鄂尔多斯盆地南部长8致密储层微观特征及控制因素

李　鹏，屈红军，杨桂林，曹文渊，李　娇

(西北大学地质学系，陕西西安　710069)

储层微观特征包括储层的沉积与成岩特征，前者主要决定了储层的岩石类型并对后续的成岩作用产生影响，后者则包括了储层的压实程度、胶结类型、次生溶孔的发育特征等内容，是致密储层物性及次生孔隙发育的主要控制因素。前人对致密储层的特征及控制因素开展了大量的研究[1-7]，认为储层致密过程中对原生孔隙度的破坏作用主要为压实作用和胶结作用；沉积环境、储层岩石学特征、流体、构造、埋藏等都会对储层微观特征产生影响从而降低或者提高储层物性。因此，研究储层微观特征并探讨其控制因素是油气勘探开发过程中的重要内容。

致密油已经成为国内外非常规油气勘探开发的热点及重点[8-12]，贾承造采用资源丰度类比法预测中国致密油地质资源量达(106.7～111.5)×108t，研究区所在的鄂尔多斯盆地南部三叠系延长组是以后勘探开发的重点，其中研究区长6、长7、长8油层组为主力层位。研究区的油气分布范围受生烃凹陷控制，油气以垂向运移为主，叠置复合砂体为成藏有利区带，生储盖配置良好，宏观上具有全区含油的特点，其中大规模砂体叠置复合形成的岩性圈闭易形成大中型油藏，资源勘探潜力巨大[13]。但同时研究区长6、长7、长8油层组具有储层致密的特点，严重制约了油藏的勘探开发。前人对研究区致密油开展了大量的工作，对储层的宏观特征取得了一定的认识[14-17]：水下分流河道一般为优质储层发育区，并且通过大量的沉积学工作确定了沉积相类型及宏观展布。但是对储层微观特征及控制因素的研究主要是针对长6、长7等浊积岩体系；而长8油层组研究较少且不够深入，仅将致密化成因简单地归纳为压实作用和胶结作用，而且忽视了次生孔隙对储层物性的改善作用，不能有效指导储层的预测和评价工作。针对前人工作的不足，本次研究以基础地质研究为基础，结合多种测试手段，对研究区长8储层的微观特征进行精细刻画并深入探讨其控制因素。

1　区域地质概况

研究区的地理位置处于庆阳—富县区域，构造位置处于陕北斜坡南部，构造简单，为一个平缓单斜构造，部分区域发育宽缓的鼻状构造(图1)。研究层位于三叠系延长组长8段。研究区长8油层组的沉积特征主要受控于三角洲前缘沉积古水流体系[13]，沉积微相以水下分流河道和水下分流间湾为主，岩性以深灰色、灰色中—细粒长石砂岩为主。储层压汞孔隙度平均为9.9%，渗透率平均为0.6 mD，孔隙度、渗透率变化较大，储层非均质性较强，根据行业标准(SY/T 6285—2011)为典型的低孔低渗储层。赵靖舟通过对全球致密油储层的调研及对致密油藏的研究，将这类储层归为致密储层[17]。

图1　研究区位置Fig.1　The location of research area

2　储层岩石学特征

根据砂岩薄片鉴定分析资料，研究区长8油层组以深灰色、灰色、中细砂岩为主，碎屑骨架颗粒成分主要为石英、长石和岩屑。采用三角分类投点图(SY/T 5368—2000)，长8油层组的岩石类型为长石砂岩或岩屑长石砂岩，填隙物含量平均为12.2%，主要填隙物中方解石的含量最高，平均为3.4%；绿泥石、石英加大、长石加大的平均含量分别为2.3%、1.4%、1.4%(表1)。

3　储层孔喉及物性特征

3.1　储层孔隙类型

依据铸体薄片及扫描电镜照片观察，研究区的孔隙类型主要为原生粒间孔、长石溶孔、岩屑溶孔、晶间孔和微裂缝。其中原生粒间孔和长石溶孔是主要的储集空间；岩屑溶孔由于分布数量有限或者孔吼连通性较差，对储层的物性改善起到的作用很小。

图2　长8油层组砂岩成分分类及碎屑组分含量Fig.2　Sandstone components and types of Chang-8 reservoir in southern Ordos basinⅠ.石英砂岩；Ⅱ.长石石英砂岩；Ⅲ.岩屑石英砂岩；Ⅳ.长石砂岩；Ⅴ.岩屑长石砂岩；Ⅵ.长石岩屑砂岩；Ⅶ.岩屑砂岩

层位杂基/%胶结物/%泥质绿泥石方解石石英加大长石加大长81最小值1.01.01.01.01.0最大值6.06.013.02.03.0平均值2.72.44.91.41.4长82最小值1.01.01.01.01.0最大值7.04.03.03.03.0平均值2.82.32.01.41.4长8平均值2.72.33.41.41.4

铸体薄片观察可见，砂岩粒间孔的形态较简单，以三角形、四边形及多边形为主，孔的大小和分布较均匀；平均面孔率为1.83%，分布和形态受刚性颗粒和定向碎屑颗粒排列制约(图3a)。长石溶孔形态不规则，部分长石完全溶蚀，形成铸模孔，并残留有以绿泥石为主的泥晶套；部分长石的溶孔和粒间孔相连，形成超大孔隙(图3b)，平均面孔率为0.66%。岩屑溶孔为岩屑颗粒内部易溶矿物组分发生溶蚀而形成的孔隙，岩屑溶孔相对于长石溶孔，形态大小不规则(图3c、3d)；研究区长8储层岩屑溶孔的平均值虽较晶间孔高，但提供孔隙的数量有限，平均面孔率为0.139%。晶间微孔主要为粒间碳酸盐胶结物和自生石英及高岭石、绿泥石等黏土矿物晶间孔(图3e)，颗粒重结晶作用产生的晶间孔隙较少，但这类孔隙细小并且孔吼细，连通性较差，对储层物性的影响较小，易形成较高孔隙度、很低渗透率的致密储层。微裂缝在研究区长8油层组砂岩中不常见，仅在部分砂岩中可见到少量微裂缝，多石英、岩屑颗粒内，细而短(图3f)，对孔隙度和渗透率的改善几乎没有作用。储层的孔隙类型及相对比例说明原生粒间孔及长石溶孔为主要的储集空间，构造作用对储层影响较小，储层致密及相对有利区的分布受沉积作用和成岩作用的共同控制。

3.2　孔隙结构特征

孔隙结构是指岩石所具有的孔隙和喉道的几何形态、大小、分布及其相互连通关系，其直接决定着储层的储集和渗流性能。本次研究中利用岩石薄片与扫描电镜相结合、压汞分析获得研究区长8油层组表征储层的孔喉微观特征。

研究区长8油层组砂岩样品的毛管压力曲线(图4)形态差异较大，参数的分布范围也较宽，压汞孔隙度相对比较集中，平均值为11.3%；压汞渗透率的变化范围为0.08～1.72 mD，变化范围较大，平均值为0.28 mD；门槛压力(排驱压力)的变化范围为0.28～4.91 MPa，平均值为3.02 MPa；中值压力变化范围为1.02～36.04 MPa，平均值为16.28 MPa；中值半径变化范围为0.02～0.73 μm，平均值为0.13 μm；分选系数变化范围为0.02～0.49，平均值为0.08；均值变化范围为0.02～0.51，平均值为0.09。参数变化范围较大，以低值较多，说明孔隙较小，喉道半径较小，孔隙与喉道之间的连通性一般，分选差，储层非均质性较强。

3.3　储层物性特征

图3　研究区孔隙类型Fig. 3　Pore characteristics and types of Chang-8 reservoir in southern Ordos basin a.粒间孔分布受刚性颗粒制约(Z110井，1884.5 m)；b.长石粒内溶孔(Z145井，1896.7 m)；c.长石和岩屑粒内溶孔(Z172井，1837.6 m)；d.绿泥石充填残余碎屑溶孔(X182井，2146.4 m)；e.绒球状绿泥石晶间微孔(X185井，2259.5 m)；f.微裂缝(Z158井，1837.8 m)

图4　研究区长8储层毛管压力曲线特征Fig.4　The characteristics of capillary pressure curves of Chang-8 reservoir in southern Ordos basin

储层的微观特征控制了储层的物性特征，研究区长8油层组层段砂岩岩样的实测孔隙度为7.95%、渗透率为0.35 mD。通过孔隙度与渗透率的分布散点拟合分析，研究区长8油层组砂岩储层孔隙度与渗透率呈线性正相关关系，整体表现出渗透率值随着孔隙度的增加而增加，相关程度高(图5)。整体上反映了其砂岩储层具有物性相对较差、非均质性强、孔隙结构复杂等特点，主要储集空间为粒间孔及溶蚀孔，裂缝不发育。

图5　研究区长8油层组储层孔隙度与渗透率关系Fig.5　The relationship between reservoir porosity and permeability of Chang-8 reservoir in research area

4　储层微观特征控制因素

4.1　差异压实控制粒间孔

由于砂岩骨架矿物颗粒类型不同，压实作用在研究区表现出差异性特征。研究区长8油层组中，长石砂岩及石英矿物含量较高的砂岩中，在埋藏深度在1000 m以下时，石英长石颗粒仍少见缝合线接触或镶嵌接触(图6a)，表明砂岩骨架颗粒的结构比较稳定，不易被进一步压实。岩屑长石砂岩中，由于塑性岩屑含量较高，塑性岩屑容易被受力挤压呈假杂基出现(图6b)，片状云母被压弯呈波浪状充填孔隙(图6c)，显示出较强的压实作用，并导致岩屑砂岩的有效孔隙度和渗透率明显降低。总体而言，压实作用对岩屑长石砂岩的原生粒间孔破坏作用较强，是这类储层物性变差的主要控制因素；长石砂岩的压实作用相对较弱，原生粒间孔相对得以保存。

4.2　早期方解石胶结致密化储层

研究区的碳酸盐胶结物主要是方解石、铁方解石以及少量的白云石。方解石是研究区最为常见的碳酸盐胶结物，为早期碳酸盐矿物，是压实期以前砂层孔隙水沉淀的产物。砂岩薄片中常见方解石胶结形成的含钙砂岩和钙质致密砂岩(图6d、6e)，扫描电镜下方解石晶体常呈镶嵌状充填于孔隙空间(图6f)。

研究区长8储层方解石胶结作用发育，方解石胶结物呈微晶状，晶型完整，溶蚀作用不发育；说明早期方解石胶结物可能一定程度上抑制了压实作用。但早期方解石胶结作用强烈，填充孔隙之间并阻塞吼道，流体流动困难，难以形成大规模次生孔隙，因此早期方解石胶结是储层致密化的重要成因。

4.3　衬垫式绿泥石有利于原生粒间孔保存

绿泥石研究区长8油层组砂岩中含量最高的黏土矿物其相对含量分布在13%～82%，平均为63.8%，产状类型主要为孔隙衬垫式及孔隙充填式。薄片观察和扫描电镜分析发现，长8油层组砂岩中多在粒间孔隙环边发育孔隙衬垫式的自生绿泥石薄膜，并在扫描电镜下呈现为针叶状或叶片状形态特征(图6g、6h)，部分可见砂岩粒间孔隙内呈孔隙充填式的绒球状自生绿泥石集合体(图6i)。

研究区长8油层组砂岩的绿泥石多呈衬垫式绿泥石薄膜产出，且绿泥石含量与孔隙度、渗透率多呈正相关关系，砂岩绿泥石对研究区内储层砂岩孔隙度和渗透率具有建设性作用。薄片鉴定中可见绿泥石呈薄膜状产出的颗粒间压实作用较弱，且溶蚀作用不强烈，颗粒间以点—线接触为主，原生粒间孔和原始孔隙结构较好地保存；不发育绿泥石胶结区域颗粒间为凹凸接触，原生粒间孔和原始孔隙结构被破坏。研究区被绿泥石胶结物包裹的石英较少发育次生加大，其主要的机理有抑制压溶作用，减少石英次生加大的物质来源；阻止石英次生加大的增长；阻止富含 SiO2的孔隙流体在碎屑石英表面成核，如果被包裹的碎屑石英失去了成核作用的能力，就不能形成共轴生胶结物[21-22]。因此，研究区长8油层组绿泥石胶结通过增加颗粒抗压实能力、抑制石英次生加大，形成有利的孔喉结构等保护储集岩物性。

4.4　有机酸促进长石溶蚀

研究区内发育长石颗粒、岩屑颗粒和部分黏土质杂基等溶解作用，主要表现在长石颗粒的溶解。研究区长8油层组由于长石和岩屑含量较多，在地层酸性流体的作用下易形成次生溶蚀孔隙(图6j)，常见长石溶孔呈伸长状部分溶蚀(图6h)，或者全部溶蚀形成超大孔隙，这些次生溶蚀孔不仅增加了储集空间，而且沟通了孔隙，极大地提高了储层的渗透率(图6l)。

沉积演化形成长8储集层与长7烃源岩垂向上相互叠置的关系，随着地层埋深增大，在烃类形成过程中生成的有机酸对次生溶孔的形成具有重要作用，据兰叶芳[5]研究，长8次生孔隙的形成受长7烃源岩的分布和厚度的影响，研究区长7张家滩页岩全区分布，厚度在40～50 m之间，镜质体反射率(Ro)分布范围在0.7%～1.0%，生烃过程中形成的大量有机酸为后续次生孔隙的形成提供了良好的流体环境。

图6　成岩作用微观特征Fig.6　Micro-characteristics of diagenesisa.碎屑定向分布(X15井，1194.3 m)；b.粒间孔分布受刚性颗粒制约(X53井，1344.75 m)；c.压弯云母充填孔隙(X77井，1978.22 m)；d.铁方解石和网状黏土充填孔隙(Z28井，1657.9 m)；e.方解石充填孔隙(X77井，1979.3 m)；f.方解石晶体呈镶嵌状(X77井，979.3 m)；g.粒间孔环边的绿泥石薄膜(Zh63井，2214.2 m)；h.绿泥石充填残余碎屑溶孔(N65井，1627.7 m)；i.充填孔隙的绒球状绿泥石(B105井，1893.8 m)；j.伸长状长石溶孔(Z145井，1896.7 m)；k.长石溶孔及岩屑溶孔(Z172井，1837.6 m)；l.长石溶孔(B105井，1893.8 m)

5　结论

(1)研究区长8储层岩石类型主要是长石砂岩和岩屑长石砂岩，填隙物以方解石和绿泥石为主。孔隙类型包括原生粒间孔、长石溶孔、岩屑溶孔、晶间微孔和微裂纹，主要储集空间为原生粒间孔和长石溶孔；孔吼连通性较差，分选差，非均质性较强，造成渗透率变小，不利于后期开发。

(2)沉积—成岩作用控制了研究区储层岩石类型、填隙物特征、微观孔隙类型、微观孔隙结构等储层微观特征。差异化压实作用对原生粒间孔的破坏作用较强，特别是岩屑含量较高的砂岩；早期方解石胶结使储层致密化；衬垫式绿泥石胶结有利于原生粒间孔保存，是储层建设性的成岩作用；烃源岩生排烃过程中产成的酸性介质为后续长石次生溶孔的形成提供了流体条件，形成研究区广泛分布的长石溶蚀孔。

(3)综合分析研究区长8致密储层微观及控制因素，绿泥石胶结与次生溶蚀发育带为勘探的有利区带。