陕北地区长8油层组储层特征及致密成因分析

2016-12-17周新平楚美娟张文选陈璐

长江大学学报(自科版) 2016年35期

周新平，楚美娟，张文选陈璐

(中油测井油气评价中心，陕西西安 710061)

周新平，楚美娟，张文选陈璐

储层质量分析是石油地质研究的基础，对油气勘探开发具有重要意义。通过大量的普通薄片、铸体薄片、扫描电镜以及阴极发光等分析测试资料，从储层岩石组构、岩石组分的角度对陕北地区长8油层组储层特征及致密成因进行了研究。研究表明，区内长8油层组储层以岩屑长石砂岩和长石砂岩为主，粒度细，填隙物含量高；孔隙类型主要为粒间孔，长石溶孔次之，为微孔-微细喉孔喉结构；储层物性较差，属特低孔、特低渗储层。储层岩石组构、岩石组分及成岩作用控制了储层质量。利用储层岩石组构估算了其原始物性，孔隙度为38%～42%，渗透率为5～10mD，原始物性一般。岩石组分中塑性碎屑含量高，抗压实作用弱，填隙物以碳酸盐胶结、绿泥石填隙为主，水云母、硅质次之，填隙物类型及较高含量影响了成岩作用及其强度，继而最终造成了长8油层组储层致密。

陕北地区；长8油层组；致密砂岩；岩石组构；填隙物

低渗透油气藏是当今油气勘探开发的热点研究领域，随着勘探开发的不断深入，有关低渗透储层的研究也在不断深化。致密储层地震识别、测井评价、储层微观特征、临界物性、渗流机理、储层改造等方面成果丰富[1～6]，尤其是在致密储层成因研究方面，不同学者从沉积成岩过程、孔隙演化、成藏史与致密史耦合、模拟试验等方面进行了研究[7～14]，重点分析了储层成岩过程中成岩作用、水-岩作用、烃类充注等造成的影响，且普遍认为压实作用、胶结作用是储层致密的主要原因，而对储层岩石组构、岩石组分在沉积成岩过程中所起作用还研究较少[15]。

鄂尔多斯盆地中生界长8油层组是姬塬、陇东地区的主力产层，而陕北地区长8油层组储层致密，勘探尚未取得重大突破。近年来，随着研究力度的不断加大，在陕北地区吴起、高桥一带发现了一批工业油流井，展现出较大的勘探潜力。笔者针对研究区储层致密问题，通过大量的分析测试资料对研究区长8油层组储层特征进行了研究，利用储层岩石组构估算了原始物性，分析了岩石组构、岩石组分对成岩作用的影响，以期能从储层岩石组成方面研究其致密成因，为寻找有利勘探甜点提供依据。

1 沉积背景

图1 鄂尔多斯盆地长8油层组沉积模式图

受盆地构造、湖盆底形、物源供给等影响，鄂尔多斯盆地中生界长8油层组主要发育西北、西南及东北3大沉积体系。陕北地区处于湖盆缓坡带，受东北沉积体系控制，发育曲流河三角洲沉积，研究区长8油层组以三角洲前缘沉积为主(图1)，水下分流河道、河口坝是主要储集砂体[16，17]。砂体总体厚度大，达10～45m，但单层厚度薄，最厚约5m，以2m左右薄层砂体为主，且分布较为孤立。纵向岩性变化快，泥质夹层发育，砂岩、泥岩频繁交互出现，反映了湖盆环境三角洲前缘动荡的水动力条件。

2 储层特征

2.1 岩石学特征

通过对岩石普通薄片统计分析，陕北地区长8油层组储层整体粒度较细，主要为细砂岩-粉砂岩；岩石类型以岩屑长石砂岩和长石砂岩为主(图2(a))。受物源区母岩类型控制，盆地长8油层组储层碎屑组分、填隙物含量差异明显。陕北地区石英、岩屑体积分数低，平均为26.68%、15.12%，长石体积分数较高，平均为30.68%。岩屑主要为变质岩屑，约为10.21%，火山岩屑、沉积岩屑体积分数均较低，平均为4.46%、0.45%。储层填隙物体积分数高，平均为17.77%，以铁方解石、绿泥石填隙为主，为5.86%、5.28%，水云母、硅质次之，为2.47%、1.21%，高岭石、方解石、白云石较低，分别为0.32%、0.43%、0.97%(图2(b))。

图2 陕北地区长8油层组岩石类型三角图(a)、填隙物分布柱状图(b)

2.2 孔隙类型及孔喉结构

储层孔隙类型及结构特征决定了储集空间特征及渗流能力，其复杂程度决定了储层的非均质性。研究区长8油层组储层孔隙类型多样，主要为粒间孔，长石溶孔次之，岩屑溶孔、晶间孔、微裂隙均较少。面孔率低，平均为2.65%，储层致密。

1)粒间孔碎屑颗粒之间的剩余原生孔隙，由于压实、胶结等作用孔隙变小，但没有完全丧失，该类孔隙是研究区长8油层组储层主要的储集空间类型，主要分布在水下分流河道、河口坝等厚层砂体中(图3(a))。

2)长石溶蚀孔长石碎屑颗粒内形成的溶蚀孔隙，主要是在成岩中期被有机酸溶蚀形成，部分长石溶孔由于选择性溶蚀作用，形成条带状溶孔顺解理分布(图3(b))。该类溶孔在研究区长8油层组储层普遍存在，对储层物性起建设性作用，但总体含量较低，对改善储层物性作用有限。

图3 陕北地区长8油层组致密储层微观特征

根据毛细管压力参数统计分析，长8油层组储层排替压力、中值压力均较大，分别为2.3MPa、15.3MPa，中值半径小，分布范围为0.02～0.06μm(平均0.04μm)，孔喉分选系数1.4，最大进汞饱和度63.4%，平均退汞效率低，为22.5%，具微孔-微细喉孔喉结构。

2.3 物性特征

通过对该区长8油层组51口井1707块样品物性测试资料的统计，孔隙度呈单峰分布，主要分布范围为5%～10%(平均7.9%)(图4(a))；渗透率差异较大，非均质性强，主要分布于0.01～0.3mD(平均0.14mD)(图4(b))。研究区长8油层组储层致密，物性较差，属特低孔、特低渗储层。

图4 陕北地区长8油层组储层孔隙度(a)、渗透率(b)直方图

3 致密储层成因分析

陕北地区长8油层组储层致密主要受沉积、成岩等作用控制。该次研究主要针对储层岩石组构、岩石组分分析储层致密过程，结合成岩作用综合研究储层致密成因。

3.1 岩石组构对储层的控制

图5 陕北地区长8油层组原始孔隙度、渗透率分布(据Sneider[18], 1978)

岩石组构主要包括碎屑的粒度、球度、分选、磨圆、杂基含量等，受控于水体能量，体现了沉积对储层的控制作用。岩石组构不仅决定了砂岩的原始储层质量，还影响了后续的成岩作用强度。储层原始孔隙度主要受控于颗粒的分选，分选越好，原始孔隙度越高；而渗透率受粒度和分选的双重控制，粒度粗、分选好的沉积物其原始渗透率越高。陕北地区长8油层组储层砂岩粒度较细，粒度中值一般小于0.125mm，以极细粒-细粒为主，碎屑颗粒分选相对较好。通过Sneider图版投影(图5)，依据粒度中值、分选系数对原始物性进行了估算，长8油层组储层原始孔隙度分布于36%～42%，主要分布区间为38%～40%；渗透率分布于1.2～20mD，主要分布区间为5～10mD。根据原始孔隙度计算公式：

式中：φ0为砂体原始孔隙度，1；S0为特拉斯克分选系数(粒度累积曲线上25%处的粒径与75%处粒径之比的平方根)，1。

研究区长8油层组储层原始孔隙度平均为38.77%，与Sneider图版投影相当，表明长8油层组储层原始物性一般。

3.2 岩石组分对储层的控制

3.2.1 塑性岩屑组分对储层成岩作用的影响

研究区长8油层组储层塑性岩屑组分体积分数较高，达12%，主要为千枚岩、片岩、板岩、泥岩等岩屑以及云母等碎屑颗粒。塑性岩屑及碎屑颗粒抗压性弱，受压易变形，其组分含量越高，压实作用越强。压实作用强度与埋深密切相关[10]，埋藏早期压实作用最为明显，该时期岩石颗粒相对疏松，在上覆岩层负荷下塑性组分易被压实变形，在孔隙中形成假杂基，堵塞了原始孔隙及喉道，从而降低了储层的孔隙度和渗透率，破坏了储层储集性能。即使是在最大埋深相当的储层中，塑性组分体积分数与压实率也呈现出明显的正相关关系，随着岩石中塑性组分体积分数的增加，压实率呈现明显升高的趋势(图6(a))。陕北地区长8油层组储层的压实率较高，普遍处于中等-强压实阶段，塑性组分含量高导致压实作用较强是导致长8油层组储层致密的原因之一。

图6 陕北地区长8油层组储层组分交会图

3.2.2 填隙物类型及含量对储层质量的影响

研究区长8油层组储层填隙物含量高，占据了大量的孔隙空间，极大地减小了储层物性，较高含量的填隙物是储层致密的主要原因。

1)碳酸盐胶结物碳酸盐胶结物是研究区长8油层组储层主要的填隙物之一，约占填隙物总量的7.25%，发育方解石、铁方解石、铁白云石等胶结类型。根据大量的普通薄片、阴极发光薄片观察分析，研究区长8油层组储层发育3期方解石胶结，即早期泥晶方解石胶结、中期含铁方解石或铁方解石胶结、晚期铁方解石胶结，且以中期、晚期铁方解石胶结为主。

早期泥晶方解石胶结，方解石晶形通常为泥晶、微晶，部分重结晶具有晶粒结构(见图3(c)、(d))，一般形成于准同生期或早成岩A期，含量较低，可被中期的铁方解石交代。

中期含铁方解石或铁方解石胶结，呈晶粒状分布于粒间孔和长石、岩屑粒内溶孔中。成分主要为含铁方解石或铁方解石(见图3(e)、(f))，约占5%左右，形成于中成岩A期，可充填破坏早期形成的粒间孔等。

晚期铁方解石胶结，多呈晶粒状充填于粒间孔及各类溶蚀孔中。成分主要为铁方解石，部分为铁白云石(见图3(j)、(h))，常交代石英、长石颗粒以及早期、中期碳酸盐胶结物，是碱性成岩环境典型的自生矿物类型，分布普遍，约占2%～10%，形成于成岩晚期，特别是中成岩阶段B期。

2)绿泥石胶结物研究区长8油层组储层中的绿泥石含量较高，主要为绿泥石填隙物，约占填隙物总量的5.28%，绿泥石膜衬边较少。有关绿泥石胶结与物性的关系还存在争议，多数学者[20，21]认为绿泥石胶结物以颗粒环边方式产出，成岩早期有效增强了岩石颗粒的抗压性，同时可阻碍岩石颗粒与孔隙流体的接触，抑制石英次生加大、碳酸盐胶结等其他胶结物的形成，保存了储层孔隙。而另外一些学者[22]则认为绿泥石胶结物对孔隙的保存有负面影响，绿泥石胶结对保存砂岩孔隙的能力有限，物性较好的砂岩主要受其自身的岩石学特征决定。该次研究表明，绿泥石填隙物为自生绿泥石阶段形成，晶形较好，晶粒粗大，主要充填于粒间孔、溶蚀孔中，在岩石颗粒间形成桥塞，降低了储层物性(见图3(i)、(j))。通过绿泥石填隙物体积分数与面孔率的交会图可以看出，当绿泥石填隙物体积分数低于5%时，面孔率与其呈正相关关系，而当绿泥石填隙物体积分数超过5%时，面孔率与其呈负相关关系(图6(b))。

前人研究成果[22]表明，绿泥石胶结物的形成经历了原始颗粒沉积阶段、原始颗粒表面黏土吸附成膜阶段、颗粒初期压实阶段、环边绿泥石化阶段、自生绿泥石形成共5个阶段。根据绿泥石胶结物的形成阶段，认为导致研究区长8油层组储层绿泥石填隙发育，绿泥石薄膜相对不发育的原因主要为以下3个方面：①水体能量不强，原始颗粒组构相对较差;②富含塑性岩屑、杂基等，颗粒抗压强度低，颗粒间绿泥石膜衬边难以形成;③长石在富Fe流体作用下绿泥石化，自生绿泥石含量高。通过云母-绿泥石填隙物、火山岩岩屑-绿泥石填隙物体积分数交会图(图6(c)、(d))可知，绿泥石填隙物含量随云母、火山岩岩屑含量的增加而增加。

3)水云母、硅质胶结物由于研究区长8油层组储层富含云母、长石等，可形成大量的K+离子，黏土矿物在富K+离子碱性环境下易形成伊利石，较高含量的云母、长石为水云母的形成提供了物质基础。水云母呈丝缕状充填于粒间孔隙或呈薄膜状附着于颗粒表面，部分与自生石英伴生(见图3(k)、(l))，从而降低了储层物性。

3.3 破坏性成岩作用的影响

沉积作用控制了储层的成分结构与空间展布，成岩作用则影响了储层的储集空间演化。随着埋深增加，成岩条件(温度、压力、酸碱度、流体溶解度等)也不断发生变化，导致成岩作用也呈现出明显的差异性，从而影响了储层的孔隙演化与物性分布。破坏性成岩作用是导致储层致密的原因之一，研究区长8油层组储层破坏性成岩作用主要为压实作用、胶结作用、自生矿物的沉淀与转化作用等。压实作用过程中，岩石的矿物成分对储集层物性有不同的影响，塑性组分在压实作用过程中对原生孔隙具有较大的破坏作用。另外，胶结作用、自生矿物的沉淀与转化作用在填隙物含量对储层质量的控制中已有述及，不再赘述。

4 结论

1)陕北地区长8油层组储层岩石类型主要为岩屑长石砂岩和长石砂岩，粒度细，填隙物含量高；孔隙类型以粒间孔为主，长石溶孔次之，为微孔-微细喉孔喉结构；储层物性较差，属特低孔、特低渗储层。

2)储层岩石组构决定了原始物性，也影响了后期的成岩作用。受曲流河三角洲沉积体系控制，研究区长8油层组储层整体粒度较细、碎屑颗粒分选相对较好，但原始物性一般，先天条件不足。

3)储层岩石组分中塑性碎屑含量较高，抗压实作用弱；碳酸盐岩胶结以中晚成岩阶段的铁方解石、铁白云石为主，充填粒间孔及溶孔；受原始颗粒组构、塑性岩屑、杂基等影响，绿泥石主要为自生阶段形成的绿泥石填隙，绿泥石膜衬边较少；水云母、硅质胶结则进一步降低了储层物性。填隙物类型及较高含量影响了沉积物的成岩作用及其强度，继而最终造成了长8油层组储层致密。

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