湖水变深，大面积深水区呈北西-南东向延伸。该区临近生烃中心，烃源岩发育，油层厚度大，具有良好的油气勘探潜力[3]，是油田增储上产的重要后备领域。

黄陵油田勘探始于20世纪50年代，由于该区成藏条件比较复杂，同时受勘探技术与工艺水平的限制，勘探一直未取得突破。近年来对该区的成藏地质条件进行了重新认识和评价，在延长组长6油层实现了勘探的突破，2013年在三叠系延长组长6油藏提交了石油探明地质储量。然而，在生产及研究过程中发现，该区长6油层岩矿成份及成岩特征复杂，表现出储层物性差、裂缝发育、非均质性强等特征。因此，开展黄陵油田延长组长6储层致密原因分析研究，探寻有利储层分布规律，对指导该区的石油勘探和开发工作具有重要的实际意义。

2 储层岩石学及物性特征

通过对研究区岩石薄片的统计表明，黄陵油田长6储层岩石类型主要以岩屑长石砂岩为主，石英、长石含量近等，岩屑含量较高(表1)。研究区变质岩屑、岩浆岩屑和沉积岩屑均发育，显示多物源供给的特征。受近南部物源影响，云母含量高，平均含量为9.05%，填隙物总量为16.25%，主要成分有水云母、铁方解石、绿泥石、铁白云石、硅质等，其中水云母、铁方解石、绿泥石含量相对较高。

表1 黄陵油田长6储层岩矿特征统计 %

长6砂岩结构成熟度较高，粒度较细，粒径主要在0.10～0.25 mm，最大粒径0.33 mm，绝大多数储层岩石样品都在细砂岩(0.12～0.5 mm)粒级范围；碎屑颗粒以次棱角状为主，磨圆度中等-差，反映出沉积水动力条件一般较弱。胶结类型以孔隙式胶结为主，其次为薄膜-孔隙、孔隙-薄膜胶结。

据岩心资料物性分析，黄陵油田三叠系长6储长6储层孔隙度主要分布范围6.0%～12.0%，平均值8.3%；渗透率主要分布范围(0.02～0.12)×10-3μm2，平均值0.07×10-3μm2，长6砂岩为一套特低孔、特低渗储层。渗透率在垂向上差异大，储层非均质性强。孔、渗相对高值区主要分布在重力流沉积河道主带，而河道两侧储层较为致密。

3 储层孔隙结构特征

根据砂岩铸体薄片及扫描电镜等资料，黄陵油田长6砂岩储层孔隙类型以粒间孔、长石溶孔为主，见少量微裂隙。区内最主要的储集空间为粒间孔，从显微镜下观察显示，粒间孔多为三角形-多边形或不规则形状。溶蚀孔隙主要为长石的粒内溶孔，长石溶孔的发育程度与各储集层内长石的含量和胶结物的含量有关，长石溶孔的发育程度随着胶结物含量的增高而降低。

根据毛管压力参数统计分析，长6储层排驱压力2.25 MPa，中值压力为16.47 MPa，中值半径为0.06 μm，孔喉分选系数2.42，最大进汞饱和度仅81.39%，平均退汞效率35.43%，从曲线形态来看，以Ⅱ类曲线为主[4]，长6储层孔隙结构以小孔微喉、小孔微细喉型为主。长6储层排驱压力较高，岩石孔隙结构差，可能是由于深湖相重力流水动力条件和混源的物源供给所致。

4 储层致密原因分析

4.1 埋深大，压实作用强烈

沉积物沉积后，在压实作用影响下，孔隙流体排出，能量重新分配。这依赖于构造沉积格局、盆地演化史及成岩演化史，其结果直接控制了孔隙的纵向分布和孔喉结构特征。压实作用存在于沉积岩成岩作用的全过程，但对沉积岩储层来说，最为重要的还是早期阶段的压实作用[5-7]。

黄陵油田延长组砂岩储层在中白垩世达到最大埋深[8]，长6砂岩最大埋深可达到2 050 m，最大埋深远大于现今埋深(1 200 m)，储层在埋藏成岩过程中经历了较大的埋深，是造成储层强压实的主要原因。研究区压实作用表现较明显，特别是镜下见到颗粒定向排列，云母片的压弯或折断，泥质颗粒或其它软质碎屑的塑性变形，甚至被挤入粒间孔形成假杂基碎屑。长6 砂岩颗粒以线接触为主，局部为缝合线接触。

通过砂岩原始孔隙体积与压实后的粒间体积进行对比，可以得出不同层段岩石的视压实率，从而反映压实作用的强弱和压实对储层物性的影响[9]。 当视压实率大于70%，压实程度强；视压实率为30%～70%，压实程度中等；视压实率小于30%，压实强度弱。该区长6砂岩储层视压实率为75%，处于强压实程度。压实作用对研究区储层的影响程度较大，是导致长6砂岩储层致密的一个最重要因素。

4．2 填隙物含量高为压实作用提供了物质基础

研究区杂基含量高，填隙物成分复杂，为压实作用提供了物质基础。不同的矿物组成使得它们对储层储集性能的影响也不同。研究区填隙物含量为7.5%～26.3%，总体上看填隙物含量与孔渗具有一定的负相关性，即随着填隙物含量越高，储层物性具有下降趋势(图1)。云母分布主要受母质类型和水浪淘洗作用的影响。长6期由于受南部物源影响，云母含量明显增高，尤其是近源的局部地区含量高达12.0%以上(图2)，这些塑性岩屑在压实过程中, 极易发生形变而占据孔隙空间，是造成储层强压实的另一主要原因。

图1 填隙物含量与渗透率关系

图2 黄陵油田长6储层云母含量分布

岩石成分和岩石粒度也是压实作用的主要影响因素。塑性颗粒含量越高，压实越强。而塑性颗粒与砂岩的粒度有一定的关系，粒度越粗，塑性颗粒含量相对减小；而粒度越细，情况正好相反[10]。黄陵油田长6砂岩粒度较细，以细砂、极细砂为主，所占比例为80.01%～89.62%。砂岩中塑性颗粒含量大压实作用加强，孔隙度降低。

4.3 碳酸盐胶结含量高，储层物性差

据薄片、扫描电镜观察，研究区内碳酸盐胶结作用发育，铁方解石为主要的碳酸盐胶结物，铁方解石除充填孔隙外，还含有大量的交代碎屑颗粒及填隙物，极大地降低了储层的储渗性能[11]。区内延长组砂岩碳酸盐胶结物含量介于3.5%～15.8%，平均为5.34%。尽管碳酸盐胶结物易于溶蚀，但碳酸盐胶结物主要形成于晚成岩期，没能发生强烈的溶蚀作用，因而对储层物性的影响以负作用为主。

黄陵油田胶结物对粒间体积丧失率为20%～50%，可见储层后期胶结物对其物性影响是重要因素(图3)。砂岩中碳酸盐胶结物含量较高可能形成致密的钙质层，将厚储层分割成隔夹层比较发育的储层，使有效储层的厚度降低。碳酸盐胶结物含量与孔隙度及渗透率有一定负相关性(图4)，孔隙度及渗透率随碳酸盐胶结物含量的增加而变差[12]。碳酸盐含量较高是导致储层物性差的重要原因。

图3 胶结物含量与粒间体积相关性

图4 碳酸盐含量与渗透率关系

5 结 论

(1)黄陵油田长6储层岩石类型以岩屑长石砂岩为主，填隙物含量高，成份复杂，砂岩结构成熟度较高，粒度较细；储集空间以粒间孔、长石溶孔为主，见少量微裂隙，孔隙结构以小孔微喉及小孔微细喉型为主，为一套特低孔、特低渗储层。

(2)由于受南部物源影响，储层填隙物含量高，尤其是云母含量，为压实作用提供了物质基础；砂岩储层在埋藏成岩过程中经历了较大的埋深，处于强压实程度，是造成储层致密的主要原因。

(3)研究区碳酸盐胶结作用发育，铁方解石为主要的碳酸盐胶结物，胶结物对粒间体积丧失率为20%～50%，碳酸盐胶结物含量与孔隙度及渗透率具有负相关性；碳酸盐含量高是导致储层物性差的另一重要原因。

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