姬塬地区长6段储层不同类型成岩相微观渗流特征研究

赵 煜，孙 卫，桑 宇，陈 强

(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)

姬塬地区长6段储层不同类型成岩相微观渗流特征研究

赵 煜，孙 卫，桑 宇，陈 强

(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)

鄂尔多斯盆地姬塬地区延长组长6段储层属低孔、低渗-特低渗透储层。综合利用扫描电镜、铸体薄片、X-衍射、真实砂岩微观模型驱替实验对研究区长6段储层成岩相和微观渗流特征进行研究。结果表明，成岩相不同储层的渗流特征之间存在明显的差异，主要表现在流体进入孔喉的驱替方式、波及面积、残余油类型等；利用真实砂岩微观模型驱替实验综合分析得出绿泥石膜胶结残余粒间孔相是研究区最有利的成岩相，也是油气富集的最主要地区之一，长石溶蚀相次之。

姬塬地区；延长组；长6段储层；成岩相；微观渗流特征

姬塬地区位于陕西省定边县与宁夏自治区盐池县之间，构造位置处于天环坳陷与伊陕斜坡两个构造单元之间，地质条件比较复杂，勘探难度大，但资源量丰富，勘探前景良好。研究区北起西梁，南至姬塬，西起史家湾，东至马家山，总面积1 300 km2左右，发育三叠系延长组和侏罗系延安组两个含油层系[1-5]。

1 储层基本特征

根据多种实验资料综合分析并结合前人的研究成果可知，在晚三叠系延长期沉积演化过程中，研究区内主要存在北西、北东两大物源方向[2,6]；长6段储层为三角洲前缘亚相，有水下分流河道和分流间湾两种沉积微相[5,7-9]；主要发育长石砂岩，其次发育少量岩屑长石砂岩(图1)；主要的孔隙类型有粒间孔与长石溶孔；颗粒间的主要接触方式是点-线接触，主要的胶结类型有孔隙胶结和薄膜胶结。姬塬地区长6段储层砂岩孔隙度为0.22%～17.5%，主要为8%～14%；渗透率为(0.01～5.69)×10-3μm2，主要为(0.2～0.8)×10-3μm2，属低孔、低渗-特低渗透储层[3]。

2 成岩相研究

在对研究区岩心观察的基础上，综合运用常规薄片、铸体薄片、扫描电镜及X-衍射等方法，认为姬塬长6段储层的主要成岩作用类型有压实(压溶)作用、胶结作用、交代作用以及溶蚀作用。根据中华人民共和国石油天然气行业标准碎屑岩成岩阶段划分标准(SY/T 5477-2003)，对研究区的成岩阶段进行分析，认为研究区成岩阶段主要处于中成岩A期晚期，部分进入中成岩B期的早期。

图1 姬塬地区长6段储层砂岩分类图

成岩相组合类型控制了储层孔渗性能和微观孔隙结构特征。通过观察大量的铸体薄片和扫描电镜照片研究微观成岩特征，对姬塬地区长6段储层的成岩相进行划分，可以分为：①绿泥石膜胶结残余粒间孔相，②长石溶蚀相，③高岭石胶结相，④碳酸盐胶结相，⑤压实压溶相(图2)。

2.1 绿泥石膜胶结残余粒间孔相

该类成岩相中保存了大量的粒间孔隙，储集空间较大，储层物性较好(图3a)。此类成岩相在长61、长62两个层均有大面积发育，油气富集，是研究区较为有利的成岩相。

该类成岩相在三角洲前缘的水下分流河道部位普遍发育，物源方向主要为北西向，主要发育有长石砂岩和岩屑长石砂岩。这类成岩相岩屑+云母的含量较高，而石英和长石的含量差不多，所以，由岩屑、黑云母等水化析出的Fe2+和Mg2+为自生绿泥石的形成提供了较为有利的环境。叶片状、绒球状的绿泥石膜的产出方式主要为孔隙衬边，其次是孔隙充填的方式。

2.2 长石溶蚀相

该类成岩相中长石溶蚀所产生的大量次生溶孔，大大改善了储层的物性，增强了其渗流特性(图3b)。此类成岩相在长61、长62两个层均有大面积发育，为研究区最重要的成岩相类型之一，也是油气富集的最主要部位之一。

该成岩相区域在北西、北东两大物源方向均有发育，属水下分流河道沉积微相。岩性主要为长石砂岩，碎屑成分主要为长石和石英。填隙物主要有高岭石、伊利石和铁方解石，总溶蚀量长61为1.49%，长62为1.24%；储集空间类型主要为长石溶孔和粒间孔，长61、长62压实强度均为63%，长61储层平均孔隙度为11.92%，长62孔隙度为10.57%；长61渗透率为0.49×10-3μm2，长62渗透率为0.67×10-3μm2。其物性仅次于绿泥石膜胶结残余粒间孔相。

2.3 高岭石胶结相

该类成岩相最大的特点是高岭石充填孔隙且含量高(图3c)。该成岩相区域为北西、北东两个方向物源共同作用区，发育在水下分流河道和分流间湾微相中。长61高岭石达4.88%，胶结类型主要为孔隙胶结(50%)；孔隙类型以长石溶孔为主，孔隙少，孔隙度为9.86%；在孔隙度降低的同时，渗透率也大大降低，渗透率为0.38×10-3μm2。长62高岭石含量为3.99%，以孔隙度式胶结为主(46.16%)，平均孔隙度为10.27%，渗透率为0.63×10-3μm2，是研究区仅次于绿泥石膜胶结残余粒间孔相和长石溶蚀相的较有利成岩相。

2.4 碳酸盐胶结相

该类成岩相最大的特点是碳酸盐充填孔隙，碳酸盐含量高(图3d)。研究区主要为铁方解石，长61铁方解石含量为6.06%，以孔隙胶结为主，孔隙少，孔隙类型以溶孔为主，孔隙度为6.66%，渗透率为0.34×10-3μm2。长62铁方解石含量为8.65%，以孔隙胶结(40%)和薄膜-孔隙胶结(40%)为主，孔隙类型为粒间孔为主(0.87%)，孔隙度为7.97%，渗透率为0.55×10-3μm2。

该成岩相区域为北西源区，属分流间湾微相。早期的碳酸岩胶结作用增强了储层的抗压能力并阻止了其他胶结物的进入，使原生孔隙得到了较为良好的保存。这些碳酸盐胶结物后期被有机酸溶解，大大增加了储层孔隙体积，但晚期充填于孔隙中的碳酸盐胶结物将孔隙堵塞，储层的孔隙度和渗透率大大降低。

2.5 压实压溶相

该成岩相由于碎屑岩石中石英较少，而长石和岩屑+云母相对较多，所以部分层段在成岩过程中发生了较为强烈的压实作用，颗粒呈点线状与凹凸状接触，排列紧密，塑性岩屑变形强烈(图3e、f)。在晚成岩期，该成岩相中的泥质组分由于差异压实与离子交换的作用析出Ca2+，并迁移至附近的砂岩中，产生碳酸盐胶结，该井区碳酸盐胶结发育，局部含量高达12%以上，但是碳酸盐胶结的出现一般是在成岩作用的晚期，而且难以溶蚀，所以大量的孔隙被充填，使砂体孔隙的连通性很差。杂基、铁泥质和黑云母多蚀变为伊利石(水云母)、高岭石等黏土矿物。自生的伊利石主要分布于颗粒表面，充填孔隙堵塞喉道。酸性地层水也很难在其中运移，溶蚀作用较弱，故研究区该成岩相储层物性一般很差，长61平均孔隙度7.93%，平均渗透率0.17×10-3μm2；长62平均孔隙度6.57%，平均渗透率0.33×10-3μm2。

3 不同成岩相的微观渗流特征

3.1 真实砂岩微观模型水驱油实验

真实砂岩微观模型(专利号：ZL931051703，国际专利主分类号：G09B 23/40)是在保持地下原始岩心的各类性质和孔隙结构的基础之上，对岩心经过洗油、烘干、切片、磨平并将薄片粘结在两个玻璃片之间五个步骤制作而成。真实砂岩微观模型的主要优点是，通过显微镜可以直接观察到流体在实际岩石孔隙内的渗流特征。制作的模型规格一般为2.8 cm×2.5 cm×0.6 mm，承压范围为0.2～0.3 MPa，耐温能力大约100 ℃。本次实验选取4个典型砂岩模型，具体参数见表1。

图2 姬塬地区长6段储层成岩相平面展布图

图3 姬塬地区长6段储层铸体薄片和扫描电镜

模拟地层水参照地层水的矿化度，黏度为1mPa·s左右，为了便于观察，加入甲基蓝染色呈蓝色。模拟油参照地层油，黏度为2.24 mPa·s左右，配制成后加入油溶红染色呈红色。

表1 姬塬地区长6段储层不同成岩相模型水驱油实验基本信息

3.2 饱和油过程的渗流特征

在模型饱和油时，油进入模型主要有2种方式：①沿连通较好的大孔道指进和绕流，较短时间内在模型中形成比较稳定的渗流通道，连通不好或小孔隙群中进入的油较少或者不进；②比较均匀地进入模型。流体(油)进入各模型的启动压力不同，表明了不同成岩相对流体渗流控制作用的不同。

实验过程中发现，通过提高饱和油的压力可以使模型内油的渗流通道增加，而油在较低压力下无法进入的较小孔隙也开始进油，油的波及面积增大；但是有些模型随着压力的增加，所进入的油仍然是沿着原有的通道进行渗流，油的波及面积并没有增大。产生这种现象是由于岩石孔隙结构的非均质性而产生的，对于孔隙结构非均质性较小的的模型，压力的升高会使油的波及面积增大。

实验结果表明，H172、H184井模型的原始含油饱和度相对较高(表2)，所对应的成岩相分别是绿泥石膜胶结残余粒间孔相和长石溶蚀相。造成这种现象的主要原因是绿泥石膜在一定程度上阻碍了压实作用和胶结作用，使得原生粒间孔能够保留下来，从而使孔隙度与渗透率最高；而溶蚀作用所形成的长石溶孔使得储层物性变好，孔渗也较高，因此，孔隙结构的非均质性是决定饱和油过程中渗流特征的主要因素。

3.3 水驱油过程的渗流特征

表2 各成岩相模型饱和油原始含油饱和度统计

微观模型水驱油的渗流特征跟饱和油的渗流特征类似，由于水驱油的特征不同，所以最终的驱油效率也是不相同的。根据前人的研究可知水驱油主要有活塞与非活塞两种形式[10]。当水进入孔道后，可以发现注入水顺着大孔隙的边缘以非活塞的方式推进，随着注入的不断增厚变多，可以将孔隙内部的油驱替出来。

对于研究区的模型来说，无论是非均质性强的模型还是非均质性弱的模型，注入水进入模型孔隙时，均沿着主要的通道对油进行驱替，大量的油被驱替出去，只残留少量的油膜残余油或者绕流残余油；而对于不是主要渗流通道的部位，注入水主要有两种现象：第一种是注水不进；第二种是开始有水进入孔道，但是由于该类孔道细小，连通性差等原因，往往在驱替了较短的时间后，水就不再进入，只有少量的油被驱替出来，因而产生了大量的残余油[11]。因此，主要渗流通道的驱替方式以活塞式驱油为主，而非主要渗流通道多发生非活塞式驱油或者流体无法进入孔道而未发生驱替。

3.4 残余油赋存状态

水驱油后，可以观察到仍然有大量的油未被驱出，形成残余油。研究区长6段主要为弱亲油储层，残余油的形式主要以绕流残余油和油膜残余油的形式存在。研究区长6段残余油以绕流残余油为主，它的主要形成原因是由于孔隙结构的非均质性，比较容易在网状驱替、指状驱替的过程中形成[12]。水驱油实验表明，注入水首先顺着阻力比较小的孔道逐渐推进，并以绕流的形式向两边扩张变大而形成通道。由于这种绕流的产生，大量的油就以绕流残余油的形式残存于油层中而未被开采出来。通过镜下观察可以发现，水驱后的模型在局部存在油膜残余油，在水流通道上的油膜比较薄而角隅处油膜较厚。

3.5 估算驱油效率

水驱结束后，统计残余油饱和度并计算驱油效率[13]，由表3可以看出，绿泥石膜胶结残余粒间孔相驱油效率最高，长石溶蚀相次之，碳酸盐胶结相驱油效率最低。结合真实砂岩微观水驱油实验估算的驱油效率，综合分析得出，绿泥石膜胶结残余粒间孔相是研究区最有利的成岩相，是油气富集的最主要地区之一，长石溶蚀相次之，这与储层的物性特征相符合。

4 结论

(1)研究区长6段储层岩性主要为长石砂岩与岩屑长石砂岩，孔隙类型主要为粒间孔和长石溶孔；颗粒间主要接触方式为点-线接触，主要胶结类型为孔隙胶结与薄膜胶结。

表3 各成岩相驱油效率统计

(2)研究区主要的成岩相类型为绿泥石膜胶结残余粒间孔相、长石溶蚀相、高岭石胶结相、碳酸盐胶结相和压实压溶相，其中绿泥石膜胶结残余粒间孔相和长石溶蚀相为优势成岩相，高岭石胶结相次之，碳酸盐胶结岩相和压实压溶相最差。

(3)真实砂岩微观水驱油实验结果表明：残余油类型以油膜残余油和绕流残余油为主，孔喉比小，主要为指状-网状驱替和网状驱替，驱油效率最高；绿泥石膜胶结残余粒间孔相，孔喉比较大，孔隙结构相对较好，指状-网状驱替，驱油效率较高；碳酸盐胶结相，孔喉比最大，孔隙结构相对不好，指状驱替，驱油效率最低。

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编辑：赵川喜

1673-8217(2017)01-0039-05

2016-06-24

赵煜，在读硕士研究生，1990年生，2014年毕业于西安石油大学地球科学与工程学院地质学专业，现从事油气田地质与开发方面的研究工作。

国家科技重大专项大型油气田及煤层气开发(2011ZX05044)；陕西省科技统筹创新工程基金(2015KTCL01-09)。

TE112.23

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