鄂尔多斯盆地华庆油田长63储层特低渗成因

李 强，魏 虎，强 娟

(1.西北大学 地质学系/大陆动力学国家重点实验室，陕西 西安710069;2.陕西延长石油(集团)有限责任公司研究院，陕西 西安710075)

延长组长63储层是华庆油田有利储层之一，储层研究和开发程度较低，特别是对导致储层渗透率和孔隙度变差的控制因素认识不清，保障油气高产的有利物性带分布预测难度较大[1，2]。本文在常规地质研究的基础上，进行室内岩心分析实验，研究了长63储层特征，并从沉积、成岩作用演化的角度分析研究储层物性的影响因素，为该油藏开发提供支撑。

1 地质背景

华庆油田地处甘肃省华池县 －庆阳县境内，构造上处于西倾单斜背景上，发育数量丰富、近似东西走向的小型“鼻状隆起”，鼻隆构造对油气的富集起到积极的作用[3]。华庆油田长6沉积期处于湖盆沉积中心的北部边缘，长63储层含油面积约为7 100 km2，沉积环境包含三角洲前缘、重力流水道和滑塌重力流三个亚相;其中主水道砂质碎屑流、水下分流河道为最有利高产相带。整体的储层物性非常差，为典型的低孔、特低渗岩性油气藏[4]。

根据油气储层评价方法(SY/T 6285－2011)，对钻井获得的岩心进行物性检测，结果表明:长63储层孔隙度在8%～25.9%之间，主要介于 8% ～12%之间;渗透率在 0.08～17.49 ×10－3μm2之间，主要介于 0.1 ～0.5 ×10－3μm2之间;层内非均质性较强，特低渗透背景上存在高渗带。

区内岩心观察及化验分析资料表明:区内长63储层岩石岩性近似，以细粒长石砂岩和岩屑长石砂岩为主(见图1)，岩屑含量高，长石风化程度大，岩石成分成熟度低(指数 ＜1.0)，分选为好 －中等，岩石碎屑磨圆度差，以次棱角状为主，约89%以上。压实程度中等偏强，储层岩石颗粒之间胶结类型以孔隙胶结为主，接触方式以点 －线接触，点接触，线接触为主。

填隙物为少量杂基类和自生矿类胶结物，充填与孔隙空间中。砂岩的胶结物主要有:水云母、绿泥石、铁方解石、铁白云石、方解石、硅质与少量的泥铁质。水云母含量在研究区各个层中含量最高。

2 孔隙结构特征

据含油砂岩铸体薄片、扫描电镜、压汞资料，统计与分析研究微观孔隙结构[5]。长63储层发育的孔隙类型有粒间孔(53.98%)、粒间溶孔(5.42%)、长石溶孔(32.98%)、岩屑溶孔(6.21%)、晶间孔(1.58%)、微裂隙(0.89%)等，以粒间孔和长石溶孔为主。长 63平均中值喉道半径 0.16 μm，吼道类型以片状为主，另外发育有管束、点状吼道等。长63储层压汞曲线皆为偏细歪度，平台呈倾斜型，中值半径较小，排驱压力较大，说明储层物性较差，喉道分选较差，属于偏细孔喉型储层。

图1 华庆油田长6 3储层含油砂岩分类图

高压压汞实验表明，孔喉结构复杂，微观非均质性较强。根据毛管压力曲线的形态特征和微观孔隙结构参数，孔隙结构分为3类(见表1)。Ⅰ类排驱压力低、粗歪度、分选性好;Ⅱ类排驱压力较低、粗歪度、分选较好—中等;Ⅲ类排驱压力高、细歪度、分选中等。长63储层以Ⅱ、Ⅲ孔隙结构为主。统计显示喉道是影响储层渗透率的重要因素，渗透率与中值喉道半径有较好正相关性。

3 成岩作用及其对储层物性影响

3.1 压实(溶)作用

区内压实和压溶作用普遍，是造成砂岩原生孔隙大量减少的最主要原因[6]。华庆油田沉积物粒度细，杂基、云母及塑性岩屑含量高，压实作用强使颗粒排列紧密，泥岩岩屑、黑云母强烈挤压变形，形成假杂基，导致原生粒间孔大量损失(见图2A)。压溶作用体现在石英自生加大和长英质加大发育，自生石英填隙孔隙。同时岩石颗粒之间接触关系呈现凹凸接触、线接触，这种接触方式降低了孔隙之间的连通性(见图2B)。统计岩石薄片中颗粒之间的接触类型并计算岩石的接触强度[7，8]，发现长63储层压实强度分布范围在 1.5～2.9之间，处于中等 －强压实阶段。

表1 长6 3储层压汞曲线特征参数

3.2 胶结作用

根据镜下观察和 X线衍射黏土统计，并参考“碎屑岩成岩阶段划分”方法 (SY/T5477－2003)，区内存在碳酸盐胶结、硅质胶结和粘土矿物胶结三种类型，主要的胶结物为水云母、绿泥石、碳酸盐类，还有少量的硅质、长石质。

3.2.1 碳酸盐胶结

区内的碳酸盐胶结作用主要发育在极细－细粒砂体中，充填本来就很细小的孔隙，是造成储层孔隙度和渗透率变差的重要原因。薄片资料统计表明碳酸盐胶结物含量在0.2%～49%之间，平均含量为4.8%，以成岩中晚期形成的铁方解石和铁白云石为主(见图2C)。统计碳酸盐胶结物总量与敏空滤、孔隙度和渗透率之间的关系，发现:随着碳酸盐胶结物含量增加，渗透率有较为明显的下降趋势;碳酸盐胶结物总量与孔隙度中无明显关系;碳酸盐胶结物含量与面孔率呈负相关性，且当其含量大于20%，面孔率趋于0。

3.2.2 硅质胶结

硅质胶结作用在有效砂层段普遍发育，以石英加大边为主，分布普遍，含量低，含量为 0.2% ～8.8%，平均 1.0%。占据空隙空间，导致孔隙的充填程度变高、孔隙度降低、喉道半径变小、渗流能力变差(见图2D)。

3.2.3 粘土矿物胶结

粘土矿物的研究是储层成岩作用研究、成岩阶段划分的重要内容。区内长63主要有绿泥石胶结(1.7%)和水云母胶结(7.5%)两种类型;高岭石胶结(0.02%)比较罕见。

绿泥石主要以孔隙衬里方式产出，最高可达69%，平均1.7%。绿泥石附着在岩石颗粒表面，形成包绕颗粒的绿泥石膜(见图2E)，阻碍颗粒与孔隙水接触，减少长英质次生加大，抵抗压实作用的进行，薄膜厚度主要在 3.0～10.0 μm。绿泥石含量与孔、渗统计关系表明:孔隙度与绿泥石百分含量有一定的正相关关系，渗透率与绿泥石百分含量的变化无明显关系。

水云母含量相对较高，含量为 0.2% ～44%，平均7.5%。扫描电镜下发现区内水云母多呈搭桥状、毛发状、画卷状、卷曲片状生长在孔壁上或充填于孔隙中(见图2F)。水云母胶结降低储层渗流能力主要体现在其胶结物常把有效的大空隙和吼道分割，变成无效的微小孔隙或直接堵塞喉道。统计显示区内长63储层物性与水云母百分含量无明显关系。

图2 长6 3成岩作用

3.3 溶蚀作用

长63储层长石溶蚀作用占主导地位，沿着解理缝方向溶解(见图2G)形成长石溶孔。粘土矿物、碳酸盐矿物等溶蚀作用虽也能见到，但它们所产生的次生孔隙非常有限，对孔隙度贡献不大。但溶蚀作用可以改善压实作用和胶结作用后的孔隙分布、大小、形状等特性，对储层起着建设性的作用。

3.4 交代作用

通常交代作用是和溶解作用同时进行的，其对孔隙结构的影响不大。区内主要的交代作用有铁方解石交代长石(见图2H)，铁白云石交代方解石等(见图2I)。

综上所述，压实作用、粘土矿物胶结、硅质胶结、碳酸盐胶结作用对储层物性的影响是负面的，它们会导致储层孔隙体积减小渗流能力变差。而绿泥石膜和溶蚀作用对储层的影响是积极的，它们可以阻碍压实作用，减少胶结物的形成，增大储层的孔隙体积。

4 结语

(1)华庆油田长63储层物性差，非均质性较强，孔隙度主要介于8% ～12%之间，渗透率主要介于0.1～0.5×10－3μm2之间，属于典型的低孔隙度、特低渗透率储层。

(2)岩石类型主要为细粒－极细粒长石岩屑砂岩和岩屑长石砂岩，软组分碎屑含量较高，成分成熟度低;埋深较大，压实程度中等偏强造成储层易被压实，对物性影响最大。

(3)孔隙类型主要为粒间孔和长石溶孔，吼道类型以片状吼道为主;喉道是影响储层渗透率的重要因素，渗透率与中值喉道半径有较好正相关性。

(4)建设性的溶蚀、绿泥石膜胶结等成岩作用与破坏性的压实、粘土矿物胶结、硅质胶结、碳酸盐胶结等成岩作用，加剧了微观孔隙结构的复杂程度和非均质性，导致储层孔隙体积减小和渗流能力变差。

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