七里村油田长6油层组储层特征及孔隙演化

杜贵超，胡双全，石立华，魏繁荣

七里村油田长6油层组储层特征及孔隙演化

杜贵超1，胡双全1，石立华1，魏繁荣2

（1.陕西省延长石油（集团）有限责任公司研究院，西安710075；2.陕西省延长油田股份有限公司七里村采油厂，陕西延安717111）

通过孔渗、压汞、薄片鉴定和扫描电镜等分析资料，以鄂尔多斯盆地七里村油田三叠系延长组长6油层组储层为研究对象，系统开展了储层特征及孔隙演化等研究。结果表明：研究区长6油层组储层砂岩以细粒长石砂岩为主，矿物成分成熟度低，结构成熟度高；储层呈现出低孔、低渗—特低渗特征。长6储层砂岩总体处于晚成岩A期，其经历了强烈的成岩作用改造，孔隙度与渗透率相关性较差。影响储层物性及孔隙演化的主要因素是机械压实作用、溶蚀作用及胶结作用。机械压实作用在早成岩期对储层物性影响最大，可使粒间孔隙急剧减小，物性变差。主要的胶结类型为碳酸盐胶结、石英次生加大及黏土矿物胶结，它们均使得物性进一步变差，而长石、岩屑颗粒及浊沸石胶结物的溶蚀作用改善了碎屑的孔喉结构，加大了次生孔隙空间，是物性得以改善的根本原因。

孔隙演化；成岩作用；储层物性；延长组；七里村油田；鄂尔多斯盆地

0　引言

致密砂岩储层作为重要的油气储层类型，是当前油气勘探开发的重要目标［1］，其通常具有岩性致密、物性差、非均质性强及自然产能低等特点，是形成大面积低丰度岩性油藏的基础［2-3］。致密砂岩储层特征、成岩作用特征、孔隙演化以及形成机理等关键问题是当前国内外学者研究的重点及热点。鄂尔多斯盆地三叠系延长组长6油层组发育典型的致密岩性油藏，砂岩储层具有低孔、低渗—特低渗特征［4-5］。七里村油田作为陕北斜坡东部重要的油田之一，低孔、低渗和低产一直是制约该油田增储上产的主要因素。因此，摸清研究区储层特征及其主控因素则是油田生产过程中迫切需要解决的问题。本次研究以该油田长6油层为目的层，在20余口取心井岩心观察的基础上，通过常规物性、铸体薄片、毛管压力和扫描电镜等分析资料，对长6储层砂岩岩石学特征、成岩作用、储层物性、孔隙发育特征及演化进行分析，以期为油田的合理开发提供地质依据。

1　区域地质概况

鄂尔多斯盆地是发育在华北克拉通盆地之上的一个多旋回叠合型盆地［6］，可划分为伊盟隆起、渭北隆起、晋西挠褶带、陕北斜坡、天环坳陷及西缘逆冲构造带等6个一级构造单元。构造演化可分为中—新元古代坳拉槽裂陷盆地、早古生代边缘海盆地、晚石炭世—中三叠世大型内陆克拉通盆地、晚三叠世—早白垩世残余克拉通盆地及鄂尔多斯周缘断陷盆地的形成等5个阶段［7-8］。早、中三叠世时期，鄂尔多斯盆地仍属于大华北陆相沉积盆地的一部分，晚三叠世末的印支旋回运动使鄂尔多斯盆地整体抬升，湖泊逐渐消亡，同时遭受抬升剥蚀［9-13］。上三叠统延长组即是在该盆地持续坳陷和稳定沉降过程中发育起来的，并以河流、三角洲、湖泊相为特征的陆源碎屑岩体系。

七里村油田位于鄂尔多斯盆地陕北斜坡东部（图1），北部与甘谷驿油田相接，西部与姚店油田及川口油田相邻。区域构造为一平缓的西倾单斜，面积为293 km2。地层倾角小于1°，千米坡降为7～ 10 m，内部构造简单，局部具有差异压实形成的低幅度鼻状隆起。该油田开发层系为延长组长6油层组，埋深为300～800 m。

图1　七里村油田构造位置及井位分布Fig.1　Tectonic division and well location of Qilicun Oilfield

根据岩性特征，鄂尔多斯盆地三叠系延长组可划分为5个岩性段，自下而上依次为长石砂岩带（T3y1）、油页岩带（T3y2）、含油带（T3y3）、块状砂岩带（T3y4）及瓦窑堡煤系（T3y5）。这5个岩性段又进一步划分为10个油层组（表1）。本次研究的目的层为长6油层组，其位于T3y3岩性段内，厚70～170 m，平均厚度约150 m，岩性以灰绿色、灰黑色泥岩，泥质粉砂岩，粉砂质泥岩，浅灰、褐灰、浅灰绿色细砂岩及粉砂岩互层。根据沉积旋回及斑脱岩标志层发育特征，长6油层组可划分为4个砂层组，分别为长61、长62、长63及长64。

表1　七里村油田三叠系延长组地层发育特征Table1　Strata column of Triassic Yanchang Formation in Qilicun Oilfield

2　储层物性特征

2.1岩石学特征

七里村油田10口探井40余块岩心样品的薄片和扫描电镜观察及X射线衍射分析结果表明，研究区长6储层岩性以细粒长石砂岩为主，少量中粒、细—极细粒长石砂岩及粉砂岩（图2）。砂岩中石英体积分数为23%～38%，长石含量高，其中钾长石的体积分数为为16%～38%，斜长石体积分数为13%～ 27%；岩屑为沉积岩岩屑（体积分数平均为3%）及黑云母（体积分数为1%～10%）；重矿物主要为少量绿帘石及榍石。胶结物含量较高，主要为方解石（体积分数为0～5%）及绿泥石胶结（体积分数为3%～7%），石英次生加大发育（体积分数为0～2%），其次为水云母（体积分数为1%～3%）及少量浊沸石胶结（体积分数为0～2%）。砂岩分选性中等—好，次棱角—次圆状，颗粒呈点—线接触，胶结类型主要呈接触式—孔隙式胶结。粒径主要为0.12～0.27 mm，最大粒径为0.32 mm。

图2　七里村油田三叠系延长组长62储层砂岩组分特征Fig.2　Petrography characteristics of Chang 62reservoir sandstones of Triassic Yanchang Formation in Qilicun Oilfield

2.2储层物性特征

七里村油田长6油层组的203块岩心样品孔隙度及渗透率数据分析表明，该区储层孔隙度最大值为18.99%，最小值为4%，平均值为8.9%；渗透率最大值为2.64 mD，最小值为0.02 mD，平均值为0.33 mD。其中，孔隙度为7%～10%的样品占73.4%，孔隙度大于10%的样品仅占19.2%；渗透率为0.16～0.64 mD的样品占73.9%，渗透率大于0.64 mD的样品仅占16.2%。总体来看，该区长6储层的物性较差，为典型的低孔、低渗及致密砂岩储层（图3）。

从样品孔隙度与渗透率关系图（图4）来看，孔隙度值分布较为集中，主要为7%～10%，但渗透率值分布范围较大，非均质性较强，并且孔隙度及渗透率的相关性较差。说明储层中的砂岩孔隙遭受成岩作用的强烈改造，造成了现今孔隙类型及孔隙结构复杂，非均性强的整体格局（图5）。

图3　七里村油田三叠系延长组长6油层组孔隙度、渗透率分布Fig.3　Distribution of porosity and permeability of Chang 6 oil reservoir set of Triassic Yanchang Formation in Qilicun Oilfield

图4　七里村油田三叠系延长组长6油层组孔隙度及渗透率关系Fig.4　Relationship between porosity and permeability of Chang 6 oil reservoir set of Triassic Yanchang Formation in Qilicun Oilfield

图5　七里村油田长6储层砂岩成岩作用阶段划分Fig.5　Diagenetic stages of Chang 6 reservoir sandstones in Qilicun Oilfield

3　孔隙演化特征

3.1储层砂岩孔隙特征

在铸体薄片鉴定及扫描电镜观察的基础上，对七里村油田三叠系延长组长6砂岩储层的孔隙类型和孔隙结构等微观特征均进行了深入分析。结果表明，长6砂岩常见残余原生粒间孔（图版Ⅰ-1～Ⅰ-2）、粒间溶蚀孔（图版Ⅰ-3）、长石以及岩屑粒内溶蚀孔（图版Ⅰ-4），偶见裂缝。砂岩样品面孔率为6%～8%，其中粒间孔占30%～50%，平均为36.5%；溶蚀孔隙占25%～50%，平均为37.5%；裂隙占2.7%。因此，研究区砂岩孔隙以残余粒间孔及溶蚀孔为主，并发育少量裂隙（图版Ⅰ）。溶蚀孔主要包括长石粒内溶孔及浊沸石胶结物粒内溶孔。

3.2孔隙演化特征及主控因素分析

3.2.1成岩作用及成岩序列

通过分析主要成岩作用特征与形成条件，结合岩石薄片、铸体薄片及扫描电镜等分析资料，根据自生矿物分布及镜质体反射率（Ro）数据等，对七里村油田的成岩作用阶段进行了划分，并建立了成岩序列（参见图5）。研究区长6砂岩经历了早成岩期的成岩作用改造，现今主要处于晚成岩A期。

早成岩期，颗粒间为点接触，成岩作用为早期绿泥石黏土膜胶结及早期方解石胶结等。该成岩期压实作用较弱，孔隙类型为原生孔隙；晚成岩A期，颗粒间为点—线接触，后期以线接触为主，此时酸性流体侵入，早期方解石胶结物及长石、岩屑发生溶蚀，成岩作用为高岭石及石英次生加大，孔隙类型主要为粒间孔及粒内溶孔。

七里村油田碎屑岩的典型成岩序列为：机械压实→早期绿泥石黏土膜形成、早期碳酸盐胶结物→有机酸进入→长石、岩屑颗粒溶蚀→自生高岭石形成与石英次生加大→浊沸石充填、交代→长石、岩屑颗粒及浊沸石溶蚀→石油侵位作用→晚期碳酸盐交代碎屑颗粒。

3.2.2建设性成岩作用

（1）溶蚀作用

七里村油田长6砂岩遭受了多期溶蚀作用。早成岩期，储层砂岩埋藏较浅，压实作用较弱，以粒间孔为主，孔隙的连通性较好，成岩环境以弱碱性为主，地表水体的侵入以及地层水的流动，使砂岩中部分暗色矿物、云母、长石等铝硅酸盐矿物以及早期方解石胶结物发生溶蚀，形成次生溶蚀孔隙。晚成岩A期，随着地层埋深加大，温度及压力升高，有机质经历热演化后开始释放大量有机酸，成岩环境以弱酸性—酸性为主。此阶段，储层砂岩中的暗色矿物、长石颗粒及早期碳酸盐胶结物和浊沸石胶结物遭受溶蚀，形成了大量的次生孔隙，有效地改善了储层的物性（图版Ⅰ-4～Ⅰ-6、图版Ⅱ-1～Ⅱ-2）。由于溶蚀作用的普遍发生，在研究区储层中形成了粒间孔-溶孔型、溶孔-粒间孔型等孔隙组合类型。

根据砂岩样品薄片面孔率统计及扫描电镜观察，溶蚀作用为长6储层砂岩贡献了1.5%～4.5%的次生孔隙，其中长石溶孔面孔率为1.1%～1.6%（图版Ⅰ-5），浊沸石溶孔面孔率为1%～2.7%（图版Ⅰ-4、图版Ⅰ-6），岩屑溶孔面孔率约为0.4%，微孔隙及其他溶孔为0～0.5%。

（2）绿泥石胶结作用

绿泥石胶结物是七里村油田砂岩重要的成岩特征之一，其主要呈绿泥石黏土膜包裹碎屑颗粒，并以绿泥石充填孔隙和分散绿泥石晶体等形式产出（图版Ⅱ-3～Ⅱ-4）。绿泥石胶结物在成岩作用早期到晚期均可形成（参见图5）。绿泥石黏土膜多形成于碎屑沉积物沉淀之后及有效压实作用发育之前，并包裹碎屑颗粒（图版Ⅱ-1），随着压实强度的增加，绿泥石包膜的存在能抑制碎屑颗粒的进一步溶蚀，阻止岩石的致密化。

此外，石英次生加大对储层砂岩的孔隙起破坏作用［14-16］。七里村油田石英次生加大的发育及分布与绿泥石胶结物关系密切。观察发现，绿泥石胶结物含量高的样品中，其能较好地包裹碎屑颗粒，在这种条件下，石英次生加大边几乎不发育（图版Ⅱ-1）。绿泥石对石英次生加大的抑制作用主要体现在其包裹石英颗粒表面，并阻止富含硅质的孔隙流体与碎屑颗粒接触而形成自生石英晶体。极少数情况下，富含硅质的孔隙流体会在较薄的绿泥石黏土膜外部重新结晶，形成石英次生加大并充填粒间孔隙。

（3）碳酸盐胶结作用

七里村油田砂岩中碳酸盐胶结物较为常见，且发育有2期碳酸盐胶结物，即早期碳酸盐胶结物和晚期碳酸盐胶结物。早期方解石胶结一般与碱性湖水中碳酸钙发生过饱和沉淀有关［17-18］。碳酸盐胶结物对研究区砂岩孔隙起建设性作用，其主要体现在以下2个方面：①早期方解石往往形成于早成岩期，在碎屑颗粒未固结或弱压实作用下，方解石晶体从孔隙流体中析出并充填于粒间，其虽然较大程度地降低了储层孔隙度，但在成岩演化过程中能增强砂质沉积物的抗压实能力，对保存粒间孔隙起到了积极作用；②在成岩作用后期的弱酸—酸性成岩环境下，早期碳酸盐胶结物往往遭受酸性流体的溶蚀，在一定程度上有效地改善了储层的储集空间。

3.2.3破坏性成岩作用

（1）压实、压溶作用

七里村油田长6砂岩表现为强压实特征。压实作用使碎屑颗粒转动，并呈定向排列，云母片等塑性碎屑发生严重变形，压裂现象十分普遍，颗粒间呈线—面状接触，少量样品呈凹凸状接触（图版Ⅰ-1）。强烈的压实作用是研究区储层砂岩孔隙度降低的主要原因（图版Ⅰ-2、图版Ⅰ-6）。在塑性颗粒发生塑性变形的同时，原生孔隙进一步缩小；局部发生的压溶作用促进了长石的溶蚀及石英次生加大的形成，从而减小了孔隙空间，使孔隙度降低。

（2）晚期碳酸盐胶结作用

伴随晚成岩A期，有机质经历热演化并大量排出有机酸，成岩环境在以弱酸性—酸性为主后，进一步转化为弱碱—碱性，并在碱性成岩环境下，碳酸盐胶结物（铁方解石与铁白云石）开始从孔隙流体中析出，并充填残余粒间孔、粒间孔及粒内溶孔，导致孔隙空间进一步缩小。

（3）其他胶结作用

对七里村油田储层砂岩孔隙度起破坏作用的胶结作用还包括硅质胶结及少量黏土矿物胶结等。硅质胶结在研究区储层中分布较广，但其含量较低，主要表现为石英颗粒表面的次生加大，其次为粒间的微粒和细粒硅质胶结。研究区由浅至深，石英次生加大作用逐渐加强。综合分析认为，硅质胶结物主要来自长石和岩屑等颗粒的溶蚀作用，其往往充填粒间孔隙或堵塞喉道，破坏储层砂岩的孔隙空间，但其含量较低，对储层物性影响有限。黏土矿物对储层物性的破坏作用主要体现在高岭石及伊利石等胶结物上，其晶体充填砂岩孔隙空间，降低孔隙度，但同样由于含量较低，对储层物性影响有限。

4　结论

（1）七里村油田延长组长6储层岩性以细粒长石砂岩为主，储层物性较差，整体呈低孔、低渗—特低渗特征，其在埋藏演化过程中遭受了较强的成岩作用改造。主要成岩作用包括溶蚀作用，绿泥石胶结作用，碳酸盐胶结作用，压实、压溶作用及其他胶结作用等。

（2）七里村油田延长组长6砂岩常见的孔隙类型有：残余原生粒间孔、粒间溶孔、长石及岩屑粒内溶孔，偶见裂缝。形成有粒间孔-溶孔型、溶孔-粒间孔型等孔隙组合类型。

（3）压实作用是七里村油田致密砂岩储层形成的关键因素。同时，碳酸盐胶结及硅质胶结等是砂岩储层物性降低的主要原因。长石、岩屑颗粒及浊沸石胶结物溶蚀形成了大量的次生孔隙，是储层砂岩物性改善的关键因素。

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图版Ⅰ

图版Ⅱ

（本文编辑：杨琦）

Reservoir characteristics and pore evolution of Chang 6 oil reservoir set in Qilicun Oilfield

DU Guichao1，HU Shuangquan1，SHI Lihua1，WEI Fanrong2
（1.Research Institute of Yanchang Petroleum Corporation，Xi’an 710075，China；2.Qilicun Oil Production Plant，Yanchang Oilfield Company Ltd.，Yan’an 717111，Shannxi，China）

Based on porosity and permeability measurements，mercury penetration，thin section analysis and SEM observations，this paper studied the reservoir characteristics and pore evolution of Chang 6 oil reservoir set of Triassic Yanchang Formation in Qilicun Oilfield，Ordos Basin.The result shows that reservoir sandstones are mainly fine grained arkose sandstone and characterized by low compositional maturity and high textural maturity.Reservoir properties of thestudyareashowlowporosityandlowtoextra-lowpermeabilityfeatures.Thereispoor correlationbetweenporosity and permeability，indicating strong diagenetic reformation of the reservoir sandstones.The Chang 6 reservoir is mainly in late diagenetic A stage.The main factors，influencing reservoir properties and pore evolution，are compaction，dissolution and cementation，among which compaction plays a key role in reservoir property reformation.The main cementation types include carbonate cementation，quartz overgrowth and clay mineral cementation，and they destroyed reservoir pores further.Dissolutions of feldspar，rock debris and laumontite cements widely occurred in the reservoir sandstones，andtheyincreasedthesecondaryporespacesandimprovedthereservoir properties.

pore evolution；diagenesis；reservoir properties；YanchangFormation；Qilicun Oilfield；Ordos Basin

P618.13

A

1673-8926（2015）01-0051-07

2014-04-02；

2014-09-15

杜贵超（1983-），男，博士，工程师，主要从事油气勘探综合地质研究工作。地址：（710075）陕西省西安市高新区科技二路7 5号。E-mail：duguichao@sina.com。