富县地区长8致密储层微观结构及致密化

葛云锦，马芳侠

（陕西延长石油（集团）有限责任公司研究院，陕西 西安 710075）

0 引言

随着常规石油勘探开发难度的增加，致密油逐渐成为我国石油勘探最现实的接替领域。致密油是指以吸附或游离状态赋存于生油岩中，或与生油岩互层、紧邻的致密砂岩、致密碳酸盐岩等储集岩中，未经过大规模长距离运移的石油聚集［1-3］。鄂尔多斯盆地富县地区三叠系延长组长8段上覆长7烃源岩、下伏长9烃源岩，具有形成致密油藏的良好地质条件。前人从岩石学、物性及孔隙结构特征等对富县地区长8储层进行过研究［4-10］，但大多集中在孔隙结构、成岩作用等方面，没有对储层致密化及其与原油充注的关系进行研究，开展的测试相对传统。

本文在铸体薄片、高压压汞等常规分析基础上，增加场发射扫描电镜、纳米CT扫描、核磁共振等手段，详细分析致密储层微观结构特征和成岩作用，明晰长8致密储层致密化主控因素，厘清储层致密化与成藏的关系，为该区勘探提供理论基础。

富县地区位于鄂尔多斯盆地伊陕斜坡东南部，构造上整体为一平缓的近南北向展布由东向西倾斜的大型单斜，局部鼻隆构造发育，倾角一般小于1°。长8油层组主要发育三角洲前缘亚相沉积，发育多期次水下分流河道砂体，砂体垂向叠置，整体厚度较大；但粒度细，物性较差，平均孔隙度小于10%。

1 储层微观孔隙特征

前人研究表明，长8储层致密，孔隙喉道结构特征十分复杂，常规测试无法满足微米至纳米级孔喉的分析［11-16］。本文采集15口井的60余块岩心样品，测试了场发射扫描电镜60余块、常规及高压压汞10块、CT扫描2块、核磁共振2块，以及铸体薄片、扫描电镜等常规分析测试200余块次；分析致密储层孔隙类型、微观孔隙喉道分布及其内部的可动流体情况。

1.1 孔隙类型

根据薄片鉴定（见图1），长8砂岩主要孔隙类型为残余粒间孔（66%），其次为长石溶孔（16%）、岩屑溶孔（3.5%）、填隙物内溶孔（9%）及微裂缝（5.5%）。

图1 长8储层主要孔隙类型

1.2 孔隙结构特征

孔隙结构指岩石孔隙和喉道的几何形状、大小、分布特征以及孔隙之间的连通性，是储层的研究重点［17］。

1）常规压汞分析。长8典型储层样品平均门槛压力达到2.10 MPa，毛细管压力中值平均为18.06 MPa，平均孔隙度为7.53%，平均渗透率为0.79×10-3μm2，喉道直径分布在 0.06～0.32 μm，均值为 0.21 μm，平均分选系数为0.40，孔隙结构系数平均值为0.18，均质系数平均为0.35，平均退汞效率为28.19%（见表1）。数据表明，长8储层为致密储层，喉道直径小，渗流能力差；孔隙结构复杂，均值系数低，孔喉分布不均匀。储层主要为高排驱压力-微喉道型和高排驱压力-微细喉道型2种类型。

表1 长8储层压汞数据统计

2）高压压汞分析。结果显示，长8储层平均门槛压力为2.84 MPa，门槛压力高。孔隙半径分布在3～280 nm，孔径小。喉道半径主要分布在2.3～13.0 nm，属于纳米级。主要为微孔、微喉型储层。进汞量较大，但是退汞效率低，孔喉连通性差，孔喉比平均4.21。

3）场发射扫描电镜分析。结果显示，粒内溶蚀孔孔径分布在 17.0 nm～3.6 μm，主要为 70.0～200.0 nm，既有纳米级孔，又含亚微米级孔。粒间孔径分布在45.0 nm～9.7 μm，主要为微米级孔隙，但数量较少。自生石英微晶的晶间孔、黏土矿物之间的微孔隙、岩石粒内的微裂缝及有机质间的微孔隙是纳米级孔的主要孔隙类型（见图1f）。粒间孔与微裂缝的沟通对于油气的渗流起到非常重要的作用。

4）CT测试。CT技术能够对致密储层孔隙结构参数进行定量分析［18-20］。根据CT扫描获得的二维图像，总体将储层分为3种类型：较为致密，发育粒间溶蚀孔，称为微观孔喉型；颗粒的表面发育微裂缝，称为微裂缝型；基本不发育孔隙，称为致密型。微观孔喉型占14.5%左右，微裂缝型占3.5%左右，致密型占82.0%。孔隙体积测量结果表明，孔隙体积主要集中在1～200 μm3，占比为85.78%，小孔隙所占比例高，以微米级孔隙为主。喉道直径主要分布在0.05～0.01 μm和0.30～0.35 μm两个区间。

5）核磁共振测试。为进一步表征长8储层微观孔隙结构，选择典型样品进行了核磁共振测试。从饱和水流体分布曲线看（见图2），T2谱的弛豫时间分布范围较宽，为双峰型，主峰位于10～100 ms，反映的孔隙半径为 1～1 000 μm，属于微米孔隙，侧峰小于 10 ms，表明存在大量孔径小于1 μm的纳米级孔隙。整体信号强度包络的面积较大，饱和流体所测的核磁孔隙度为10.94%。离心处理实验分析束缚水饱和度为79.19%，束缚水饱和度较高，计算束缚水孔隙度为8.64%。核磁共振结果表明长8储层孔隙半径分布范围较宽，微米级—纳米级均有分布，但是孔隙连通性较差，大部分流体为束缚流体，可动流体较少。

长8致密砂岩储层同时发育微米级及纳米级孔隙，孔隙半径主要分布在0.003～60.000 μm，平均值为1.600 μm，主要为微米级孔隙。喉道直径分布区间为0.01～0.35 μm，平均值为 0.21 μm，属于微细喉型。

2 储层致密化过程与油气成藏

2.1 储层致密化控制因素

长8砂岩在埋藏成岩过程中先后经历了压实作用、胶结作用、交代作用和溶蚀作用等成岩事件。首先恢复储层原始孔隙度，再定量分析各种成岩作用对原始孔隙度的增加或损失程度［21-22］，从而分析储层致密化的主要控制因素（见表2）。

图2 长8储层核磁共振T2图谱

数据显示，压实是造成孔隙度减小的主要原因，导致孔隙减小率分布在50.1%～73.4%，平均为62.4%；胶结作用导致孔隙减小率分布在13.9%～36.4%，平均为23.5%，溶蚀增孔率分布在4.2%～8.7%，平均为6.5%。说明强烈的压实改造后孔隙度急剧降低，胶结作用使储层完全致密化，后期虽然部分矿物溶解增孔，但溶蚀孔隙数量有限，储层仍非常致密。

1）压实作用。整个延长组地层在早白垩世前一直处于深埋阶段［23］，到早白垩世末，长8埋深达到了2.4～2.8km，压实作用非常强，镜下观察可见碎屑颗粒的定向排列（见图3a），以及长石颗粒的线接触甚至断裂，表明机械压实强度非常大。根据实验统计，研究区岩石中存在大量黑云母等塑性矿物，塑性组分平均体积分数为7.36%，抗压实能力差，在外力作用下易挠曲变形、填充孔隙（见图3b），降低孔隙度和渗透率，使储层物性变差。

2）胶结作用。胶结作用是储层致密的又一控制因素，长8储层填隙物体积分数可达13.9%，主要有碳酸盐矿物胶结、黏土矿物胶结、硅质胶结等。碳酸盐矿物包括方解石、铁方解石与铁白云石等，以方解石为主。成岩作用早期，方解石以连晶式胶结为主，由于缺少流体渗流通道，后期酸性流体也难以对其进行溶蚀；其后，方解石、铁方解石主要充填长石溶孔（见图3c），使储层进一步致密。

长8储层的主要黏土矿物为绿泥石和伊利石，早期形成绿泥石分布在颗粒表面（见图3d），可以抵抗部分压实作用，对孔隙起保护作用，后期形成的绿泥石充填孔隙，降低储层质量。而伊利石主要呈片状、玫瑰花状、搭桥状分布于孔隙喉道间（见图3e），既降低了孔隙度，又大大降低了孔喉连通性，严重伤害了储层的渗流能力。硅质胶结主要为石英次生加大，还有部分硅质胶结沿着孔隙壁呈自形微晶状生长或呈孔隙充填（见图3f）。硅质胶结在晚成岩期较发育，SiO2的来源主要是长石溶解，以及混层黏土矿物转化。

2.2 储层致密化与成藏

取致密储层孔隙度上限为10%［1］，根据富县地区孔隙度与埋深间的关系［4］，长8储层致密化深度为600～1 000 m。富县地区在中生界三叠纪后发生过3次抬升剥蚀，平均剥蚀厚度为1 120 m，第四纪沉积物平均厚度23 m［24］，通过埋深恢复，剥蚀前长8储层致密化深度为1 697～2 097 m。对应埋藏史时间约为140～125 Ma（见图4），在早白垩世早期达到完全致密。

表2 研究区长8储层孔隙度变化

图3 长8储层成岩作用照片

包裹体测温显示，长8包裹体均一温度有2期，分别为110～123℃和144～152℃。结合埋藏史-温度研究成果，2期成藏对应的地质历史时代分别为120～110 Ma、100～90 Ma，为早白垩世中期—末期成藏。成藏时间晚于储层致密时间，长8为先致密后成藏。孔隙演化表明，晚三叠世—早白垩世早期，储层经历强烈的压实作用，孔隙度由35%降至15%左右，后期绿泥石衬垫、石英-长石次生加大及胶结作用（方解石胶结）使孔隙度降至5%左右，此时尚未进入主力生油期；早白垩世末期距今100 Ma左右，烃源岩开始大量生油，致密油开始成藏；有机酸流体对储层进行溶蚀作用，长石和方解石等碱性矿物遭受溶蚀，孔隙度升高至8%左右，改善了储层物性，但伴随的热异常作用同时形成一些具有热液特征的自生矿物，如钠长石、伊利石和铁绿泥石等，占据了储层大量粒间孔隙，导致孔隙度改善效果有限。随成藏的进行，储层持续致密化。

图4 长8储层致密化和成藏事件关系

3 结论

1）研究区长8储层孔隙类型以粒间孔、粒内溶孔和成岩微裂缝为主，整体上属于细孔微细喉储层。孔隙连通性较差，大部分流体为束缚流体，可动流体较少。

2）长8储层致密化的主要控制因素为压实作用和胶结作用。碎屑颗粒的定向排列和大量黑云母等塑性矿物充填降低孔隙度。碳酸盐矿物、黏土矿物、硅质胶结等使储层进一步致密。

3）晚三叠世—早白垩世早期，储层经历强烈的压实作用，物性变差，孔隙度由35%降至15%；胶结作用使孔隙度降至5%，随后生烃高峰伴生的有机酸溶蚀储层，孔隙度升高至8%左右，促进致密油成藏，为先致密后成藏。

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