黄陵-铜川地区延长组中下油层组致密储层成岩差异性

吴 颖, 张金功, 尹锦涛, 孙 磊

(1.西安石油大学 地球科学与工程学院，西安 710065； 2.西北大学 地质学系，西安 710069；3.陕西延长石油(集团)有限责任公司研究院，西安 710069； 4.中国石油长庆油田分公司 勘探开发研究院，西安 710018)

鄂尔多斯盆地具有“中油古气”、“南油北气”和“浅油深气”的特点，盆地内致密储层的开发是近期石油勘探的重要领域[1-3]。黄陵-铜川地区的上三叠统延长组中下油层组的砂体以辫状河三角洲前缘分流河道为主，是主力勘探层位之一；但储层低孔低渗-特低渗的特征，增加了油气勘探开发难度[4-10]。低孔低渗-特低渗致密储层非均质性强，储层演化差异明显，有研究者认为致密储层中绿泥石包壳易发育在陆相三角洲前缘环境中，并抑制或减缓石英次生加大等胶结作用的发生[11-14]；但也有人指出自生黏土矿物(绿泥石和高岭石等)会堵塞储层孔隙和喉道，致使储层致密[15-16]；中-晚期铁方解石强胶结会致使储层致密[17]，而晚期裂缝及其伴生的溶蚀作用改善储层[18]。造成这种成岩差异性在于不同成分的储层差异演化，不同类型储层致密时间的差别大，储层致密时间与油气充注的关系复杂[17]。针对研究区储层是先致密后充注、边致密边充注还是先充注后保存的问题前人未给出明确答案。本文以岩心及露头、岩石薄片、阴极发光、扫描电镜等资料为基础，以分析目的层低孔低渗-特低渗储层成因为目的，深化相对高孔高渗的优质储层的形成条件、控制因素及分布规律的认识，进而预测有利储层发育位置。

1 概 况

鄂尔多斯盆地四面环山(南部为秦岭，北部为阴山、大青山和狼山，东边为吕梁山，西部为贺兰山、六盘山)，发育6个Ⅰ级构造带(分别为伊陕斜坡、晋西挠褶带、西缘上冲断裂构造带、伊盟隆起、渭北隆起和天环拗陷)，黄陵-铜川地区位于鄂尔多斯盆地南部，横跨伊陕斜坡和渭北隆起(图1-A)，其特殊的构造背景使延长组中下油层组在大部分地区缺失[1-3]。印支运动使黄陵-铜川地区在晚三叠世由海相、海陆过渡相沉积逐步演化为陆相沉积，延长组沉积时期盆地已演化为河-湖相沉积。延长组早期为拗陷形成期，形成环绕湖盆中心的不同规模的三角洲沉积体。至延长组中期，构造运动使湖盆中心继续下沉，湖盆规模扩大，水体加深。延长组中晚期(长7)湖盆演化至鼎盛期。延长组晚期，湖盆萎缩，由辫状河三角洲逐渐演化为泛滥平原和沼泽沉积，直至湖盆消亡，结束延长组沉积[6-10](图1-B)。

2 储层类型及岩石学特征

延长组中下油层组岩石类型以灰绿色和灰褐色岩屑长石砂岩和长石砂岩为主，粒度较细(0.03～0.50 mm)，以细砂岩为主，分选性中等，颗粒间以点-线接触为主。石英的质量分数(w石英)为20%～40%，平均为28%；长石的质量分数为30%～55%，平均为44%；岩屑的质量分数为20%～50%，平均为30%。岩屑类型主要为云母、变质岩碎屑，沉积岩碎屑含量较低，绿泥石和燧石含量低(质量分数≤3%)。填隙物含量高(质量分数为4.6%～43.4%，平均为9.5%)，以胶结物为主(质量分数为4.6%～40.8%，平均为8.3%)，主要成分为方解石、绿泥石薄膜，其次为石英、长石以及网状黏土、高岭石等，白云石、铁白云石等含量较低；杂基含量整体较低(质量分数为0.22%～6.9%，平均为0.5%)。4类储层中石英、长石和岩屑含量差异较小；B类储层分选性要稍差于A、C和D类储层；D类储层岩屑含量低(平均质量分数为19.9%)，长石含量稍高(平均质量分数约为53.36%)，其他成分含量变化不大(图2)。

目的层的主要储集空间类型为残余原生粒间孔、裂缝、溶蚀孔隙(包括粒间溶孔、粒内溶孔)和自生黏土矿物晶间微孔(图3)。

图1 鄂尔多斯盆地区域地质概况及延长组沉积序列Fig.1 Geological background of Ordos Basin and sedimentary sequence of Yanchang Formation

图2 黄陵-铜川地区延长组砂岩成分三角图Fig.2 The compositions of Yanchang Formation sandstone in the Huangling-Tongchuan area(分类方案据R.L.Folk等[19])Ⅰ.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

图3 黄陵-铜川地区延长组中下油层组储层储集空间类型Fig.3 The types of pore spaces of Yanchang Formation in Huangling-Tongchuan area(A)残余粒间孔,旬41井,深度1 009.1 m,5 kV; (B)残余粒间孔,旬41井,深度1 009.1 m,5 kV; (C)残余粒间孔,旬42井,深度853.5 m,(-); (D)粒间溶孔,旬41井,深度1 060.3 m; (E)粒间溶孔，旬41井，深度1 060.3 m; (F)粒间溶孔，旬35井,深度992.36 m，(-); (G)粒内溶孔，旬40井，深度1 061.8 m; (H) 晶间微孔，旬40井，深度1 061.8 m; (I)晶间微孔，旬26井,深度1 169.31 m,(-); (J)微裂缝，旬52井，深度1 159.6 m; (K)微裂缝，旬52井，深度1 159.6 m; (L)晶间微孔，旬40井，深度1 071.5 m

延长组中下油层组残余原生粒间孔的孔隙直径一般为0.1～0.5 mm，平均为0.3 mm，边缘为平直状，充填物(绿泥石和微晶自生石英)多沿颗粒边缘分布，其连通性好(体积分数约为2%)；长石、低级变质岩碎屑等易溶碎屑和方解石等碱性胶结物被溶蚀形成的次生孔隙多为不规则状，直径为0.02～0.4 mm，平均为0.35 mm，为延长组中下油层组的主要储集空间(体积分数约为7%)。此外，长石等矿物易被有机酸沿解理面等发生溶蚀形成粒内溶孔，孔隙直径为0.02～0.2 mm，平均为0.1 mm，体积分数较低(1%)；自生黏土矿物晶间微孔主要为自生黏土矿物(绿泥石、丝缕状和片状伊利石、层状蒙脱石以及伊蒙层间孔)晶间孔，孔隙直径较小(0.001～0.01 mm，平均为0.005 mm)，连通性好，体积分数较低(约为1%)。石英、岩浆岩以及高级变质岩等刚性颗粒受到强烈的挤压时易破碎，形成裂缝，并伴随一定的溶蚀作用，可形成规模性储层。根据孔隙保存、形成和损失的机理以及填隙物的类型，将研究区延长组中下油层组储层类型划分为4类(图4)：残余原生粒间孔型储层(A类)、铁方解石强胶结型储层(B类)、压实致密型储层(C类)以及裂缝-溶蚀型储层(D类)。

3 储层物性及孔隙结构特征

储层的孔隙结构特征与其填隙物、颗粒大小以及储层空间类型所引起的孔隙大小和喉道类型密切相关[20-21]，且影响储层中流体的渗流性能。本次研究使用恒速压汞技术统计不同类型储层的孔隙喉道及比例[21-23]。

4类储层的物性特征差异明显，图5为103块样品(A类储层26块，B类储层26块，C类储层25块，D类储层26块)的统计数据。统计数据说明A类砂岩的孔隙度(q)为单峰型(6%～10%)，渗透率(K)为双峰型(0.3×10-3～0.4×10-3μm2和>1×10-3μm2)。B类储层的孔隙度为单峰型，整体偏低(4%～8%)；渗透率为单峰型，整体偏低(0.1×10-3～0.4×10-3μm2)。C类砂岩孔隙度为单峰型(2%～6%)，渗透率为单峰型(0.1×10-3～0.3×10-3μm2)。D类储层孔隙度为双峰型(4%～6%和10%～12%)，渗透率为单峰型(0.5×10-3～0.7×10-3μm2)。4类储层的物性特征与其储层空间类型密切相关。D类储层裂缝发育，随着裂缝的增加，其渗透率明显增大；但次生孔隙较少，因此孔隙度值不高。A类储层储集空间以残余原生粒间孔隙为主，因此其渗透率较D类储层低，但孔隙度比D类砂岩高。B类和C类储层整体的物性较差，孔隙度低，渗透率不高，与其胶结物含量以及颗粒组分有关。B类储层的铁方解石含量高，胶结致密，使其孔隙度和渗透率整体都较低。C类储层富含软岩屑，经历压实作用后，软岩屑充填至孔隙中，降低其原始孔隙度和渗透率。

图4 黄陵-铜川地区延长组中下油层组储层类型Fig.4 The reservoir types of Yanchang Formation in Huangling-Tongchuan area(A)A类储层中绿泥石包壳，原生孔隙保存较好,旬35井,深度1163.34 m，(-)；(B)B类储层中铁方解石阴极发光下表现为橙黄色，旬35井,深度1165.46 m；(C)C类储层软岩屑压实变形，以假杂基的形式充填于孔隙中，旬35井,深度1166.42 m，(-)；(D)D类储层中裂缝和次生溶蚀孔隙发育，旬35井,深度1163.84 m，(-)

图5 黄陵-铜川地区延长组中下油层组4类储层物性特征Fig.5 The characteristics of physical property of Yanchang Formation reservoirs in Huangling-Tongchuan area

残余原生粒间孔型储层(A类)孔隙度平均值为8.4%；渗透率平均为0.766×l0-3μm2，渗透率>0.6×10-3μm2样品数仅占18.5%；密度(ρ)为2.039～3 g/cm3，平均为2.426 g/cm3；胶结物质量分数为0.34%～10.7%，平均为6.04%。A类储层孔隙度较高，但渗透性较差；主要为大孔中-细喉型，孔渗性较好；为辫状河三角洲水下分流河道和河口坝微相中分选性好-较好的中细砂岩；孔隙直径一般为0.1～0.5 mm，平均为0.3 mm；残余原生粒间孔隙占孔隙总体积的比例约为83%，孔喉比为100～200。该类储层的砂岩排驱压力为0.29～7.00 MPa，平均值为1.86 MPa；最大喉道半径为0.11～2.53 μm，平均为0.80 μm；喉道半径为0.03～1.11 μm，平均为0.261 μm；中值压力为6.64～22.92 MPa，平均为13.74 MPa；喉道中值半径为0.03～1.11 μm，平均值为0.6 μm；最大进汞饱和度为35.84%～84.65%，平均为65.67%；退汞率为22.30%～43.88%，平均为29.22%；歪度为1.27～1.63，平均为1.52；喉道分选系数为1.68～3.21，平均为2.35；孔喉配位数一般为0～5，平均为0.37；孔隙半径为12.57～44.4 μm，平均为28.09 μm。A类储层喉道细、孔隙大、喉道分选性差，为偏细歪度，孔隙的连通性较差(图6-A)。

铁方解石强胶结型储层(B类)孔隙度均值为4.4%；渗透率均值为0.226×10-3μm2，渗透率>0.2×10-3μm2样品数仅占13.5%；胶结物平均质量分数为15.04%。B类储层孔隙度低，且渗透性差，主要为小微孔-微细喉组合类型；填隙物以铁方解石胶结物为主(质量分数为13%)，自生黏土矿物质量分数为2.04%，黏土矿物主要分布于喉道及孔隙边缘，使其渗透率降低。B类储层主要的储集空间为黏土矿物晶间微孔和碳酸盐胶结物晶间微孔，约占其总孔隙体积的85%以上；其他为粒间和粒内微溶孔，主要发育于分选性较差的粉砂岩、粉-细砂岩和细砂岩之中。该类储层的排驱压力为0.57～10.28 MPa，平均为6.02 MPa；中值压力为0.51～32.85 MPa，平均为13.81 MPa。孔径偏度(歪度)为1.09～8.9，平均值为2.52；喉道半径为0.073～0.404 μm，平均为0.261 μm；最大喉道半径为0.244～1.434 μm，平均为0.65 μm；分选系数为0.12～1.95，平均为1.52；退汞率为17.7%～29.64%，平均为22.36%。B类储层喉道细、孔隙小，喉道分选性差，以微孔微喉为主，细歪度(图6-A)。

图6 黄陵-铜川地区延长组中下油层组4类储层孔隙结构及成岩差异特征Fig.6 The pore structure and difference of diagenesis in the Yanchang Formation (A)孔隙结构特征； (B)成岩差异特征

压实致密型储层(C类)孔隙度平均为4.2%；渗透率平均为0.367×10-3μm2,渗透率>0.3×10-3μm2样品数仅占33.5%；胶结物含量较低，平均质量分数为6.5%。C类储层孔隙度较低，且渗透性较差，主要为微孔-微细喉组合类型；填隙物有硅质胶结物(质量分数为3%)和自生黏土矿物(质量分数为2.5%)；主要的储集空间为黏土矿物晶间微孔和强烈压实之后的残余原生微孔，约占其总孔隙体积的85%以上；其他为粒间和粒内微溶孔，主要发育在分选性中等的粉-细砂岩和细砂岩中。该类储层的排驱压力为1.36～6.285 MPa，平均为4.55 MPa；中值压力为0.97～43.28 MPa，平均为20.38 MPa；孔径偏度(歪度)为1.39～8.21，平均值为2.88；平均喉道半径为0.053～0.388 μm，平均为0.176 μm；最大喉道半径为0.151～1.056 μm，平均为0.47 μm；喉道分选系数为1.16～2.95，平均为2.34；退汞率为15.8%～26.98%，平均为20.24%。C类储层喉道细、孔隙小，喉道分选性较好，以微孔(超)微喉为主，细歪度(图6-A)。

裂缝-溶蚀型储层(D类)孔隙度平均为10.56%；渗透率为0.624×10-3～4.38×10-3μm2，平均值为1.15×10-3μm2；胶结物含量较低(质量分数为5.12%)。主要为辫状河三角洲水下分流河道前端河口坝微相分选性好的中细砂岩，为中孔细-微细喉型，储层空间以粒间溶孔和粒内溶孔为主，约占孔隙总体积的85%以上，喉道以细-中喉为主。该类储层排驱压力为0.017～5.00 MPa，平均为0.029 MPa；最大喉道半径为0.15～4.32 μm，平均为1.68 μm；中值压力为0.37～62.26 MPa，平均为15.35 MPa；喉道中值半径为0.01～1.99 μm，平均为0.24 μm；最大进汞饱和度为49.87%～93.88%，平均为76.13%；退汞率为11.48%～41.06%，平均为26.49%；歪度为1.11～2.10，平均为1.60；喉道分选系数为2.35～4.09，平均为3.22；孔喉配位数一般为0～4，配位数范围为0.055～1.17，平均为0.49；孔隙半径为17.70～44.38 μm，平均为32.27 μm。主流喉道半径>0.7 μm，平均孔喉比<180，喉道半径较大，孔喉比较小，孔隙喉道分选性好，储层流动能力较强，属偏粗歪度-细歪度(图6-A)。

4 储层成岩差异性及演化特征

研究区目的层成岩演化过程复杂，不同类型储层在经历相同的温压场和流体场的演化结果和物性特征差异性明显。延长组中下油层组经历了同生成岩阶段、早成岩阶段和中成岩阶段，目前处于中成岩A期。期间所经历的主要成岩作用类型有压实、胶结、溶蚀和交代等。不同类型的成岩作用对不同类型储层演化的影响差异较大。

利用薄片分析的结果，结合前人的研究结论[20-22]，计算了4类储层的成岩参数，各成岩参数的计算公式如表1。砂岩的原始孔隙度(q0)使用M.Scherer(1987)提出的经验公式[24]

q0=20.91+22.90/S0

S0为Trask分选系数。面孔率使用计点法(每个薄片统计400个点)计算获得。压实后的粒间体积以及各类胶结物的体积为使用面积进行换算得到。

表1 成岩参数计算公式Table 1 The formula of diagenetic parameter calculation

q0为砂岩原始孔隙度；Vi为砂岩压实后粒间孔隙体积；Vr为次生溶蚀孔隙体积；A为裂缝的面积；c为胶结物含量；φ为面孔率

如图6-B所示，A类储层的压实率为中等偏低(平均值在0.6左右)；B类储层的压实低，平均值在0.63左右；D类储层的压实率中等(0.75左右)；C类储层压实率较高，均值为0.8。视胶结率从大到小依次为B类储层、A类储层、C类储层和D类储层，B类储层的视胶结率均值为0.38。视溶蚀率和面缝率从大到小依次为D类储层、A类储层、B类储层和C类储层。

研究区延长组中下油层组包裹体类型多样，具有盐水包裹体、含液态烃包裹体以及液态烃包裹体。盐水包裹体的长轴为2～8 μm，气液体积比为5%～15%；含液态烃包裹体的长轴为2～8 μm，气液比为10%～30%，主要发黄绿色荧光：这两类包裹体相互伴生，且含量高。液态烃包裹体的长轴与上述2种类似(2～8 μm)，但气液比大(45%～95%)，黄绿色荧光显示更强。包裹体均为近圆形和椭圆形，以液态烃为主；石英颗粒裂缝中含液态烃包裹体的荧光显示明显强于石英次生加大中的含液态烃包裹体。与含液态烃包裹体相伴生的盐水包裹体的均一温度为单峰型，峰值为100～120℃，这与前人的研究认为该区仅经历过一次较强的油气充注(时间为105～125 Ma B.P.)[25-26]的观点相一致。但裂缝中较强的荧光显示应与后期构造调整、裂缝及溶蚀作用的发生引起的油气第二次运移和油气藏调整有关。此外，结合包裹体测温技术、荧光接触关系以及碳氧同位素等测试分析和丁晓琪等人的研究结果[25-26]，建立了研究区延长组中下油层组的成岩演化序列如下：准同生溶蚀作用和早期压实作用—绿泥石包壳—方解石胶结—浅埋溶蚀作用—铁方解石胶结—早期油气充注—铁白云石胶结—后期压实作用—裂缝、溶蚀作用以及后期油气调整和充注。

选取4类储层中典型样品，利用张创等人提出的孔隙度恢复模型[27]，分别计算各类成岩作用对4类储层孔隙演化的贡献量，分析4类储层的成岩和孔隙演化过程，建立不同类型致密储层的差异成岩-成藏过程(图7)。

图7 4类储层的成岩差异演化Fig.7 The diagenetic history of 4 types of reservoirs

A类储层早成岩阶段绿泥石含量稍高，在石英等碎屑颗粒的边缘形成包壳，充填于部分较小的原生孔隙和孔喉中。粒间孔隙为8.4%，胶结减孔量<15%，压实减孔量约为17.34%；早期经历了油气充注，抵抗了一定的后期压实。早期胶结弱，压实作用是其前期减孔的主要因素，早期孔隙中流体抵抗了一定压力，后期经历了较弱的溶蚀作用。

D类储层中石英和高级变质岩(变质石英岩和燧石等)等刚性颗粒和长石等易溶颗粒含量较高，裂缝发育，裂缝和粒间溶蚀孔隙约占10.56%，其中溶蚀孔隙占8%，裂缝占2.56%，胶结减孔量<15%，早期压实减孔量约为23%，晚期溶蚀增孔量约为5%，裂缝增孔量约为2.56%，早期钙质胶结弱，压实作用是其前期减孔的主控因素，构造裂缝和溶蚀作用是其后期增孔的主控因素。石英等颗粒的微裂缝中的含烃类包裹体的荧光显示强，成分轻，可能为后期构造挤压引起的油气充注。

B类储层中钙质胶结物含量高(质量分数>15%)，粒间孔隙<5%，胶结减孔量可达15%或以上，压实减孔量中等(20%)，溶蚀和裂缝增孔作用不明显。早中期的钙质胶结物的胶结减孔和压实作用减孔是其减孔的主控因素。该类砂岩中基本不可见含液态烃包裹体，无荧光显示，未经历油气充注。

C类储层中云母、低级变质岩等塑性岩屑的含量较高，溶蚀孔隙和裂缝不发育，压实减孔量可达30%，胶结减孔量较低(约为6%)，早期和晚期溶蚀以及裂缝增孔几乎为0%。在埋深<1.5 km时，压实减孔可达25%，此时伴随着一定的压溶作用发生，并且形成少量的硅质和黏土胶结物。后期压实减孔量约为5%(埋深>1.5 km)。压实作用是其减孔的主要因素。

综上所述，A类储层中残余原生孔隙保存较好；D类储层溶蚀孔隙和裂缝较为发育；B类储层钙质胶结物发育；C类储层压实作用强烈，塑性颗粒变形较强，主要以假杂基的形式充填于原生孔隙中。A类储层和D类储层为有效的低渗储层。A类砂岩的残余原生孔隙发育，储层物性较好，储层致密之前就已有油气充注；D类储层次生孔隙发育，储层物性好，储层后期改善和后期油气调整同时发生，并充注油气。B类储层和C类储层物性差，基本未经历油气充注。

5 结 论

a.黄陵-铜川地区延长组中下油层组砂岩主要为灰绿色岩屑长石砂岩和长石砂岩，碎屑组分主要为石英、长石、岩屑、云母，杂基含量极低；其储层孔隙类型主要有残余粒间孔隙、溶蚀粒间孔隙、溶蚀粒内孔隙、填隙物内微孔隙、自生矿物晶间孔隙和裂缝孔隙。

b.依据储集空间类型将储层划分4类：残余原生粒间孔型储层(A类)、铁方解石强胶结型储层(B类)、压实致密型储层(C类)和裂缝-溶蚀型储层(D类)。

c. A类储层物性较好，经历了早期的油气充注，早期的绿泥石包壳和油气充注抵抗了一定的压实作用，绿泥石包壳对残余原生孔隙的保护是其物性较好的主控因素，属先充注型致密储层。D类储层属先致密后充注型储层，后期的构造裂缝和溶蚀作用是其储层改善的主控因素。B类储层和C类储层属无效致密砂岩储层。B类储层物性差，早期压实作用和石英、长石的次生加大是其物性变差的主控因素，属早期致密型储层。晚期铁方解石致密胶结使C类储层物性变差，属早期含水后期致密胶结型储层。