鄂尔多斯盆地正宁地区 长6致密储层特征及其主控因素

周新平 李勇 刘广林 肖正录 姚泾利 苏恺明

(1. 中国石油长庆油田分公司勘探开发研究院， 西安 710018； 2. 低渗透油气田勘探开发国家工程实验室， 西安 710018； 3. 西南石油大学地球科学与技术学院， 成都 610500)

近年来，鄂尔多斯盆地内部延长组勘探开发不断取得巨大突破，鄂尔多斯盆地东南缘也显现出良好的勘探前景。正宁地区位于鄂尔多斯盆地东南缘，处于盆地生烃中心，烃源岩厚度大，含油层系为上三叠统延长组长8、长6、长2层系，其中长6油层组为主要产油层位[1]。正宁地区长6油层组埋藏较浅，储层空间展布复杂，沉积微相多样，砂体横向变化快，储层非均质性较强，物性较差，因此其勘探与开发水平受到制约。研究者对鄂尔多斯盆地正宁地区开展了物源体系[2]、沉积相[3]、成藏条件[4]研究，而针对研究区长6致密储层成岩作用及储层特征的研究比较薄弱，其储层发育机理与控制因素目前尚不明确。本次研究主要针对鄂尔多斯盆地正宁地区上三叠统延长组长6致密储层的岩石学特征、孔隙特征及储层物性特征进行综合分析，探讨研究区储层储集性能的主要控制因素，为下一步优质储层与有利钻探目标的预测提供理论依据。

1 研究区概况

鄂尔多斯盆地位于我国中部，处于中西部构造域的结合部位，整体形状为南北向延伸的矩形盆地，东自吕梁山，西抵贺兰山、六盘山，南到秦岭，北起阴山、大青山和狼山。鄂尔多斯盆地受多期构造运动作用，西部地形陡峭狭窄，东部地形较宽缓，为南北不对称的矩形盆地，内部构造相对比较简单，地层平缓[5-6]。盆地油气资源丰富，是我国重要的能源基地，具有油气分布广、含油层位多、油层厚度大、孔隙度低、渗透率低等特点。其中三叠系延长组是盆地最重要的含油层系，油藏类型主要以岩性油藏或构造-岩性油藏为主，具有重要的研究价值和经济价值[7]。

研究区位于陕北斜坡的最南端，与渭北隆起接壤，由庆西古河和合水古河分割而成，北起罗山府，南至旬邑，西起盘客，东上畛子农场。图1所示为研究区位置示意图。

2 致密砂岩储层特征

2.1 储层岩石学特征

根据岩心、岩屑及薄片资料分析可知，正宁地区长6致密砂岩岩石类型主要以长石岩屑砂岩、岩屑长石砂岩为主。其中，石英含量较低，岩屑与长石含量相对较高，石英、长石、岩屑平均质量分数分别为37.08%、20.26%和24.03%；岩屑主要为变质岩屑和沉积岩屑为主，火山岩屑很少；填隙物质量分数为15.84%，主要由黏土矿物(水云母、绿泥石)、碳酸盐(铁方解石、铁白云石)与硅质等类物质组成。

图1 研究区位置示意图

研究区长6储层碎屑颗粒粒径较小，粒度细，主要以细砂岩为主，磨圆度以次棱角状为主，分选性为中等 — 好，沉积物颗粒多为颗粒支撑，接触关系以点 — 线状为主。这反映出浊流沉积背景下，近源垮塌的岩石学特点[8]。

2.2 储层物性特征

根据正宁地区长6储层12 531块致密浊积砂岩样品统计数据，可知长6储层物性较差，平面上储层非均质性较强，纵向上3个小层物性总体相差不多。图2所示为正宁地区长6储层物性分布直方图。研究区延长组长61储层孔隙度为1.10%～17.79%，平均孔隙度为7.52%；渗透率为0.001 6×10-3～5.812 4×10-3μm2，平均渗透率为0.081 0×10-3μm2。长62储层孔隙度为0.16%～14.61%，平均孔隙度为7.39%；渗透率为0.001 1×10-3～8.174 0×10-3μm2，平均渗透率为0.069 0×10-3μm2。长63储层孔隙度为0.10%～18.56%，平均孔隙度为7.31%；渗透率为0.001 3×10-3～10.251 0×10-3μm2，平均渗透率为0.075×10-3μm2。由此可知，长61、长62、长63储层物性总体相差不多，研究区长6储层属于典型的特低孔超低渗致密储层[9]。

图2 正宁地区长6储层物性分布直方图

2.3 储层孔隙结构特征

储集空间的发育程度及配置关系决定了储层的储集能力及渗流能力，研究区长6砂岩孔隙类型主要包括孔隙及裂缝。其中，孔隙以粒间孔和长石溶孔为主，还发育少量岩屑溶孔、晶间孔。储层孔隙结构是指储集岩孔喉大小、分布及配置关系。对于低孔低渗致密储层，孔隙结构主要根据压汞曲线和定量特征参数进行评价。通过压汞曲线参数特征分析发现，研究区长6储层毛管压力曲线平缓段较短，且不与横坐标轴近似平行。图3所示为正宁地区长6储层排替压力与中值半径频率分布图。通过定量特征参数分析可以看出，研究区长6储层排替压力主要介于1～3 MPa，平均排替压力为2.78 MPa；中值半径主要介于0～0.05 μm，平均中值半径为0.036 μm，样品数比例为62%。储层具有明显的“三高一小一低”的特征，即排驱压力、汞不饱和体积、饱和度中值压力高，中值半径小，退汞效率低，孔喉结构差，储层较致密。

图3 正宁地区长6储层排替压力与中值半径频率分布图

3 储层特征影响因素

3.1 沉积环境

沉积环境是控制储层性能的基础地质因素。鄂尔多斯盆地是一个稳定的克拉通沉积盆地，地质运动较弱，延长组储层经过了较长时间和较高强度的压实、胶结作用与较晚的有机质成熟时期，从而导致储层的低孔、低渗性[10]。

长6储层主要存在三角洲前缘、浅湖 — 半深湖及浊流沉积等，其中长63层段主要发育浊流沉积，三角洲前缘的水下分流河道以及浊积水道砂体是研究区的主要储集砂体[11]。研究区主要属于沉积体系末端，储层颗粒粒度细、大小不一，分选性差，含填隙物较多，因此沉积环境对储层物性具有重要的控制作用[12]。

整体而言，不同沉积微相之间水动力的强弱直接影响了储层物性。研究区三角洲前缘水下分流河道主砂体，水动力较强，碎屑颗粒较粗且分选性和磨圆度较好，含填隙物较少，粒间孔隙发育，储层物性相对较好；河道侧翼砂体，碎屑颗粒较细，含泥质较多，物性相对较差；分流间湾以泥质粉砂岩与粉砂质泥岩为主，砂体物性更差。重力流沉积体系中，由于大多沉积物是一次性事件快速沉积的产物，类型复杂，储集性能变化较大，孔渗分布范围较广。图4所示为正宁地区长6不同沉积微相储层物性分布图。

此外，所含填隙物比例也对储层致密化具有重要影响。岩石孔隙中的填隙物占据大量空间，所含填隙物越多原生孔隙相应就越少。图5所示为正宁地区填隙物与渗透率关系图。正宁长6储层岩石所含填隙物较多，其平均质量分数达15.84%，以水云母与碳酸盐岩为主。从填隙物与渗透率关系图上可以看出，研究区长6砂岩中填隙物质量分数与渗透率呈现出明显的负相关性，所含填隙物越多，渗透率越低。

图4 正宁地区长6不同沉积微相储层物性分布图

图5 正宁地区填隙物与渗透率关系图

3.2 破坏性成岩作用

破坏性成岩作用对储层致密化具有重要控制作用。压实作用与胶结作用是典型的破坏性成岩作用，对储层致密化具有重要的控制作用[13]。

随着沉积地层埋深的增加，压实作用增强，颗粒间由点接触转变为线接触、凹凸接触甚至缝合接触，孔隙损失增大。通常认为，压实作用影响的最大埋藏深度为2 500 m左右，随着埋深的进一步增加，主要表现为压溶作用[14]。图6 所示为正宁地区长6储层铸体薄片与扫描电镜图。正宁地区长6储层颗粒主要呈现凹凸接触与线接触，并且碎屑颗粒表现为定向分布，水云母被压实变形，压实作用强烈，从而严重破坏了储层原生孔隙。

胶结作用同样属于破坏性成岩作用。随着储层温度和压力的变化，孔隙水中过饱和的矿物发生沉淀而形成自生矿物，充填于颗粒之间，降低原生粒间孔隙[15]。研究区的胶结作用主要分为硅质胶结、碳酸盐胶结和黏土胶结。正宁长6储层中硅质的质量分数为0.86%，硅质胶结发育，以石英次生加大、孔隙充填式为主。此外，研究区长6储层中方解石质量分数为0.36%，铁方解石质量分数为4.01%，碳酸盐胶结物以铁方解石为主。方解石胶结分为早晚两期，早期方解石胶结物不如晚期铁方解石胶结物常见。研究区长6储层黏土胶结物主要有水云母和绿泥石，其质量分数分别为6.01%与3.20%，绿泥石膜在颗粒边缘发育，高岭石、水云母等充填孔隙，降低了储层的储集空间。

3.3 裂缝

裂缝发育对储层性能具有一定的改善作用。通过大量的井下岩心观察分析发现，研究区长6储层虽较为致密，但发育大量的原生裂隙及次生裂隙，为油气运移和流体渗流提供了良好的通道。在致密砂岩中，对储层渗透率的改造非常重要。统计数据显示，正宁地区上畛子农场附近裂缝最为发育，主要以高角度未充填或半充填缝为主，裂缝面可见明显的油气显示。正宁地区长6段油气主要富集在上畛子农场附近，油气的分布与该区裂缝的发育有极大的关系，后期裂缝的改造连通原有孔隙，减小渗流阻力，有效地增加了原有砂体的孔隙度与渗透率。图7所示为正宁地区长6岩心裂缝照片。

图7 正宁地区长6岩心裂缝照片

4 储层物性与含油性关系

正宁地区长6储层整体较为致密，但由于大量裂缝的存在，在局部的浊积水道以及水下分流河道主砂体中，依然存在孔渗条件相对较好的砂体。研究区28口井345块样品的物性统计资料显示：油井，孔隙度主要为8%～10%(平均孔隙度为9.33%)，渗透率主要为0.10×10-3～0.02×10-3μm2(平均渗透率为0.19×10-3μm2)；水井，孔隙度主要为6.00%～8.00%(平均孔隙度为7.08%)，渗透率主要为0.05×10-3～0.10×10-3μm2(平均渗透率为0.09×10-3μm2)；干井，孔隙度主要为4%～6%(平均孔隙度为5.72%)，渗透率主要分布在 0～0.05×10-3μm2(平均渗透率为0.041×10-3μm2)。图8所示为正宁地区长6油层组储层物性与含油性关系。

正宁地区长6储层物性对油气产能具有明显的控制作用。储层物性与油气富集程度具有明显的正相关性，油井储层性能最好，水井储层性能居中，而干井储层性能最差。在特低孔超低渗致密储层背景下，研究区局部发育的优质储层是油井高产的重要原因。

5 结 语

正宁地区长6储层碎屑颗粒粒度细，石英含量较低，岩屑、长石与填隙物含量相对较高，岩石类型主要以长石岩屑砂岩、岩屑长石砂岩为主。

研究区长6储层具有特低孔超低渗特征，物性较差，孔隙类型主要以少量粒间孔与长石溶孔为主。

图8 正宁地区长6油层组储层物性与含油性关系

毛管压力曲线具有平缓段短、与横坐标轴不平行的特点，具有明显的“三高一小一低”的特征，即排驱压力、汞不饱和体积、饱和度中值压力高，中值半径小，退汞效率低，且孔喉结构差，储层致密。

正宁地区致密储层主要受沉积微相、填隙物含量、成岩作用及后期构造作用等因素联合控制。沉积微相在宏观上控制了储层物性的平面分布，水下分流河道主砂体孔渗条件最好。储层致密化主要是由沉积作用、砂岩矿物组分、填隙物含量、破坏性成岩作用等因素控制。填隙物含量对储层物性具有重要的影响，储层所含填隙物越多，则孔隙度、渗透率越低。研究区经历了较强的成岩作用，其中压实作用、胶结作用破坏了储层原始孔隙，所含石英比例低以及长石、岩屑以及填隙物比例高是研究区压实作用强的主要原因。溶蚀作用可在一定程度上改善储层物性。研究区长6储层普遍发育硅质胶结、碳酸盐胶结和黏土胶结，强烈的胶结作用破坏了储层原生孔隙，导致储层进一步致密化。研究区发育大量的高角度裂缝，对储层性能具有良好的改善作用，使得在特低孔超低渗致密储层背景下，仍然可以形成局部小规模的油藏富集。此外，研究区长6油层组储层物性与油气富集程度具有明显的正相关性，局部发育的优质储层是油井高产的重要原因。