时保宏，黄　静，陈　柳，杨　帆，吕剑文

(1.西安石油大学 地球科学与工程学院，西安　710065； 2.陕西省油气成藏地质学重点实验室，西安　710065；3.长庆油田分公司 勘探开发研究院，西安　710018； 4.塔里木油田公司 塔中油气开发部，新疆 库尔勒　841000)



鄂尔多斯盆地晚三叠世湖盆中部延长组长7储层致密化因素分析

时保宏1,2，黄静3，陈柳4，杨帆3，吕剑文3

(1.西安石油大学 地球科学与工程学院，西安710065； 2.陕西省油气成藏地质学重点实验室，西安710065；3.长庆油田分公司 勘探开发研究院，西安710018； 4.塔里木油田公司 塔中油气开发部，新疆 库尔勒841000)

摘要：鄂尔多斯盆地晚三叠世湖盆中部长7油层组砂岩孔隙度平均为9%，渗透率为0.1×10-3μm2，属致密储层范畴。储集体主要为半深湖—深湖相重力流环境下砂质碎屑流砂岩及浊积砂岩，具有粒度细、填隙物含量高、孔喉形态弯曲复杂，分布集中以及次生长石溶孔发育、原生粒间孔较少等特征。运用铸体薄片、X-衍射、包裹体及电子探针等微观测试分析资料，对储层物性影响因素进行分析。分析认为，沉积、成岩及烃类充注是影响储层物性的三大因素，三者相互作用，相互影响。半深湖—深湖相砂岩特有的沉积特征导致储层压实作用强烈，使孔隙减少22%，是储层物性变差的关键因素；长7烃源岩生、排烃过程中生成的有机酸溶蚀长石等易溶物质，产生次生溶孔，对致密储层物性改造有益；烃类大量生成后的偏碱性环境利于晚期含铁碳酸盐等胶结作用进行，是生排烃高峰期后储层变致密的决定性因素。

关键词：成岩作用；烃类充注；致密储层；延长组；鄂尔多斯盆地

我国低渗透油气资源分布广、储量大，在油气资源中占有重要地位。鄂尔多斯盆地晚三叠世湖盆中部长6—长7重力流砂岩油藏群[1-3]是最具代表性的低渗透油藏。其中，湖盆中部长7油层组的物性普遍较差，渗透率平均0.1×10-3μm2，孔隙度平均9%[4]。按照《中华人民共和国石油天然气行业标准SY/T 6832-2011致密砂岩油气评价方法》，覆压基质渗透率小于或等于0.1×10-3μm2，或空气渗透率小于或等于1.0×10-3μm2的砂岩储层为致密储层的定义来划分，湖盆中部地区长7砂岩储层属于致密储层范畴。对于长7油层组的研究，以往多侧重于地层、沉积体系、成藏机理等方面[5-9]，涉及致密储层物性影响因素的较少。本文拟对湖盆中部广泛分布、沉积特征明显的长7致密储集体物性变化影响因素进行研究，以期为今后低渗透油气勘探提供技术支撑。

1区域地质概况

晚三叠世延长期是鄂尔多斯湖盆形成和发育最完整时期，沉积了一套以河湖相为主的陆源碎屑岩系。长7油层组沉积期湖盆范围最大，沉积水体最深，湖盆中心位于姬塬—华池—正宁—黄陵一带，沉积了一套厚度大、分布面积广的暗色泥岩及优质烃源岩(图1)，为盆地中生界油藏的形成提供了物质基础[10]。正是由于这一特殊的沉积环境，传统油气地质理论认为长7期湖盆中部不发育有利砂岩储集体。受这种理论束缚，以长7油层组砂岩为勘探、研究目的层而开展的研究性工作非常少。近年来随着勘探、研究工作的逐渐深入，对长7油层组的认识取得了很大的突破，长7期湖盆中部不仅发育暗色泥质烃源岩，还发育深湖—半深湖相复合重力流砂岩，与烃源岩构成了自生自储油藏。

2致密储层特征

大量薄片、图像粒度及物性等资料统计结果表明，长7砂岩中极细—细粒占绝对优势，颗粒间多呈点—线、线状接触，分选中等；孔隙类型以次生溶孔为主，见少量残余粒间孔，面孔率平均为1.7%。喉道细小，平均中值半径0.13 μm；物性普遍较差，孔隙度平均9.0%，渗透率平均0.10×10-3μm2，小于0.1×10-3μm2样品占总样品数的57%，为致密储层。

据常规毛管压力、恒速压汞及扫描电镜测试分析数据统计，湖盆中部长7砂岩喉道半径、孔隙大小分布较集中，以微喉道为主，形态较弯曲复杂，主要为片状、弯曲片状和管束状，对岩石的渗透性起着负面影响，曲线呈负偏态，说明砂岩分选较好(图2)。

毛管中值压力反映孔隙中同时存在油水两相时原油的产能大小以及岩石渗滤性能的好坏，其值越小，岩石渗滤性能越好，原油产能越大[11]。长7储层的中值压力平均7.6 MPa，相比长8储层(中值压力平均2.74 MPa)而言，排驱压力和中值压力均较大，反映其渗滤性能比长8差很多。激光共聚焦二、三维图像反映长7致密储层微观孔隙结构虽较复杂，但孔隙连通性相对较好(图3)。

图1　鄂尔多斯盆地延长组沉积综合柱状图Fig.1　Sedimentary section of the Yanchang Formation in the Ordos Basin

图2　鄂尔多斯盆地湖盆中部长7储层毛管压力曲线特征Fig.2　Capillary pressure curves of Chang7 reservoir, central Ordos Basin

图3　鄂尔多斯盆地湖盆中部长7砂岩激光共聚焦图像特征Fig.3　Confocal laser images of Chang7 sandstones, central Ordos Basin

综上所述，湖盆中部长7致密储层物性差，孔喉结构复杂，但其具有孔喉分布集中、分选好、孔隙连通性较好等特征。

3物性影响因素

勘探实践资料证明，湖盆中部地区长7致密储层物性主要受沉积、成岩及烃类充注三大因素控制，三者相互联系，相互作用，综合影响控制储层物性。

3.1沉积因素与压实作用

长7油层组沉积时，湖盆中部主体处于半深湖—深湖沉积环境，沉积了一套厚层重力流砂体。砂体主要为厚层块状细砂岩，发育丰富的槽模、滑塌变形等沉积构造，常见不规则分布的泥岩撕裂屑；其东北部发育三角洲前缘水下分流河道砂体，储层具有下粗上细正旋回特点。砂岩粒度较粗，为中—细砂岩，常见板状交错、块状、平行等层理。不同沉积环境下形成的沉积物在粒度、杂基含量、岩石组分及分选等方面都存在较大的差异[12-14]，从而表现为储层物性方面差别也较大。统计发现，大面积分布的深水重力流砂体填隙物含量高，尤以水云母(泥质)等塑性岩屑含量偏高最突出，其物性明显较前缘水下分流河道差(表1)。

沉积环境对砂岩类型、结构、组分等产生影响的同时，储层的这些特征又将影响到成岩作用的进行，而成岩作用又可改变沉积物内部成分及组构，进而对储层物性产生影响[15]。半深湖—深湖沉积环境下沉积的砂体，由于其粒度细，填隙物含量高等特征，使其抗压实能力弱，压实作用较为强烈。镜下见云母、塑性岩屑等颗粒发生较强烈的揉皱变形，颗粒定向分布，呈线状—凹凸状接触。在埋藏过程中因压实作用使填隙物、云母等塑性岩屑蚀变膨胀变形后呈假杂基占据充填周边更多粒间孔隙(图4)。颗粒间的大孔隙被小颗粒所充填，使得孔隙体积、孔隙直径变小，从而导致岩石的孔隙性和渗透性都降低。根据Beard和Weyl等所建立的原始孔隙度与分选系数(S)之间的线性关系式[16]：碎屑岩原始孔隙度=20.91+22.9/S，计算得到研究区长7储层原始孔隙度为37%。据砂岩物性资料求得，砂岩现今平均孔隙度为9.0%，另据铸体薄片资料统计胶结物的平均含量及溶孔平均含量，计算经压实作用使原生孔隙损失了22%。

砂岩压实后剩余孔隙部分被胶结物充填，充填后残余孔隙为现今孔隙减去因溶蚀作用所增加的孔隙。因此，砂岩压实后剩余孔隙可利用孔隙中胶结物、现今孔隙及溶蚀孔隙这3个参数来确定。本次研究对资料较全的20口井约130块岩心样品的分析资料利用上述三者关系式进行压实剩余孔隙统计分析。结果表明，湖盆中部长7砂岩经压实作用损失的孔隙度在13%～30%间，压实后剩余孔隙度在14%～32%间(表2)。从计算结果可见，压实作用虽是研究区长7储层孔隙度损失的最大因素，但压实后剩余孔隙度仍较高，未达到致密程度。由于长7烃源岩大量生、排烃阶段处于早白垩世晚期[17-19]，而此时也是延长组最大埋深期，因而在烃源岩生排烃期，长7储层压实作用已定型，此时储层尚未致密。

表1　鄂尔多斯盆地湖盆中部长7砂岩不同沉积微相物性统计Table 1　Physical properties of different sedimentary microfacies of Chang7 sandstone, central Ordos Basin

图4　鄂尔多斯盆地湖盆中部长7砂岩塑性岩屑强烈变形导致岩石致密Fig.4　Reservoir tightening caused by plastic debris deformation in Chang7 sandstones, central Ordos Basin

3.2烃类充注及溶解作用

通过大量的砂岩显微薄片和荧光薄片观察，湖盆中部长7储层沥青分布普遍。其产状主要充填储层粒间孔。单偏光下，沥青呈褐黄色、深褐色，荧光下显现为强的黄色、黄褐色，在沥青充填的剩余孔隙内见到发蓝白色荧光的晚期、成熟度较高的烃类包裹体(图5a-c)。 前人[20]通过实验得出，沥青对储层物性起负面影响，特别是对细粒、填隙物含量高的储层影响尤为显著，可使储层非均质性增强，孔隙度大幅降低，储层变的致密。受印支运动影响，区内延长组上部长1—长3地层遭受剥蚀，中下部地层保存较好。且包裹体资料表明[21]，长7储层在晚侏罗世—早白垩世晚期发生过2期油气运移、充注和成藏过程，因而不具备氧化、挥发形成沥青的条件，分析判断研究区长7储层沥青为早期低成熟阶段的产物。

表2　鄂尔多斯盆地长7储层砂岩压实损失孔隙度与剩余孔隙度对比Table 2　Comparison between lost porosity and residual porosity after compaction in Chang7 reservoir, central Ordos Basin

图5　鄂尔多斯盆地长7储层长石溶孔及粒间孔隙充填沥青Fig.5　Feldspar dissolved pores and asphalt in intergranular pores in Chang7 reservoir, Ordos Basin

通过扫描电镜、铸体薄片观察发现，近70%的薄片样品中发育以颗粒内溶孔为主的次生孔隙，溶孔含量占可见孔的50%，主要为长石溶蚀。长石溶孔形成的次生孔隙对改善强压实作用条件下储层的物性具有重要意义。针对鄂尔多斯盆地延长组长石溶蚀因素，前人做了大量研究[22-25]，认为延长组顶部的不整合面处的溶蚀作用受大气淡水影响，而延长组中下部溶蚀则主要由有机酸液体引起。湖盆中部长7油层组被溶蚀的长石具锯齿状、港湾状边缘(图5d-f)。从长石溶孔与粒度关系图来看，长石溶蚀受砂岩岩性控制明显，分选好、细、细—中粒砂岩长石溶蚀作用进行的强烈(图6)。这是由于这类砂岩物性相对较好，颗粒间原生孔隙利于酸性液体在储层中的流动，从而增强了溶蚀作用。

包裹体镜下特征、显微红外光谱参数结果表明(表3)，长石溶孔中烃类包裹体的成熟度与环石英加大边内侧、切穿石英颗粒或加大边裂隙中的早晚2期烃类包裹体成熟度相同(期次划分见参考文献[21])，另沥青基本分布在粒间孔隙内而不占据长石溶孔。分析认为，造成这种现象的原因是在晚侏罗世，鄂尔多斯盆地长7油层组沉积的厚层优质烃源岩热演化达到生烃阶段，干酪根开始释放有机酸并生成低熟油气。低熟油气进入储层堵塞部分原生粒间孔，伴随流体进入储层的有机酸使储层孔隙流体呈酸性，对长石等易溶碎屑颗粒进行溶蚀，形成溶蚀孔隙并释放出K+等[26]。至早白垩世晚期，油气开始大量生成，产生的有机酸值达到最大。之后，由于生成的油气驱替储层中原始地层水，使得酸性储层流体性质慢慢发生变化，逐渐变为不利于长石溶蚀作用进行的偏碱性环境。而这种富K+碱性环境又为后期含铁碳酸盐胶结物的形成创造了条件[27]。

图6　鄂尔多斯盆地长7储层砂岩 不同粒度与长石溶孔的关系Fig.6　Relationship between different granularities and feldspar dissolved pore contents in Chang7 reservoir, Ordos Basin

3.3胶结作用

研究区长7储层胶结作用非常强烈，尤以泥质胶结、碳酸盐胶结为甚，且上述胶结物的溶蚀不明显。上述剩余孔隙计算结果(表2)表明，胶结作用后储层剩余孔隙为2%～6%，储层变得致密。

千余块样品薄片资料中近96%的砂岩样品含以水云母杂基为主的泥质胶结物，平均含量10%，约50%的砂岩泥质含量大于10%，有近30%的砂岩泥质含量约占5%～10%，仅有20%的砂岩泥质含量小于5%。另黏土矿物X衍射分析资料表明(表4)，黏土矿物成分以伊利石为主，平均含量52.7%。其主要以3种产出状态充填孔隙和喉道：为标准有机质烷基碳原子数。

表3　鄂尔多斯湖盆中部地区长7储层烃类包裹体显微红外光谱定量计算结果Table 3　Quantitative calculation results by microscopic FTIR of hydrocarbon inclusions in Chang7 sandstones, Ordos Basin

注：Xinc=(∑CH2/∑CH3-0.8)/0.09，为包裹体有机质烷基碳原子数;Xstd=(∑CH2/∑CH3+0.1)/0.27。

表4　鄂尔多斯盆地湖盆中部长7黏土矿物X衍射分析Table 4　X-ray diffraction analysis of clay mineral in Chang7 reservoir, Ordos Basi

(1)呈薄膜状分布于颗粒之间(图7a)；(2)呈蜂巢状分布于粒间孔隙间(图7b)；(3)粒间孔隙及长石溶蚀颗粒内见丝缕状的伊利石(图7c)。伊利石的这种产出形式，一则可以加剧压溶作用的进行，二来易于堵塞孔隙喉道，使大孔隙变成渗滤性能差的小孔或微孔，对砂岩的渗透率有显著的破坏作用[28]。

据薄片、扫描电镜观察，研究区长7储层碳酸盐胶结作用发育，多呈斑状、连晶状充填粒间孔隙及长石溶孔。镜下观察发现，石英加大边外侧、长石溶孔中充填碳酸盐胶结物(图7d-f)，表明石英次生加大、长石溶蚀的形成早于碳酸盐胶结物的形成。

为了进一步分析碳酸盐胶结物形成的成岩阶段，对长7碳酸盐胶结物进行电子探针分析，其成分主要为氧化钙并含少量氧化铁(表5)，说明碳酸盐胶结物主要为晚成岩阶段形成的含铁方解石和含铁白云石。

铁方解石胶结物碳氧同位素分析结果表明，两者都相对较轻，δ13CPDB在-3‰～-1.2‰之间，δ18OPDB在-16‰～-18.4‰间，说明研究区长7碳酸盐胶结物的形成与有机酸的参与有关[29]。根据上述含铁碳酸盐、石英次生加大边及烃类充注三者间的赋存关系，判断含铁碳酸盐胶结物生成发生在大规模油气生成运移之后。这种认识很好地解释了为什么碳酸盐胶结物中较少见烃类包裹体[21]的地质现象。因此，上述孔隙计算结果及对胶结作用的分析说明，胶结作用是造成储层致密的决定性因素。对湖盆中部长7储层来说，其经历了先充注后致密的过程。

图7　鄂尔多斯盆地长7储层砂岩强的黏土矿物及方解石胶结作用Fig.7　Clay mineral and calcite cementation in Chang7 reservoir, Ordos Basin表5　鄂尔多斯盆地湖盆中部长7储层碳酸盐胶结物电子探针分析测试结果Table 5　Electron probe analysis of carbonate cementation in Chang7 reservoir, Ordos Basin

井号元素含量/%SiO2SO3TiO2Na2OK2OBaOMgOCaOMnOAl2O3FeON330.0220.0010.0300.0210.21664.250.1160.0361.940L800.0410.27764.330.4492.030B2705.8700.2630.0231.4400.0520.31653.940.1850.856N420.0270.0790.0270.0270.0120.14665.550.0050.064L808.2100.0610.4670.1210.0180.21353.020.2272.4801.036

4结论

(1)湖盆中部长7油层组发育半深湖—深湖相沉积，岩性主要为灰黑色泥岩、页岩及油页岩夹重力流环境下的砂质碎屑流砂岩及浊积岩组成，砂质碎屑流砂岩及浊积岩为主要储集体，具有粒度普遍偏细、填隙物和塑性组分含量高等特征。

(2)长7油层组储集砂岩颗粒间多呈点—线、线状接触，分选中等。排驱压力及中值压力均较大，岩石渗滤性能差。孔隙类型多以次生孔隙为主，见较少的残余粒间原生孔隙，孔喉分选集中，连通性较好。储层物性普遍较差，渗透率平均0.13×10-3μm2，孔隙度平均9%左右，为典型致密储层。

(3)长7油层组所处深水沉积环境，使得沉积物颗粒细，填隙物含量高，造成储集层抗压实能力较差，孔隙减少22%，是研究区长7孔隙损失的最大因素；长7层的优质烃源岩的生排烃过程产生的有机酸对长石颗粒进行溶蚀，形成溶蚀孔，对储层物性起到积极作用；大量的泥质胶结及含铁碳酸盐胶结使油气充注后储层变致密，是储层致密的决定性因素。

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(编辑黄娟)

文章编号：1001-6112(2016)04-0528-08

doi：10.11781/sysydz201604528

收稿日期：2015-08-17；

修订日期：2016-06-01。

作者简介：时保宏(1970—)，男，教授，从事油气成藏地质学及天然气地球化学的研究工作。E-mail: bh.sh@163.com。

基金项目：陕西省自然科学基金(2012JM5010)资助。

中图分类号：TE 122. 2

文献标识码：A

Compaction factors of tight reservoirs in the seventh member of Yanchang Formation in the central Ordos Basin during the Late Triassic

Shi Baohong1,2, Huang Jing3, Chen Liu4, Yang Fan3, Lü Jianwen3

(1. School of Earth Sciences and Engineering, Xi’an Shiyou University, Xi’an, Shaanxi 710065, China; 2. Key LaboratoryofShaanxiProvinceforOilandGasAccumulationGeology,Xi’an,Shaanxi710065,China; 3.PetroleumExplorationandDevelopmentResearchInstituteofPetroChinaChangqingOilfieldCompany,Xi’an,Shaanxi710021,China; 4.OilandGasDevelopmentDepartmentofPetroChinaTarimOilfieldCompany,Korla,Xinjiang841000,China)

Abstract:The Chang7 reservoir (the seventh member of Yanchang Formation) in the Ordos Basin, with an average porosity of 9% and permeability of 0.1× 10-3μm2, is a tight reservoir. Reservoirs are mainly sandy debris flows and turbidite sandstones in a semi-deep and deep lacustrine gravity flow environment, featured by fine granularity, high filler content, complicated pore and throat shape, enriched secondary dissolved feldspar pores, and poor primary intergranular porosity. The influencing factors for reservoir physical properties were analyzed according to micro test data such as cast thin section, X-ray diffraction, fluid inclusion and electron probe microscopy. Sedimentation, diagenesis and hydrocarbon charging are the three major factors affecting reservoir physical properties. The sedimentary characteristics of semi-deep and deep lacustrine sandstones were key factors that caused intense compaction and cementation in reservoirs. As a result, sandstone porosity may decrease by 22%. On the other hand, feldspars were dissolved by organic acid liquids produced by the reaction of hydrocarbon emplacement, which in turn improved physical property. Alkaline reservoir fluid after hydrocarbon charging was beneficial to the cementation of ferrous calcites, which was critical to reservoir tightening.

Key words:lithogenesis; hydrocarbon charging; tight reservoir; Yanchang Formation; Ordos Basin