演武地区延8 段储层微观孔隙结构特征及成因

肖胜东，王震亮，潘星，4，王联国，朱立文，4，刘一婷

（1.大陆动力学国家重点实验室（西北大学），陕西 西安 710069；2.西北大学地质学系，陕西 西安 710069；3.陕西延长石油（集团）有限责任公司研究院，陕西 西安 710065；4.中国石油长庆油田分公司勘探开发研究院，陕西 西安 710018；5.中国石油长庆油田分公司第十一采油厂，甘肃 庆阳 745000）

侏罗系延安组是鄂尔多斯盆地油气产量的主要贡献储层之一，具有巨大的勘探潜力和开发价值［1-3］。延安组储层物性较好，但孔渗相关性差，非均质性强，储层纵向差异成因和分布规律不明，难以有效识别和筛选有利储层［4-6］，因此，对孔隙结构的深入刻画及成因探讨已成为该套储层评价研究的主要内容。前人对鄂尔多斯盆地延安组储层非均质性、储层品质指数、储层成岩作用特征及孔隙演化过程等进行了大量研究。严敏等［7］、Luo 等［8］、王继伟等［9］通过对储层非均质性及成岩作用的详细刻画，揭示了成岩作用控制储层物性演化，是决定储层性能优劣的重要因素；柳娜等［10］、张玉晔等［11］、张浩等［12］对储层微观孔隙结构进行定量表征，明确了储层微观孔喉结构控制着可动流体的分布； 李红等［13］、付晶等［14］、邹才能等［15］通过对储层成岩相的研究，指出成岩相是表征储层性质、类型和优劣的成因性标志，可根据不同成岩相类型的分布预测有利储集体、“甜点”及成岩圈闭。

鄂尔多斯盆地西南部演武地区在侏罗系延安组的延7、 延8 及延9 段等层位试油成功，均获得工业油流。延8 段沉积时期湖盆面积最大［1-2］，三角洲平原发育，河道沉积较为稳定，砂体厚度相对较大，最具代表性。针对鄂尔多斯盆地延安组储层评价的薄弱环节，本文运用岩心精细描述、铸体薄片、物性测试、扫描电镜和高压压汞等实验测试方法，对演武地区延8 段储层的岩石学特征、物性特征和孔隙结构特征进行系统研究，探讨了宏观的沉积作用和微观的成岩作用对储层孔隙结构的影响，以期为该区延安组储层评价和有利区预测提供一定的依据。

1 储层特征

1.1 区域地质概况

演武地区位于鄂尔多斯盆地天环坳陷的南缘，研究区面积约2 600 km2（见图1a），地层较平缓，为略微西倾的单斜，倾角不足1°，构造较简单，以低幅鼻状构造为主。盆地在早侏罗世延续了晚三叠世的印支运动，形成了西高东低的古地貌格局，晚三叠世末的印支旋回使盆地形成了沟谷纵横、残丘广布的古地貌景观［16］。演武地区位于甘陕古河西南部，发育早侏罗世大型河流相沉积，其中延8 段沉积期为辫状河三角洲平原沉积（见图1）。

图1 演武地区位置及延8 段地层综合柱状图Fig.1 Location of Yanwu area and comprehensive stratigraphic column of Yan 8 Member

延8 段油层组沉积厚度为35～60 m，岩性以灰白色中粗砂岩夹泥质粉砂纹层为主，沉积构造多为交错层理和平行层理，偶见植物根茎化石。下部发育黑色泥岩和灰黑色含粉砂泥岩，见植物碎屑，厚约5 m；向上逐渐过渡为粒度较粗的灰白色油浸中粗砂岩和灰色中细砂岩，常见块状层理和斜层理，并伴有少量泥质纹层和炭质沥青条带，厚约35 m；顶部发育厚约5 m 的煤层（见图1b）。

1.2 岩石组分特征

根据岩心样品铸体薄片鉴定结果及碎屑成分含量可知，研究区延8 段储层以长石石英砂岩为主，其次为岩屑长石砂岩（见图2）。碎屑成分中，石英颗粒体积分数为60%～73%，平均为65.6%；长石体积分数为7%～18%，平均为12.1%；岩屑颗粒体积分数为3%～8%，平均为4.8%，以硅质岩屑为主（见图3a）。填隙物体积分数为3.5%～10.0%，平均约6.0%，其中杂基主要由绢云母和泥质粉砂组成（见图3c）；胶结物主要有方解石、白云石、高岭石、黄铁矿和石英、长石次生加大等（见图3b，d—f），方解石最多，体积分数约3.0%。颗粒之间以点-线接触为主，支撑结构，呈孔隙式胶结，碎屑颗粒磨圆度多为次圆—圆，分选性中等。粒度分析结果显示：粗砂占11.86%，中砂占54%，细砂占28.3%，极细砂占4.6%，以中细砂为主。

图2 延8 段储层砂岩岩石类型三角分类图Fig.2 Triangular diagram of rock types of Yan 8 Member reservoir sandstones

图3 延8 段储层岩石组分微观特征Fig.3 Microscopic characteristics of rock composition of Yan 8 Member reservoir

1.3 物性特征

根据研究区Z188，Z193 等16 口井的53 个物性实测数据可知： 延8 段储层孔隙度介于6.8%～18.7%，平均为13.99%，集中分布在10.0%～18.7%；渗透率为0.184×10-3～989.620×10-3μm2，平均为177.33×10-3μm2，集中分布在10×10-3～500×10-3μm2，占60.38%（见图4）。物性整体较好，但变化幅度大，说明储层非均质性强。根据石油天然气行业油气储层评价方法［17］，研究区目的层为低孔中渗透储层。

图4 延8 段储层物性分布Fig.4 Physical property distribution of Yan 8 Member reservoir

2 储层孔隙类型及特征

根据铸体薄片和扫描电镜资料，按孔隙成因将研究区延8 段储层孔隙类型划分为原生孔隙、 次生孔隙和复合型孔隙。

原生孔隙以残余粒间孔为主（见图5a，b），原生粒间孔很少出现，说明研究区经历了复杂的成岩作用，原生粒间孔未能有效保存。

图5 延8 段储层孔隙类型Fig.5 Pore types of Yan 8 Member reservoir

次生孔隙主要为粒间溶孔，其次是粒内溶孔，局部发育少量胶结物溶孔。粒间溶孔在原生孔隙基础上，由易溶碎屑颗粒或早期形成胶结物的溶蚀而成，多呈港湾状、长条状等（见图5c，d）。粒内溶孔主要为长石、硅质岩屑等碎屑颗粒内部溶蚀（见图5e，f）。例如，长石主要沿着解理面、双晶面和破裂缝溶蚀形成粒内溶孔。粒内溶孔容易残留大量颗粒残骸和自生矿物，对储层的孔隙和喉道连通状况贡献有限。研究区局部发育方解石胶结物溶孔（见图5g），能有效改善孔隙和喉道的连通性，对储层渗流能力有较大贡献。

研究区局部发育由剩余粒间孔和溶蚀孔组合而成的复合型孔隙（见图5h），平均孔隙直径约1.2 mm，孔喉连通性好，极大改善了储层的储集空间和渗流能力。

根据岩石薄片图像分析，研究区残余粒间孔的产状多呈三角形或多边形，部分为长条形或不规则状，面孔率为3%～8%，平均为4.2%，是主要储集空间类型之一。溶蚀孔主要包括粒间溶孔和粒内溶孔，并以粒间溶孔为主，其面孔率为2%～12%，平均为5.08%；长石溶孔面孔率为1%～2%，平均为0.82%；岩屑溶孔面孔率1%～5%，平均为1.14%。研究区胶结物溶孔只在局部少量发育，其面孔率为0.1%～0.5%，平均为0.23%。复合孔主要由残余粒间孔和溶蚀孔组合而成，常以超大溶孔形式存在，孔隙直径较大，一般在0.85～1.50 mm，其面孔率为1.5%～4.0%，平均为2.52%（见图6）。孔隙图像显示，残余粒间孔和溶蚀孔相互连通，形成主要的渗流通道。

图6 延8 段储层孔隙面孔率分布Fig.6 Distribution of plane porosity of Yan 8 Member reservoir

3 储层微观孔隙结构特征

孔隙结构［18-20］是沉积环境和成岩演化综合作用的结果。目前常用的储层微观孔隙结构研究方法主要有扫描电镜、恒速压汞和核磁共振等，储层的孔喉直径、连通状况及相互配置关系则可用毛细管压力曲线形态及其特征参数来表征［18］。笔者应用高压压汞实验方法对延8 段储层的11 块代表性砂岩样品进行了测试分析，其压汞数据见表1。

表1 延8 段储层高压压汞参数统计Table 1 Statistics of high pressure mercury injection parameters of Yan 8 Member reservoir

3.1 孔隙结构类型

毛细管压力曲线实验采用体积相对较小的岩样，虽然有一定代表性，但用它代表整个油藏储层存在一定的局限性。J 函数曲线把油层流体界面张力、 润湿性、岩石渗透率、孔隙度及毛细管压力曲线等因素综合起来表征储层的多相渗流特征，能很好地开展油层对比和评价［21］。

J 函数定义为

式中：pc为毛细管压力，Pa；K 为渗透率，10-3μm2；σ 为界面张力，N/cm；θ 为润湿接触角，（°）；ϕ 为孔隙度。

从图7 来看，研究区延8 段储层主要存在3 种曲线形态，据此将孔隙结构分为3 类（见图8）。

图7 延8 段储层岩样J 函数值与进汞饱和度曲线交会散点图Fig.7 Intersectin scatter plot of J function value and mercury saturation curve of Yan 8 Member reservoir

图8 延8 段储层高压压汞曲线Fig.8 High pressure mercury injection curve of Yan 8 Member reservoir

1）中孔粗喉道型。以Z164-8 样品为代表，其J 函数值大于100，毛细管压力曲线为Ⅰ型，压汞曲线表现为中间平缓段最长且最靠近左下方，说明分选性好，大孔喉发育，为粗歪度； 排驱压力值非常低，平均为0.024 MPa； 喉道中值半径平均为17.21 μm；1 MPa 下的进汞饱和度为78.83%，进汞量最高。该类储层孔隙度平均为15.4%，渗透率平均为496.71×10-3μm2，孔喉连通性最好。

2）中孔中细喉道型。以Z188-5 样品为代表，其J函数值在10～100，毛细管压力曲线为Ⅱ型，压汞曲线表现为中间平缓段较短且变化最大，说明分选性不好，但曲线靠近右下方，为略粗歪度；排驱压力值较低，平均为0.063 MPa；喉道中值半径平均为1.04 μm；1 MPa下的进汞饱和度为51.09%，进汞量中等。该类储层孔隙度平均为13.06%，渗透率平均为48.43×10-3μm2，孔喉连通性一般。

3）小孔细喉道型。以Z188-7 样品为代表，其J 函数值小于10，毛细管压力曲线为Ⅲ型，压汞曲线表现为中间平缓段较长且靠近右上方，说明分选性好，但小孔道发育，为细歪度； 排驱压力值较高，平均为0.39 MPa； 喉道中值半径平均为0.98 μm；1 MPa 下的进汞饱和度为34.58%，进汞量较低。该类储层孔隙度平均为10.9%，渗透率平均为0.65×10-3μm2，孔喉连通性差。

J 函数曲线散点图分布分散，说明储层渗透率差别较大，非均质性强。其中Ⅱ型样品较为集中，说明储层的孔隙结构主要为中孔中细喉道型。

3.2 孔隙结构特征参数与渗透率的相关性分析

演武地区储层孔隙结构参数中排驱压力介于0.022～0.604 MPa，平均为0.165 MPa，排驱压力较低，表明延8 段储层渗透性较好； 中值半径为0.38～21.79 μm，平均为8.43 μm，不同样品中值半径相差较大，表明储层非均质性强；变异系数为0.165～0.520，平均为0.37，一般变异系数越小，孔隙结构越好；半径均值表示孔喉的平均大小，研究区半径均值为6.35～10.80，平均为8.50；分选系数可反映孔隙分布集中程度，研究区分选系数为1.79～3.56，分选性中—差，喉道不均一程度高；歪度系数为0.001～2.811，仅4 个样品歪度系数大于1，说明孔喉总体偏细歪度。综合各项参数分析结果，储层非均质性强，储集性能中等。

孔隙结构特征参数与渗透率的关系（见图9）体现在：随着排驱压力的增大，渗透率迅速降低；随着中值半径的增大，渗透率迅速增加，2 个异常样品由于发育炭质纹层，因而渗透性较差。结果表明，研究区目的层储层孔喉半径对渗透率影响很大。

图9 延8 段储层孔隙结构特征参数与渗透率的相关性Fig.9 Correlation between pore structure parameters and permeability of Yan 8 Member reservoir

孔喉大小分布的均一程度常用分选系数［22］表征，分选系数越大，孔喉大小分布越不均匀，储层非均质性越强。研究区延8 段储层分选系数多数大于3，孔喉分选性差，渗透性差异也大。5 个渗透率高的样品溶蚀孔隙发育，喉道中值半径大，属于中孔粗喉道，渗透性好。喉道众数的相对位置用歪度系数反映，歪度系数越小，储层细喉道越发育。研究区样品的歪度系数都小于1.5，说明喉道为偏细喉道，渗透率均小于1×10-3μm2；渗透率大于10×10-3μm2的样品由于发育溶蚀孔隙，从而改善了储层的渗透性；1 个异常样品的歪度系数大于1.5，但因发育炭质纹层，使得渗透率较低。

4 储层微观孔隙结构控制因素

前人研究［8］表明，储层物性的非均质性主要受控于原始差异沉积过程和后期差异化的成岩作用； 沉积作用控制砂体宏观的几何形态、 侧向展布和空间叠置方式；而不同阶段的压实、压溶、胶结和溶蚀等成岩作用影响储层物性的定型和改造［23-24］。本文明确了研究区延8 段沉积微相对储层物性的宏观控制作用，揭示了不同成岩作用微观上对储层孔隙结构的改造，通过划分成岩相带将延8 段储层分为Ⅰ，Ⅱ，Ⅲ类，利用成岩相带分类评价延8 段储层优劣性及分布特征。

4.1 宏观沉积作用

沉积作用对储层的控制主要表现在岩石成分、粒度、结构、构造等方面，进而影响储层物性。依据研究区沉积背景和沉积相标志，并参考前人在该区沉积相方面的研究成果［25-26］可知，延8 段储层主要发育辫状河三角洲平原亚相，沉积微相为分流河道、分流间洼地、河道侧缘和沼泽微相。分流河道微相岩性主要为中粗砂岩，含油级别为饱含油或油浸，有明显的正粒序结构（见图10a），自然电位曲线呈箱形，自然伽马曲线呈齿状箱形（见图1b），孔隙结构类型以中孔粗喉道为主，是研究区最主要的优质储层。河道侧缘微相岩性多为中细砂岩或泥质细砂岩，含油级别为油斑、油迹，孔隙结构类型以中孔中细喉道为主，发育斜层理和交错层理（见图10b）。分流间洼地微相在岩性上多表现为灰黑色含粉砂泥岩和灰色泥质细砂岩，孔隙结构类型以小孔细喉道为主，发育泥质纹层、波状交错层理等低能水体环境的层理标志（见图10c），测井曲线特征为微齿形（见图1b）。沼泽微相岩性以黑色泥岩为主，发育厚约5 m 的煤层（见图10d），是研究区主要的标志层。

图10 延8 段储层沉积微相岩石类型Fig.10 Sedimentary microfacies rock types of Yan 8 Member reservoir

对比不同沉积微相的储层物性可以看出，物性受沉积微相的宏观控制明显，不同沉积微相的砂体碎屑成分、 粒度和分选性都不同，导致原始孔隙发育的差异。分流河道砂体的成分成熟度高，分选性、磨圆度较好，孔隙度平均为15.31%，渗透率平均为329.88×10-3μm2，总体物性好；河道侧缘砂体的分选性、磨圆度中等，孔隙度平均为13.39%，渗透率平均为87.44×10-3μm2，物性中等；分流间洼地砂体粒度较细，泥质含量高，孔隙度平均为11.34%，渗透率平均为7.31×10-3μm2，物性最差（见图11）。

图11 延8 段储层沉积微相与储层物性相关性Fig.11 Correlation between sedimentary microfacies and reservoir physical properties of Yan 8 Member

4.2 微观成岩作用

4.2.1 成岩作用类型及特征

通过铸体薄片、阴极发光和扫描电镜实验观察，延8 段储层成岩作用主要分为4 类——压实、胶结、溶蚀和交代作用。

1）压实作用。根据镜下观察，延8 段砂岩碎屑颗粒之间的接触方式以点-线接触为主，局部出现凹凸、缝合线接触。塑性碎屑颗粒及云母受到机械压实发生弯曲变形，呈假杂基状充填在孔隙中或定向紧密排列。压实作用较强烈，是原生孔隙丧失的主要原因之一。

2）胶结作用。研究区延8 段储层中主要发育硅质胶结、碳酸盐胶结和黏土矿物胶结3 种类型。

硅质胶结物常以石英颗粒的次生加大和粒间自生石英出现，硅质胶结物的体积分数虽然不多 （约为1%），对孔隙体积的影响也较小，但它缩小了喉道，严重影响了储层的渗透性。研究区发育石英次生加大，扫描电镜下，自生石英呈六方双锥状晶体充填于粒间孔隙中（见图12a），结晶程度好于沿石英颗粒边缘的次生加大边。从产出状态看，充填于颗粒间的自生石英形成时期晚于石英加大边。

图12 延8 段储层成岩作用照片Fig.12 Diagenesis photos of Yan 8 Member reservoir

碳酸盐胶结物平均体积分数约为5%，成分主要为方解石、铁方解石和少量白云石；碳酸盐胶结物多具晶粒结构，以嵌晶式和栉壳状（见图12b）充填于原生孔隙和次生孔隙之间。根据胶结物的结构可以将碳酸盐胶结分为2 期： 成岩早期主要为栉壳状白云石和微晶状方解石胶结（见图12d）；晚期含铁碳酸盐胶结（见图12c），发育长石加大边和自生钠长石（见图12e，f）。

自生黏土矿物以伊利石（体积分数1.0%～3.0%）、高岭石（0.5%～1.0%）和伊/蒙混层（0.1%～0.5%）为主。伊利石的相对含量最高，扫描电镜下多呈叶片状或毛发状充填于孔隙或附着于颗粒表面（见图12g），伊利石通常形成于晚成岩阶段。高岭石含量仅次于伊利石，扫描电镜下呈蠕虫状或书页状充填于孔隙空间。高岭石是长石溶蚀产生的重要矿物，研究区长石的溶蚀作用非常强烈，但镜下观察到的高岭石并不多，而扫描电镜下看到高岭石晶体多与毛发状的伊利石共生，说明早期长石溶蚀形成的高岭石已经向伊利石发生了转化（见图12h）。

3）溶蚀作用。溶蚀作用主要发生在长石、岩屑、石英和碳酸盐胶结物之中，其中以长石和碳酸盐胶结物的溶蚀最为普遍（见图5e，g），同时产生了大量次生孔隙，极大地改善了储层物性。根据镜下观察，研究区溶蚀作用分为3 个阶段：早成岩阶段以酸性流体为主，长石和岩屑、杂基等发生溶蚀，形成粒间溶孔和长石、岩屑粒内溶孔；中成岩阶段A 期碱性环境下，石英的边缘溶蚀呈港湾状（见图5d）；中成岩阶段B 期酸性成岩环境下，碳酸盐胶结物被溶蚀以及长石继续溶蚀，部分长石完全被溶蚀形成铸模孔。

4）交代作用。演武地区主要的交代现象有长石交代石英、方解石交代石英或岩屑，交代石英的钠长石见较好的双晶。

4.2.2 成岩相特征与储层分类评价

成岩相是表征储层性质、 类型和优劣的成因性标志［14-16］，可据此研究储集体形成机理、空间分布与定量评价。根据研究区成岩作用特征及其对储层物性的影响，划分出4 种成岩相带：

1）压实胶结相。压实胶结相是早期机械压实和早期微晶方解石及栉壳状白云石胶结共同作用的结果，储集空间以剩余粒间孔为主。压实作用使塑性组分假杂基化挤占孔隙空间，降低了原生孔隙度；微晶方解石和栉壳状白云石胶结使孔隙喉道减小，降低了储层的渗透性。统计表明，目的层压实胶结相砂岩孔隙结构类型主要为小孔细喉道型，孔隙度一般小于14%，渗透率小于1×10-3μm2（见图13），储层物性较差。

图13 延8 段储层不同成岩相与物性的相关性Fig.13 Correlation between different diagenetic facies and physical properties of Yan 8 Member reservoir

2）强溶蚀相。强溶蚀相是长石、岩屑等易溶组分和早期形成的碳酸盐胶结物发生强烈溶蚀，形成粒间、粒内溶孔，部分长石、岩屑全部溶蚀形成较大铸模孔和超大溶孔。强烈溶蚀作用使孔隙连通性变好，改善了储层物性。强溶蚀相砂岩孔隙结构类型为中孔粗喉道型，孔隙度大于14%，渗透率超过100×10-3μm2，是研究区内最好的储集相带。

3）含铁碳酸盐胶结相。含铁碳酸盐胶结相主要是铁方解石和铁白云石等碳酸盐胶结，同时发育长石加大边。含铁碳酸盐胶结物在颗粒间以孔隙式胶结为主，胶结物充填孔隙，堵塞喉道，使砂岩物性变差。该相带砂岩孔隙结构为小孔细喉道型，孔隙度为6.8%～12.0%，渗透率介于4.08×10-3～51.80×10-3μm2。

4）自生石英-长石弱溶解相。自生石英-长石弱溶解相是成岩作用晚期自生石英、 长石加大边和铁方解石溶蚀，但溶蚀作用不强，对储层物性的改善贡献不大。该相带储层常见自生石英、长石晶体向孔隙空间生长，堵塞孔隙，使孔隙度降低，但对喉道影响不大。此相带砂岩孔隙结构类型为中孔中细喉道，孔隙度介于13.4%～16.9%，渗透率为19.6×10-3～96.8×10-3μm2，属于研究区内较好的储集相带。

根据成岩相带，结合储层孔隙度、渗透率、砂体厚度、储存系数、孔隙类型、粒度、沉积微相、含油级别等参数，将储层分为Ⅰ，Ⅱ，Ⅲ类，分类评价延8 段储层优劣及分布特征。Ⅰ类储层主要为强溶蚀相储层，沉积微相主要为分流河道，物性最好，在研究区中部呈条带状连续分布，是研究区内最好的优质储层；Ⅱ类储层在研究区分布最广泛，主要为含铁碳酸盐胶结相和自生石英-长石弱溶解相储层，沉积微相为河道侧缘和少部分分流河道，物性较好，是研究区内主要的储层；Ⅲ类储层在研究区分布最少，沿北东走向呈条带状分布，为压实胶结相储层，沉积微相为河道侧缘和分流间洼地，物性较差，是研究区内较差的储层。

5 结论

1）鄂尔多斯盆地演武地区延8 段储层主要岩石类型为长石石英砂岩，孔隙类型主要为残余粒间孔和粒间溶孔，孔隙结构类型以中孔中细喉道为主；孔隙度平均为13.99%；渗透率为0.184×10-3～989.620×10-3μm2，平均为177.33×10-3μm2，属于低孔-中渗透储层。

2）研究区延8 段砂岩的孔隙结构平面上受沉积微相的展布规律控制。分流河道微相为中粗砂岩，孔隙结构类型以中—粗孔喉为主，含油性好，物性最好；分流间洼地和河道侧缘微相以中细砂岩为主，孔隙结构类型为小孔细喉道，物性相对较差。垂向上储层致密化的主要原因是早期压实作用和胶结作用，砂岩绝大多数孔隙和喉道被假杂基化的塑性颗粒和碳酸盐胶结物充填，使得孔隙度大幅度降低，物性变差。长石、岩屑及粒间胶结物的溶蚀作用形成大量的次生孔隙，使得储层孔隙连通性变好，是储层物性得到改善的关键因素。

3）综合储层孔隙度、渗透率、砂体厚度、储存系数、孔隙结构类型、沉积微相、含油级别和成岩相带等参数将延8 段储层划分为Ⅰ，Ⅱ，Ⅲ类。Ⅰ类储层主要为强溶蚀相，在研究区中部沿分流河道呈条带状连续分布，物性最好，是研究区内最好的储层；Ⅱ类储层在研究区分布最广泛，主要为含铁碳酸盐胶结相和自生石英-长石弱溶解相，沉积微相为河道侧缘和分流河道，物性较好，是研究区内主要的储层；Ⅲ类储层在研究区分布最少，为压实胶结相储层，沉积微相为河道侧缘和分流间洼地，是研究区内较差的储层。