志丹-甘泉地区晚三叠世储层特征与成岩演化序列

陈玉宝 叶政钦 杨海龙 张创 周雪 铁连军

摘 要：为研究志丹-甘泉地区晚三叠世储层特征以及成岩演化序列，在岩芯、测井分析的基础上，采用普通压汞、恒速压汞等间接测定技术与核磁共振、微米CT等直接观测技术相结合的方式对储层的微观孔隙结构进行研究。结果表明：志丹-甘泉地区晚三叠世储层以次生孔隙为主，发育粒间溶孔、粒内溶孔、填隙物内溶孔及微裂隙，其中常见粒内溶孔，长石溶孔多伴随粒内溶孔发育，填隙物溶孔为少量浊沸石溶蚀形成的孔隙，微裂缝溶孔发育较少；普通压汞确定了志丹甘泉地区储层排驱压力、中值压力的最小值，计算了进汞饱和度值以及退汞效率；恒速压汞试验总结了不同渗透率储层的喉道分布特征，认为喉道是决定渗流率的主要因素；核磁共振T2谱的弛豫时间与储层的孔隙度呈正相关；微米CT技术构建了储层的孔隙网络模型，认为储层孔隙连通性较差。研究结果对志丹-甘泉地区延长组储层特征与成岩演化序列研究提供了理论依据。

关键词：晚三叠世；孔隙结构特征；成岩演化序列；志丹-甘泉地区

中图分类号：P618.13

文献标志码：A

文章编号：1672-9315（2024）03-0521-11

DOI：10.13800/j.cnki.xakjdxxb.2024.0312开放科学（资源服务）标识码（OSID）：

Reservoir characteristics and diagenetic evolution sequence

of Late Triassic in Zhidan-Ganquan area

CHEN Yubao，YE Zhengqin，YANG Hailong，ZHANG Chuang，ZHOU Xue，TIE Lianjun

（Yanchang Oilfield Co.，Ltd.，Yanan 716000，China）

Abstract：In order to study the reservoir characteristics and diagenetic evolution sequence of  Late Triassic in Zhidan-Ganquan area，

the microscopic pore structure of the reservoir was examined by combining indirect measurement techniques such as ordinary mercury injection and constant rate mercury injection with direct observation techniques such as nuclear magnetic resonance and micron CT，with the core and logging analysis in view.The results show that the Late Triassic reservoir in Zhidan-Ganquan area is dominated by the secondary pores，and the intergranular dissolved pores，intragranular dissolved pores，interstitial dissolved pores and microfractures are developed.Among them，the intragranular dissolved pores are common，the feldspar dissolved pores are mostly accompanied by intragranular the dissolved pores，the interstitial dissolved pores are formed by a small amount of laumontite dissolution，and the microfracture dissolved pores are less developed.The minimum values of the reservoir displacement pressure and median pressure in Zhidan-Ganquan area are determined by ordinary mercury injection，and the mercury saturation value and mercury removal efficiency are quantitatively calculated.

The  throat distribution characteristics of reservoirs with different permeability could be summarized foom，

resulting in the fact that the throat is the main factor determining the seepage rate.The relaxation time of nuclear magnetic resonance T2 spectrum is positively correlated with the porosity of the reservoir.The pore network model of the reservoir is constructed by micron CT technology，and  the pore connectivity

of the reservoir is proved to be poor.The research results provide a theoretical basis for the study of reservoir characteristics and diagenetic evolution sequence of Yanchang Formation in Zhidan-Ganquan area.

Key words：Late Triassic；pore structure；diagenetic sequence；Zhidan-Ganquan area

0 引 言随着石油勘探手段的完善与发展，油气勘探的重点逐渐转移向非常规油气，非常规油气的勘探与采集逐渐成为全球热点。致密砂岩油气是非常规油气的重要组成部分，具有分布范围广、分布层系多、资源量广的特点，在鄂尔多斯盆地、四川盆地等含油盆地中广泛分布，是目前重要的增储领域。致密砂岩储层多聚集在烃源岩内部或附近位置，圈闭界线不明显，具有储层物性差、非均质性强的特点

[1-4]。这些特点使得致密砂岩油层的勘探开发工作更为困难，储层的研究工作需更为精细[5-7]，郭正权等通过铸体薄片和扫描电镜观察，分析了鄂尔多斯盆地延长组的成岩作用，明确了成岩作用演化史，认为成岩作用早期的压实作用与晚期的胶结作用是鄂尔多斯盆地延长组地层孔隙度减小的主要原因[8]。影响致密砂岩油气成藏的重要因素为储层的孔喉特征，毕明威等利用主铸体薄片、扫描电镜、高压压汞等方法对致密砂岩储层微观孔隙特征进行定量表征，认为喉道半径分布差异越大，储层越致密，主流喉道半径对于储层的渗流能力起主导作用[9]；马旭晴等对鄂尔多斯盆地马岭地区长8致密砂岩储层样本进行压汞和核磁共振试验，认为致密砂岩储层主要特点为进汞压力大、中值半径小、束缚水饱和度高[10]；余光展等通过氮气吸附、铸体薄片观察、扫描电镜观察，X射线衍射等手段对志靖-安塞地区延长组长7致密砂岩储层进行微观孔隙结构研究，认为微观孔隙以中孔为主，大孔和微孔次之[11]；王道伸等采用铸体薄片、扫描电镜等定性手段与高压压汞、核磁共振等定量手段相结合的方法，对志靖-安塞地区延长组长8孔喉结构进行了系统研究，认为孔喉半径0.01～1.0 μm之间的孔喉数量占总孔喉数量的比例越高，储层含油性越高，储层孔隙、喉道占比越适中，孔隙的连通性越好[12]。部分学者对不同区域致密砂岩储层进行了研究，确定了储层物性的下限值，对于判断油气是否充注储层提供的理论依据[14-15]。张亚东等确定鄂尔多斯盆地HQ地区延长组长6、长8油层组的临界喉道半径，当喉道半径小于临界半径时，随半径增大可动流体的饱和度增加，当喉道半径大于临界半径时，随喉道半径增大，可动流体饱和度降低[16]；孙雅雄等利用压汞试验、扫描电镜观察等方法研究吴起地区致密砂岩储层的孔隙结构，定量表征了孔隙结构的分形维数，认为分形维数与孔隙度、渗透率、平均孔喉半径呈负相关、与分选系数呈正相关[17]。以岩芯测井等资料为基础，利用扫描电镜、压汞、核磁共振等试验对志丹-甘泉地区延长组储层进行研究，分析储层孔隙的成因与特征，明确孔喉特征对油气储量的影响，揭示区域内储层的成岩作用阶段，为志丹-甘泉地区延长组致密砂岩储层研究提供理论依据。

1 区域地质特征志丹-甘泉地区位于鄂尔多斯盆地伊陕斜坡，地层构造作用强烈、构造复杂，储层油水关系复杂，区域上延长组为鄂尔多斯湖盆中心（图1），油藏主要集中于延长组中部，储层类型以油页岩互层共生和紧邻的致密砂岩为主，区域内长6～长9为主要油层组，油气未经过大规模长距离运移，优质烃源岩与大面积、厚层储集体互层共生，以及生烃增压强排烃作用控制了延长组大面积叠合致密油的形成[18-22]。中生代鄂尔多斯盆地的演化过程大致经历了延长期大型内陆碎屑湖盆沉积阶段、中早侏罗世富县-延安期填平补齐阶段、中侏罗世直罗一安定期沉积与晚侏罗世改造阶段、早白垩世全盆地大面积陆相沉积阶段[23]。中生代盆地经历了大型内陆形成、发展、繁盛、衰退、消亡的过程。盆地三叠系延长组包括边缘相、过渡相和盆地相3种相带，富县-甘泉地区延长组沉积特征与鄂尔多斯盆地其他地区相似，为灰绿色、灰色中厚层中细粒砂岩、粉细粒砂岩和深灰色、灰黑色泥岩组合，下部以中、粗粒砂岩河流沉积为主，中部为一套湖泊-河湖三角洲为主砂泥互层沉积，上部为河流相的砂泥岩沉积。

2 岩石学特征志丹-甘泉地区延长组以长石砂岩为主（图2），其中石英占16.98%～46.38%，长石占30.36%～68.59%，岩屑占6.85%～39.2%，矿物组分含量也略有差异。油层以延长组长6～长9为主，不同的矿物含量存在差异，长6油层组石英含量为16.98%～46.38%，长石含量为30.36%～68.59%，岩屑含量为6.85%～39.2%；长7油层组储层石英含量为5.15%～48.65%，长石含量为31.01%～75.38%，岩屑含量为9.65%～45.79%；长8油层组储层石英含量为20.19%～41.65%，长石含量为25.09%～62.2%，岩屑含量为8.76%～46.71%；长9油层组储层石英含量为21.84%～34.7%，长石含量为40.07%～50.78%，岩屑含量为18.17%～30.45%（表1）。

志丹-甘泉地区延长组填隙物含量占岩石组分总量的比例为16.66%，胶结物含量较高，分布范围为88.44%～97.8%，杂基分布范围为2.2%～11.56%。胶结物中方解石含量较高，其次为水云母、浊沸石和硅质填隙物；杂基中以绿泥石为主，高岭石、泥铁质含量较少。

3 微观孔隙结构特征储层物理特性主要是指孔隙度、渗透率、饱和度等，是储层研究的基本对象、储层评价和预测的核心内容，也是定量表征储层的基本参数。孔隙度和渗透率是反映储层储集性能和渗滤条件2个最基本的参数。

3.1 微观孔隙类型志丹-甘泉地区延长组孔隙类型主要为原生孔隙和次生孔隙。原生孔隙是砂岩中现今保存下来的、由沉积作用造成的支撑孔隙，具有含量少、不规则的特征，原生粒间孔是指原生孔隙经压实作用而缩小但没有被任何充填物充填的孔隙，剩余粒间孔隙是原生粒间孔在受到机械压实作用后被多种胶结物充填但未完全充满的剩余孔隙。志丹-甘泉地区延长组油藏不发育原生粒间孔，多发育压实作用后被多种胶结物充填但未完全充满的剩余粒间孔隙，以三角形和不规则形为主，填充物为绿泥石薄膜（图3（a））、铁方解石、白云石以及石英、长石的次生加大（图3（b））。

志丹-甘泉地区次生孔隙主要有粒间溶孔、粒内溶孔、填隙物内溶孔及微裂隙，粒间溶孔是粒间孔隙遭受溶蚀后形成的孔隙，具有较强的连通性，孔隙多为不规则锯齿状或港湾状（图3（c））；粒内溶孔是砂岩中颗粒在成岩过程中部分溶蚀产生的孔隙，是志丹-甘泉地区的主要孔隙类型，区内发育长石溶孔和岩屑溶孔，长石溶孔一般沿解理缝发育且溶蚀强度不大，多呈不规则状，孔隙边缘多为锯齿状或港湾状，仅少量被溶形成蜂窝状溶孔（图3（d）），常与粒间溶孔伴生；填隙物内部发生局部溶解而形成的溶蚀孔隙，志丹-甘泉区延长组发育有少量浊沸石胶结物发生溶蚀形成的孔隙；微裂缝是指在碎屑岩成岩过程中因岩石组分的收缩作用或构造应力作用而形成的裂缝。志丹-甘泉区内微裂缝数量较少，未被充填的裂缝对储层的渗滤性贡献较大，常见的有碎屑颗粒因机械压实作用沿解理缝裂开而形成的微裂隙，砂岩在成岩过程中受构造作用发生挤压而导致形成破裂缝（图3（e）（f））。

3.2 微观孔隙结构储层的微观孔隙结构主要表现为岩石中孔隙、吼道的形状、规模、分布特征以及连通关系，微观孔隙结构是储层物理性质的重要表征，是影响储层储集性能、生产能力及渗滤特性的主要因素之一。流体在储层中流动时要经过一系列结构复杂的孔隙和喉道，

在油层开发过程中，微观孔隙结构的研究对提升油气采收率具有重要意义。微观孔隙结构研究方法包括间接测定法和直接观测法，间接测定法包括半渗隔板法、离心机法、压汞法和动力学法等；直接观测法包括铸体法、扫描电镜法、图像分析法、CT法等。志丹-甘泉地区延长组储层微观孔隙结构研究采用间接测定法与直接观测法向结合的方式，利用普通压汞、恒速压汞技术进行间接测定，核磁共振、微米CT技术进行直接观测。

3.2.1 普通压汞通过压汞资料分析志丹-甘泉地区延长组储层排驱压力、中值压力、进汞退汞特征，对储层微观孔隙进行定量分析。

排驱压力是非润湿相开始进入最大喉道的压力，与排驱压力相应的喉道半径是连通岩样表面孔隙的最大喉道半径。岩样的排驱压力愈大，最大孔隙喉道半径愈小，反之排驱压力越小，岩样的最大孔隙喉道半径愈大。排驱压力与岩石的渗透率呈反相关（图4），对于孔隙度、渗透率较好的储层，其排驱压力相对较低。志丹-甘泉地区延长组储层排驱压力最小值为0.054 5 MPa，最大值为30.19 MPa，平均值为4.73 MPa。

中值压力是毛管压力曲线50％饱和度所对应的毛管压力，对应吼道的中值半径，物性很差的岩石中值压力高。志丹-甘泉地区延长组储层中值压力的最小值为0.79 MPa，最大值为115.48 MPa，平均值为20.88 MPa。地层压汞时进汞和退汞阶段都受到毛管压力的作用，进汞过程毛管压力为阻力，进汞压力最大时对应的进汞饱和度为最大进汞饱和度，最大进汞饱和度越大说明地层的孔隙越多，退汞过程毛管压力为动力，当外界压力小于毛管压力时，汞向外排出，退汞的效率可判断孔隙的连通性。志丹-甘泉地区延长组储层最大进汞饱和度的最小值为8.88%，最大值为99.71%，平均值为63.72%，退汞效率最小值为10.52%，最大值为77.75%，平均值为28.85%。

3.2.2 恒速压汞恒速压汞技术以极低的恒定速度向岩样内压汞，确保进汞为准静态过程，在该过程中随着孔隙空间几何尺寸的改变，汞液前缘弯液面也在不断变化，从而引起毛管压力的变化。通过记录进汞毛管压力的涨落，可以获取对应的孔隙、喉道信息，实现对孔隙、喉道的定量测量。志丹-甘泉地区延长组样品进行恒定压汞分析表明，对于渗透率小于0.3×10-3 μm2的样品，喉道频数呈尖峰装分布，喉道半径小于1 μm且集中在0.5 μm左右；随着渗透率逐渐增大，喉道频数分布范围逐渐变宽，半径大于1μm的喉道急剧增加，对于渗透率为0.3×10-3 ～ 0.5×10-3 μm2的样品，喉道半径小于2.5 μm，主要分布在0.5～1.5 μm；对于渗透率大于1.0×10-3 μm2的样品，喉道分布形态发生了根本变化，喉道半径整体分布趋势为平缓弧形。各样品的孔道半径基本在100～200 μm，随渗流率变化不大，表明喉道才是决定渗流率的主要因素。志丹-甘泉地区延长组样品恒速压汞孔隙度为5.44%～14.5%，渗透率为0.04～1.25×10-3μm2。渗透率小于0.3×10-3μm2的样品，喉道半径小于1 μm，主要集中在0.5 μm；渗透率增大，喉道范围变宽，半径大于1 μm的喉道增加（图5）。

3.2.3 核磁共振利用核磁共振T2谱研究岩石的微观孔隙结构，主要机理为储层孔隙度与氢核弛豫时间为正比关系，根据T2谱的弛豫时间界限将岩石孔隙中的流体分为可动流体和束缚流体。对岩芯进行抽真空饱和盐水处理后，岩芯中水分子受固体表面作用较强时，水被束缚处于不可动状态，这部分水分的T2谱表现为弛豫时间较小，为束缚流体；当岩芯表面孔隙较大对水分子的束缚作用较弱时，水处于自由流动状态，T2谱表现为弛豫时间较大，为可动流体。对富县-甘泉地区延长组岩芯进行核磁共振研究，T2谱表现为双峰构造，在饱和水状态下，左峰相对越高说明岩芯大孔喉占比越低，可动孔喉半径所占比例越低，右峰相对越高说明岩芯大孔喉占比越高，可动孔喉所占比例越高。样本a岩芯频率左峰高于右峰，样本d岩芯频率右峰高于左峰，认为样本d取样区域储层大孔喉占比高于样本a取样区域；样本b、c左右峰值相近，认为可动孔喉半径所占比例与不可动孔喉半径所占比例近似相等（图6），将左右峰值等高点所对应的渗透率值定为区域内储层可动渗透率的下限值以及致密油层渗透率的上限值。表明志丹-甘泉地区延长组致密砂岩储层大孔喉与小孔喉同时存在，且不同区域内大、小孔喉所占比例存在差异。

3.2.4 微米CT结果微米CT技术利用样品不同成分、厚度条件对X射线吸收程度不同，通过传感器感应X射线强度变化形成图片，利用数学方法重构样品内部空间特征。根据原始图片的基本数据，将图像分割为高密度物质相、基质相、孔隙相3个相，将孔隙相抽取出来，进一步构建三维孔隙网络模型，构建三维孔隙网络模型时要注意：相同颜色代表了相互连通的孔隙空间；不同颜色则说明孔隙相互之间不连通。孔与喉只是一个相对的概念，喉道的提出是来自压汞，恒速压汞来区分相对的孔与喉，应用的是注入流体的方式，决定了汞只能进入相互连通的孔喉，独立的孔喉没有被波及和识别。在三维网络里这个喉的相对意义就没有那么明显。通过对微米CT说明，在1μm的精度下说明样品中孔隙相互孤立，连通性差（图7）。

结合前人对陕北地区储层分类标准，对志丹-甘泉地区延长组储层进行分类（表2），志丹-甘泉地区延长组储层排驱压力平均为4.73 MPa、中值压力平均为20.88 MPa，储层类型为致密层，孔喉主要为微孔微喉，储层孔喉半径差异较大，大、小孔喉同时发育，区域不同位置大、小孔占比不同，储层孔隙分布较为孤立，连通性差。

4 储层成岩作用与油气成藏期相比，致密储层主要包括“先成型”和“后成型”2种类型，研究表明典型致密砂岩油气藏的储层致密化基本都发生在油气大规模充注之前，即储层先致密后成藏，对志丹-甘泉地区延长组储层成岩作用进行研究，为理清储层储层的致密史与成藏期次关系提供理论依据。

4.1 成岩作用通过铸体薄片、扫描电镜观察以及X射线衍射等，对志丹-甘泉地区延长组成岩作用进行分析，认为研究区主要包括压实作用、胶结作用、溶蚀作用等成岩作用类型。压实作用是沉积物沉积以后受到上覆重力及静水压力作用逐渐被压实，造成岩石孔隙体积缩小、孔隙度降低、渗透性变差的成岩作用类型。志丹-甘泉地区延长组砂岩经历了中等强度的压实作用，细粒-极细粒长石砂岩中绿泥石膜发育，碎屑颗粒以点-线接触为主，残余粒间孔较为发育，说明压实作用较差；绿泥石膜不发育且泥质含量较高的岩屑长石砂岩中压实作用强烈，碎屑颗粒间以线状接触为主，出现凹凸接触（图8（a）），泥质岩屑和黑云母碎屑被挤压变形，充填于粒间孔隙中形成假杂基（图8（b）），导致砂岩原生孔隙大量消失，内部结构变得致密（图8（c）（d））。

研究区内以孔隙式胶结为主，次为压嵌式胶结和薄膜-孔隙式胶结。根据胶结物类型，志丹-甘泉地区延长组主要有碳酸盐矿物胶结、黏土矿物胶结等，黏土矿物胶结以绿泥石为主，早期通常以薄膜式附着在碎屑颗粒之上，集合体呈鳞片状附着在碎屑颗粒之间，单个晶体呈玫瑰花朵状（图8（e）），高岭石、伊利石及伊/蒙混层含量较少；镜下可观察到不同程度的石英次生加大现象，多为Ⅱ～Ⅲ级（图8（f）），常为碎屑长石的次生加大边，成分多为钾长石和钠长石，极大地降低了砂岩的储集性能；浊沸石胶结常呈长条板柱状或细小板条状结晶体，在晶体表面的局部有残缺现象，主要以孔隙式胶结充填孔隙，含量高时呈连晶状，含量低时呈斑状、星点状，也有少量以交代长石或火山碎屑的形式出现（图8（g））。

溶蚀作用是储层中次生孔隙形成的主要途径，在碎屑岩储层中极其发育。砂岩中矿物成分、岩屑、杂基和胶结物等在一定埋藏深度下，由温度、压力和酸性介质的作用造成不同程度的溶解，志丹-甘泉地区延长组储层砂岩长石含量较高，且长石的化学性质不稳定，极易遭受溶蚀，形成长石溶孔（图8（h））；岩屑遭受溶蚀形成岩屑溶孔（图8（i）），对次生孔隙的增加也有一定贡献。

4.2 成岩阶段志丹-甘泉地区延长组砂岩储层期次性和世代性良好，最先发生压实作用，随后在地层骨架孔隙中发生胶结作用，胶结作用具有较为清晰的序列（图9）。

富县-甘泉地区延长组绿泥石膜的颗粒表面未见石英次生加大作用，而仅在粒间孔中见自形石英晶体，说明绿泥石膜形成于成岩早期；长石溶蚀孔隙中可见到铁方解石胶结物，说明铁方解石胶结物的形成同步于或晚于长石颗粒的溶蚀；长石溶蚀孔隙中可见到烃类侵位形成的沥青质，且在碎屑颗粒与铁方解石胶结物的接触部位也可见到残余沥青质，说明烃类侵位晚于长石溶蚀，同步于或稍早于铁方解石的形成。结合前人对富县-甘泉地区延长组成岩作用的研究，认为富县-甘泉地区延长组成岩作用序列为早期方解石沉淀—绿泥石膜形成—石英次生加大—有机酸性流体注入—长石与岩屑溶蚀—自生高岭石形成—自生石英晶体发育—烃类充注—晚期铁方解石或浊沸石充填原生和次生孔隙—晚期铁白云石交代。结合碎屑岩成岩演化序列，确定富县-甘泉地区延长组储层为中成岩作用A期。

5 结 论1）志丹-甘泉地区延长组致密砂岩储层以长石砂岩、岩屑长石砂岩为主，主要孔隙类型为粒内溶孔。2）揭示了志丹-甘泉地区延长组致密油储层的微观孔隙特征，认为核磁共振T2图谱左右峰值等高点为致密致密油层渗透率的上限值。3）阐述了志丹-甘泉地区延长组储层的成岩作用序列，确定了成岩序列为中成岩作用A期。

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（责任编辑：李克永）