任大忠，孙 卫，雷启鸿，张 茜，张 瑞，赵国玺

(1. 大陆动力学国家重点实验室/地质学系，西北大学，陕西西安 710069；2. 低渗透油气田勘探开发国家工程实验室，陕西西安 710018)

鄂尔多斯盆地华庆油田长81段储层物性影响因素

任大忠1，孙 卫1，雷启鸿2，张 茜1，张 瑞1，赵国玺2

(1. 大陆动力学国家重点实验室/地质学系，西北大学，陕西西安 710069；2. 低渗透油气田勘探开发国家工程实验室，陕西西安 710018)

在综合大量样品测试数据与图像的基础上，研究了华庆油田长81段储层特征和物性影响因素。研究表明：砂岩岩性以中细砂岩与细砂岩岩屑长石砂岩和长石岩屑砂岩为主，储集空间以剩余原生粒间孔和长石溶孔为主。孔隙类型以中孔隙和小孔隙为主，优势孔隙具有双孔隙结构特征。储层类型为低孔特低渗-超低渗岩性油藏，储层孔喉半径与物性具有正相关的分带性。沉积作用-成岩作用共同影响着储层的发育特征，较好的物性发育在中粒岩屑长石砂岩、细-中粒岩屑长石砂岩与细粒岩屑长石砂岩的砂体中，压实作用使原生孔隙度损失21.92%，胶结作用使原生孔隙度损失8.61%，溶蚀作用使孔隙度提高了4.46%。继续研究沉积和成岩作用对储层物性特征的影响，将有利于认识和处理同类储层的勘探开发。

物性 沉积作用 成岩作用 华庆油田

Ren Da-zhong, Sun Wei, Lei Qi-hong, Zhang Xi, Zhang Rui, Zhao Guo-xi. Influential factors in the physical properties of the Chang 81reservoir, Yanchang Formation in the Huaqing Oilfield, Ordos Basin[J].Geology and Exploration,2014,50(3):0591-0598.

0 引言

鄂尔多斯盆地延长组长81段是目前华庆油田主要有利储层之一(任大忠，2012)，该储层段开发程度和相关研究较低，特别是直观表征储层特征和物性的控制影响因素认识不清，制约着对油气相对高渗富集带和开发难易程度的认识。若依据常规单一分析方法研究储层物性的影响因素，势必会增大误差。因此，本文利用铸体薄片、常规压汞、物性、X射线衍射等岩心测试分析资料与测井资料相结合，着重从沉积、成岩作用演化的角度分析研究储层物性的影响因素，为该油藏的勘探开发提供有利的指引。

1 区域地质背景

华庆油田位于甘肃省陇东地区华池县境内(图1)，构造上属于燕山构造层，受印支构造演化阶段控制，位于基底构造平缓稳定的陕北斜坡带中部(邓秀琴，2011)，长81时期为典型的岩性油气藏储层，在差异压实作用下发育多排近南东向-北西向的小型鼻状隆起(任大忠，2012；邓秀琴，2011)。研究区面积约2500 km2，延长组长81时期为浅水湖泊三角洲沉积体系，以三角洲前缘水下分流河道砂体为储集空间主体(图2)，含油砂岩以深灰色、褐色、灰色中细砂岩与细砂岩为主，其次为极细砂质细砂岩，含油单砂体厚度主要在3～7m之间。

图1 华庆油田区位置图Fig.1 Location of Huaqing Oilfield 1-华庆油田；2-盆地边界；3-构造带1-Huaqing oilfield；2-basin boundary; 3-tectonic zone

2 储层岩石学特征

依照石油行业标准(SY/T 5368-2000)，通过观察、统计与分析铸体薄片、扫描电镜、图象粒度、X线衍射黏土分析，储层以细砂岩(61.3%)和中砂岩(23.2%)为主；岩石类型(图3) 以岩屑长石砂岩与长石岩屑砂岩为主，少量长石砂岩与岩屑砂岩，岩石类型接近，但并不单一，说明物源具有混源特征；岩屑含量高，长石风化程度大，岩石成分成熟度低(指数<1.0)，粒径为0.115 ～0.5 mm，分选性中-好，骨架颗粒磨圆度以次棱角为主，压实程度中等偏强，胶结类型以加大-孔隙型与薄膜-孔隙型(68.1%)为主，其次为孔隙型(16.4%)；填隙物为少量杂基类和自生矿类胶结物，充填于孔隙空间中，体积平均含量11.64%，其中重要胶结物占10.32%(自生粘土矿物、碳酸盐矿物与硅质类)，其它占1.32%，粘土矿物以绿泥石和伊利石为主，其次为高岭石。

3 储层微观孔隙特征

3.1 储集空间类型

据含油砂岩铸体薄片与扫描电镜资料观察、统计与分析，长81段储层原生孔隙发育中等，次生孔隙相对发育，孔隙配位程度差-中等、连通程度中等；以平均相对比例统计储集空间以剩余原生粒间孔和长石溶孔为主(占87.85%)，其次岩屑溶孔和粒间溶孔(占9.48%)，其余以微孔为主；孔隙主要以组合式发育，其孔隙内充填有自生矿类胶结物和杂基类(图4)，孔隙发育特征与充填物质直接反映储层的储集与渗流性能。

图2 华庆油田长81段储层沉积相图Fig.2 Sedimentary facies of the Chang 81 reservoir, Yanchang Formation in Huaqing Oilfield 1-地名；2-井号；3-分流间湾(S/F≤0.3)；4-水下分流河道(0.3≤S/F≤0.5)；5-水下分流河道(0.5≤S/F≤0.7)；6-水下分流河道(0.7≤S/F)；7-微相界线1-place；2-well number; 3-interdistributary bay(S/F≤0.3)；4-subaqueous distributary channel (0.3≤S/F≤0.5)；5-subaqueous distributary channel (0.5≤S/F≤0.7)；6-subaqueous distributary channel (0.7≤S/F)；7-sedimentary facies boundary

图3 华庆油田长81储层含油砂岩分类图Fig.3 Diagram showing types of oil-bearing sandstones from the Chang 81 reservoir in the Huaqing Oilfield

图4 华庆油田长81储层含油砂体典型成岩现象图版Fig.4 Photos showing typical diagenenesis of oil-bearing sandstones from the Chang 81 reservoir in the Huaqing Oilfield a-颗粒主要呈线接触-凹凸接触，云母矿物弯曲及假杂基化，P110井2221.58m，铸体(+)；b-颗粒紧密接触，石英加大，成岩缝，B465井2204.3m，铸体(+)；c-绿泥石薄膜以衬边方式胶结，B280井2216.0m，SEM(2000×)；d-绿泥石胶结并交代长石，石英加大，S135井2137.28m，SEM(1800×)；e-高岭石胶结并交代长石和石英，B428井2282.6m，SEM(1515×)；f-伊利石胶结并交代长石，L56井2348.3m，SEM(2400×)；g-伊/蒙混层与碳酸盐胶结，并交代石英与长石，石英加大，P110井2221.58m，SEM(1215×)；h-长石加大，伊利石与绿泥石胶结，B455井2147m，SEM(1600×)；i-铁方解石连晶胶结充填粒间孔、溶蚀孔及破裂缝，并交代长石、石英、岩屑类及云母，B304井2237.84m，铸体(+)；j-铁白云石胶结与自生晶石英充填粒间孔，并交代长石,伊利石胶结并交代石英，L54井2126.6m，SEM(3000×)；k-长石颗粒溶蚀，S139井2211.91m，SEM(1000×)；l-粒间孔与溶蚀孔发育, B456井2137.97m，铸体(-); Qzt-石英; Qzt-o-石英加大; Fs-长石; Nfs-钠长石; Kfs-钾长石; Fs-o-长石加大; Fs-d-长石溶孔; R-岩屑类; R-d-岩屑溶孔; M-s-云母变形; M-mx-杂基类; Cal-方解石; Dol-铁白云石; Cal-Fe-铁方解石; Mf-破裂缝; Mf-d-溶蚀解理缝; Oil-油浸；I-伊利石； Chl-绿泥石； K-高岭石； K-d-高岭石溶蚀； I/C-伊蒙混层；P-粒间孔；P-c-微孔类；注：所有样品深度±1.5cma-grains contact from point to concave convex, and mica mineral bend and are false matrices, from a depth of 2221.58 m in the well P110，casting(+);b-particles contact intimately，with quartz overgrowth，and diagenetic fissure，from a depth of 2204.3 m in the well B465, casting(+);c-lining chlorite is shaped in thin film，from a depth of 2216.0 m in the well B280, SEM(2000×);d-The cementation of chlorite is distributed in feldspar, while quartz overgrow, from a depth of 2137.28m in the well S135, SEM(1800×)；e-The cementation of kaolinite is distributed in feldspar and quartz, from a depth of2282.6m in the well B428, SEM(1515×)； f-The cementation of illite is distributed in feldspar，from a depth of2348.3m in the well L56, SEM(2400×)；g-I/S mixed-layer mineral and carbonate cements are gradually formed in pores,or distribute in feldspar and quartz,with quartz overgrowth, from a depth of2221.58m in the well P110, SEM(1215×)；h-quartz overgrowth,illite filling and Chlorite cementation, from a depth of 2147m in the well B455, SEM(1600×)；i-intergrown Fe-calcite cements are gradually formed in intergranular pores, solution pores and fractures, or distribute in feldspar,quartz,lithic fragment and mica, from a depth of2237.84m in the well B304, casting(+);j-ankerite cements and authigenic crystalline quartz are gradually formed in intergranular pores, or distribute in feldspar; illite cementation replace quartz, from a depth of2126.6m in the well L54, SEM(3000×)；k-the dissolution of feldspar particles, from a depth of 2211.91m in the well S139, SEM(1000×)；l-the reservoir develops intergranular pore and solution pore, from a depth of 2137.97m in the well B456, casting(+); Qzt -quartz；Qzt-o-quartz overgrowth； Fs-feldspar; Nfs-albite;Kfs-potash feldspar; Fs-o-feldspar overgrowth; Fs-d-feldspar dissolution pore; R-lithic fragment; R-d-Lithic dissolution pore; M-s-mica deformation; M-mx-matrix content; Cal-calcite; Dol-Fe-dolomite; Cal-Fe-ferrocalcite; Mf -fissure; Mf-d-dissolution cleavage crack; Oil-inrush of oil; I-illite; Chl-chlorite; K-kaolinite; K-d-kaolinite dissolution; I/C-illite/montmorillonite mixing layer; P-intergranular pore; P-c-micropore; Note: All the depth of the samples plus or minus 1.5cm.

类型孔隙度/%渗透率/×10-3μm2门槛压力/MPa中值压力/MPa最大进汞饱和度/%中值半径/μm最大连通孔喉半径/μm分选系数样品数/个Ⅰ>10>1.0<0.5<3.0>80>0.153.0～18.51.7～3.09Ⅱ7～140.3～2.00.15～1.01.0～8.075～950.1～0.51.2～13.51.5～2.717Ⅲ6～130.1～1.00.7～2.05.0～2055～800.05～0.250.5～5.01.1～2.519Ⅳ<10<0.1>2.0>15<75<0.05<1.50.9～2.56

注：4类样品个数统计误差均小于5.0%，样品个数集中程度均大于95%。

3.2 孔隙结构特征

据含油砂岩孔隙实验资料观察、统计与分析，长81段储层孔隙形态无规律性，孔隙类型以中孔隙(约45.45%)和小孔隙(约31.82%)为主，其次为大孔隙(约18.18%)，而细孔隙与微孔隙较少；喉道类型以微细喉道(约40.91%)和细喉道(约31.82%)为主，其次为微喉道(约40.91%)，而中细喉道与吸附喉道较少；孔隙组合类型以微孔型(约33.94%)和溶孔-粒间孔型(约32.11%)为主，其次为粒间孔-溶孔型(约10.55%)和粒间孔-微孔型(约9.17%)，而溶孔-微孔型和粒间孔型平均相对比例接近。

依据常规压汞曲线特征、进汞压力参数、进汞饱和度参数及物性参数，将区内有效储层孔喉结构分为4类(表1，图5)：Ⅰ大中孔隙细-微喉道型，Ⅱ中小孔隙细-微喉道型，Ⅲ小孔隙-微细喉道型，Ⅳ小微孔隙-吸附喉道型。压汞曲线特征表现为双孔隙结构特征(原海涵等，1999；李霞等，2012)：低压、进汞曲线阶梯特征明显，孔喉半径大、粒间孔发育、孔喉分选系数大、双孔隙结构特征明显；高压、进汞曲线平缓，孔喉半径细小、微孔发育、双孔隙结构特征变弱。研究层段以Ⅱ、Ⅲ孔隙结构为主。

图5 华庆油田长81储层压汞曲线特征图Fig.5 Typical mercury-injection curves of oil-bearing sandstones from the Chang 81 reservoir in the Huaqing Oilfield

4 储层物性

4.1 储层物性特征

依照石油行业标准(SY/T 6285-2011)，通过对岩心物性化验分析资料统计和分析，取孔隙度为6.0%、渗透率为0.075×10-3μm2作为储层有效物性下限。据2464块有效物性资料统计(图6)，主要孔隙度区间在6.0%～19.54%，平均值10.28%，孔隙度小于10%的样品个数占40.12%，孔隙度在10%～15%的样品数占53.46%，孔隙度大于15%的样品数占6.42%；主要渗透率区间在(0.075～18.24)×10-3μm2，平均值0.93×10-3μm2，渗透率小于0.1×10-3μm2的样品数占8.29%，渗透率在(0.1～1.0)×10-3μm2的样品数占71%，渗透率在(1.0～3.0)×10-3μm2的样品数占13.56%，渗透率在3.0×10-3μm2的样品数占7.15%；储层以低孔特低渗-超低渗岩性油藏为主。

图6 华庆油田长81储层孔隙度(a)和渗透率(b)分布频率直方图Fig.6 Histograms showing frequency distribution of the porosity (a) and permeability (b) for the lower part of Chang 81 reservoir in the Huaqing Oilfield

4.2 储层物性相关性

据2464块有效孔隙度与渗透率相关性统计显示(图7a)，孔隙度与渗透率呈指数规律的正相关关系中等偏好。从压汞参数的4类孔喉结构来看，不同孔喉半径区间物性具有明显的分带性(表1，图7b)，与孔隙相对比渗透率分布范围宽、参数敏感程度强，说明储层物性明显受储层微观孔隙结构发育程度控制(陈国俊，2010；Lashetal.,2011)，尤其是渗透性受喉道控制较为明显，同时表明物性是储层微观孔隙结构发育特征的直观反映。

5 物性的影响因素分析

5.1 沉积作用

本文通过对研究区长81储层段含油砂岩铸体薄片、物性、粒度、沉积构造、砂体厚度等统计分析，储层沉积背景同为三角洲前缘亚相，水下分流河道微相是研究层段的主体储集空间。不同区间段的水下分流河道砂体厚度与展布形态、沉积构造、粒度等对物性的影响存在差异性(表2，图2)。水下分流河道微相砂地比值大，砂体厚度大、块状沉积构造发育、粒度粗、物性好；砂地比值小，砂体厚度薄、 沉积构造层发育、粒度细、物性差。同时沉积作用对成岩作用也有明显的控制，即对于构造稳定的岩性油气藏，沉积相带框架是储层特征的内在决定因素，控制着储层的属性与发育状况(李洋等,2013；丁晓琪等,2013)。

据统计(表2)，储层岩石的孔径和物性都与碎屑颗粒粒径成呈正相关关系，同时岩石颗粒的结构成熟度与孔隙间的填隙物含量对物性也有明显的影响。表现为：粗-中粒岩屑长石砂岩与中粒岩屑长石砂岩为低孔特低渗储集空间；细-中粒岩屑长石砂岩、细粒岩屑长石砂岩、极细-细粒岩屑长石砂岩与极细-细粒长石砂岩物性呈变差趋势，为低孔特低孔超低渗储集空间。综合统计分析，研究区层段主要优势岩性为中粒岩屑长石砂岩、细-中粒岩屑长石砂岩、细粒岩屑长石砂岩，粗-中粒岩屑长石砂岩所占相对比例低于10%，极细-细粒岩屑长石砂岩与极细-细粒长石砂岩目前勘探开发难度较大。

5.2 成岩作用

5.2.1 压实-压溶作用

早期成岩阶段的压实作用是岩石孔隙空间损失的主要因素。镜下观察现象图4(a、b)：① 岩石骨架颗粒多由半定向式向定向式排列、颗粒表面纯洁度降低、粒间充填物质增加(假杂基)、颗粒接触的紧密程度增加(由点式呈线式)；② 粗颗粒表现为刚性(易于破裂)， 细颗粒表现为塑性(易于转动或变形)；③ 云母类软组分变形破裂，岩屑组分易于挤压变形，微细颗粒及其它软组分假杂基化。由砂岩储层成岩作用定量参数模型统计(Scherer M，1987；王瑞飞等,2011；姚泾利等,2013)，研究区储层段表现为弱压溶、压实程度中等偏强，岩石相对压实率区间主要为40.0%～75.0%，压实过程导致原生孔隙度损失区间主要为14.0%～28.0%，原生孔隙度平均损失21.92%。

表2 华庆油田长81储层不同砂岩粒度物性分布Table 2 Distribution of the porosity and permeability of different grain diameters of the Chang 81 sandstone reservoir in Huaqing Oilfield

图7 华庆油田长81储层物性关系Fig.7 Relationship between porosity and permeability of the Chang 81 reservoir in the Huaqing Oilfield a-含油砂岩孔隙度与渗透率关系; b-四类孔隙结构的物性分布a-relationship between porosity and permeability for oil-bearing sandstones; b-porosity and permeability for 4 types of pore textures

5.2.2 胶结作用

依照石油行业标准(SY/T5477-2003)，通过镜下观察和X线衍射黏土统计与分析，研究区储层段砂岩孔隙空间内黏土矿物胶结、碳酸盐胶结、硅质胶结普遍发育，胶结作用直接反映物化作用过程对储层孔隙空间的改造程度，胶结物以充填孔隙缩小孔隙体积空间为主，同时对孔隙有一定的保护与增孔贡献。

绿泥石胶结在中粗-细粒砂岩储集段广泛发育，表现为图4(c、d)：早期绿泥石富铁自生晶簇近乎呈等厚的叶状或片状，主要以孔隙衬边方式胶结附于碎屑颗粒表面，薄膜厚度主要在3.0～10.0μm；中期成熟度较高的绿泥石以薄膜状包裹于颗粒表面，晶簇发育厚度高达15.0μm以上；晚期的“绒球状或菊花瓣状”绿泥石充填孔隙。对孔隙的影响表现为：早期绿泥石胶结在颗粒接触处降低压实强度与抑制压溶作用，使大量原生孔隙得以保存；中晚期，对喉道的充填破坏较为明显，造成孔喉体积空间缩小，封闭和半封闭喉道数增加，流体储集与渗流能力变差；富Fe2+的绿泥石吸附沥青质中的活性物质呈灰黑色，使绿泥石膜表面增厚降低孔喉体积空间与连通性。

高岭石胶结主要发育在中-细粒交汇的水下分流河道砂体中，表现为图4(e)：早期主要为长石质与岩屑类溶蚀产物，少量的长石或石英交代产物，多成蚕蛹状或分散的豆瓣状，自生晶形产状差或表面被溶蚀，附着于颗粒表面或充填粒间孔隙；中晚期主要为早期高岭石自生加大或溶蚀沉淀物次生晶体，多呈假六边形晶簇的书页状晶体形态较好，充填粒间孔隙(易于移动)与溶蚀孔隙(不易移动)起到分割与减小孔隙空间作用，成熟的高岭石晶间孔隙发育，孔径一般小于3.0μm。

伊利石胶结发育在细粒与部分极细粒砂体中，在岩屑砂岩中较为富集，表现为图4(f、g)：伊利石多以绒絮边缘的卷曲片状或丝缕状赋存于粒间孔中，伊利石胶结连晶程度较差，在颗粒表面分布相对散乱，对孔隙具有一定的保护作用；对孔隙和喉道具有分割作用，相对集中时堵塞喉道；主要表现为缩小孔隙体积，降低渗透率。而伊/蒙混层含量较低，多以蜂窝状或卷片状附着于颗粒表面充填孔隙图4(g)，常常与硅质加大或碳酸盐胶结伴生。

硅质胶结作用在有效砂层段普遍发育，表现为图4(a、b,d,g、h)：次生加大状晶面与基质颗粒之间具有明显的黏土薄膜，在软组型胶结较弱的石英或长石颗粒的边壁发育，以孔隙式充填原生孔隙，增强颗粒之间的固结程度，颗粒稳定的石英质主要为环边状与自生晶体状胶结，长石质次生加大胶结发育程度偏弱。早期硅质加大具有抵抗压实能力，中晚期硅质加大缩小孔喉体积空间，对小孔特别是对喉道的封堵损害更为严重。

碳酸盐胶结在极细-细粒砂体普遍发育，成分主要为铁方解石，其次为铁白云石，而方解石、白云石与菱铁矿较少，胶结方式多以孔隙式或连晶式充填粒间孔隙或溶蚀孔，表现为图4(a,g,i、j)：早成岩期以方解石胶结为主，被交代的碎屑颗粒表面较纯净，溶液杂质较多，其方解石晶型多为泥晶、微晶或亮晶组合；早成岩后期-中成岩期，铁方解石与铁白云石胶结物晶型较好；中成岩-晚成岩时期铁方解石与铁白云石晶簇加大或发生部分溶蚀。碳酸盐胶结是本研究区层段物性变差的主要胶结类型，在砂体中碳酸盐胶结物占8%～45%，局部方解石含量高达65%以上，镜下观察到局部粒间孔隙或溶孔被碳酸盐胶结物完全充填；碳酸盐胶结早期充填孔隙使孔喉体积缩小，同时增强抗压实能力，中后成岩阶段主要为破坏孔隙结构缩小孔隙体积。

胶结物是导致砂岩孔隙损失的因素之一，碳酸盐胶结对孔隙的破坏最为突出，黏土矿物胶结次之，硅质胶结低于前两者，依据砂岩储层成岩作用定量参数模型统计(Scherer，1987；王瑞飞等,2011；姚泾利等, 2013)，胶结过程导致原生孔隙度损失区间主要为3.5%～12.5%，原生孔隙度平均损失8.61%。

5.2.3 交代与重结晶作用

研究区层段砂体内交代与重结晶作用表现为图4(d-j)：早成岩阶段后期与中成岩阶段致密型交代为碳酸盐交代石英、长石、岩屑、次生硅质及黏土类，表现为方解石连晶式充填孔隙交代，对孔隙空间破坏严重；体积膨胀型交代以黏土矿物类交代石英和长石为主；其交代形式以原生颗粒边缘交代为主以及少量粒内交代，交代程度以原生颗粒部分交代为主。此外，方解石与铁方解石自生晶粒重结晶形成碳酸盐连晶胶结为主要的重结晶作用。

5.2.4 溶蚀作用

研究区层段溶蚀占次生孔隙的95%以上，表现为图4(k-l)：次生溶蚀孔90%以上为长石质溶孔，形成溶蚀孔(部分溶蚀、绿泥石包裹的铸模溶孔等)与溶蚀缝；而石英、岩屑、杂基、自生晶碳酸盐与高岭石等溶蚀较少。溶蚀孔的发育对砂岩的孔隙空间具有良好的改善作用，优化了孔隙结构的配位关系。依据砂岩储层成岩作用定量参数模型统计(Scherer，1987；王瑞飞等,2011；姚泾利等, 2013)，溶蚀作用使孔隙体积的面孔率增加1.83%，孔隙度贡献了4.46% 。

6 结论

(1) 华庆油田长81段储层三角洲前缘水下分流河道砂体发育，砂岩类型以中细砂岩与细砂岩的岩屑长石砂岩和长石岩屑砂岩为主，岩石成分成熟度低，其物源具有一定的混源特征，填隙物相对含量中等偏低，主要以胶结物的形式充填于孔隙空间中。

(2) 长81段储层储集空间以剩余原生粒间孔和长石溶孔为主；孔隙类型以中孔隙和小孔隙为主；喉道类型以微细喉道和细喉道为主；孔隙组合类型以微孔型和溶孔-粒间孔型为主；孔隙结构以Ⅱ、Ⅲ类为主，Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ具有明显双孔隙结构特征；储集砂体物性差，为低孔特低渗-超低渗岩性油藏，储层孔喉半径与物性具有正相关性与分带性。

(3) 沉积相带框架是储层特征的内在决定因素，控制着储层的属性与发育状况，长81段储层砂岩发育低孔特低渗储集空间和低孔特低孔超低渗储集空间，孔渗较好的砂岩主要为中粒岩屑长石砂岩、细-中粒岩屑长石砂岩、细粒岩屑长石砂岩。

(4) 成岩作用是储层物性改造的内在控制因素，在固结成岩过程中，压实作用使原生孔隙度损失21.92%，胶结作用使原生孔隙度损失8.61%，溶蚀作用使孔隙体积的面孔率增加1.83%，孔隙度贡献了4.46% 。

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Influential Factors in the Physical Properties of the Chang 81Reservoir, Yanchang Formation in the Huaqing Oilfield, Ordos Basin

REN Da-zhong1, SUN Wei1, LEI Qi-hong2, ZHANG Xi1, ZHANG Rui1, ZHAO Guo-xi2

(1. State Key Laboratory for Continental Dynamics and Department of Geology，Northwest University，Xi’an, Shaanxi 710069；2. National Engineering Laboratory for Exploration and Development of Low-Permeability Oil & Gas Fields，Xi’an, Shaanxi 710018)

This paper investigates the physical properties and their influential factors of the Chang-81reservoir, Yanchang Formation in the Huaqing oil field based sample tests and images. The results show that the sandstones are dominated by middle-fine sandstone, packsand, lithic feldspathic sandstone and feldspathic lithic sandstone. The pore space of the reservoir includes the remaining intergranular pores and feldspar dissolution porosity. Tiny pore and mesopore are the main pore configurations. The dominant pores exhibit the characteristic of a dual pore structure. And thus it belongs to low porosity and extra low permeability-ultra-low permeability oil reservoir. The radius of reservoir pore throat grows in a direct proportion to the physical property. The deposition and diagenesis jointly affected the developmental characteristics of the reservoir. Medium-grained lithic arkosic sandstone, fine-medium grained lithic arkosic sandstone and fine-grained lithic arkosic sandstone show better physical properties. The decrease of sandstone porosity is mainly caused by compaction, cementation and dissolution, which contribute 21.92%, 8.61% and 4.46% to the loss of primary pores, respectively. Further studies on influence of deposition and diagenesis on reservoir’s physical properties would help understand and deal with the difficult degree in exploration and development for similar reservoirs.

physical properties, diagenesis, deposition, Huaqing oil field

2013-04-13；

2013-08-12；[责任编辑]郝情情。

国家科技重大专项大型油气田及煤层气开发(2011ZX05044)和陕西省科技统筹创新工程(2011KTZB01-04-01)联合资助。

任大忠(1984年-)，男，西北大学油气田地质与开发专业在读博士，主要从事油气藏地质与开发研究。E-mail:rendazhong123@163.com。

[文献标识码]A [文章编号]0495-5331(2014)03-0591-8