合水—华池地区长7油层组相对高孔渗成因分析

黄囿霖，陈世加，姚宜同，张潇文，王力（西南石油大学地球科学与技术学院，四川 成都 610500）

合水—华池地区长7油层组相对高孔渗成因分析

黄囿霖，陈世加，姚宜同，张潇文，王力
（西南石油大学地球科学与技术学院，四川 成都 610500）

鄂尔多斯盆地合水—华池地区延长组长7油层组属于盆地半深湖—深湖沉积体系，除发育良好的烃源岩外，因西南方向河流的注入，该区有大面积湖泊浊积扇砂体分布，岩石类型以岩屑质长石杂砂岩和长石质岩屑杂砂岩为主，压实作用强，物性差，属于超低孔超低渗致密砂岩，但致密背景下发育有利于油气富集的“相对高孔渗”砂岩储层。针对相对高孔渗问题，结合盆地地质背景，展开了沉积相、成岩作用及异常压力的研究。研究中采用了岩石薄片观察、恒速压汞和剩余压力分析等方法，认为相对高孔渗影响因素有：1）岩石组分、分选和沉积相带对储层的控制；2）成岩过程中石英次生加大、绿泥石包膜和烃类早期充注对原生孔隙的保护以及有机酸溶蚀次生孔隙的形成；3）生烃增压、差异压实、黏土矿物成岩和热力作用产生的异常高压对于储层的改造。

相对高孔渗；沉积相；成岩作用；异常高压；长7油层组；鄂尔多斯盆地

鄂尔多斯盆地上三叠统延长组长7油层组泥岩生烃能力强、体积大［1-2］，以往一直将其作为生油岩对待。但随着勘探的深入，长7油层组内发现了大量的工业油井，同时，在储层普遍致密的情况下［3-4］，发现有相对高孔渗储层的分布。按照致密油“近源成藏”理论［5-6］，长7油层组内的砂体可作为有效储层，而相对高孔渗带更是油气聚集的有利区块。近年来，有关鄂尔多斯盆地三叠系延长组低孔低渗储层特征与成岩作用的研究较多［7-9］，然而对于长7油层组储层相对高孔渗的相关文献却比较少见。本文在前人研究的基础上，通过恒速压汞、岩石薄片观察和剩余压力值分析等方法，对储层进行了研究，旨在总结长7油层组相对高孔渗储层的控制因素，为预测相对高孔渗储层的分布以及对下步勘探部署提供地质依据。

1　地质概况

鄂尔多斯盆地延长组长7沉积期是湖盆发育的鼎盛时期，湖盆面积大，坳陷深，暗色泥岩厚，泥岩中有机质丰富，母质类型以腐殖-腐泥型为主，为一套优质的烃源岩［1］。根据沉积旋回，长7油层组自上而下可划为长71、长72和长73等3个小层。受印支构造运动的影响，长73到长71沉积过程中，盆地西南部逐渐抬升，湖盆沉积中心逐渐向东迁移，湖盆深水区面积逐渐减小。合水—华池地区位于盆地次级构造单元伊陕斜坡的西南部，该区延长组长7油层组古地理位置位于盆地北西—南东向沉降中心的西南部一带，主体为半深湖—深湖相沉积环境，盆地西南部因河流注入，广泛发育深水浊积扇沉积体系［10］，优质泥岩中发育浊流砂体，且在沉积过程中泥岩与浊流砂体呈此消彼长的关系。

2　长7油层组储层特征

合水—华池地区长7油层组砂岩主要为陆相碎屑岩浊积扇沉积。其岩性复杂，砂岩粒度细，多为粉、细砂岩，杂基体积分数高；岩石类型以岩屑质长石杂砂岩和长石质岩屑杂砂岩为主，分选和磨圆度差，结构成熟度和成分成熟度较次；颗粒主要呈现薄膜-孔隙式胶结、接触式胶结和薄膜式胶结，孔隙以粒间孔、溶孔和粒间-溶孔为主；压实作用强烈，喉道中值半径主体分布在小于0.15 μm的范围内，排替压力主要集中在1.00～5.00 MPa；孔隙度一般为3.00%～12.00%，主体小于10.00%，渗透率主要小于0.100×10-3μm2，储层致密，物性差，为典型的致密砂岩。但储层物性横向上变化大，非均质性强，在局部区域发育相对高孔高渗带，如宁55、西232、西213、里47等井的孔隙度一般大于10.00%，渗透率大于0.100×10-3μm2，有的井渗透率可达到0.300×10-3μm2以上，而这些高孔渗带往往是油气聚集的有利区域，如里47井，日产油50.07 t。因此，弄清高孔高渗带形成的原因，不但有利于更加全面地了解工区内储层的基本情况，而且对于整个合水—华池地区下一步增储上产也有着至关重要的意义。

3　相对高孔渗砂岩储层形成的控制因素

碎屑岩储层的物性一般主要是由沉积、成岩、构造等多种因素综合控制，由于鄂尔多斯盆地延长组受大地构造破坏作用影响较小，因此，此次研究主要是从沉积、成岩作用以及异常压力的角度来分析相对高孔高渗储层的形成原因。

3.1沉积相带的控制

沉积环境条件主要影响碎屑岩储层的原始物质组成和结构，决定着后期成岩作用的方向，是形成相对高渗储层的最关键因素。

3.1.1矿物组分

储层中普遍存在黏土矿物与铁方解石、铁白云石等碳酸盐胶结物，其充填于孔隙喉道之间，体积分数越高，减小孔隙和喉道有效渗流半径的作用越强，因此，大量填隙物的发育能够降低储层孔隙度和渗透率，使得储层致密。在宁18井长71和环69井长72砂岩薄片扫描电镜下，铁白云石和铁方解石等填隙物充填于孔隙和喉道之间，使得孔喉变得更为狭窄，渗透率变低，为0.038×10-3μm2（见图1），同时在工区储层物性与矿物组分体积分数统计结果中也发现，储层物性与填隙物体积分数呈负相关（见图2，图中n为样品数）。因此，矿物组分是影响储层物性的一个重要因素，即填隙物体积分数越高，储层物性越差。

图1　合水—华池地区长7砂岩扫描电镜

图2　长7储层孔隙度、渗透率与填隙物体积分数的关系

3.1.2分选

分选系数一定时，渗透率的对数值与粒度中值呈线性关系，粒度越大，渗透率越高。在粒度相近的情况下，分选差的碎屑岩，因细小的碎屑充填颗粒间的孔隙和喉道，孔隙度和渗透率降低，物性差。颗粒大小分布较均匀，分选较好，其孔隙度和渗透率也较好，如镇160井渗透率大于0.100×10-3μm2；而颗粒粒度大小不一，分选相对较差时，其所对应的孔隙度和渗透率也普遍较低，物性较差，如宁19、宁76和宁80井渗透率都小于0.100×10-3μm2（见图3）。

图3　长7砂岩普通薄片

在对工区283口井4 058个样品点统计的结果上，也能明显看出分选差的样品所占比例越高，其渗透率值越低（见表1），因此，分选对于该地区储层物性具有重要的控制作用。

表1　不同砂岩物性的分选性统计

3.1.3沉积微相

对鄂尔多斯盆地合水—华池地区延长组长7油层组而言，矿物组分、分选以及沉积微相分布等控制着相对高孔渗储层的形成，但矿物组分和分选对储集性能的影响最终还受控于沉积微相的差别。在相同的沉积环境下，不同沉积微相的砂岩具有不同的成分和分选等特征，这些因素对后期的成岩作用中储层演化具有重要影响，决定着砂岩原始储集性能。合水—华池地区延长组长7油层组属于半深湖—深湖沉积环境，广泛发育湖泊浊积扇［11］，浊流砂体与泥岩呈相互博弈的生长关系（见图4）。

图4　长71沉积微相分布

由图4可以看出：内扇水道、中扇水道和无水道前缘席状砂等浊积扇微相是浊流砂体发育区，砂体厚度大，分选偏好，填隙物体积分数小，有利于高孔渗储层的形成，如西84、庄42井渗透率大于0.100×10-3μm2，孔隙度大于9.00%，填隙物体积分数小，分选中等—好；而在中扇水道间和外扇泥岩相对发育区，砂体受泥岩等泥级颗粒的影响，填隙物体积分数增大，分选差，储层物性也相应变差，如镇70、里148、里96井渗透率小于0.500×10-3μm2，孔隙度小于9.00%，填隙物体积分数大于10.00%，分选中等—差（见表2）。

表2　不同沉积微相砂岩物性统计

根据储层物性的不同，将该区长71储层分为4类（见图5），Ⅰ类储层和Ⅱ类储层与内扇水道、中扇水道和无水道前缘席状砂对应良好，而Ⅲ类、Ⅳ类储层与中扇水道间和外扇泥岩相关性较高。现阶段勘探结果也表明，产油井通常分布在浊流砂体发育区，而泥岩发育区则多为低产井或干井。

图5　长71储层分类

3.2成岩作用的影响

成岩作用对于储层物性的改变起着关键作用，该区处于早成岩晚期和中成岩早期，石英次生加大、绿泥石衬里和烃类充注在对孔隙进行充填的同时也可以对残余孔形成保护，溶蚀作用有利于次生孔隙的形成。3.2.1残余孔隙的保护

石英次生加大的形成主要是孔隙内分散的石英与邻近石英颗粒骨架的紧密结合，对粒间孔隙体积的减小影响较弱，而碎屑颗粒之间相对位置固定，可以增加岩石抗机械压实的作用［12］，原生孔隙从而得以保存（见图6a）；绿泥石黏膜的形成，对孔隙有少量的充填，但同时也会增加岩石的抗压强度［13］，能较好地保护孔隙（见图6b）。此外，烃类的充注也可改变储层物性，砂岩孔隙系统在富含有机酸的流体渗入后，其地球化学环境及岩石的润湿性也随之改变，使原来在水、岩介质中发生的石英次生增长、自生伊利石等无机成岩反应受到抑制，矿物胶结等化学成岩作用显著减弱或停止［14］。因此，烃类充填占位也有利于储层中粒间孔隙的保存。

通过对工区内的岩石铸体薄片镜下观察发现，颗粒间主要呈现点-线接触关系，压实压溶作用较强烈，粒间孔隙有沥青的充填而长石溶蚀孔隙中未见沥青，说明大规模溶蚀发生以前有烃类的充注，即存在烃类充注占位现象（见图6c）。因此，对于以粒间原生孔为主的粒间孔型石英砂岩相对高渗储层而言，烃类早期充注阻止了后期石英颗粒次生加大，这对原生孔隙的保存具有重要作用，有利于储层相对高孔渗的形成。

3.2.2次生孔隙的形成

溶蚀作用可使长石、岩屑溶解，产生粒内溶孔，或使粒间充填的黏土矿物或者碳酸盐矿物溶解，产生粒间溶孔和填隙物内溶孔，改善储层物性形成相对高孔高渗带。而在众多引发溶蚀的因素里有机酸对岩石的溶蚀作用较为广泛，沉积盆地中的有机质在热演化过程中的脱羧基作用会产生大量的对矿物有较强溶解性的有机酸，其可以络合并迁移铝硅酸盐中的阳离子［15］。鄂尔多斯盆地延长组长7油层组厚层优质烃源岩处于成熟阶段，也是有机酸浓度最高时期同时伴随CO2的释放［16］，致使地层流体呈酸性。这些酸性溶液受到异常压力和热对流的作用向长7油层组内砂岩渗入并在储集砂体的孔隙中流动，溶蚀长石等易溶骨架颗粒和环边绿泥石等早期碳酸盐胶结物并带走铝，形成大量的粒内溶蚀孔隙和粒间孔隙（见图6d）。

图6　长7储层岩心薄片

研究区内延长组长7油层组砂岩储层的孔隙类型主要为粒间孔和溶孔，其中，溶孔所占比例约为63%，溶孔中又以长石溶孔为主，溶蚀作用显著。如庄233井1 762.43 m处岩心，长石溶孔与粒间溶孔发育，其孔隙度为10.80%，渗透率为0.197×10-3μm2，均高于研究区均值。而在溶蚀作用不发育区，扫描电镜下观察也少见孔隙，物性较差。如庄233井1 808.90 m处可见粒间孔被碳酸盐胶结，储层致密，其孔隙度为8.50%，渗透率为0.092×10-3μm2，低于研究区平均孔渗值。说明溶蚀作用是后期改造储层形成相对高孔高渗的重要影响因素，溶蚀作用越发育地区，越易形成相对高孔高渗带。

3.3异常压力的影响

结合鄂尔多斯盆地合水—华池地区延长组长7油层组烃源岩演化过程和储层成岩作用的研究成果，长7油层组厚层暗色泥岩异常高压的形成主要是由差异压实、蒙脱石脱水和热力作用以及有机质生烃等作用引起的［17］。长7油层组厚层泥岩在成岩过程中，受差异压实作用影响，泥岩顶、底面排水通畅，形成较为致密的封隔层，内部的流体不能顺利排出或者处于停滞状态，形成异常高压；蒙脱石在成岩过程中转化为伊利石时发生脱水，以及流体受到古地温的作用发生热膨胀也可以形成异常高压。此外，长7油层组厚层优质泥岩正处于烃类大量生成的成熟阶段，油气的生成造成了油层组内烃类体积的膨胀，产生异常高压，合水—华池地区延长组长7地层的埋深在1 560～2 440 m，以正常压实计算，长7地层的孔隙压力在15.44～24.15 MPa，在孔隙体积未变、生成的烃还未及时排出的情况下，有机质生烃造成的体积膨胀而产生的异常高压则可达3.92～6.13 MPa。

这些异常高压的形成可抵抗地层的进一步压实，另外，高压会间歇式地释放，为长7油层组优质烃源岩生成的油气，向长7油层组内部砂体较发育的储层中运移提供动力，并改变储层物性。利用声波时差资料，通过等效深度法对工区内从南西到北东的井（西271、镇237、庄140、白485、里217、午50等井）进行了剩余压力值计算，长7油层组的剩余压力可高达14.00～20.00 MPa，虽然各井从长71到长73剩余压力值不同，但总体呈逐渐增大的趋势；因此，长73泥岩段和长71、长72相对砂体发育段不同异常压力带之间可形成压差（见图7）。

图7　长7油层组剩余压力随深度的变化

在这种压差形成的应力集中区，会使长7油层组中的低孔渗砂岩层产生微裂缝，增加储集空间的同时，改善高压系统内储层的连通性，形成相对高渗储层，从而变为有效储层［18］。在岩心中，这种微裂缝是大量存在的，如正40、宁29、庄97等井。因此，长7油层组的异常高压能有效改善段内储集砂体物性。

4　结论

1）研究区长7油层组砂岩岩性复杂，砂岩粒度细，岩石类型以岩屑质长石杂砂岩和长石质岩屑杂砂岩为主，分选和磨圆度差，结构成熟度和成分成熟度较次，压实作用强烈，储层致密，物性差，总体上表现出低孔低渗的特征。

2）内扇水道、中扇水道和无水道前缘席状砂等浊积扇微相是砂体发育区，岩石组分中填隙物少，分选相对较好，是相对高孔渗储层形成的原始有利区块。后期石英次生加大、绿泥石膜形成、烃类早期充注等成岩作用和有机酸的溶蚀作用，可改善储层物性。异常压力的出现，在为油气运移提供动力的同时，也可改变渗流条件，有助于形成相对高孔渗带。

3）几种影响因素的共同作用区，是寻找相对高孔渗储层的优势地带。在长7优质烃源岩排烃背景下，发现相对高孔渗带即有可能找到工业油井。

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（编辑王淑玉）

Cause analysis of higher porosity and permeability reservoir group in Chang 7，Heshui-Huachi Region

Huang Youlin，Chen Shijia，Yao Yitong，Zhang Xiaowen，Wang Li
（School of Geoscience and Technology，Southwest Petroleum University，Chengdu 610500，China）

The Chang 7 reservoir group，Yanchang Formation of Heshui-Huachi Region，Ordos Basin belongs to half deep lake and deep lake sedimentary system.With the well-developed hydrocarbon source rocks and influx from the river of southwest，there is a large area of turbidity sand body distribution.Rock types are mainly lithic feldspar graywacke and feldspathic lithic greywacke. With strong compaction and poor physical property，tight sandstone with low porosity and permeability was formed，which was favorable to the enrichment of higher porosity and permeability reservoir group.Based on the basin′s geological background，sedimentary facies，diagenesis and abnormal pressure were researched to address the high porosity and permeability problem.In the research，thin section observation，rate-controlled mercury penetration and residual pressure were used.The relatively high permeability influence factors are concluded:the rock components，sorting and sedimentary facies control of reservoir；primary pore are protected by quartz overgrowth diagenetic process，chlorite coated and early hydrocarbon filling，secondary pore are formed by organic acid dissolution；abnormal high pressure formed by hydrocarbon generation pressurization，different compaction，clay mineral rock，thermal and tectonic dynamics can reconstruct reservoir.

relatively high permeability and pore；sedimentary facies；diagenesis；abnormal high pressure；Chang 7 reservoir group；Ordos Basin

国家重点基础研究发展计划（973计划）项目“中国陆相致密油（页岩油）形成机理与富集规律基础研究”（2014CB239005）

TE122.2+1

A

10.6056/dkyqt201601009

2015-09-18；改回日期：2015-11-14。

黄囿霖，男，1989年生，在读硕士研究生，主修矿产普查与勘探专业。E-mail：576050849@qq.com。

引用格式：黄囿霖，陈世加，姚宜同，等.合水—华池地区长7油层组相对高孔渗成因分析［J］.断块油气田，2016，23（1）：40-45.

Huang Youlin，Chen Shijia，Yao Yitong，et al.Cause analysis of higher porosity and permeability reservoir group in Chang 7，Heshui-Huachi Region［J］.Fault-Block Oil&Gas Field，2016，23（1）：40-45.