周新平 李勇 劉廣林 肖正錄 姚涇利 蘇愷明

(1. 中國(guó)石油長(zhǎng)慶油田分公司勘探開發(fā)研究院， 西安 710018； 2. 低滲透油氣田勘探開發(fā)國(guó)家工程實(shí)驗(yàn)室， 西安 710018； 3. 西南石油大學(xué)地球科學(xué)與技術(shù)學(xué)院， 成都 610500)

近年來，鄂爾多斯盆地內(nèi)部延長(zhǎng)組勘探開發(fā)不斷取得巨大突破，鄂爾多斯盆地東南緣也顯現(xiàn)出良好的勘探前景。正寧地區(qū)位于鄂爾多斯盆地東南緣，處于盆地生烴中心，烴源巖厚度大，含油層系為上三疊統(tǒng)延長(zhǎng)組長(zhǎng)8、長(zhǎng)6、長(zhǎng)2層系，其中長(zhǎng)6油層組為主要產(chǎn)油層位[1]。正寧地區(qū)長(zhǎng)6油層組埋藏較淺，儲(chǔ)層空間展布復(fù)雜，沉積微相多樣，砂體橫向變化快，儲(chǔ)層非均質(zhì)性較強(qiáng)，物性較差，因此其勘探與開發(fā)水平受到制約。研究者對(duì)鄂爾多斯盆地正寧地區(qū)開展了物源體系[2]、沉積相[3]、成藏條件[4]研究，而針對(duì)研究區(qū)長(zhǎng)6致密儲(chǔ)層成巖作用及儲(chǔ)層特征的研究比較薄弱，其儲(chǔ)層發(fā)育機(jī)理與控制因素目前尚不明確。本次研究主要針對(duì)鄂爾多斯盆地正寧地區(qū)上三疊統(tǒng)延長(zhǎng)組長(zhǎng)6致密儲(chǔ)層的巖石學(xué)特征、孔隙特征及儲(chǔ)層物性特征進(jìn)行綜合分析，探討研究區(qū)儲(chǔ)層儲(chǔ)集性能的主要控制因素，為下一步優(yōu)質(zhì)儲(chǔ)層與有利鉆探目標(biāo)的預(yù)測(cè)提供理論依據(jù)。

1 研究區(qū)概況

鄂爾多斯盆地位于我國(guó)中部，處于中西部構(gòu)造域的結(jié)合部位，整體形狀為南北向延伸的矩形盆地，東自呂梁山，西抵賀蘭山、六盤山，南到秦嶺，北起陰山、大青山和狼山。鄂爾多斯盆地受多期構(gòu)造運(yùn)動(dòng)作用，西部地形陡峭狹窄，東部地形較寬緩，為南北不對(duì)稱的矩形盆地，內(nèi)部構(gòu)造相對(duì)比較簡(jiǎn)單，地層平緩[5-6]。盆地油氣資源豐富，是我國(guó)重要的能源基地，具有油氣分布廣、含油層位多、油層厚度大、孔隙度低、滲透率低等特點(diǎn)。其中三疊系延長(zhǎng)組是盆地最重要的含油層系，油藏類型主要以巖性油藏或構(gòu)造-巖性油藏為主，具有重要的研究?jī)r(jià)值和經(jīng)濟(jì)價(jià)值[7]。

研究區(qū)位于陜北斜坡的最南端，與渭北隆起接壤，由慶西古河和合水古河分割而成，北起羅山府，南至旬邑，西起盤客，東上畛子農(nóng)場(chǎng)。圖1所示為研究區(qū)位置示意圖。

2 致密砂巖儲(chǔ)層特征

2.1 儲(chǔ)層巖石學(xué)特征

根據(jù)巖心、巖屑及薄片資料分析可知，正寧地區(qū)長(zhǎng)6致密砂巖巖石類型主要以長(zhǎng)石巖屑砂巖、巖屑長(zhǎng)石砂巖為主。其中，石英含量較低，巖屑與長(zhǎng)石含量相對(duì)較高，石英、長(zhǎng)石、巖屑平均質(zhì)量分?jǐn)?shù)分別為37.08%、20.26%和24.03%；巖屑主要為變質(zhì)巖屑和沉積巖屑為主，火山巖屑很少；填隙物質(zhì)量分?jǐn)?shù)為15.84%，主要由黏土礦物(水云母、綠泥石)、碳酸鹽(鐵方解石、鐵白云石)與硅質(zhì)等類物質(zhì)組成。

圖1 研究區(qū)位置示意圖

研究區(qū)長(zhǎng)6儲(chǔ)層碎屑顆粒粒徑較小，粒度細(xì)，主要以細(xì)砂巖為主，磨圓度以次棱角狀為主，分選性為中等 — 好，沉積物顆粒多為顆粒支撐，接觸關(guān)系以點(diǎn) — 線狀為主。這反映出濁流沉積背景下，近源垮塌的巖石學(xué)特點(diǎn)[8]。

2.2 儲(chǔ)層物性特征

根據(jù)正寧地區(qū)長(zhǎng)6儲(chǔ)層12 531塊致密濁積砂巖樣品統(tǒng)計(jì)數(shù)據(jù)，可知長(zhǎng)6儲(chǔ)層物性較差，平面上儲(chǔ)層非均質(zhì)性較強(qiáng)，縱向上3個(gè)小層物性總體相差不多。圖2所示為正寧地區(qū)長(zhǎng)6儲(chǔ)層物性分布直方圖。研究區(qū)延長(zhǎng)組長(zhǎng)61儲(chǔ)層孔隙度為1.10%～17.79%，平均孔隙度為7.52%；滲透率為0.001 6×10-3～5.812 4×10-3μm2，平均滲透率為0.081 0×10-3μm2。長(zhǎng)62儲(chǔ)層孔隙度為0.16%～14.61%，平均孔隙度為7.39%；滲透率為0.001 1×10-3～8.174 0×10-3μm2，平均滲透率為0.069 0×10-3μm2。長(zhǎng)63儲(chǔ)層孔隙度為0.10%～18.56%，平均孔隙度為7.31%；滲透率為0.001 3×10-3～10.251 0×10-3μm2，平均滲透率為0.075×10-3μm2。由此可知，長(zhǎng)61、長(zhǎng)62、長(zhǎng)63儲(chǔ)層物性總體相差不多，研究區(qū)長(zhǎng)6儲(chǔ)層屬于典型的特低孔超低滲致密儲(chǔ)層[9]。

圖2 正寧地區(qū)長(zhǎng)6儲(chǔ)層物性分布直方圖

2.3 儲(chǔ)層孔隙結(jié)構(gòu)特征

儲(chǔ)集空間的發(fā)育程度及配置關(guān)系決定了儲(chǔ)層的儲(chǔ)集能力及滲流能力，研究區(qū)長(zhǎng)6砂巖孔隙類型主要包括孔隙及裂縫。其中，孔隙以粒間孔和長(zhǎng)石溶孔為主，還發(fā)育少量巖屑溶孔、晶間孔。儲(chǔ)層孔隙結(jié)構(gòu)是指儲(chǔ)集巖孔喉大小、分布及配置關(guān)系。對(duì)于低孔低滲致密儲(chǔ)層，孔隙結(jié)構(gòu)主要根據(jù)壓汞曲線和定量特征參數(shù)進(jìn)行評(píng)價(jià)。通過壓汞曲線參數(shù)特征分析發(fā)現(xiàn)，研究區(qū)長(zhǎng)6儲(chǔ)層毛管壓力曲線平緩段較短，且不與橫坐標(biāo)軸近似平行。圖3所示為正寧地區(qū)長(zhǎng)6儲(chǔ)層排替壓力與中值半徑頻率分布圖。通過定量特征參數(shù)分析可以看出，研究區(qū)長(zhǎng)6儲(chǔ)層排替壓力主要介于1～3 MPa，平均排替壓力為2.78 MPa；中值半徑主要介于0～0.05 μm，平均中值半徑為0.036 μm，樣品數(shù)比例為62%。儲(chǔ)層具有明顯的“三高一小一低”的特征，即排驅(qū)壓力、汞不飽和體積、飽和度中值壓力高，中值半徑小，退汞效率低，孔喉結(jié)構(gòu)差，儲(chǔ)層較致密。

圖3 正寧地區(qū)長(zhǎng)6儲(chǔ)層排替壓力與中值半徑頻率分布圖

3 儲(chǔ)層特征影響因素

3.1 沉積環(huán)境

沉積環(huán)境是控制儲(chǔ)層性能的基礎(chǔ)地質(zhì)因素。鄂爾多斯盆地是一個(gè)穩(wěn)定的克拉通沉積盆地，地質(zhì)運(yùn)動(dòng)較弱，延長(zhǎng)組儲(chǔ)層經(jīng)過了較長(zhǎng)時(shí)間和較高強(qiáng)度的壓實(shí)、膠結(jié)作用與較晚的有機(jī)質(zhì)成熟時(shí)期，從而導(dǎo)致儲(chǔ)層的低孔、低滲性[10]。

長(zhǎng)6儲(chǔ)層主要存在三角洲前緣、淺湖 — 半深湖及濁流沉積等，其中長(zhǎng)63層段主要發(fā)育濁流沉積，三角洲前緣的水下分流河道以及濁積水道砂體是研究區(qū)的主要儲(chǔ)集砂體[11]。研究區(qū)主要屬于沉積體系末端，儲(chǔ)層顆粒粒度細(xì)、大小不一，分選性差，含填隙物較多，因此沉積環(huán)境對(duì)儲(chǔ)層物性具有重要的控制作用[12]。

整體而言，不同沉積微相之間水動(dòng)力的強(qiáng)弱直接影響了儲(chǔ)層物性。研究區(qū)三角洲前緣水下分流河道主砂體，水動(dòng)力較強(qiáng)，碎屑顆粒較粗且分選性和磨圓度較好，含填隙物較少，粒間孔隙發(fā)育，儲(chǔ)層物性相對(duì)較好；河道側(cè)翼砂體，碎屑顆粒較細(xì)，含泥質(zhì)較多，物性相對(duì)較差；分流間灣以泥質(zhì)粉砂巖與粉砂質(zhì)泥巖為主，砂體物性更差。重力流沉積體系中，由于大多沉積物是一次性事件快速沉積的產(chǎn)物，類型復(fù)雜，儲(chǔ)集性能變化較大，孔滲分布范圍較廣。圖4所示為正寧地區(qū)長(zhǎng)6不同沉積微相儲(chǔ)層物性分布圖。

此外，所含填隙物比例也對(duì)儲(chǔ)層致密化具有重要影響。巖石孔隙中的填隙物占據(jù)大量空間，所含填隙物越多原生孔隙相應(yīng)就越少。圖5所示為正寧地區(qū)填隙物與滲透率關(guān)系圖。正寧長(zhǎng)6儲(chǔ)層巖石所含填隙物較多，其平均質(zhì)量分?jǐn)?shù)達(dá)15.84%，以水云母與碳酸鹽巖為主。從填隙物與滲透率關(guān)系圖上可以看出，研究區(qū)長(zhǎng)6砂巖中填隙物質(zhì)量分?jǐn)?shù)與滲透率呈現(xiàn)出明顯的負(fù)相關(guān)性，所含填隙物越多，滲透率越低。

圖4 正寧地區(qū)長(zhǎng)6不同沉積微相儲(chǔ)層物性分布圖

圖5 正寧地區(qū)填隙物與滲透率關(guān)系圖

3.2 破壞性成巖作用

破壞性成巖作用對(duì)儲(chǔ)層致密化具有重要控制作用。壓實(shí)作用與膠結(jié)作用是典型的破壞性成巖作用，對(duì)儲(chǔ)層致密化具有重要的控制作用[13]。

隨著沉積地層埋深的增加，壓實(shí)作用增強(qiáng)，顆粒間由點(diǎn)接觸轉(zhuǎn)變?yōu)榫€接觸、凹凸接觸甚至縫合接觸，孔隙損失增大。通常認(rèn)為，壓實(shí)作用影響的最大埋藏深度為2 500 m左右，隨著埋深的進(jìn)一步增加，主要表現(xiàn)為壓溶作用[14]。圖6 所示為正寧地區(qū)長(zhǎng)6儲(chǔ)層鑄體薄片與掃描電鏡圖。正寧地區(qū)長(zhǎng)6儲(chǔ)層顆粒主要呈現(xiàn)凹凸接觸與線接觸，并且碎屑顆粒表現(xiàn)為定向分布，水云母被壓實(shí)變形，壓實(shí)作用強(qiáng)烈，從而嚴(yán)重破壞了儲(chǔ)層原生孔隙。

膠結(jié)作用同樣屬于破壞性成巖作用。隨著儲(chǔ)層溫度和壓力的變化，孔隙水中過飽和的礦物發(fā)生沉淀而形成自生礦物，充填于顆粒之間，降低原生粒間孔隙[15]。研究區(qū)的膠結(jié)作用主要分為硅質(zhì)膠結(jié)、碳酸鹽膠結(jié)和黏土膠結(jié)。正寧長(zhǎng)6儲(chǔ)層中硅質(zhì)的質(zhì)量分?jǐn)?shù)為0.86%，硅質(zhì)膠結(jié)發(fā)育，以石英次生加大、孔隙充填式為主。此外，研究區(qū)長(zhǎng)6儲(chǔ)層中方解石質(zhì)量分?jǐn)?shù)為0.36%，鐵方解石質(zhì)量分?jǐn)?shù)為4.01%，碳酸鹽膠結(jié)物以鐵方解石為主。方解石膠結(jié)分為早晚兩期，早期方解石膠結(jié)物不如晚期鐵方解石膠結(jié)物常見。研究區(qū)長(zhǎng)6儲(chǔ)層黏土膠結(jié)物主要有水云母和綠泥石，其質(zhì)量分?jǐn)?shù)分別為6.01%與3.20%，綠泥石膜在顆粒邊緣發(fā)育，高嶺石、水云母等充填孔隙，降低了儲(chǔ)層的儲(chǔ)集空間。

3.3 裂縫

裂縫發(fā)育對(duì)儲(chǔ)層性能具有一定的改善作用。通過大量的井下巖心觀察分析發(fā)現(xiàn)，研究區(qū)長(zhǎng)6儲(chǔ)層雖較為致密，但發(fā)育大量的原生裂隙及次生裂隙，為油氣運(yùn)移和流體滲流提供了良好的通道。在致密砂巖中，對(duì)儲(chǔ)層滲透率的改造非常重要。統(tǒng)計(jì)數(shù)據(jù)顯示，正寧地區(qū)上畛子農(nóng)場(chǎng)附近裂縫最為發(fā)育，主要以高角度未充填或半充填縫為主，裂縫面可見明顯的油氣顯示。正寧地區(qū)長(zhǎng)6段油氣主要富集在上畛子農(nóng)場(chǎng)附近，油氣的分布與該區(qū)裂縫的發(fā)育有極大的關(guān)系，后期裂縫的改造連通原有孔隙，減小滲流阻力，有效地增加了原有砂體的孔隙度與滲透率。圖7所示為正寧地區(qū)長(zhǎng)6巖心裂縫照片。

圖7 正寧地區(qū)長(zhǎng)6巖心裂縫照片

4 儲(chǔ)層物性與含油性關(guān)系

正寧地區(qū)長(zhǎng)6儲(chǔ)層整體較為致密，但由于大量裂縫的存在，在局部的濁積水道以及水下分流河道主砂體中，依然存在孔滲條件相對(duì)較好的砂體。研究區(qū)28口井345塊樣品的物性統(tǒng)計(jì)資料顯示：油井，孔隙度主要為8%～10%(平均孔隙度為9.33%)，滲透率主要為0.10×10-3～0.02×10-3μm2(平均滲透率為0.19×10-3μm2)；水井，孔隙度主要為6.00%～8.00%(平均孔隙度為7.08%)，滲透率主要為0.05×10-3～0.10×10-3μm2(平均滲透率為0.09×10-3μm2)；干井，孔隙度主要為4%～6%(平均孔隙度為5.72%)，滲透率主要分布在 0～0.05×10-3μm2(平均滲透率為0.041×10-3μm2)。圖8所示為正寧地區(qū)長(zhǎng)6油層組儲(chǔ)層物性與含油性關(guān)系。

正寧地區(qū)長(zhǎng)6儲(chǔ)層物性對(duì)油氣產(chǎn)能具有明顯的控制作用。儲(chǔ)層物性與油氣富集程度具有明顯的正相關(guān)性，油井儲(chǔ)層性能最好，水井儲(chǔ)層性能居中，而干井儲(chǔ)層性能最差。在特低孔超低滲致密儲(chǔ)層背景下，研究區(qū)局部發(fā)育的優(yōu)質(zhì)儲(chǔ)層是油井高產(chǎn)的重要原因。

5 結(jié) 語

正寧地區(qū)長(zhǎng)6儲(chǔ)層碎屑顆粒粒度細(xì)，石英含量較低，巖屑、長(zhǎng)石與填隙物含量相對(duì)較高，巖石類型主要以長(zhǎng)石巖屑砂巖、巖屑長(zhǎng)石砂巖為主。

研究區(qū)長(zhǎng)6儲(chǔ)層具有特低孔超低滲特征，物性較差，孔隙類型主要以少量粒間孔與長(zhǎng)石溶孔為主。

圖8 正寧地區(qū)長(zhǎng)6油層組儲(chǔ)層物性與含油性關(guān)系

毛管壓力曲線具有平緩段短、與橫坐標(biāo)軸不平行的特點(diǎn)，具有明顯的“三高一小一低”的特征，即排驅(qū)壓力、汞不飽和體積、飽和度中值壓力高，中值半徑小，退汞效率低，且孔喉結(jié)構(gòu)差，儲(chǔ)層致密。

正寧地區(qū)致密儲(chǔ)層主要受沉積微相、填隙物含量、成巖作用及后期構(gòu)造作用等因素聯(lián)合控制。沉積微相在宏觀上控制了儲(chǔ)層物性的平面分布，水下分流河道主砂體孔滲條件最好。儲(chǔ)層致密化主要是由沉積作用、砂巖礦物組分、填隙物含量、破壞性成巖作用等因素控制。填隙物含量對(duì)儲(chǔ)層物性具有重要的影響，儲(chǔ)層所含填隙物越多，則孔隙度、滲透率越低。研究區(qū)經(jīng)歷了較強(qiáng)的成巖作用，其中壓實(shí)作用、膠結(jié)作用破壞了儲(chǔ)層原始孔隙，所含石英比例低以及長(zhǎng)石、巖屑以及填隙物比例高是研究區(qū)壓實(shí)作用強(qiáng)的主要原因。溶蝕作用可在一定程度上改善儲(chǔ)層物性。研究區(qū)長(zhǎng)6儲(chǔ)層普遍發(fā)育硅質(zhì)膠結(jié)、碳酸鹽膠結(jié)和黏土膠結(jié)，強(qiáng)烈的膠結(jié)作用破壞了儲(chǔ)層原生孔隙，導(dǎo)致儲(chǔ)層進(jìn)一步致密化。研究區(qū)發(fā)育大量的高角度裂縫，對(duì)儲(chǔ)層性能具有良好的改善作用，使得在特低孔超低滲致密儲(chǔ)層背景下，仍然可以形成局部小規(guī)模的油藏富集。此外，研究區(qū)長(zhǎng)6油層組儲(chǔ)層物性與油氣富集程度具有明顯的正相關(guān)性，局部發(fā)育的優(yōu)質(zhì)儲(chǔ)層是油井高產(chǎn)的重要原因。