正宁-宜君地区长8储层特征及物性影响因素

张栋梁，梁晓伟，刘　森，赵永刚，牛小兵，王成玉

(1.西安石油大学地球科学与工程学院，陕西西安 710065；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开发研究院)

正宁-宜君地区长8储层特征及物性影响因素

张栋梁1，梁晓伟2,3，刘森1，赵永刚1，牛小兵2,3，王成玉2,3

(1.西安石油大学地球科学与工程学院，陕西西安 710065；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开发研究院)

摘要：通过岩心观察、薄片鉴定、扫描电镜、图像粒度、图像孔隙及高压压汞等分析测试手段,研究了鄂尔多斯盆地南部正宁-宜君地区长8储层特征及物性影响因素。研究表明，长8储层岩石类型主要是细-极细粒长石岩屑砂岩和岩屑长石砂岩，以碳酸盐胶结物为主，孔隙类型主要是粒间孔和长石溶孔；长8储层属于浅水湖泊三角洲型致密油砂岩储层；长8储层物性受沉积、成岩和孔隙结构等方面因素影响，长石颗粒含量高、碳酸盐胶结物含量高及孔隙结构较差是造成研究区长8储层低渗的主要原因。

关键词：鄂尔多斯盆地；长8储层；储层特征；致密油砂岩储层；物性影响因素

鄂尔多斯盆地延长组大型坳陷湖盆为一向东开口的内陆湖盆[1]，湖盆的演化历史显示盆地南部上三叠统延长组广泛发育三角洲-湖泊沉积体系，盆地延长组砂岩储层具有低孔、特低渗的特点[2-3]。20世纪七八十年代长庆油田等多家单位对该地区延长组进行了地质普查，随后的勘探一直处于停滞阶段，近年来随着油田勘探开发的需求，该区又成为了勘探重点，勘探重点层位为长6、长7、长8油层组。众所周知，鄂尔多斯盆地中南部、西南部及东南部延长组长6、长7油层组发育重力流型致密油层，现已成为盆地重要的勘探开发领域[4-7]，而以浅水湖泊三角洲前缘沉积为主的长8油层组是否发育致密油砂岩储层？目前尚无定论。加之盆地南部长8油层组勘探程度低，储层研究工作极其薄弱，已经影响到该地区油气勘探部署工作的进一步开展。本文以鄂尔多斯盆地南部正宁-宜君地区长8油层组为例，在现有资料的基础上，结合岩心、测井、录井及多种测试分析资料，对研究区长8储层特征进行分析，探讨储层物性影响因素，以期为该地区油气勘探深入研究提供重要的地质理论依据。

1地质概况

正宁-宜君地区位于鄂尔多斯盆地南部，地跨陕、甘两省，北起张家湾，南至柳林，西起盘客，东至黄陵，面积约1.2万 km2。区域构造上位于陕北斜坡和渭北隆起两大构造单元，延长期该地区属于鄂尔多斯湖盆南缘构造沉降较明显的凹陷区之一。

研究区长8沉积时期主要受近南部、东北部和西南部三个物源体系控制，近南物源对于长8油层组沉积体系的影响较东北物源和西南物源更为明显；物源主要为大陆岛弧上地壳长英质源、安山弧源等，同时还有一定的活动大陆边缘和大洋岛弧的古生代杂砂岩的混入[8]。该地区长8沉积时期地形十分平坦，水体整体较浅，以浅水湖泊三角洲为特色，以三角洲前缘为主，主要发育水下分流河道、远砂坝、分流河道侧翼、分流间湾和前三角洲泥等沉积微相[9-10]。在物源条件的影响及浅水湖泊三角洲的控制下，长8油层组主要发育浅灰色、灰色细砂岩和极细砂岩、粉砂质泥岩，夹暗色泥岩，局部见中砂岩。研究区长8油层组厚度为80～100 m，两分性明显，长81平均厚度约43 m，长82平均厚度约41 m，其中长81为该地区主力层。

2储层特征

2.1储层岩石学特征

本次研究根据37口井岩心观察、砂岩薄片鉴定和图像粒度资料分析认为，正宁-宜君地区长8储层砂岩类型主要是细-极细粒长石岩屑砂岩和岩屑长石砂岩，少量的长石砂岩和岩屑砂岩(图1)。

图1　正宁-宜君地区长8储层砂岩类型三角图

该区长8储层砂岩碎屑组分中石英颗粒含量12.00%～61.00%，平均含量28.29%，以单晶石英为主，石英颗粒周缘见次生加大；长石颗粒含量7.50%～56.00%，平均含量30.00%，以钠长石为主，少量钾长石；岩屑含量5.00%～33.70%，平均含量20.32%，以各种低变质的片岩岩屑为主，其次为岩浆岩岩屑，沉积岩岩屑含量最低。成分成熟度为0.56，表现为较低的成分成熟度；颗粒分选较差，多为次棱角～次圆状，表现为中等结构成熟度。

该区长8储层砂岩中杂基含量约4.5%，主要为高岭石、伊利石、少量绿泥石等泥级黏土矿物及细粉砂级碎屑。研究区长8储层砂岩中胶结物含量为4.5%～37.3%，平均含量14%，以碳酸盐胶结物为主，阴极发光表明晚期方解石胶结物含二价铁较多，发暗橙红色光，早期方解石胶结物常发明亮的黄色，含量极少[11]；其次为自生黏土矿物，包括伊利石、绿泥石和高岭石；硅质胶结物较少；少量的白云石和长石质。胶结类型以孔隙式和加大-孔隙式为主，其次为孔隙-薄膜式、薄膜式、压嵌-接触式和薄膜-加大式，见基底式、加大-镶嵌式、孔隙-接触式、连晶-孔隙式、压嵌式和压嵌-孔隙式。

2.2储层物性特征

2 984个岩心样品统计表明：长81小层孔隙度分布在5.00%～15.09%，平均值7.15%，主要分布在小于11%的孔隙度区间，占样品总数的98.65%，渗透率分布在(0.036～15.66)×10-3μm2，平均值0.146×10-3μm2，主要分布在小于0.36×10-3μm2的渗透率区间，占样品总数的95.71%；长82小层孔隙度分布在5.00%～17.76%，平均值为7.85%，也主要分布在小于11%的孔隙度区间，占样品总数的93.02%，渗透率分布在(0.03～8.656)×10-3μm2，平均值0.12×10-3μm2，主要分布在小于0.3×10-3μm2的渗透率区间，占样品总数的96.86%。长81小层孔隙度平均值稍低于长82小层，渗透率平均值稍高于长82小层。

贾承造、邹才能等(2012)提出了中国致密油储层的物性标准：孔隙度小于10%，渗透率小于1×10-3μm2，厚度为10～80 m[6,12]。依此标准，从沉积环境和物性上讲，研究区长81和长82储层应该属于浅水湖泊三角洲型致密油砂岩储层。

2.3孔隙和裂缝类型

通过砂岩铸体薄片鉴定和图像孔隙分析认为，研究区长8储层孔隙类型包括原生孔隙、次生孔隙及微裂隙3大类，包括粒间孔、粒间溶孔、长石溶孔、岩屑溶孔、沸石溶孔、碳酸盐溶孔、晶间孔、微裂隙等10个亚类。孔隙类型总体上以原生孔隙为主，其次为次生孔隙和微裂隙(图2)。

图2　正宁-宜君地区长8储层孔隙类型分布直方图

原生孔隙以粒间孔形式出现，主要包括原生粒间孔和残余粒间孔，残余粒间孔是长8储层主要的孔隙类型之一，其在电子显微镜下常见绿泥石、伊利石等黏土矿物呈颗粒环边状。次生孔隙主要包括长石溶孔、岩屑溶孔、沸石溶孔、碳酸盐溶孔等次生溶孔类型，长石溶孔尤为发育。此类次生溶孔主要由酸性水介质沿长石解理或双面晶选择性溶蚀，或在岩屑中溶蚀不稳定组分而成，孔隙大小不等，形态不规则，边缘为锯齿状或港湾状。粒间溶孔和晶间微孔较少见，晶间微孔因其孔隙细小且连通性差而意义不大。

裂缝主要包括构造缝和微裂缝两类。岩心中的构造缝主要是垂直缝和高角度缝，薄片中见开启的构造缝，但多数充填严重，主要被方解石和黏土矿物充填；微裂缝(微裂隙)宽度一般为1～7 μm，长度一般为120～200 μm，长度范围仅限于穿透一个单个的碎屑颗粒，未穿透周缘颗粒，研究区长8储层微裂缝含量相对较少但对改善储层物性极为重要。

2.4孔隙结构特征

正宁-宜君地区长81、长82储层砂岩面孔率分别仅为1.973%和1.453%。图像孔隙分析和压汞分析得出：长8储层孔喉中值半径大部分分布于0.042～0.198 μm，最大孔喉半径大部分分布于0.18～0.70 μm，孔隙结构类型以小孔微喉型和小孔微细喉型为主，孔隙结构较差。

邹才能等(2013)研究认为，鄂尔多斯盆地上三叠统延长组长6致密砂岩储层的主体孔径为0.05～0.90 μm，属于纳米级孔喉系统[12]。研究区长8储层的孔喉中值半径和最大孔喉半径的主要分布范围反映出该区长8储层属于典型的致密油砂岩储层，储层孔隙喉道较小和孔隙喉道分布不均匀也表明长8储层孔隙结构的非均质性强。

3物性影响因素

正宁-宜君地区长8储层属于浅水湖泊三角洲型致密油砂岩储层，储层致密化是储层物性急剧变差的主要原因，然而储层致密化的成因极其复杂，本文仅从沉积、成岩和孔隙结构等方面入手，分析储层物性的影响因素，从而为研究区长8储层致密化研究提供有力支撑。

3.1沉积因素

研究区长8油层组沉积时期主要属于浅水湖泊三角洲前缘沉积环境，产出大量的岩屑长石砂岩。图3表明，该区长81储层砂岩中，随着碎屑颗粒长石含量的增加，渗透率随之降低，长石含量与渗透率呈明显的负相关关系。鄂尔多斯盆地中部长6致密油砂岩储层岩性以长石砂岩和岩屑质长石砂岩为主，也表现出长石含量高，成分成熟度低，物性差的特点[13]。

图3　长81油层组渗透率与长石含量交会图

研究区长8储层砂岩薄片鉴定结果表明：长石风化程度中等，钾长石发生绢云母化，斜长石发生高岭石化。长石对储层物性的影响可能是由于长石表面次生的高岭土和绢云母对油气具有吸附作用，吸水膨胀后堵塞原来的孔隙和喉道。

3.2成岩因素

研究区长8储层砂岩薄片鉴定及扫描电镜分析认为，影响储层物性的成岩作用类型主要包括压实作用、胶结作用和溶蚀作用。

3.2.1 压实作用

研究区长8储层砂岩的机械压实作用显著，随着埋深的加大，机械压实作用使碎屑颗粒由游离状、点接触状逐步调整为点-线接触，并且镜下薄片鉴定可见到长石经压实作用而破裂的现象。据薄片资料统计分析得出，研究区长8储层砂岩平均视压实率约为64%，平均视压实损失的孔隙度达约为22%。压实作用造成粒间孔隙的大量损失，是造成储层物性降低的原因之一。

3.2.2 胶结作用

薄片鉴定结果表明，研究区长8储层砂岩胶结作用明显，碳酸盐胶结物是储层中最主要的胶结物，以铁方解石为主，平均含量为4.60%，存在明显的早、中、晚三期铁方解石胶结现象；黏土矿胶结物表现出伊利石、绿泥石环边和高岭石胶结。胶结作用导致孔隙和喉道堵塞，储层粒间孔隙度降低。研究认为，研究区长8储层砂岩的孔隙度随着碳酸盐胶结物含量的增加而降低，呈现明显的负相关。

3.2.3 溶蚀作用

镜下薄片鉴定和扫描电镜分析发现，溶蚀作用对长8储层物性的影响较强。由于晚期有机质热成熟过程中释放出的CO2进入孔隙流体中，使水介质呈较强的酸性，这些酸性的溶蚀流体不仅可以扩大、增加岩石孔隙，还可以改善孔隙的连通性和渗流条件[14]。主要表现在：溶蚀作用发生在碎屑长石和部分岩屑中，溶解程度不均一，部分颗粒仅发生弱溶蚀，而有的则溶蚀强烈，仅残余颗粒的外形，溶孔的分布同样具有不均一性。总体而言，溶蚀作用形成的次生孔隙改善了储层的物性。

3.3孔隙结构因素

储层孔隙结构是指储集岩所具有的孔隙和喉道的几何形状、大小、分布及其相互连通和配置关系[15]。图4表明，研究区长81储层的渗透率随着排驱压力的增大而降低，渗透率与排驱压力呈明显的负相关关系，例如Ta19井和Zh66井对比发现：Ta19井长81排驱压力为3.059 MPa，其渗透率为0.10×10-3μm2；Zh66井长81排驱压力为1.142 MPa，其渗透率为0.30×10-3μm2。研究区长81储层的渗透率随着中值半径的增大而增大，渗透率与中值半径呈明显的正相关关系，Ta19井长81中值半径为0.062 μm，其渗透率为0.10×10-3μm2；Zh66井长81中值半径为0.141 μm，其渗透率为0.30×10-3μm2。

图4　长81储层物性与排驱压力、中值半径关系

4结论

(1)正宁-宜君地区长8储层砂岩以细-极细粒岩屑长石砂岩和长石岩屑砂岩为主，分选性较差，碳酸盐矿物和黏土矿物是该区主要的胶结物类型，碳酸盐胶结物以铁方解石为主，白云石含量少，胶结类型以孔隙式和加大-孔隙式胶结为主。

(2)研究区长81小层平均孔隙度7.50%，平均渗透率0.146×10-3μm2；长82小层平均孔隙度7.85%，平均渗透率0.12×10-3μm2；长8储层主要发育粒间孔、长石溶孔和岩屑溶孔等，裂缝主要包括构造缝和微裂缝两类；从储层沉积环境、岩石学特征、物性特征、孔隙结构等方面认为该区长8储层属于浅水湖泊三角洲型致密油砂岩储层。

(3)储层物性影响因素研究表明，该区储层物性主要受到沉积因素、成岩因素及孔隙结构因素共同影响。随着长石含量的增加，渗透率随之降低；压实作用是降低物性的原因之一；孔隙度随着碳酸盐胶结物含量的增加而降低；溶蚀作用形成的次生孔隙改善了储层物性；渗透率随着排驱压力增大而降低，随着中值半径增大而增大。

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编辑：吴官生

文章编号：1673-8217(2016)01-0048-04

收稿日期：2015-11-11

作者简介：张栋梁,1990年生，2012年毕业于西安石油大学地质学专业，在读研究生，研究方向为沉积学与储层地质学。

基金项目：中国石油科技创新基金研究项目(2011D-5006-0103)；陕西省教育厅专项科研计划项目(14JK1567)；国家科技重大专项计划项目(2011ZX05044-3)；国家自然科学基金项目(61401355)。

中图分类号：TE112.23

文献标识码：A