鄂尔多斯盆地低渗透储层微裂缝分布规律研究

师调调　何生平

摘 要：通过借助偏光显微镜、扫描电镜等实验手段对华庆地区长6储层的微裂缝分布特征、微裂缝成因影响因素进行研究。微裂缝发育程度同塑性软组分含量高低、岩石矿物粒度大小、油层单砂体厚度有关。得出结论：不同类型成岩相微裂缝发育程度有差异。绿泥石薄膜胶结-残余粒间孔相和水云母胶结-残余粒间孔相砂体单砂体厚度大，微裂缝不发育，水云母胶结-长石溶蚀相砂体单砂体厚度小，微裂缝发育。微裂缝是溶蚀组分发育但单砂体厚度小储层出现部分高产油井的主要原因之一。

关键词：低渗透储层；微裂缝；成岩相；成因分析

1 概述

前人通过研究鄂尔多斯盆地延长组油气运移动力指出，陇东地区长6储层属低渗超低渗透储层，如果无阻力更小的优势运移通道，仅依靠砂体中的微小孔隙，且这部分孔隙不仅空间体积小，且连通性差，相当一部分孔隙属于死孔隙，油气在储层中运移阻力非常大[1-5]。

华庆地区长6储层宏观裂缝和微观裂缝发育。用偏光显微镜、扫描电镜对微裂缝的产状特征、面密度以及分布规律进行研究。微裂缝受到沉积、成岩作用、构造侧向挤压等多重因素影响。微裂缝对连通低渗透储层微孔喉和宏观裂缝具有重要作用，对油井的产能有直接的影响，是低渗透储层出现高产油井最重要因素，也是油田开发部署时应重点考虑因素[1-5]。

微裂缝在室内通常借助于偏光显微镜、扫描电镜等实验手段进行观察、研究和分析。微裂缝是储层研究中的难点问题之一，文章通过岩心观察、偏光显微镜、扫描电镜等实验手段对研究区微裂缝产状特征、面密度、分布规律及微裂缝成因分析进行相关研究。

2 地质概况

经前人研究，华庆地区延长组长6沉积期主要存在东北、西南两大物源区，华池县附近为混合物源区，主要由多期砂质碎屑流水道沉积形成连续叠置厚层砂体，经后期油气运移聚集形成大型岩性油藏。

华庆地区长6储层岩性主要为灰黑色细粒长石砂岩、岩屑长石砂岩、长石岩屑砂岩。碎屑成分以长石、石英为主，长石含量较高，石英含量次之，主要胶结物为粘土矿物和碳酸盐胶结物，另有少量长石质胶结物，胶结类型以孔隙胶结为主；华庆地区长6储层属于典型的低孔、特低渗-低渗储层。

3 成岩作用与成岩相分布规律

通过分析研究区成岩作用，建设性成岩作用有：长石溶蚀作用，早期绿泥石膜胶结作用等。破坏性主要有成岩作用有：压实作用、硅质胶结作用、碳酸盐胶结作用、水云母胶结作用、绿泥石充填胶结作用等，见图1。压实、胶结作用是储层致密的主要原因，溶蚀作用改善了储层物性。砂体厚度大，粒间孔保存越好。通过室内镜下观察目的层位岩样铸体薄片和扫描电镜微观成岩特征，研究岩样整体表现出较强的压实特征，胶结作用较强、单一胶结物类型特征突出，孔隙组合类型差异明显。按孔隙类型少前多后的原则，同时采用主要胶结物类型+主要孔隙类型的复合合命名方式，将华庆地区延长组长6储层成岩相划分为以下五种：绿泥石膜胶结-残余粒间孔相、水云母胶结-残余粒间孔相、水云母胶结-长石溶蚀相、水云母胶结相、碳酸盐胶结相。通过分析生产动态数据，结果表明，绿泥石膜胶结-残余粒间孔相、水云母胶结-残余粒间孔相、水云母胶结-长石溶蚀相是目的区最优成岩相带，产油量相对较高。

4 微裂缝特征

通过岩心和铸体薄片分析可知，研究区目的层微裂缝发育比较普遍。

构造裂缝分布在各种岩性中，与岩层面垂直，其方向性明显，分布规则，切穿深度较大。值得指出的是，该区构造裂缝具有区域性裂缝的分布特点，但又表现出剪切裂缝的特征。因此，在地质成因上，它们应该划分为弱构造变形区的构造裂缝，见图2A。

微裂缝宽度通常为1.5～6.5μm，长度通常为115～210μm，最大可达420μm，这一般指的是穿透单个碎屑颗粒，并未穿透周边的颗粒，为长石、石英等刚性、脆性颗粒中发育的穿粒缝，或者粒缘缝。在所观察的铸体薄片中，面密度最高可达7条/cm2，一般为3～6条/cm2，（表1，表2）。形成后，可有充填物，充填物主要有粘土矿物、硅质、钙质等，充填程度一般在0～20%，部分可达60～80%。图2B～图2F。

5 微裂缝形成原因及受控因素分析

微裂缝的发育程度主要同以下因素有关：

（1）塑性软组分含量高低。当砂岩中的杂基或胶结物含量过高时，挤压力部分被塑性组分的变形抵消，微裂缝相对不发育。

（2）岩石矿物粒度大小。一般来说，粒度越粗的样品，单个矿物颗粒越容易压碎。因此，微裂缝越发育；反之，单个矿物颗粒其粒度越小，微裂缝则不发育。主要原因为，较细的颗粒相互间接触面积较大。因此，单位面积上所承受的上覆压力或侧向压力变小。而较粗颗粒相互间接触面积较小，单位面积上所受上覆压力和侧向压力较大，因此微裂缝发育。

（3）油层单砂体厚度。单砂体厚度越小，单位体积内矿物颗粒所承受的压力越大，岩石矿物颗粒或储层越容易破裂，微裂缝越发育；单砂体厚度越大，单位体积内矿物颗粒所承受的压力越小，岩石矿物颗粒或储层越不容易破裂，微裂缝则不发育。

对研究区铸体薄片进行微裂缝统计，当研究区单砂体厚度在2～10m之间时，单砂层厚度越小，裂缝越发育，见表2，图3。

6 不同类型成岩相微裂缝分布规律研究

水云母胶结-残余粒间孔相和绿泥石薄膜胶结-残余粒间孔相储层分布于研究区北部和中部。砂体构型以水下分流河道砂体多期叠加、砂质碎屑流+水下分流河道砂体多期叠加、砂质碎屑流砂体多期叠加为主，由于单砂体厚度大，成岩早期形成绿泥石薄膜，阻碍压实作用，残余粒间孔含量较多，微裂缝不发育。水云母胶结-长石溶蚀相砂体分布于研究区中部和南部砂体构型以砂质碎屑流+浊流砂体多期叠加以及浊流砂体多期叠加为主，单砂体厚度小，周围环境与砂体接触面积大，形成较多的水云母填隙物，且矿物颗粒与周围水环境较多接触，易与环境发生化学反应，长石溶蚀量高，形成较多以长石溶孔，且微裂缝发育。

7 微裂缝发育对油井产能影响分析

通过统计研究区砂岩铸体薄片微裂缝发育特征，水云母胶结-残余粒间孔相和水云母胶结长石溶蚀相平均面密度为4条每平方厘米，产油量8.15t/d；绿泥石薄膜胶结-残余粒间孔相平均面密度为2条每平方厘米，产油量26.62t/d；在水云母胶结-残余粒间孔相和水云母胶结-长石溶蚀相这两类成岩相带储层中，面密度大于2条/每平方厘米时，微裂缝越发育，产油量越高；小于2条/每平方厘米时，对产油量影响可忽略不计，微裂缝发育，是成岩相区高产的主要原因之一；绿泥石薄膜胶结-残余粒间孔相，微裂缝相对不发育，对产能影响不大；此外，微裂缝的宽度和长度也对渗流有一定程度的影响，见表1、表2、图4。

8 结论和认识

（1）研究区属于典型的低孔、特低渗-低渗透储层，微裂缝较发育。（2）微裂缝发育同塑性软组分含量高低、岩石矿物粒度大小、油层单砂体厚度有关。（3）绿泥石薄膜胶结-残余粒间孔相和水云母胶结-残余粒间孔相砂体单砂体厚度大，微裂缝不发育，水云母胶结长石溶蚀相砂体单砂体厚度小，微裂缝发育。（4）微裂缝是溶蚀组分发育但单砂体厚度小储层出现部分高产油井的主要原因之一。

参考文献

[1]田亚铭，施泽进，宋江海，等.鄂尔多斯盆地东南缘延长组砂岩储集层裂缝特征研究[J].地质力学学报，2009，15（3）：281-288.

[2]王景，凌升阶，南中虎.特低渗透砂岩微裂缝分布研究方法探索[J].石油勘探与开发，2003，30（2）：51-53.

[3]曾联波，李忠兴，史成恩，等.鄂尔多斯盆地上三叠统延长组特低渗透砂岩储层裂缝特征及成因[J].地质学报，2007，81（2）：174-180.

[4]郭沫贞，朱国华，寿建峰，等.碎屑岩压裂缝的特征、成因与油气勘探意义[J].沉积学报，2006，24（4）：483-487.

[5]南 祥，王素荣，姚卫华，等.鄂尔多斯盆地陇东地区延长组长6-8特低渗透储层微裂缝研究[J].岩性油气藏，2007，19（4）：40-44.

作者简介：师调调（1984，9-），女，籍貫：陕西省清涧县，现职称：工程师，学历：博士，研究方向：油气田开发。