鄂尔多斯盆地吴起曾岔地区长6油层组储层特征及控制因素分析

王霞，付国民，李永军，张添锦，贾乐平，李诚慧

(1.长安大学地球科学与资源学院，陕西 西安 710000；2.延安大学石油工程与环境工程学院，陕西 延安 716000；3.延长油田股份有限公司吴起采油厂，陕西 延安 716000)

鄂尔多斯盆地蕴含丰富的油气资源[1]，中生界上三叠统延长组长6油层组是最重要的含油储层，占延长组探明储量的40%以上[2]，长6储层总体细粒、低孔、低渗的物性特征为制约油气高效勘探开发的关键因素[3]。因此，优质储层的宏微观特征及其形成的控制因素是研究油气富集高产区的重要内容[4]。许多学者普遍认为控制储层的因素是物源、沉积相和成岩作用等[5-20]。

吴起曾岔地处伊陕斜坡中南部，2008年开始大规模勘探开发，延长组长6是主力开发层。长6时期，本区位于盐池-定边三角洲前缘位置[8，9]。杨涛研究认为曾岔长6为三角洲平原和三角洲前缘沉积，属低孔-低渗储层[10]；白江等认为本区长6主要储集体是三角洲前缘水下分流河道砂，属特低孔-特低渗储层，河道微相是勘探开发目标区[11]。但是前人主要针对储层的宏观物性特征与沉积微相之间做了相对细致的研究，而对储层控制因素的分析较单一，对于储层的微观特征、宏微观之间的关系以及优质储层主要受哪些因素综合控制研究还不够。因此，以长6油层组为研究对象，在丰富的分析测试资料基础上，进一步探讨了曾岔地区长6储层的各项特征及控制储层物性的主要因素，为提高储层描述的精度及更好的预测优质储层发育区提供科学依据。

1 储层特征

1.1 岩石学特征

根据曾19、曾21、曾48等12口井20块样品的岩心观察及薄片鉴定结果，长6储层岩性主要为浅灰色、灰色、灰褐色细粒长石砂岩及岩屑长石砂岩(图1)。碎屑颗粒含量为77.0%～92.0%，平均80.9%，碎屑成分主要以长石、岩屑为主；岩屑主要由变质岩岩屑组成。填隙物含量为7.0%～23.0%，平均为12.4%。主要成分是绿泥石、(铁)方解石、云母、硅质、浊沸石和伊利石。碎屑颗粒以次棱角状和次棱-次圆状为主，分选中等-好，颗粒支撑，粒径为0.08～0.26 mm，颗粒间以线接触为主，胶结类型以孔隙式、薄膜-孔隙式和薄膜式为主，具矿物成分成熟度低、结构成熟度高的特点。

图1 曾岔地区长6储层砂岩成份三角图Fig.1 Triangle diagram of the sandstone consists of the Chang 6 reservoir sands in Zengcha area

1.2 孔隙特征

1.2.1 孔隙类型

长6储层非均质性较强，砂岩面孔率为1.00%～10.00%，平均5.01%，孔隙类型主要为残余粒间孔和长石溶孔，各占总孔隙的55.69%和17.17%，此外还有岩屑溶孔、晶间孔、微裂缝孔、铸模孔和浊沸石溶孔。这些孔隙以不同的形式互相组合，构成多种孔隙组合类型，主要有溶孔-粒间孔、粒间孔-溶孔型、粒间孔型、微孔型及复合型等，为储层提供了良好的储集空间。

1.2.2 孔隙结构特征

长6储层排驱压力为0.14～8.27 MPa，平均为1.12 MPa，中值压力为 0.76～23.1 MPa，平均值为6.92 MPa，最大孔喉半径为 0.55～61.79 μm，平均1.47 μm，孔喉中值半径为 0.03～0.39 μm，平均为0.19 μm，孔喉均值为0.08～10.42 μm，平均1.93 μm，分选系数为1.65～3.26，平均1.93，均质系数为0.22～0.42，平均0.35，歪度为0.23～0.68，平均0.42，最大汞饱和度为70.44%～91.03%，平均81.13%，退汞效率为16.79%～34.46%，平均26.11%(图2)。长6储层排驱压力高，中值压力大，孔喉半径小，呈岩性致密、渗透性差和生产能力低的特点。毛管压力曲线平台不明显，斜率偏大，孔喉分选系数大，属于小孔细喉型。

图2 曾岔地区长6储层毛管压力曲线特征图Fig.2 Mercury injection curves of the Chang 6 reservoir sands in Zengcha area

1.3 物性特征

据本区50口井384块样品物性分析统计，长6储层孔隙度范围为3.0%～18.5%，平均值为10.5%，主要分布区间7.0%～15.0%(图3-a)；渗透率范围为0.04×10-3～5.43×10-3μm2，平均值为0.72×10-3μm2，主要分布区间0.20×10-3～0.60×10-3μm2(图3-b)，属于低孔-特低渗储层。孔隙度与渗透率呈正相关性，表明储层的渗透能力主要受孔隙和喉道约束，物性好坏与含油性变化受孔隙的直接控制(图3-c)[12]。

图3 曾岔地区长6储层孔隙度、渗透率分布及关系图Fig.3 The frequency distribution and relationship of the porosity and permeability of the Chang 6 reservoir sands in Zengcha area

2 储层物性的控制因素

2.1 源区母岩

储集砂体的成分主要受物源控制，而塑性和刚性成分的多少对岩石后期的抗压性、成岩变化有直接影响，从而决定着砂岩的储集性能。

曾岔地区长6储层以长石砂岩和岩屑长石砂岩为主，石英含量相对少，岩屑有沉积岩岩屑、变质岩岩屑和岩浆岩岩屑3类，以变质岩岩屑为主，这与前人认为该区物源主要来自盆地北东缘太古代乌拉山群、二道凹群及早元古代变质岩的结论一致[2，6]。石英既抗磨又难分解，不易发生变形和溶蚀，作为骨架颗粒，能有效保护原始孔隙结构[20]。储层孔隙度、渗透率与石英含量存在较好的正相关性(图4)，石英含量总体较低，平均21.0%，因而本区孔、渗都不高。

图4 曾岔地区长6储层石英含量与孔隙度、渗透率关系图Fig.4 The relation between content of the quartz and petrophsical properties of the Chang 6 reservoir sands in Zengcha area

2.2 沉积环境

不同沉积环境与微相决定着砂体的分选程度，直接影响着储层的物性特征[7]。长6主要发育三角洲前缘水下分流河道和分流间湾两种微相，对比不同沉积微相物性分析数据发现，水下分流河道的水动力较强，砂岩粒径较大，分选好，孔隙度和渗透率相对较高，平均值分别为11.6%和0.88×10-3μm2(表1)。分流间湾的水动力较弱，颗粒变细，分选中等，孔隙度和渗透率平均值分别为8.9%和0.56×10-3μm2，物性变差。砂岩粒径越大，物性越好，孔渗与粒径具明显的正相关关系(图5)。

2.3 成岩作用

成岩对储层砂岩的孔隙发育和孔隙结构演化起改善和破坏作用[6]。综合分析铸体薄片、扫描电镜等资料发现，本区长6储层受压实、胶结和溶蚀3种成岩作用最明显。

表1 曾岔地区不同沉积微相砂岩物性统计表Table 1 The data sheet of petrophsical properties of the different facies in Zengcha area

2.3.1 压实作用

沉积后随即开始的持续压实作用使颗粒致密，导致原始孔隙度降低[13]。长6储层砂岩长石和岩屑含量高，抗压强的石英含量低，颗粒间以线接触为主(图6-a)；云母等塑性颗粒被压实变形，甚至假杂基化，嵌入孔隙内，造成粒间孔隙的损失(图6-b)。

2.3.2 胶结作用

胶结作用在控制储层物性上起关键作用。砂岩中的胶结作用并非都是对储层具破坏性的[14]，如早期碳酸盐岩胶结作用有利于孔隙保存[15]。本区长6储层主要为晚期碳酸盐岩胶结、硅质胶结和粘土胶结。

本区长6储层碳酸盐岩胶结物主要为方解石和铁方解石，以充填孔隙为特征(图6-c)，呈不规则状分布在碎屑颗粒之间，为晚期胶结物。碳酸盐岩含量增加，孔隙度和渗透率减小，储层物性变差。硅质胶结主要是石英次生加大(图6-d)，占据孔隙空间和破坏孔隙连通性，致使储层致密化[16]。粘土胶结物为绿泥石和伊利石(图6-b，e)。伊利石呈片状充填于砂岩孔隙内，增加了流体流动通道的弯曲度，从而降低了砂岩的渗透性[17]。本区长6储层填隙物中含浊沸石和绿泥石(图6-f，g)，不含高岭石。浊沸石胶结物容易沿解理缝发生溶蚀现象，形成粒间溶蚀孔隙和粒内溶孔等次生孔隙[18]，有利于孔隙结构的改善。

图5 曾岔地区长6储层孔隙度、渗透率与岩石粒径关系图Fig.5 The relation between content of the radius and petrophsical properties of the Chang 6 reservoir sands in Zengcha area

图6 曾岔地区长6储层成岩作用类型及特征Fig.6 The types and characteristics of diagenesis of the Chang 6 reservoir sands in Zengcha area

本区的岩石孔隙度与绿泥石含量具明显的正相关性(图7)，说明绿泥石对孔隙的保护作用显著。而渗透率与绿泥石含量之间呈明显的负相关性，可能是由于绿泥石堵塞喉道，降低喉道直径，造成渗透率降低[19]。

图7 曾岔地区长6储层绿泥石含量与孔隙度、渗透率关系图Fig.7 The relation between content of the chlorite and petrophsical properties of the Chang 6 reservoir sands in Zengcha area

2.3.3 溶蚀作用

本区的溶蚀有长石溶蚀、岩屑溶蚀和浊沸石等胶结物溶蚀，以长石溶蚀最普遍(图6-h)。地层中的酸性流体经裂缝进入砂岩，溶解其中的不稳定碎屑颗粒(长石、岩屑)和填隙物(浊沸石、粘土)，产生大量次生孔隙，改善储层物性[20]。

根据本区实测压力资料，油藏压力系数范围0.533～0.884，平均0.704，属异常低压系统，促进压实、胶结作用，抑制溶蚀作用，加速了岩石致密化，影响了储层物性[21]。

3 结论

(1)曾岔地区长6储层以长石砂岩为主，颗粒以次棱角状和次棱-次圆状为主，分选中等-好，粒径较细，颗粒间线接触，矿物成分成熟度低、结构成熟度高。

(2)孔隙以粒间孔和长石溶孔为主，喉道偏细，为小孔细喉型喉道，物性较差，为低孔特低渗储层，孔渗正相关。

(3)长6储层受源区母岩、沉积环境和成岩作用多种因素控制。母岩不同，石英含量不同，导致储层物性存在差异。沉积环境对储层物性有先天性的控制作用，河道砂物性相对较好，砂岩粒径越大，物性越好。压实作用和胶结作用对孔隙度保存不利，而溶蚀作用产生次生孔隙，可改善储层物性。

[1]杨俊杰.鄂尔多斯盆地构造演化与油气分布规律[M].北京:石油工业出版社，2002．

[2]贺静,冯胜斌,黄静,等.物源对鄂尔多斯盆地中部延长组长6砂岩孔隙发育的控制作用[J].沉积学报,2011,29(1)：80-87.

[3]谢正温,谢渊,王剑,等.鄂尔多斯盆地富县地区延长组主要油层组储层特征[J].石油实验地质,2005,27(6)：575-581.

[4]张云峰,冯亚琴,徐涵,等.贝尔凹陷贝中次凹南屯组一段储层特征研究[J].地质科学,2011,46(2)：510-517.

[5]王金鹏,彭仕宓,史基安,等.鄂尔多斯盆地陇东地区长6-长8段储层特征及其主控因素[J].新疆地质,2008,26(2):163-166.

[6]王峰,田景春,陈蓉,等.鄂尔多斯盆地北部上古生界盒8储层特征及控制因素分析[J].沉积学报,2009,27(2)：238-245.

[7]殷建国,刘旭,白雨,等.准葛尔盆地阜东斜坡区沉积相特征及其对储层的控制作用[J].天然气地球科学,2015,26(2)：23-32.

[8]武富礼,李文厚,李玉宏,等.鄂尔多斯盆地上三叠统延长组三角洲沉积及演化[J].古地理学报,2004,6(3)：307-315.

[9]付金华,郭正权,邓秀琴.鄂尔多斯盆地西南地区上三叠统延长组沉积相及石油地质意义[J].古地理学报,2005,7(1)：34-43.

[10]杨涛.曾岔油田延长组长6储层特征研究[J].延安大学学报(自然科学版),2014,33(4)：65-68.

[11]白江,段喜宏,冯文金,等.吴起油田长6油层组沉积及储层特征[J].大庆石油地质与开发,2015,34(1)：30-35.

[12]朱玉双,吴长辉,王小军,等.鄂尔多斯盆地杏北区长6储层特征及影响因素分析[J].西北大学学报(自然科学版),2010,40(3)：497-502.

[13]窦伟坦,田景春,王峰,等.鄂尔多斯盆地长6油层组储集砂岩成岩作用及其对储层性质的影响[J].成都理工大学学报(自然科学版),2009,36(2)：154-158.

[14]黄思静,黄培培,王庆东,等.胶结作用在深埋藏砂岩孔隙保存中的意义[J].岩性油气藏,2007,19(3)：7-13.

[15]钟大康,朱筱敏,李树静,等.早期碳酸盐胶结作用对砂岩孔隙演化的影响-以塔里木盆地满加尔凹陷志留系砂岩为例[J].沉积学报,2007,25(6)：885-890.

[16]罗龙,孟万斌,冯明石,等.致密砂岩中硅质胶结物的硅质来源及其对储层的影响-以川西坳陷新场构造带须家河组二段为例[J].天然气地球科学,2015,26(3)：435-443.

[17]孟万斌,吕正祥,冯明石,等.致密砂岩自生伊利石的成因及其对相对优质储层发育的影响——以川西地区须四段储层为例[J].石油学报,2011,32(5)：783-789.

[18]付国民,董满仓,张志升,等.浊沸石形成与分布对优质储层的控制作用：以陕北富县探区延长组长3油藏为例[J].地球科学——中国地质大学学报,2010,35(1)：107-114.

[19]姚泾利,王琪,张瑞,等.鄂尔多斯盆地华庆地区延长组长6砂岩绿泥石膜的形成机理及其环境指示意义[J].沉积学报,2015,33(4)：72-78.

[20]陈蓉,王峰,田景春,等.环县-南梁地区三叠系长4+5砂岩成岩作用及对孔隙的影响[J].新疆地质,2015,33(3)：382-387.

[21]孟元林,张磊,曲国辉,等.异常低压背景下储集层成岩特征-以渤海湾盆地辽河坳陷西部凹陷南段古近系为例[J].石油勘探与地质,2016,43(1)：1-6.