黃陵地區三疊系延長組長6 儲層特征研究

胡桂林，張天杰，李 丹，黃啟江，馮小龍

（中國石油長慶油田分公司第一采油廠，陜西延安 716000）

隨著勘探工作向深層發展，2011 年在黃陵縣侯莊鄉預探井正33 長6 層獲工業油流，拉開了勘探長6 層的序幕。通過近年的勘探開發實踐，完鉆各類探井及開發井18 口。

隨著現代儲層沉積學的發展，尤其是分析化驗技術、計算機技術、地質統計及分析技術的發展，使得儲層沉積學在國內取得了重大進展，為精細刻畫沉積環境、分析沉積相展布、從而能夠通過沉積相的研究搞清沉積體系、沉積演化規律，同時結合儲層研究、油藏富集規律研究及相對高滲儲層分布規律研究，確定黃陵地區延長組長6 儲層特征，這既是當務之急，也是完全可以實現的目標，其成果必將帶來可觀的經濟效益。通過該研究，預計對該區長6 層砂體分布規律及儲層會有更加清楚的認識，為以后產建開發有利支撐。

1 沉積特征

1.1 顏色及沉積構造特征

灰色厚層塊狀粉-細砂砂巖, 夾薄層深灰色、灰黑色泥巖。常見水平層理、沙紋層理、粒序層理、槽模、溝模、火焰狀構造等，泥巖、粉砂巖發育泥礫、泥質碎屑和不規則分布的板條狀泥巖撕裂屑等[1]（見圖1）。

圖1 黃陵地區長6 油層組沉積構造特征Fig.1 Sedimentary and tectonic characteristics of Chang-6 reservoir in Huangling area

1.2 單井相沉積

深湖沉積中發育規模不等的多期濁流沉積，多為2 cm～15 cm；鮑瑪序列可以完全或不完整出現某層段，大多缺失流水沙紋層理及深湖泥巖段沉積，以底部粒序層理最厚。剖面縱向上為厚層塊狀細砂巖，厚度約40 m，夾薄層灰色、深灰色、灰黑色泥巖；局部發育薄層粉砂巖，見水平層理、槽模、火焰狀構造等。沒有明顯的粒序變化，表現為多期重力流的沉積特點。

1.3 沉積相平面展布

黃陵地區延長組主要湖泊相沉積，并發育深湖亞相沉積。深湖相沉積以厚層濁積巖為主，夾少量泥質粉砂巖或粉砂質泥巖。濁積巖的自然電位曲線呈弱起伏狀，自然伽瑪值較低，曲線呈箱狀，具小的鋸齒狀起伏。砂體發育受沉積相的控制，砂體的展布基本與沉積相一致，在扇體砂地比高值的地方，砂體也較為發育。

2 沉積特征

2.1 碎屑組成

根據鑄體薄片和掃描電鏡觀察、統計分析，最后采用三角形圖解法，對研究區延長組長6 的砂巖進行了分類（見圖2）。

圖2 黃陵地區長6 儲層砂巖分布圖Fig.2 The sandstone distribution map of Chang-6 reservoir in Huangling area

從三角圖中可以看出，長6 的砂巖主要巖石類型為巖屑長石砂巖，具高石英、低長石、低巖屑的特征。

長石巖屑砂巖、巖屑長石砂巖以及少量長石砂巖。巖礦分析表明，研究區長6 段砂巖儲層的碎屑成分以石英為主，其次為巖屑，長石（見圖3、圖4）。

圖3 黃陵地區長6 儲層砂巖碎屑組分含量圖Fig.3 The content figure of detrital composition of sandstones，Chang-6 reservoir in Huangling area

2.2 填隙物組分及其特征

圖4 黃陵地區長6 儲層砂巖巖屑百分含量圖Fig.4 The percentage diagram of lithic sandstone of Chang-6 reservoir in Huangling area

填隙物組分總體含量較高，且變化較大，最高含量為28.5 %，最低含量5.5 %，平均為17.07 %。長6 儲層中填隙物主要由膠結物及雜基等碎屑粘土礦物組成，含量為28.5 %～5.5 %，平均含量為16.3 %。膠結物多為綠泥石、石英加大等硅質膠結物、鐵方解石、鐵白云石、伊利石、高嶺石等自生粘土礦物以及有機質膠結物。其中碳酸鹽膠結物含量最高，含量為3.5 %～5.5 %，平均含量為4.5%；其次為綠泥石，含量為2.8%～3.5%，平均含量為3.2 %；第三為有機質膠結物，含量為0.9 %～2.8 %，平均含量為1.7 %，其它膠結物含量相對都很低。

2.3 結構特征

黃陵地區長6 儲層砂巖主要為細粒巖屑長石砂巖、長石巖屑砂巖以及少量長石砂巖，碎屑顆粒呈次棱狀、分選差、線接觸或點-線接觸，膠結類型為基底式、孔隙式為主（見圖5）。

圖5 黃陵地區長6 油層組結構特征Fig.5 The structural features of Chang-6 reservoirs in Huangling area

3 儲集特征

3.1 孔隙類型及特征

研究區長6 儲層中，粒間孔－溶孔型占主要地位，平均含量達55.06 %；其次為微孔，平均含量為28.09 %；晶間孔-溶孔型位居第三，平均含量為11.24 %。其余如殘余粒間孔-溶孔、復合型孔、晶間孔-微孔、晶間孔、巖屑溶孔、粒間孔、粒間孔-次生溶孔等含量較低。

3.2 儲層物性特征

研究區延長組長6 儲層孔喉結構較差，儲集層的排驅壓力在0.01 MPa～29.2 MPa 不等，平均1.22 MPa；中值壓力在0.55 MPa～118.73 MPa 不等，平均19.01 MPa；孔喉中值半徑為0.01 μm～1.35 μm，平均0.14 μm；最大孔喉半徑為0.03 μm～9.94 μm，平均1.61 μm，分選系數3.53；變異系數0.4。

通過對黃陵地區長6 儲層巖心分析化驗資料統計，長6 儲層孔隙度為7.06 %～7.52 %，平均值7.28 %，頻率分布主體集中在4 %～10 %；滲透率為（0.403 4～0.539 1）×10-3μm2，平均值0.440 1×10-3μm2，頻率分布主體集中在（0.01～1.0）×10-3μm2。可以看出長6 儲層的滲透率較小，按前人對低滲透儲層的分類標準，研究區主要為接近特低-超低滲儲層。

4 成巖作用對儲集巖物性的影響

4.1 壓實作用對儲層物性的影響

壓實作用是導致研究區砂巖孔隙喪失的主要原因。砂巖中含較多的塑性碎屑，如云母、泥質巖屑和千枚巖巖屑等。這些塑性碎屑在早期成巖作用過程中發生扭曲、膨脹及塑性變形并擠入粒間孔隙中，從而使相當一部分原生孔隙喪失，滲透率急劇降低。研究長6 砂巖的塑性巖屑主要有碳酸鹽巖、片巖、千枚巖、泥質巖及云母。壓實作用導致塑性碎屑擠壓、變形、充填孔隙，嚴重影響了儲層的儲集和滲流能力。

4.2 膠結作用對儲層物性的影響

成巖作用控制了儲層填隙物重結晶的程度，因此填隙物的含量能從一定程度上反映成巖作用對儲層物性的影響程度。

前人研究表明，填隙物含量高的砂巖其孔隙度、滲透率要低于那些填隙物含量低的砂巖。填隙物總量大致與儲層物性之間呈負相關關系，這是由于填隙物往往由細粒的重結晶的粘土和碳酸鹽膠結物組成，而這二者一般對儲層物性都起到破壞的作用。

高嶺石能使儲層的物性變好，但高嶺石在本區長6 儲層中含量很低，幾乎可以忽略不計；通過薄片觀察和掃描電鏡發現，伊利石呈絨球狀、毛發狀充填孔隙，堵塞孔喉，使儲層物性降低，破壞儲層。

碳酸鹽巖膠在研究區主要的膠結物為方解石、鐵方解石膠結物，方解石可分為早、晚兩期，早期成巖作用階段形成的方解石部分原生粒間孔喪失，破壞儲層物性，但在另一方面方解石的存在有效地增強了巖石的抗壓實能力，使壓實作用對巖石的影響大為減弱。但早期方解石膠結物含量很少，鏡下識別相對困難。晚期碳酸鹽在交代骨架顆粒和填隙物時也不可避免地充填了早期形成的部分粒內、粒間溶孔和原生殘留孔隙，從而降低了砂巖的孔隙度和滲透率，使儲層物性變差，因此屬于破壞性成巖作用的范疇。但在晚期碳酸鹽礦物未交代部位，次生孔隙和原生殘留孔隙仍可以保存下來。

硅質膠結物對儲集層的影響具有雙重性：石英加大邊占據了砂巖中的一部分孔隙空間，對孔隙雖有一定的破壞作用，但較早形成的石英加大邊抑制了壓實作用，對原生粒間孔起到了一定的保護作用。一旦次生石英含量較多，堵塞孔隙喉道，則嚴重影響砂巖的儲集性能。自生微晶粒狀石英占據了次生溶孔形成的空間，減少了孔隙，使砂巖滲透率明顯降低。由于研究區的巖石類型為極細-細粒的巖屑長石砂巖、長石巖屑砂巖及長石砂巖，石英顆粒不僅含量較低，且形成的次生加大邊也較少，僅為Ⅰ-Ⅱ級加大，所以硅質含量對儲層的物性影響較小。

4.3 溶解作用對儲層物性的改善

從薄片觀察中看出，研究區長石、巖屑被有機質產生的大量有機酸溶解形成大量的粒內和粒間溶孔。本區溶蝕作用的特點：一是溶蝕作用廣泛，砂巖中各種易溶組分（包括易溶碎屑顆粒、凝灰質等雜基、自生膠結物）均可見到溶蝕現象；二是溶蝕作用強烈，一些不易溶蝕的組分如石英碎屑與石英巖巖屑等也普遍發生了溶蝕。因此，由溶解作用造成的次生溶孔在研究區發育普遍，形成了一定規模的次生孔隙，如長石溶孔、巖屑溶孔、以及粘土礦物溶孔和碳酸鹽粒內溶孔等，在很大程度上改善了儲層的物性。

5 結論

黃陵地區長6 油層組主要為湖泊相沉積，并發育深湖亞相沉積。深湖相沉積以厚層濁積巖為主，夾少量泥質粉砂巖或粉砂質泥巖。儲集層巖石類型主要為巖屑長石砂巖，具高石英、低長石、低巖屑的特征。填隙物主要以膠結物為主，孔隙類型主要為粒間孔－溶孔型，其次為微孔和晶間孔-溶孔型。儲層孔隙度平均值7.28 %，滲透率平均值0.440 1×10-3μm2，因此研究區可劃歸特低-超低滲儲層。成巖作用是影響儲層物性的主要因素，壓實作用是孔滲降低、儲層物性變差的主要原因之一。各種膠結作用使砂巖物性進一步變差，尤其碳酸鹽膠結物是物性變差的又一主要因素。而溶蝕作用是使儲集層增孔的成巖作用。

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