鄂爾多斯寨科區及旦八北部區儲層特征研究

尹詩琪，張天君

（1.長江大學工程技術學院，湖北 荊州 434000；2.中國石油青海油田分公司澀北作業公司，西寧 810000）

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鄂爾多斯寨科區及旦八北部區儲層特征研究

尹詩琪1，張天君2

（1.長江大學工程技術學院，湖北 荊州 434000；2.中國石油青海油田分公司澀北作業公司，西寧 810000）

摘要：寨科區和旦八北部區面積約82km2。通過大量資料統計分析，該區域長4+5、長6儲層主要為細砂巖，孔隙度一般4.7%～18.4%，平均10.93%，滲透率0.042～12.2×10(-3)μ m2，平均1.64×10(-3)μ m2，長6儲層孔滲條件比長4+5略好。對儲集性能起破壞性的成巖作用主要包括壓實作用和膠結作用，起建設性作用的主要為溶解作用。粘土膜可以有效阻止石英次生加大以及其他礦物的膠結作用，從而有保護殘余粒間孔，但是孔隙式充填的自生粘土礦物常常擠占有效孔隙空間，降低儲集層的物性。

關鍵詞：儲層；孔滲條件；成巖作用；鄂爾多斯盆地

1　研究區區域地質概況

鄂爾多斯盆地是我國大型沉積盆地之一，面積約25萬km2。現今的盆地可劃分為：伊盟隆起、渭北隆起、西緣逆沖帶、晉西撓褶帶、天環坳陷、陜北斜坡等六個一級構造單元。寨科區和旦八北部區位于志丹縣西南部的旦八鎮境內，面積約82km2。目前該區域長4+5、長6儲層特征未進行過系統研究，不利于該區域的后續開發。通過大量的資料對寨科區和旦八北部區長4+5、長6儲層地質特征進行詳細研究，對于實現油田產層及區塊接替、增儲上產、后續高效開發具有重要的意義。

圖1　寨科區及旦八北部區長4+5、長6油層砂巖組分三角圖

2　儲層特征

儲集層特征的研究是油藏評價工作的重要組成部分，對儲集性能評價的結果將直接影響油藏評價的效果[1]。研究區三疊系延長組儲集層不僅分布廣，厚度大，而且含油普遍、油層縱向迭加[2-5]。油氣的富集與儲集條件有密切的關系，因此，有必要對儲集層的特征進行較為詳細的研究。

2.1儲層巖石學特征

在前人所做的巖石學研究的基礎上，選取了研究區9口井的14個樣品進行了偏光顯微鏡、掃描電鏡和鑄體粒度圖像分析，分析結果顯示，寨科區及旦八北部區內長4+5、長6儲層主要為淺灰色、灰白色、灰褐色細粒長石砂巖，其次為粉—細粒長石砂巖（圖1）。儲層砂巖的骨架顆粒主要為石英、長石、巖屑和云母礦物。其中以長石最為發育，長4+5長石含量一般為25%～70%，平均48%，長6長石含量一般為30%～65%，平均50%；其次為石英，長4+5儲層石英含量一般在14%～28%，平均17.8%，長6儲層石英含量一般在16%～32%，平均21%；巖屑主要為泥質巖屑、千枚巖屑、花崗巖屑，長4+5、長6巖屑含量一般為3%～10%，平均4%；云母也是區內砂巖中普遍可見的碎屑顆粒，變化范圍較大，多為1%-15%，平均含量7%。填隙物包括泥質雜基和自生礦物膠結成分，其含量和分布變化很大，不同類型的填隙物，不同井區，不同層段的含量均有較大變化，一般為5%～47%，平均10%。雜基以泥質為主，見有為綠泥石和云母，含量變化也較大，含量占填隙物的45%；膠結物主要包括方解石、自生粘土礦物，石英加大、長石加大及硬石膏，占填隙物總量的55%。

2.2儲層物性及巖心物性特征

孔隙度和滲透率是表征儲層物性最為常用和重要的參數，定量研究儲層孔滲特征是油藏描述工作中儲層研究的重要內容之一，對于研究儲層非均質性及儲量計算、儲層綜合評價等有著重要意義，也是剩余油分布及油水運動規律研究的基礎[6]。

根據巖樣所做孔滲分析表明，區內儲層孔隙度φ一般介于4.7%～18.4%，平均為10.93%，滲透率k一般介于0.042～12.2×10-3μ m2，平均為1.64×10-3μ m2。孔隙度和滲透率之間存在有一定的線性相關關系（圖2）。

圖2　寨科區及旦八北部區長4+5、長6巖心孔隙度和滲透率交匯關系圖

從分析樣品分析結果的平均值來看（表1），長6儲層孔滲條件比長4+5略好，長6儲層孔隙度φ平均為11.52%，滲透率k平均值為2.63×10-3μ m2，長4+5儲層孔隙度平均值為10.9%，滲透率平均值為0.13×10-3μ m2。

2.3儲層孔隙類型與孔隙結構

2.3.1儲集空間類型及其特征

通過普通薄片、鑄體薄片觀察，結合鑄體薄片圖像粒度統計分析發現研究區內儲層的儲集空間類型主要有殘余原生粒間孔、粒間溶孔、粒內溶孔、基質微孔等（圖3a,b,c,d）。從表2可以看出，所取樣樣品鑄體薄片粒度圖像分析得到的面孔率在0～8.18%，平均僅為3.26%。不同樣品之間，面孔率的發育程度相差明顯，粉砂巖的平均面孔率最小，僅有0.2%，雖然樣品的數量有限，但是總體反映出了隨粒度增加面孔率有增加的趨勢。在儲層儲集空間類型主要是粒間溶孔，占儲集空間的60%～85%，次為殘余原生粒間孔（15.3%）和粒內溶孔（5.08%），少量為基質內微孔隙。可見，區內儲層的主要儲集空間為粒間溶孔。

表1　寨科區及旦八北部區長4+5、長6巖心孔隙度和滲透數據表

圖3a　剩余粒間孔（寨28井，長6）

圖3b　粒間溶孔r,粒內溶孔m(3024井，長6)

圖3c　長石粒內溶孔（寨83井，長6）

圖3d　基質間微孔（正134井，長4+5）

表2　長4+5、長6儲集空間及物性統計表

2.3.2孔隙結構特征

儲層孔隙結構特征是指孔隙及連通孔隙的喉道大小、形狀、連通情況、配置關系。研究區內樣品的孔隙度和滲透率之間的關系可以看出（圖2），孔隙度大滲透率不一定高。其主要原因巖石的孔滲特征明顯地受著巖石的孔隙結構特征的影響。孔隙結構特征是指巖石所具有的孔隙喉道的幾何形態、大小、分布及其相互連通關系，由于成巖作用的影響，儲集巖的孔隙結構變得十分復雜。通過掃描電鏡和粒度圖像分等方法，對區內儲層的孔隙結構特征進行了分析，主要分為如下四類：

①縮頸喉道：指孔隙的縮小部分形成的喉道，喉道一般較粗，多大于5μ m，個別可達100μ m，喉道寬度一般5～50μ m，有時沿顆粒表面生長的綠泥石等可使喉道部分或全部堵塞（圖4a）。②片狀或彎片狀喉道：該類喉道呈現片狀，喉道一般長遠大于寬，一般以半徑1.5～0.5μ m的細喉，主要是巖石的壓實和膠結作用形成的喉道，偶而亦可見到顆粒破碎所成的長而窄的片狀縫形成的片狀或彎片狀喉道。片狀或彎片狀喉道掃描電鏡下觀察占有部分比例（圖4b）。③管束狀喉道：當雜基和膠結物含量較高時，原生的粒間孔隙有可能完全被堵死。在雜基和膠結物中的許多微孔隙本身既是微孔隙又是連通的通道。這些微孔隙像毛細管交叉的分布在雜基和膠結物中。這類喉道較為常見，常和其它類型的

喉道共同存在巖石之中一般以半徑大于10μ m的粗喉為主，這類砂巖往往壓實和膠結作用弱，砂粒為點接觸，或溶蝕作用較強，碎屑接觸處的邊緣也受溶蝕圖（圖4d）。上述4種喉道類型在本次研究所分析的樣品中均有發育，其中縮頸喉道和點狀喉道為中－高滲性儲集巖的喉道類型，片狀或彎片狀喉道為中低滲性儲集巖的喉道，管束狀喉道為低滲透性儲集巖的喉道類型。（圖4c）。④點狀喉道：分布于顆粒之間將接觸處，其形態呈粗而短的點狀。該類喉道一般較小。一般以半徑大于10μ m的粗喉為主，這類砂巖往往壓實和膠結作用弱，砂粒為點接觸，或溶蝕作用較強，碎屑接觸處的邊緣也受溶蝕圖（圖4d）。上述4種喉道類型在本次研究所分析的樣品中均有發育，其中縮頸喉道和點狀喉道為中－高滲性儲集巖的喉道類型，片狀或彎片狀喉道為中低滲性儲集巖的喉道，管束狀喉道為低滲透性儲集巖的喉道類型。

2.4儲層成巖作用

圖4a　縮頸喉道（寨67井，長6）

圖4b　片狀或彎片狀喉道（寨92井，長4+5）

圖4c　管束狀喉道 （寨28井，長6）

圖4d　點狀喉道（寨34井，長6）

通過薄片和掃描電鏡觀察，研究區主要經歷的和孔隙演化密切相關的成巖作用主要包括壓實作用、膠結作用和溶蝕作用[7]。

2.4.1壓實作用

巖心薄片觀察表明，區內機械壓實作用的表現特征為:①顆粒長軸定向排列。②黑云母的壓彎變形及軟巖屑被擠壓成假雜基。③石英及長石等剛性顆粒的壓裂。這種顆粒破裂縫又被后期方解石等膠結物愈合。④顆粒在壓實作用下接觸關系的改變，巖石碎屑顆粒之間以線接觸和線-點接觸為主，甚至局部凹凸接觸（圖5a）。

圖5a　碎屑顆粒之間的線-點接觸、凹凸接觸（正134井，長4+5，鑄體薄片）

2.4.2膠結作用

本區砂巖中的膠結物主要有自生粘土礦物、碳酸鹽礦物及自生石英等，膠結類型為薄膜式、再生式、孔隙式膠結，它們在儲層中起堵塞孔隙、使孔隙性變差的破壞作用。早期成巖階段沉積的膠結物成分碳酸鹽、硫酸鹽和自生粘土礦物等，可以抵抗部分上覆地層壓力，阻礙壓實作用的進一步進行（圖5b,c）。

圖5b　粗粉晶級方解石（寨92井，長4+5，鑄體薄片）

圖5c　部分顆粒表面粘土環邊膠結（寨92井，長4+5，掃描電鏡）

2.4.3溶解作用

通過統計分析發現溶蝕作用產生的粒間溶孔構成了研究區的主要儲集空間類型。其主要表現為顆粒特別是巖屑、長石、粘土礦物顆粒和膠結物的溶蝕。溶蝕作用進行得比較徹底的情況下，粒間溶孔有時和原生粒間孔不太好區分，但這類孔隙往往表現為超大孔隙，顆粒呈漂浮狀（圖5d）。除溶蝕膠結物形成粒間溶孔外，巖屑、長石顆粒發生粒內溶蝕可形成粒內溶孔、沿裂縫或者解理縫溶蝕可形成溶擴縫。顆粒邊緣可見受溶蝕作用形成的港灣。

圖5d　粒間溶孔、粒內溶孔和溶擴縫（3024井，長4+5，鑄體薄片）

自生粘土礦物膠結物常見的綠泥石、伊利石及伊蒙混層等自生粘土礦物對儲集層物性的影響既有建設性的也有破壞性的[8]。粘土膜可以有效阻止石英次生加大以及其他礦物的膠結作用，從而有保護殘余粒間孔，但是孔隙式充填的自生粘土礦物常常擠占有效孔隙空間，降低儲集層的物性。研究區內對儲層演化起建設性作用的成巖作用主要為溶解作用。顯微鏡及掃描電鏡觀察表明，研究區溶蝕作用主要發生在長石顆粒表面及內部，其次為巖屑發生溶蝕。

3　結論

1）寨科區及旦八北部區內長4+5、長6儲層巖性主要為淺灰色、灰白色、灰褐色細砂巖，其次為粉—細粒長石砂巖。儲層砂巖的骨架顆粒主要為石英、長石、巖屑和云母礦物。填隙物包括泥質雜基和自生礦物膠結成分。膠結物主要包括方解石、自生粘土礦物，石英加大、長石加大及硬石膏，占填隙物總量的55%。

2）研究區內儲層孔隙度φ一般介于4.7%～18.4%，平均為10.93%，滲透率k一般介于0.042～12.2 ×10-3μ m2，平均為1.64×10-3μ m2。孔隙度和滲透率之間存在有一定的線性相關關系。同時長6儲層孔滲條件比長4+5略好。

3）研究區內儲層的儲集空間類型主要有殘余原生粒間孔、粒間溶孔、粒內溶孔、基質微孔等。孔隙結構主要包括縮頸喉道、片狀或彎片狀喉道、管束狀喉道、點狀喉道。這四類結構在樣品中均有發育，其中縮頸喉道和點狀喉道為中－高滲性儲集巖的喉道類型，片狀或彎片狀喉道為中低滲性儲集巖的喉道，管束狀喉道為低滲透性儲集巖的喉道類型。

4）研究區成巖作用主要包括壓實作用、膠結作用和溶蝕作用。其中對儲集性能起破壞性的成巖作用主要包括壓實作用和膠結作用，起建設性作用的主要為溶解作用。但自生粘土礦物在降低有效儲集空間的同時也保護了殘余粒間孔的形成。

參考文獻：

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Characteristics of Reservoir in the Zhaike and Northern Danba areas,Ordos Basin

YIN Shi-qi1ZHANG Tian-jun2
(1-College of Technology and Engineering,Yangtze University,Jingzhou,Hubei 434000; 2-Sebei Homework of Qinghai Oilfield Branch Company,PetroChina,Xining 810000)

Abstract:Statistical analysis indicates that reservoirs of the Chang4 + 5 and Chang 6 in the Zhaike and Northern Danba areas in Ordos Basin are composed gray and grayish white,brown fine sandstone with a porosity of 4.7-18.4% (average of10.93% ) and a permeability of 0.042-12.2×10(-3)μm2(average of 1.64×10(-3)μm2).And pore and permeable condition of the Chang 6 reservoir is better than that of Chang 4 + 5.The reservoir space types are residual original intergranular pore,intergranular dissolved pore,intragranular dissolved pore,matrix pore and so on.Pore structure includes the necking throat,flake or curved flake throat,tube bundle throat,dot throat.Compaction and cementation are destructive diagenesis on physical properties,while dissolution is a constructive one.Clay film can effectively prevent quartz overgrowth which protected the residual intergranular pore formation,but the pore filled by antigenic clay minerals often diverted effective pore space,reducing the physical properties of the reservoir.

Key words:pore permeability condition; pore structure; diagenesis; clay protection

作者簡介：尹詩琪（1984-），男，湖北應城人，助教，研究方向：構造地質、石油地質

收稿日期：2015-07-06

DOI：10.3969/j.issn.1006-0995.2016.01.018

中圖分類號：P618.130.2

文獻標識碼：A

文章編號：1006-0995（2016）01-0081-05