代 波，溫懷英，任志遠，王磊飛，康立恒，楊熙雅，劉成林，臧起彪

(1.中國石油長慶油田分公司第一采油廠，陜西 延安 716000；2. 中國石油大學（北京）油氣資源與探測國家重點實驗室，北京 102249；3. 中國石油大學（北京）地球科學學院，北京 102249）

1 研究背景

鄂爾多斯盆地安塞地區(qū)長7 段發(fā)育一套厚度很大且有機質(zhì)豐度較高的頁巖和暗色泥巖，即“張家灘頁巖”，是研究區(qū)的主力烴源巖。由于遠離湖盆，研究區(qū)內(nèi)仍發(fā)育一定規(guī)模的砂體，為油氣提供儲集空間。安塞油田的開發(fā)時間已經(jīng)超過30 年，延長組長6、長2+3 等地層勘探已經(jīng)達到很高的程度，而長7 油層組勘探程度較低，為提高安塞油田產(chǎn)能建設，長7油層組也逐漸成為該地區(qū)的勘探重點。

前人對安塞地區(qū)長7 段油層組進行的研究較少，主要研究集中在宏觀方面，如沉積特征和儲層的非均質(zhì)性，而對儲層微觀特征研究甚少，特別是對孔隙發(fā)育特征及其控制因素認識不清[1-5]。該文通過X 射線衍射、鑄體薄片、掃描電鏡和常規(guī)壓汞等實驗手段，對安塞地區(qū)長7 致密砂巖儲層的孔隙發(fā)育特征及其主控因素以及孔隙結構特征進行系統(tǒng)分析，明確研究區(qū)儲層孔隙特征，充分認識長7 致密砂巖儲層的儲集條件，為深入挖掘長7 致密油氣提供基礎資料支撐[6-8]。

圖1 研究區(qū)地層發(fā)育情況及長7 沉積相Fig.1 Stratigraphic development of the study area and sedimentary facies of Chang 7

2 地質(zhì)背景

研究區(qū)位于鄂爾多斯盆地中部，行政區(qū)劃隸屬于延安市，研究區(qū)面積大約1 625 km2，如圖1 所示。從沉積背景來看，研究區(qū)三疊系延長組的沉積過程也即是古湖盆由產(chǎn)生、發(fā)展演化、逐漸消亡的地質(zhì)演化過程，因此研究區(qū)自下而上依次發(fā)育了長10、長9、長8、長7、長6、長5、長4、長3、長2、長1 十段地層[9]。三疊系延長組長7 地層盡管發(fā)育于湖盆擴張的時期，但由于遠離深湖，研究區(qū)的泥頁巖規(guī)模并不巨大，區(qū)內(nèi)仍發(fā)育一定規(guī)模的砂體。此外，由于經(jīng)歷了燕山期、喜山期等多期的構造活動，研究區(qū)還整體上遭受了抬升剝蝕，從而使得長7 砂巖的埋深規(guī)模均不大（埋藏深度普遍為800～1 600 m）[10-12]。

從25 個樣品的X 射線衍射結果來看，安塞地區(qū)長7 砂巖儲層的礦物組成中石英不發(fā)育，長石和巖屑相對較發(fā)育。石英占總礦物質(zhì)量分數(shù)的22%～51%，平均36.22%；巖屑約占4%～19%，平均8.90%，巖屑組分包括變質(zhì)巖巖屑、火成巖巖屑、沉積巖巖屑，其中變質(zhì)巖巖屑約占總巖屑質(zhì)量分數(shù)的73%，火成巖巖屑約占總巖屑質(zhì)量分數(shù)的21%，沉積巖巖屑約占總巖屑質(zhì)量分數(shù)的6%，該地區(qū)變質(zhì)巖巖屑含量較高；長石占總礦物質(zhì)量分數(shù)的12%～34%，平均質(zhì)量分數(shù)為24.38%，其中鉀長石約占10%～25%，平均14.78%；斜長石占13%～28%，平均18.19%。整體而言，巖屑長石砂巖是安塞地區(qū)長7 致密砂巖儲層的主要巖石類型，長石砂巖和巖屑砂巖在研究區(qū)發(fā)育相對較少，如圖2 所示。

圖2 安塞老區(qū)長7 油層組砂巖巖石類型三端元圖Fig.2 Three terminal graph of rock type of Chang 7 oil layer group in the old area of Ansai

3 孔隙發(fā)育特征

通過采用鑄體薄片、掃描電鏡等手段觀察分析，識別出長7 儲層內(nèi)發(fā)育原生孔隙及次生孔隙。原生孔隙主要為原生粒間孔隙和原生剩余粒間孔隙；次生孔隙主要為粒間溶孔、粒內(nèi)溶孔以及微孔隙。

3.1 原生孔隙

原生粒間孔隙是指在沉積物沉積后，經(jīng)過壓實作用，在碎屑顆粒之間及顆粒和雜基之間形成的空隙[13]。一般形成于早成巖階段，后期遭受成巖作用改造，部分原生粒間孔保留下來。原生粒間孔隙的形成與儲層的砂巖組分密切相關。由于研究區(qū)目的層較深，后期成巖改造作用強，此類孔隙不甚發(fā)育，該類孔隙鏡下特征為邊緣整齊，如圖3a 所示。

原生剩余粒間孔隙指在成巖過程中，原生粒間孔經(jīng)受壓實作用或被填隙物充填，孔隙變小，殘余的原生粒間孔，是長7 儲層儲集油氣的主要儲存空間。通過電鏡觀察發(fā)現(xiàn)，填隙物以綠泥石薄膜、自生石英、碳酸鹽膠結物為主。這類孔隙連通性較差，形態(tài)不規(guī)則且分布不均，孔隙邊緣多呈溶蝕港灣狀和鋸齒狀，如圖3b～圖3d 所示。

圖3 原生孔隙鏡下特征Fig.3 Microscopic features of primary pores

3.2 次生孔隙

安塞地區(qū)長7 致密砂巖主要儲集空間的次生孔隙主要包括粒間溶孔、粒內(nèi)溶孔及晶間微孔。粒間溶孔和粒內(nèi)溶孔是研究區(qū)主要的次生溶蝕孔隙類型，粒間溶孔主要分布于易溶陸源長石及巖屑顆粒的邊緣，如圖4a 所示。通過觀察鑄體薄片可以清楚識別粒內(nèi)孔隙鑄膜孔，如圖4b 所示，鑄模孔隙是指在長石顆粒溶蝕后殘余形態(tài)形成的孔隙。粒內(nèi)溶孔多發(fā)育于長石及巖屑顆粒內(nèi)部，如圖4c 和圖4d 所示。

微孔隙主要是非骨架顆粒之間的孔隙，由于孔隙非常細小，微孔隙在鑄體薄片中較難分辨。微孔隙主要通過掃描電鏡分析來確定。研究區(qū)微孔隙主要包括黏土礦物晶間微孔和碳酸鹽膠結物微孔，如圖4e和圖4f 所示。

圖4 研究區(qū)溶蝕孔Fig.4 Dissolving pores in the study area

4 孔隙結構及儲集物性特征

對致密砂巖儲層的孔隙結構特征的研究主要集中在孔喉分布、孔喉類型以及孔隙與喉道的連通情況等幾個方面。致密砂巖儲層的由礦物顆粒間形成的儲集空間較大部位稱為孔隙部分，連通大孔隙空間的細小部位稱為喉道。油氣等流體在致密砂巖儲層中流動時，受孔隙與喉道間的連通性、形狀以及它們的分布等特征控制，致密砂巖儲層的儲集能力和油氣在其中的滲流特征均受孔喉結構特征的影響，因此，研究巖石的孔隙結構，是認識超低滲-非滲儲層滲流規(guī)律的基礎，是解釋目前超低滲-非滲油藏開發(fā)中遇到困難的關鍵[14-15]。該研究通過對研究區(qū)致密砂巖儲層孔喉分布特征及其對孔隙流體的控制作用以及儲集層的物性分布來全面認識研究區(qū)致密砂巖儲層的孔隙結構。

4.1 孔隙結構特征

對儲層孔喉結構特征評價可以通過毛管壓力曲線的形態(tài)特征、孔喉分布及分選特征和孔喉的連通性等方面來實現(xiàn)。通過對不同的參數(shù)，如反應儲層儲集能力的相關參數(shù)（含油級別、喉道大小參數(shù)等）、反應孔隙的分選性參數(shù)（變異系數(shù)、分選系數(shù)和均質(zhì)系數(shù)等）以及孔隙的連通性參數(shù)（退汞率和最大進汞飽和度等），來實現(xiàn)對致密砂巖儲層孔隙結構的綜合分析。

通過對安塞地區(qū)長7 致密砂巖儲層巖石進行壓汞實驗來分析其孔隙結構性質(zhì)，如圖5 所示。實驗結果顯示，安塞地區(qū)長7 致密砂巖儲層孔隙結構特征差異較大。其中反應孔隙大小的最大孔隙半徑、孔隙半徑中值和平均孔隙半徑相對較小，其平均值分別為0.941 μm，0.087 μm 和0.511 μm，說明研究區(qū)整體的孔喉大小多在微米級以下。反應孔隙分選系數(shù)的變異系數(shù)相對較大，其平均值高達13.58，可以看出安塞地區(qū)長7 致密砂巖孔隙分選性差。反應孔隙連通性的最大汞飽和度和退汞率低，其平均值分別為57.182%和40.175%，說明研究區(qū)致密儲層的連通性不好。反應油氣充注難易程度的排驅(qū)壓力高，其平均值為3.394 MPa，說明油氣在充注至致密砂巖儲層過程中較難，需要克服的阻力大。

與常規(guī)儲層比，安塞地區(qū)長7 致密砂巖儲層孔隙結構特征復雜多變，且其差異性較強，就典型樣品分析來看，D201 井區(qū)深度為1 231.4 m 的樣品最大井飽和度為71.375%，D165 井區(qū)埋深為2 109.1 m的樣品的最大井飽和度為4.875%，D201 井區(qū)深度為1 231.4 m 的樣品最大退汞率為40.5%，D165 井區(qū)埋深為2 109.1 m 的樣品的最大退汞率為25.63%。D201 井區(qū)深度為1 231.4 m 的樣品較D165 井區(qū)埋深為2 109.1 m 的樣品的最大井飽和度和最大退汞率小，說明前者的連通性較差，后者孔喉的連通性相對較好。除了研究區(qū)不同井區(qū)(D165 井區(qū)與D201 井區(qū))的孔喉結構特征存在較大差異外，同一井區(qū)（如D203 井）不同埋深的致密儲層的孔喉結構特征也存在較大差異。

圖5 長7 油層常規(guī)壓汞曲線圖Fig.5 Conventional mercury intrusion curve of Chang 7 oil layer

壓汞實驗數(shù)據(jù)可以獲得安塞地區(qū)長7 致密砂巖儲層孔喉分布情況。圖6 所示為長7 油層儲層孔喉半徑分布圖。結果顯示，研究區(qū)致密砂巖儲層的孔喉分布相對集中，分布在小于l μm 的區(qū)間內(nèi)，主要分布在0.025～0.250 μm，孔喉半徑分布峰位從0.025 ～ 0.250 μm 都有分布，從毛細管壓力曲線和孔喉分布圖上看，快速進汞階段對應孔喉大小為孔喉分布峰位處。孔喉分布峰位半徑位于細孔喉，說明細小的孔喉系統(tǒng)是安塞地區(qū)致密砂巖儲層儲集空間的主要貢獻者，大孔喉系統(tǒng)對儲集空間的貢獻較少，少量的大孔喉對研究區(qū)致密砂巖儲層中的流體流動有較大益處，因此，大孔喉系統(tǒng)對孔喉中流體的滲流以及后期的開發(fā)起著至關重要的作用。結合研究區(qū)鑄體薄片等資料分析發(fā)現(xiàn)，安塞地區(qū)長7 致密砂巖的孔隙多為晶間微孔和孤立的粒間孔隙，反映出研究區(qū)的孔喉系統(tǒng)的連通性差，孔喉大小普遍較小，這也與壓汞實驗數(shù)據(jù)結果相對應。

圖6 長7 油層儲層孔喉半徑分布圖Fig.6 Pore throat radius distribution of Chang 7 oil reservoir

4.2 儲層物性特征

根據(jù)研究區(qū)的巖心水平滲透率和有效孔隙度數(shù)據(jù)分析發(fā)現(xiàn)，安塞地區(qū)長7 油層組儲層的孔隙度主要分布為4%～12%，平均值為8.37%，其中，0%～5%區(qū)間的比例為13.91%，5%～10%區(qū)間的比例為56.38%，10%～15%區(qū)間比例為29.42%，15%～20%區(qū)間比例為0.29%，如圖7 所示?？諝鉂B透率主要為（0.005～1）×10-3μm2，平均值為0.12×10-3μm2，其中，小于0.1×10-3μm2的比例為75.92%，（0.1～1）×10-3μm2區(qū)間的比例為21.73%，（1～10）×10-3μm2區(qū)間的比例為2.2%，大于10×10-3μm2的比例僅為0.15%，如圖8 所示。整體來說，安塞地區(qū)長7 油層主要為低孔-超低孔、超低滲-非滲儲層，物性極差。根據(jù)我國對石油天然氣物性的分級劃分標準（SY/T6285—1997），可以判斷，安塞地區(qū)長7 油層儲層屬于低孔-超低孔非滲和超低滲-非滲儲層[16-18]。

圖7 長7 油層有效孔隙度直方圖Fig.7 Histogram of Chang 7 oil layer effective porosity

圖8 長7 油層水平滲透率直方圖Fig.8 Histogram of Chang 7 oil layer horizontal permeability

5 孔隙發(fā)育的主控因素

成巖作用對儲層性能的改變有很重要的作用。本區(qū)儲層經(jīng)歷了壓實和壓溶作用、膠結作用、交代作用、溶解作用，導致儲層孔隙度、滲透率變化極為復雜。

5.1 壓實作用

壓實作用的效應是使原來松散的碎屑沉積物（巖）中的水分擠出，使得原來的孔隙度大大降低，顆粒接觸更加緊密，同時伴隨著體積大大減小。壓實作用的程度不同，顆粒間的間類型也會發(fā)生很大的變化，弱壓實至強壓實過程中，顆粒的接觸關系會逐漸發(fā)生轉變，因此可以通過礦物顆粒的接觸關系來定性判斷壓實作用的強度[19-20]。

根據(jù)薄片觀察和掃描電鏡等綜合分析發(fā)現(xiàn)，安塞地區(qū)長7 致密砂巖碎屑顆粒接觸類型以線接觸和凹凸接觸為主（如圖9 所示），有少量的點接觸，可見縫合線接觸（如圖9b 所示）并且發(fā)現(xiàn)有個別塑性顆粒由于壓實作用發(fā)生變形，這說明安塞地區(qū)長7 致密砂巖儲層為經(jīng)歷了中等強度的壓實作用。機械壓實作用是物性大大減小的主要成巖作用之一，其較強的壓實勢必會引起研究區(qū)大量原生孔隙的丟失，從而造成孔隙系統(tǒng)中流體流通難度加大，大大降低儲層的滲透性，最終導致研究區(qū)致密砂巖儲層的整體物性變差。

圖9 研究區(qū)壓實作用Fig.9 Compaction in the study area

安塞地區(qū)長7 致密砂巖儲層碎屑顆粒磨圓度中等偏好，分選性差，礦物成分中長石和泥質(zhì)巖屑相對較為發(fā)育，占整體成分的比例大，致密砂巖經(jīng)歷了中等偏強的壓實作用，顆粒間接觸緊密，使原生粒間孔隙的含量大大減少，形成致密層。圖10所示為孔隙度、滲透率隨深度變化圖，安塞地區(qū)孔隙度和滲透率隨埋深逐漸增大（上覆地層壓力逐漸增大），孔隙度和滲透率具有逐漸變小的趨勢。這說明隨著壓實作用的是研究區(qū)儲層低孔、低滲的主要成巖作用。

5.2 膠結作用

安塞地區(qū)長7 致密砂巖儲層的膠結類型多樣，膠結作用使得安塞地區(qū)長致密砂巖儲層的孔隙和喉道進一步減小，孔隙度和滲透率進一步降低[21-22]。碳酸鹽膠結作用在安塞地區(qū)長7 致密砂巖儲層中普遍存在，碳酸鹽膠結物含量差異性明顯，其中以礦物顆粒間的膠結物以及交代物是碳酸鹽膠結物主要存在形式（如圖11a 和圖11b 所示），亦可見次生孔隙內(nèi)填充的形式出現(xiàn)。其產(chǎn)出形狀也具多樣性，其中常見的微晶狀、晶粒狀是主要的產(chǎn)出形式。在成分上，碳酸鹽膠結物以富含含鐵方解石為特征，鑲嵌于碎屑礦物顆粒間或顆粒內(nèi)，致使研究區(qū)致密儲層的孔隙很多遭到堵塞，是安塞地區(qū)長7 致密砂巖儲層的孔滲減小的主要原因之一。根據(jù)研究區(qū)碳酸含量的統(tǒng)計分析發(fā)現(xiàn)，其成分越高，儲層的孔隙度和滲透率越小，物性越差。

圖10 孔隙度和滲透率隨深度變化圖Fig.10 Relationship between porosity and permeability

圖11 研究區(qū)膠結作用Fig.11 Cementation in the study area

黏土礦物膠結是主要膠結類型之一，其膠結物主要為伊蒙混層和伊利石，其次為高嶺石膠結物和綠泥石膠結物（如圖11c 和圖11d 所示）。伊利石多呈發(fā)絲狀充填于碎屑礦物粒間或碎屑礦物顆粒表面。伊/蒙混層多呈卷葉狀和片狀產(chǎn)出，綠泥石多呈片狀產(chǎn)出，附著于礦物顆粒表面和礦物顆粒間。粒間和粒表發(fā)育的黏土礦物大大減小了原生孔隙的孔徑和喉道大小，使得儲層中孔隙流體的流通受到極大的阻礙，降低了儲層的孔隙度和滲透率。通過對研究區(qū)黏土礦物含量統(tǒng)計分析發(fā)現(xiàn)，隨著黏土礦物含量的逐漸增加，研究區(qū)儲層的孔隙度和滲透率逐漸減小，物性逐漸變差。安塞地區(qū)長7 致密砂巖儲層硅質(zhì)膠結物自生石英和次生石英加大為主（如圖11e 和圖11f 所示），其存在形式多發(fā)育在礦物顆粒間，晶型發(fā)育較好，次生石英則是沿著自生石英顆粒邊緣向孔隙中生長，呈現(xiàn)為次生加大邊的形式，常見該類膠結物充填于剩余粒間孔內(nèi)。硅質(zhì)膠結物的發(fā)育使得前期的孔隙減小，剩余粒間孔隙逐漸消失或減少，造成很多孔隙連通性進一步變差或不連通，因此該類膠結作用對儲層的物性造成了一定的破壞。

6 結論

1）安塞地區(qū)長7 致密砂巖原生孔隙和次生孔隙皆有發(fā)育，前者主要為原生粒間孔隙和原生剩余粒間孔隙；后者是主要的孔隙類型，主要包括粒間溶孔、粒內(nèi)溶孔以及微孔隙。

2） 安塞地區(qū)長7 致密砂巖主要為低孔-超低孔、超低滲-非滲儲層，物性極差。儲層孔喉半徑主要分布區(qū)間為0.025～0.250 μm，分選偏差，孔喉峰位半徑主要為細孔喉，儲層主要的儲集空間主要由較小孔喉貢獻，孤立孔隙發(fā)育，連通性較差。

3）壓實作用和膠結作用是長7 致密砂巖孔隙發(fā)育的主控因素。前者是造成孔隙度大量喪失、儲層低孔、低滲的首要原因，后者進一步堵塞孔隙和喉道，降低了儲層的孔隙度和滲透率。