安塞油田Y區(qū)塊長6儲層孔隙特征及影響因素

霍小菊 ，韓宗元，于建青，李成福

（1.西北大學大陸動力學實驗室，陜西西安 710069；2.中國石化勝利石油管理局石油開發(fā)中心，山東東營 257000；3.延長油田股份有限公司，陜西延安，717200）

安塞油田Y區(qū)塊長6儲層孔隙特征及影響因素

霍小菊1，韓宗元2，于建青3，李成福3

（1.西北大學大陸動力學實驗室，陜西西安 710069；2.中國石化勝利石油管理局石油開發(fā)中心，山東東營 257000；3.延長油田股份有限公司，陜西延安，717200）

采用普通薄片、鑄體薄片、掃描電鏡、x衍射及高壓壓汞等多種技術手段，對鄂爾多斯盆地安塞油田Y區(qū)塊長6儲層的孔隙特征進行研究，并結合儲層的沉積環(huán)境、巖性特征和成巖演化過程對影響儲層孔隙發(fā)育的因素進行了深入分析。結果表明，研究區(qū)長6儲層巖性主要為長石細砂巖；孔隙類型以溶蝕孔及殘余粒間孔為主；成巖演化目前均已達到晚成巖A期；沉積環(huán)境和成巖作用是影響儲層孔隙發(fā)育的主要因素，不同的沉積微相直接影響儲層砂巖的成分成熟度和結構成熟度的程度；壓實作用是造成孔隙減小的主要因素；而碳酸巖、濁沸石等的膠結作用一方面降低粒間孔隙，一方面支撐骨架，增強儲層抗壓實能力，同時為后期的溶蝕作用產生次生孔隙提供了空間和物質基礎；另外，溶蝕作用的多次發(fā)生，改變了孔隙結構，使得次生孔隙發(fā)育。

安塞油田；長6儲層；孔隙結構；孔隙演化；成巖作用

安塞油田研究區(qū)位于鄂爾多斯盆地陜北斜坡東部，區(qū)域構造表現(xiàn)為平緩的西傾單斜，傾角僅半度左右，總體上保持東北高西南低的構造特征，在差異壓實作用下發(fā)育較小幅度的鼻狀隆起構造，對油氣的儲集起一定的控制作用[1]。長6油層組屬于三角洲前緣沉積[2]，水下分流河道和河口砂壩砂體是油氣聚集的主要場所，砂體展布方向為北東—南西向，控制著油氣的分布方向。

研究區(qū)儲集層具有低孔隙度、低滲透率、油層薄、非均質性強等特點，屬典型的低滲透非均質巖性油藏。研究區(qū)年開采速度小于0.5%，采出程度很低[3]。要提高低滲透油田采收率，除了加大三次采油力度和采油工藝以外，更關鍵的是掌握地下地質的真實情況。因此詳細、精確地掌握地下儲層的分布狀況，特別是微觀孔隙結構，對后期開發(fā)中合理布置井網(wǎng)，進行井網(wǎng)調整具有重要意義，從而達到提高油氣采收率的目的。

1 儲層巖石學特征

圖1 研究區(qū)長6儲層砂巖分類圖

研究區(qū)長6油層組巖性主要為淺灰色、灰色以及灰綠色塊狀、細粒硬砂質長石砂巖（見圖1）。巖石的成分成熟度低，結構成熟度低到中等。巖石礦物成分陸源碎屑含量為86.41%，其中石英含量19.71%；長石含量53.55%；巖屑含量8.65%。巖屑成分較為復雜，主要有火成巖和變質巖，含量分別為3.86%和4.79%；另外含有少量云母為4.10%。填隙物主要為粘土礦物、碳酸鹽膠結物和沸石礦物。

2 儲層孔隙特征

2.1 孔隙類型

通過薄片鑒定分析，研究區(qū)孔隙類型主要有殘余粒間孔、沸石溶孔、長石溶孔、巖屑溶孔等（見表1）。從孔隙形狀看:多以三角形或多邊形粒間孔為主，也有一些長條形或不規(guī)則形狀的次生溶蝕孔隙。每個孔隙都有3～4條喉道與之相連。從鏡下看原生孔隙主要是粒間孔隙。

2.1.1 粒間孔 根據(jù)鑄體薄片資料可知，研究區(qū)長6油層組儲層的平均面孔率為2.98%（見表1）。其中，粒間孔在0.1%～6.7%之間，平均值為1.5%，占總孔隙的40.65%，是研究區(qū)最主要的一種孔隙類型（圖2a）。孔隙直徑最小值小于5 μm，最大值為90 μm，平均值為 30 μm。

表1 研究區(qū)長6儲層孔隙類型統(tǒng)計表

圖2 實物照片

2.1.2 濁沸石溶孔 濁沸石是該區(qū)最具特色的礦物類型，分布范圍比較廣。濁沸石膠結物以其明顯的{110}解理及波狀消光而容易與長石顆粒區(qū)分開，在陰極發(fā)光顯微鏡下濁沸石通常不發(fā)光，它常以連片狀充填在粒間孔隙中，?？捎^察到濁沸石交代長石顆粒，偶見方解石交代濁沸石現(xiàn)象。由于濁沸石的{110}解理發(fā)育，因此酸性水容易沿解理縫溶蝕，從而在該區(qū)儲層中形成可觀的次生孔隙（圖2b）。濁沸石溶孔含量在0.1%～3.8%之間，平均值為1.29%，占總孔隙的34.96%，是研究區(qū)含量較高的一種次生孔隙類型。

2.1.3 長石溶孔 長石溶孔是該區(qū)較主要的儲集空間之一，一般是長石碎屑顆粒內部所含的可溶礦物被溶或沿顆粒解理等易溶部位發(fā)生溶解而成的孔隙（圖2c），含量在0.1%～2.9%之間，平均值為0.67%，占總孔隙的18.16%。

2.1.4 巖屑溶孔 是指在巖屑顆粒內部由于發(fā)生溶蝕作用而形成的孔隙（圖2d）。研究區(qū)的巖屑溶孔含量最少，大致在0.1%～0.5%之間，平均為0.23%，占總孔隙6.23%。

2.2 孔隙結構

研究區(qū)長6油層組孔隙直徑在19.78～90.87 μm范圍內，平均值為44.46 μm，面孔率平均值僅在3%左右。從67塊樣品的壓汞圖像資料（見圖3）看出：本區(qū)長6儲層毛管壓力曲線平臺段不明顯，以陡斜型為主。孔喉分選好到中等，歪度偏細，正負偏態(tài)都有。喉道中值半徑一般在0～0.4254 μm之間，平均值為0.1261 μm，排驅壓力平均為1.9701 MPa，中值壓力平均為8.6426 MPa，最大進汞飽和度平均值為74.41%，退汞效率平均為28.06%（見表2）。依據(jù)前人對延長組儲層孔喉的分級標準[4]，本區(qū)孔隙結構類型屬小孔隙、微細喉道型。長6油層組表現(xiàn)出低孔低滲儲層的特點，微觀非均質性強，不利于油藏的開發(fā)。

表2 孔喉結構參數(shù)統(tǒng)計對比表

2.3 孔隙演化特征

經(jīng)過對研究區(qū)長6儲層的成巖序列大量的研究[5，6]，其所經(jīng)歷的成巖演化序列基本一致的認識是:早期粘土膜形成→機械壓實→石英次生加大→方解石沉淀→有機流體注入→長石顆粒溶解→濁沸石、方解石溶解→石油侵位→晚期鐵方解石充填→晚期鐵白云石充填或交代碎屑顆粒，成巖演化目前均已達到晚成巖A期。

沉積物在進入埋藏成巖環(huán)境后，其孔隙演化主要受各種成巖作用的控制，沉積物本身的內在特征也在不同程度上制約著成巖作用的發(fā)生和發(fā)展，進而直接影響著孔隙的演化進程[7，8]。研究區(qū)成巖過程中的膠結作用分為兩期，即次生孔隙形成之前的早期膠結作用與次生孔隙形成之后的晚期膠結作用。以研究區(qū)長61儲層的孔隙成巖演化（見圖4）為例：長61儲層初始孔隙度為33.41%，之后經(jīng)過早期壓實作用、早期膠結作用，使得其孔隙度大大減小，接著在后期溶蝕作用下，孔隙度有所增大，但隨著晚期膠結作用的發(fā)生，又造成1.95%的孔隙度損失，目前平均孔隙度為10.2%，其中原生粒間孔（主要為殘余粒間孔）孔隙度為3.48%，占總孔隙度的34.11%，而次生孔隙占總孔隙的56.16%（見表3）。

表3 成巖過程中孔隙度演化

圖3 成巖演化階段孔隙度演化模式圖（以長61為例）

3 影響儲層孔隙發(fā)育的主要因素

3.1 沉積作用的影響

沉積環(huán)境是影響儲層孔隙發(fā)育的地質基礎[9，10]。不同個的沉積環(huán)境儲層孔隙的發(fā)育程度不同，水下分流河道砂體的物性最好，其次為河口壩；在同一沉積微相下不同部位儲層孔隙發(fā)育程度也存在著明顯差異，水動力的強弱影響著砂巖顆粒的粗細、分選性的好壞等，從而影響著孔隙度發(fā)育的程度以及滲透率的大小。

研究區(qū)長6儲層砂巖顆粒整體上較細，最大粒徑平均為0.34 mm，主要居于0.05～0.25 mm范圍內。統(tǒng)計結果表明：該區(qū)80%以上粒級分布為細砂巖，中砂分布有13.62%。通過不同粒徑巖性樣品孔滲性的對比發(fā)現(xiàn)（見圖4），孔滲性隨著顆粒變細而變差。成熟度對孔隙度的影響表現(xiàn)為成分成熟度越高，孔隙度越高，反之越低。研究區(qū)長6油層組砂巖石英含量平均為19.71%，遠遠低于長石含量，表現(xiàn)為成分成熟度較低，相應的，其孔滲性也低。另外研究區(qū)泥板巖、千枚巖、云母等碎屑礦物，尤其是云母，在本區(qū)含量較高，充填孔隙，使得儲層的孔隙度、滲透率減小。

圖4 研究區(qū)長6儲層平均粒徑與孔隙度、滲透率相關圖

3.2 成巖作用的影響

除了沉積作用的影響之外，成巖作用在砂巖的埋藏演化過程中對于其孔隙度、滲透率的產生、破壞和改造起關鍵作用[11,12]。研究區(qū)對長6油層組孔隙度其控制作用的成巖作用主要有壓實－壓溶作用、膠結作用、溶蝕作用。

3.2.1 壓實－壓溶作用 長6儲層砂巖中長石及軟組分顆粒含量較高，當沉積物處于松散狀態(tài)，受強烈壓實作用的影響，儲集體顆粒變的致密，呈定向排列（圖5a），部分顆粒呈線接觸，從而造成大量的原生孔隙損失，降低了孔隙度。另外壓溶作用造成早期石英次生加大，一方面使粒間孔隙空間減小；另一方面，早期石英的次生加大膠結又妨礙了再壓實作用的進行。

3.2.2 膠結作用 較強的膠結作用對儲層物性有雙重的影響，該區(qū)常見的膠結物有碳酸鹽、綠泥石、石英、長石自生加大和沸石膠結物。一方面廣泛發(fā)育的碳酸鹽膠結（圖5b）和向孔隙中生長的綠泥石薄膜（圖5c），占據(jù)了一定的孔隙位置，使得孔喉變細，連通性變差，孔隙度、滲透率減??；石英次生加大在原生孔隙中以自形晶充填孔隙中，使儲層的喉道變成片狀或彎曲縫狀喉道，嚴重影響了流體的滲流，使得儲層物性變差。長石次生加大部分被溶蝕，形成次生溶孔，改善孔滲性。另外石英、長石加大后（圖5d），會使原來點接觸的顆粒變?yōu)榫€接觸，不接觸的顆粒變?yōu)辄c接觸以至線接觸，甚至顆粒間呈鑲嵌接觸。顆粒間的這種接觸方式大大降低了儲層的孔、滲性。

3.2.3 溶蝕作用 另一方面，研究區(qū)濁沸石多數(shù)在孔隙中以充填形式存在（圖5b），堵塞孔隙，但同時又起到了支撐作用，使骨架顆粒免遭強烈壓實，而早期的濁沸石膠結又為后來次生溶蝕孔隙發(fā)育提供了物質基礎，起著建設性作用。該區(qū)溶蝕作用大大改善了儲層物性，主要是碎屑顆粒(長石和石英)、基質、膠結物受到程度不等的溶蝕作用，使砂巖孔隙結構發(fā)生變化，形成次生溶孔（圖5d）。

4 結論

（1）研究區(qū)長6儲層以細粒長石砂巖為主，巖石成分成熟度較低，結構成熟度低到中等；巖石礦物成分陸源碎屑含量平均為86.41%，石英含量平均為19.71%，巖屑含量平均為8.65%，填隙物成分含量最高可達23.57%，主要為粘土礦物、碳酸鹽膠結物和沸石礦物。

（2）研究地區(qū)長6儲層孔隙類型以粒間孔、溶蝕孔為主，溶蝕孔主要為濁沸石溶孔與長石溶孔，但面孔率比較低，平均僅為2.98%。毛管壓力曲線平臺段不明顯，以陡斜型為主，高壓壓汞實驗表明，儲層孔隙結構均有小孔、細喉，孔隙結構極不均勻，微觀非均質性強，退汞效率低的特點。屬典型的低孔特低滲儲層。

（3）研究區(qū)長6儲層經(jīng)歷的成巖演化序列是:早期粘土膜形成→機械壓實→石英次生加大→方解石沉淀→有機流體注入→長石顆粒溶解→濁沸石、方解石溶解→石油侵位→晚期鐵方解石充填→晚期鐵白云石充填或交代碎屑顆粒，成巖演化目前均已達到晚成巖A期。

（4）影響研究區(qū)孔隙發(fā)育的主要因素是沉積微相和成巖作用。沉積微相是孔隙是否發(fā)育的先決條件，不同的沉積微相直接影響儲層砂巖的成分成熟度和結構成熟度。成巖作用中，壓實作用是造成孔隙減小的主要因素；而碳酸鹽、濁沸石等的膠結作用一方面降低粒間孔隙，一方面支撐骨架，增強儲層抗壓實能，同時為后期的溶蝕作用產生次生孔隙提供了空間和物質基礎；另外，溶蝕作用的多次發(fā)生，改變了孔隙結構，使得次生孔隙發(fā)育，成為研究區(qū)一重要的孔隙類型。

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Characteristics of pore evolution and its controlling factors of Chang 6 reservoir in Y area of Ansai oilfield

HUO Xiaoju1，HAN Zongyuan2，YU Jianqing3，LI Chengfu3
（1.State Key Laboratory of Continental Dynamics，Northwest University，Xi'an Shanxi 710069，China；2.Sinopec Shengli Petroleum Administration，Petroleum Development Center，Dongying ShanDong 257000，China；3.Yanchang Oilfield Llimited-liability Company，Yanan Shanxi 717200，China）

Using ordinary thin sections，casting thin sections，SEM,X-ray diffraction，high pressure mercury and other technical means to study on pore characteristics of Chang 6 reservoir in Ansai oilfield,Ordos basin,and then combined with the sedimentary environment、lithologic feature and diagenetic evolution of the reservoirs to analyse deeply the factors that affected the reservoir porosity.The result shows that the lithologic of Chang 6 reservoir is mainly of feldspar fine sandstone；The main pore types of the reservoir include dissolution pores and residual intergranular pore；Diagenetic evolution has reached late diagenetic A stage；Depositional environments and diagenesis are major factors of reservoir porosity.Different sedimentary microfacies direct effect the degree of the composition maturity and structure maturity of the reservoir sandstones.Compaction is the main factors of pore reducing；on the one hand，the cementation of carbonatite and laumonite reduce the intergranular porosity，on the other hand，support the frame.and enhance the ability to resist compaction.Furthermore,it can provided space and material for the dissolution of secondary pores in the later.In addition,the dissolution changing the pore structure,making secondary pore development.

Ansai oilfield；Chang 6 reservoir；pore structure；pore evolution；diagenesis

TE313.1

A

1673-5285（2012）04-0060-06

2012－02-20

西北大學研究生創(chuàng)新實驗基金項目，項目編號：10D2sy025

霍小菊，女（1985-），陜西榆林人，在讀碩士生，從事油氣田開發(fā)工程研究工作。