李　鵬，屈紅軍，楊桂林，曹文淵，李　嬌

(西北大學(xué)地質(zhì)學(xué)系，陜西西安　710069)

儲層微觀特征包括儲層的沉積與成巖特征，前者主要決定了儲層的巖石類型并對后續(xù)的成巖作用產(chǎn)生影響，后者則包括了儲層的壓實程度、膠結(jié)類型、次生溶孔的發(fā)育特征等內(nèi)容，是致密儲層物性及次生孔隙發(fā)育的主要控制因素。前人對致密儲層的特征及控制因素開展了大量的研究[1-7]，認(rèn)為儲層致密過程中對原生孔隙度的破壞作用主要為壓實作用和膠結(jié)作用；沉積環(huán)境、儲層巖石學(xué)特征、流體、構(gòu)造、埋藏等都會對儲層微觀特征產(chǎn)生影響從而降低或者提高儲層物性。因此，研究儲層微觀特征并探討其控制因素是油氣勘探開發(fā)過程中的重要內(nèi)容。

致密油已經(jīng)成為國內(nèi)外非常規(guī)油氣勘探開發(fā)的熱點及重點[8-12]，賈承造采用資源豐度類比法預(yù)測中國致密油地質(zhì)資源量達(dá)(106.7～111.5)×108t，研究區(qū)所在的鄂爾多斯盆地南部三疊系延長組是以后勘探開發(fā)的重點，其中研究區(qū)長6、長7、長8油層組為主力層位。研究區(qū)的油氣分布范圍受生烴凹陷控制，油氣以垂向運移為主，疊置復(fù)合砂體為成藏有利區(qū)帶，生儲蓋配置良好，宏觀上具有全區(qū)含油的特點，其中大規(guī)模砂體疊置復(fù)合形成的巖性圈閉易形成大中型油藏，資源勘探潛力巨大[13]。但同時研究區(qū)長6、長7、長8油層組具有儲層致密的特點，嚴(yán)重制約了油藏的勘探開發(fā)。前人對研究區(qū)致密油開展了大量的工作，對儲層的宏觀特征取得了一定的認(rèn)識[14-17]：水下分流河道一般為優(yōu)質(zhì)儲層發(fā)育區(qū)，并且通過大量的沉積學(xué)工作確定了沉積相類型及宏觀展布。但是對儲層微觀特征及控制因素的研究主要是針對長6、長7等濁積巖體系；而長8油層組研究較少且不夠深入，僅將致密化成因簡單地歸納為壓實作用和膠結(jié)作用，而且忽視了次生孔隙對儲層物性的改善作用，不能有效指導(dǎo)儲層的預(yù)測和評價工作。針對前人工作的不足，本次研究以基礎(chǔ)地質(zhì)研究為基礎(chǔ)，結(jié)合多種測試手段，對研究區(qū)長8儲層的微觀特征進(jìn)行精細(xì)刻畫并深入探討其控制因素。

1　區(qū)域地質(zhì)概況

研究區(qū)的地理位置處于慶陽—富縣區(qū)域，構(gòu)造位置處于陜北斜坡南部，構(gòu)造簡單，為一個平緩單斜構(gòu)造，部分區(qū)域發(fā)育寬緩的鼻狀構(gòu)造(圖1)。研究層位于三疊系延長組長8段。研究區(qū)長8油層組的沉積特征主要受控于三角洲前緣沉積古水流體系[13]，沉積微相以水下分流河道和水下分流間灣為主，巖性以深灰色、灰色中—細(xì)粒長石砂巖為主。儲層壓汞孔隙度平均為9.9%，滲透率平均為0.6 mD，孔隙度、滲透率變化較大，儲層非均質(zhì)性較強，根據(jù)行業(yè)標(biāo)準(zhǔn)(SY/T 6285—2011)為典型的低孔低滲儲層。趙靖舟通過對全球致密油儲層的調(diào)研及對致密油藏的研究，將這類儲層歸為致密儲層[17]。

圖1　研究區(qū)位置Fig.1　The location of research area

2　儲層巖石學(xué)特征

根據(jù)砂巖薄片鑒定分析資料，研究區(qū)長8油層組以深灰色、灰色、中細(xì)砂巖為主，碎屑骨架顆粒成分主要為石英、長石和巖屑。采用三角分類投點圖(SY/T 5368—2000)，長8油層組的巖石類型為長石砂巖或巖屑長石砂巖，填隙物含量平均為12.2%，主要填隙物中方解石的含量最高，平均為3.4%；綠泥石、石英加大、長石加大的平均含量分別為2.3%、1.4%、1.4%(表1)。

3　儲層孔喉及物性特征

3.1　儲層孔隙類型

依據(jù)鑄體薄片及掃描電鏡照片觀察，研究區(qū)的孔隙類型主要為原生粒間孔、長石溶孔、巖屑溶孔、晶間孔和微裂縫。其中原生粒間孔和長石溶孔是主要的儲集空間；巖屑溶孔由于分布數(shù)量有限或者孔吼連通性較差，對儲層的物性改善起到的作用很小。

圖2　長8油層組砂巖成分分類及碎屑組分含量Fig.2　Sandstone components and types of Chang-8 reservoir in southern Ordos basinⅠ.石英砂巖；Ⅱ.長石石英砂巖；Ⅲ.巖屑石英砂巖；Ⅳ.長石砂巖；Ⅴ.巖屑長石砂巖；Ⅵ.長石巖屑砂巖；Ⅶ.巖屑砂巖

層位雜基/%膠結(jié)物/%泥質(zhì)綠泥石方解石石英加大長石加大長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長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長8平均值2.72.33.41.41.4

鑄體薄片觀察可見，砂巖粒間孔的形態(tài)較簡單，以三角形、四邊形及多邊形為主，孔的大小和分布較均勻；平均面孔率為1.83%，分布和形態(tài)受剛性顆粒和定向碎屑顆粒排列制約(圖3a)。長石溶孔形態(tài)不規(guī)則，部分長石完全溶蝕，形成鑄模孔，并殘留有以綠泥石為主的泥晶套；部分長石的溶孔和粒間孔相連，形成超大孔隙(圖3b)，平均面孔率為0.66%。巖屑溶孔為巖屑顆粒內(nèi)部易溶礦物組分發(fā)生溶蝕而形成的孔隙，巖屑溶孔相對于長石溶孔，形態(tài)大小不規(guī)則(圖3c、3d)；研究區(qū)長8儲層巖屑溶孔的平均值雖較晶間孔高，但提供孔隙的數(shù)量有限，平均面孔率為0.139%。晶間微孔主要為粒間碳酸鹽膠結(jié)物和自生石英及高嶺石、綠泥石等黏土礦物晶間孔(圖3e)，顆粒重結(jié)晶作用產(chǎn)生的晶間孔隙較少，但這類孔隙細(xì)小并且孔吼細(xì)，連通性較差，對儲層物性的影響較小，易形成較高孔隙度、很低滲透率的致密儲層。微裂縫在研究區(qū)長8油層組砂巖中不常見，僅在部分砂巖中可見到少量微裂縫，多石英、巖屑顆粒內(nèi)，細(xì)而短(圖3f)，對孔隙度和滲透率的改善幾乎沒有作用。儲層的孔隙類型及相對比例說明原生粒間孔及長石溶孔為主要的儲集空間，構(gòu)造作用對儲層影響較小，儲層致密及相對有利區(qū)的分布受沉積作用和成巖作用的共同控制。

3.2　孔隙結(jié)構(gòu)特征

孔隙結(jié)構(gòu)是指巖石所具有的孔隙和喉道的幾何形態(tài)、大小、分布及其相互連通關(guān)系，其直接決定著儲層的儲集和滲流性能。本次研究中利用巖石薄片與掃描電鏡相結(jié)合、壓汞分析獲得研究區(qū)長8油層組表征儲層的孔喉微觀特征。

研究區(qū)長8油層組砂巖樣品的毛管壓力曲線(圖4)形態(tài)差異較大，參數(shù)的分布范圍也較寬，壓汞孔隙度相對比較集中，平均值為11.3%；壓汞滲透率的變化范圍為0.08～1.72 mD，變化范圍較大，平均值為0.28 mD；門檻壓力(排驅(qū)壓力)的變化范圍為0.28～4.91 MPa，平均值為3.02 MPa；中值壓力變化范圍為1.02～36.04 MPa，平均值為16.28 MPa；中值半徑變化范圍為0.02～0.73 μm，平均值為0.13 μm；分選系數(shù)變化范圍為0.02～0.49，平均值為0.08；均值變化范圍為0.02～0.51，平均值為0.09。參數(shù)變化范圍較大，以低值較多，說明孔隙較小，喉道半徑較小，孔隙與喉道之間的連通性一般，分選差，儲層非均質(zhì)性較強。

3.3　儲層物性特征

圖3　研究區(qū)孔隙類型Fig. 3　Pore characteristics and types of Chang-8 reservoir in southern Ordos basin a.粒間孔分布受剛性顆粒制約(Z110井，1884.5 m)；b.長石粒內(nèi)溶孔(Z145井，1896.7 m)；c.長石和巖屑粒內(nèi)溶孔(Z172井，1837.6 m)；d.綠泥石充填殘余碎屑溶孔(X182井，2146.4 m)；e.絨球狀綠泥石晶間微孔(X185井，2259.5 m)；f.微裂縫(Z158井，1837.8 m)

圖4　研究區(qū)長8儲層毛管壓力曲線特征Fig.4　The characteristics of capillary pressure curves of Chang-8 reservoir in southern Ordos basin

儲層的微觀特征控制了儲層的物性特征，研究區(qū)長8油層組層段砂巖巖樣的實測孔隙度為7.95%、滲透率為0.35 mD。通過孔隙度與滲透率的分布散點擬合分析，研究區(qū)長8油層組砂巖儲層孔隙度與滲透率呈線性正相關(guān)關(guān)系，整體表現(xiàn)出滲透率值隨著孔隙度的增加而增加，相關(guān)程度高(圖5)。整體上反映了其砂巖儲層具有物性相對較差、非均質(zhì)性強、孔隙結(jié)構(gòu)復(fù)雜等特點，主要儲集空間為粒間孔及溶蝕孔，裂縫不發(fā)育。

圖5　研究區(qū)長8油層組儲層孔隙度與滲透率關(guān)系Fig.5　The relationship between reservoir porosity and permeability of Chang-8 reservoir in research area

4　儲層微觀特征控制因素

4.1　差異壓實控制粒間孔

由于砂巖骨架礦物顆粒類型不同，壓實作用在研究區(qū)表現(xiàn)出差異性特征。研究區(qū)長8油層組中，長石砂巖及石英礦物含量較高的砂巖中，在埋藏深度在1000 m以下時，石英長石顆粒仍少見縫合線接觸或鑲嵌接觸(圖6a)，表明砂巖骨架顆粒的結(jié)構(gòu)比較穩(wěn)定，不易被進(jìn)一步壓實。巖屑長石砂巖中，由于塑性巖屑含量較高，塑性巖屑容易被受力擠壓呈假雜基出現(xiàn)(圖6b)，片狀云母被壓彎呈波浪狀充填孔隙(圖6c)，顯示出較強的壓實作用，并導(dǎo)致巖屑砂巖的有效孔隙度和滲透率明顯降低。總體而言，壓實作用對巖屑長石砂巖的原生粒間孔破壞作用較強，是這類儲層物性變差的主要控制因素；長石砂巖的壓實作用相對較弱，原生粒間孔相對得以保存。

4.2　早期方解石膠結(jié)致密化儲層

研究區(qū)的碳酸鹽膠結(jié)物主要是方解石、鐵方解石以及少量的白云石。方解石是研究區(qū)最為常見的碳酸鹽膠結(jié)物，為早期碳酸鹽礦物，是壓實期以前砂層孔隙水沉淀的產(chǎn)物。砂巖薄片中常見方解石膠結(jié)形成的含鈣砂巖和鈣質(zhì)致密砂巖(圖6d、6e)，掃描電鏡下方解石晶體常呈鑲嵌狀充填于孔隙空間(圖6f)。

研究區(qū)長8儲層方解石膠結(jié)作用發(fā)育，方解石膠結(jié)物呈微晶狀，晶型完整，溶蝕作用不發(fā)育；說明早期方解石膠結(jié)物可能一定程度上抑制了壓實作用。但早期方解石膠結(jié)作用強烈，填充孔隙之間并阻塞吼道，流體流動困難，難以形成大規(guī)模次生孔隙，因此早期方解石膠結(jié)是儲層致密化的重要成因。

4.3　襯墊式綠泥石有利于原生粒間孔保存

綠泥石研究區(qū)長8油層組砂巖中含量最高的黏土礦物其相對含量分布在13%～82%，平均為63.8%，產(chǎn)狀類型主要為孔隙襯墊式及孔隙充填式。薄片觀察和掃描電鏡分析發(fā)現(xiàn)，長8油層組砂巖中多在粒間孔隙環(huán)邊發(fā)育孔隙襯墊式的自生綠泥石薄膜，并在掃描電鏡下呈現(xiàn)為針葉狀或葉片狀形態(tài)特征(圖6g、6h)，部分可見砂巖粒間孔隙內(nèi)呈孔隙充填式的絨球狀自生綠泥石集合體(圖6i)。

研究區(qū)長8油層組砂巖的綠泥石多呈襯墊式綠泥石薄膜產(chǎn)出，且綠泥石含量與孔隙度、滲透率多呈正相關(guān)關(guān)系，砂巖綠泥石對研究區(qū)內(nèi)儲層砂巖孔隙度和滲透率具有建設(shè)性作用。薄片鑒定中可見綠泥石呈薄膜狀產(chǎn)出的顆粒間壓實作用較弱，且溶蝕作用不強烈，顆粒間以點—線接觸為主，原生粒間孔和原始孔隙結(jié)構(gòu)較好地保存；不發(fā)育綠泥石膠結(jié)區(qū)域顆粒間為凹凸接觸，原生粒間孔和原始孔隙結(jié)構(gòu)被破壞。研究區(qū)被綠泥石膠結(jié)物包裹的石英較少發(fā)育次生加大，其主要的機理有抑制壓溶作用，減少石英次生加大的物質(zhì)來源；阻止石英次生加大的增長；阻止富含 SiO2的孔隙流體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，就不能形成共軸生膠結(jié)物[21-22]。因此，研究區(qū)長8油層組綠泥石膠結(jié)通過增加顆?？箟簩嵞芰?、抑制石英次生加大，形成有利的孔喉結(jié)構(gòu)等保護(hù)儲集巖物性。

4.4　有機酸促進(jìn)長石溶蝕

研究區(qū)內(nèi)發(fā)育長石顆粒、巖屑顆粒和部分黏土質(zhì)雜基等溶解作用，主要表現(xiàn)在長石顆粒的溶解。研究區(qū)長8油層組由于長石和巖屑含量較多，在地層酸性流體的作用下易形成次生溶蝕孔隙(圖6j)，常見長石溶孔呈伸長狀部分溶蝕(圖6h)，或者全部溶蝕形成超大孔隙，這些次生溶蝕孔不僅增加了儲集空間，而且溝通了孔隙，極大地提高了儲層的滲透率(圖6l)。

沉積演化形成長8儲集層與長7烴源巖垂向上相互疊置的關(guān)系，隨著地層埋深增大，在烴類形成過程中生成的有機酸對次生溶孔的形成具有重要作用，據(jù)蘭葉芳[5]研究，長8次生孔隙的形成受長7烴源巖的分布和厚度的影響，研究區(qū)長7張家灘頁巖全區(qū)分布，厚度在40～50 m之間，鏡質(zhì)體反射率(Ro)分布范圍在0.7%～1.0%，生烴過程中形成的大量有機酸為后續(xù)次生孔隙的形成提供了良好的流體環(huán)境。

圖6　成巖作用微觀特征Fig.6　Micro-characteristics of diagenesisa.碎屑定向分布(X15井，1194.3 m)；b.粒間孔分布受剛性顆粒制約(X53井，1344.75 m)；c.壓彎云母充填孔隙(X77井，1978.22 m)；d.鐵方解石和網(wǎng)狀黏土充填孔隙(Z28井，1657.9 m)；e.方解石充填孔隙(X77井，1979.3 m)；f.方解石晶體呈鑲嵌狀(X77井，979.3 m)；g.粒間孔環(huán)邊的綠泥石薄膜(Zh63井，2214.2 m)；h.綠泥石充填殘余碎屑溶孔(N65井，1627.7 m)；i.充填孔隙的絨球狀綠泥石(B105井，1893.8 m)；j.伸長狀長石溶孔(Z145井，1896.7 m)；k.長石溶孔及巖屑溶孔(Z172井，1837.6 m)；l.長石溶孔(B105井，1893.8 m)

5　結(jié)論

(1)研究區(qū)長8儲層巖石類型主要是長石砂巖和巖屑長石砂巖，填隙物以方解石和綠泥石為主。孔隙類型包括原生粒間孔、長石溶孔、巖屑溶孔、晶間微孔和微裂紋，主要儲集空間為原生粒間孔和長石溶孔；孔吼連通性較差，分選差，非均質(zhì)性較強，造成滲透率變小，不利于后期開發(fā)。

(2)沉積—成巖作用控制了研究區(qū)儲層巖石類型、填隙物特征、微觀孔隙類型、微觀孔隙結(jié)構(gòu)等儲層微觀特征。差異化壓實作用對原生粒間孔的破壞作用較強，特別是巖屑含量較高的砂巖；早期方解石膠結(jié)使儲層致密化；襯墊式綠泥石膠結(jié)有利于原生粒間孔保存，是儲層建設(shè)性的成巖作用；烴源巖生排烴過程中產(chǎn)成的酸性介質(zhì)為后續(xù)長石次生溶孔的形成提供了流體條件，形成研究區(qū)廣泛分布的長石溶蝕孔。

(3)綜合分析研究區(qū)長8致密儲層微觀及控制因素，綠泥石膠結(jié)與次生溶蝕發(fā)育帶為勘探的有利區(qū)帶。