致密油气是全球一种非常重要的非常规资源^[1-2]，储集层致密是致密油气的最典型特征。致密砂岩微观特征是致密油勘探开发的研究热点与难点^[3]，是复杂成岩作用和较强非均质性下寻找优质储层、探明油水分布规律，指导致密油气藏经济有效开发的基础。前人对致密砂岩储层微观特征^[4]、储层致密与油气充注的时序^[5]、致密化成因及相对优质储层的发育机理^[6-8]、以及致密储层对油气富集的控制作用进行了大量研究。鄂尔多斯盆地三叠系延长组致密砂岩油储层是致密砂岩储层研究的典型实例，诸多学者相继开展了致密砂岩储层特征及成岩作用^[9-11]、致密化过程与机理^[12-14]及优质储层形成分布的因素^[15-16]等研究，认识到物源供给、沉积环境及岩石学特征控制了原始孔隙特征，而成岩作用对原始孔隙进行了改造，二者共同控制了甜点的发育。延长组是鄂尔多斯盆地致密砂岩油的主要产油层位，其中长6油层组是一套重要的产层，含油面积大、油层厚度大、储层致密等特征，属于典型的低渗透致密油藏^[17-20]。

延长组致密砂岩储层具有砂体广泛式、全局式发育，成岩作用改造储层强烈、孔隙结构复杂的总体特征^[21-25]，这些原因导致密砂岩储层具有强烈的非均质性，储层特征在横向上和纵向上变化很快^[26]，不同地区致密储集层可动流体含量差异明显^[27-29]。以往的研究更多的是以整个延长组为研究对象或更多地集中在长7油层组，鉴于不同地区和不同层段储层差异性显著，有必要对单一地区和层段做精细研究。本文以吴起地区长6油层组为对象，通过孔渗测试、铸体薄片、扫描电镜及高压压汞等手段，查清长6储层岩石学特征、物性及孔隙特征、孔隙结构特征及储层类型，重点分析成岩作用对储层发育的控制作用，以期指导储层评价。

长6油层组沉积时期，受东北、西南两大物源的控制，盆地东北缓坡和西南陡坡分别发育大型曲流河、辫状河三角洲体系，交汇在湖盆中部地区。吴起地区位于伊陕斜坡中西部(图 1)，呈向西微倾的平缓单斜，地层倾角大约为0.5°^[30]，局部构造基本不发育。延长组沉积时期，湖盆地形平坦且面积大、水域广但水体浅，发育完整的河流—三角洲—半深湖—深湖沉积体系，成藏条件良好，生储盖组合优越^{[21, 31]}。延长组划分为长10—长1等10个油层组，长10—长8主要发育三角洲平原和前缘沉积，长7发育半深湖—深湖亚相沉积，长6主要发育三角洲前缘水下分流河道及河口坝砂体，长4+5—长1由于湖盆萎缩，主要发育三角洲平原及前缘沉积^[31]。长6油层组沉积时期，受东北、西南两大物源的控制，盆地东北缓坡和西南陡坡分别发育大型曲流河、辫状河三角洲体系，交汇在湖盆中部地区。

图 1

Fig. 1

下载原图 图 1 鄂尔多斯盆地构造单元划分(a)与延长组地层综合柱状图(b) Fig. 1 Division of structural units in Ordos Basin(a)and stratigraphic column of Yanchang Formation(b)

长6油层组是吴起地区石油产出的重要层段。长6油层组可划分为长6₁、长6₂、长6₃等3个亚油层组，其中长6₁厚度为42~44 m，长6₂厚度为39~41 m，长6₃厚度为38~40 m。根据目前勘探成果，吴起地区及周边长6油藏主要分布在长6₁亚油层组，且平面上油藏分布差异较大。总体上，分流河道沉积的砂体与分流间湾形成的泥岩相互配置而形成的岩性圈闭及砂体致密化程度的差异形成的物性遮挡，形成了准连续型致密油藏，不同地区或不同层位富集程度差异明显。前人研究认为长61亚油层组储层含油性主要受砂体厚度、泥质含量以及储层物性综合控制^[30]。

铸体薄片鉴定表明，鄂尔多斯盆地吴起地区长6油层组矿物成分以长石和石英为主，次为方解石、白云石及铁白云石等碳酸盐矿物和伊利石、绿泥石及伊/蒙混层等黏土矿物(图 2)。储层颗粒分选中等—较好，磨圆度为次棱—次圆状，多为接触式胶结。利用图版可以判断该地区长6油层组岩石类型主要为长石砂岩，另有少量岩屑长石砂岩(图 3)。

图 2

Fig. 2

下载原图 图 2 吴起地区长6储层岩石学特征 (a)含泥极细粒—细粒长石砂岩，分选较差，棱角—次棱角状，绿泥石薄膜吸附有机质，孔隙-薄膜胶结，曾44井，2 147.36~2 147.46 m，单偏光；(b)含钙极细—细粒岩屑长石砂岩，分选中等，棱—次棱角状，绿泥石薄膜发育，孔隙-薄膜胶结，曾44井，2 148.67~2 148.77 m，单偏光；(c)细粒含泥长石砂岩，铁方解石连晶胶结，云母变形较强，呈假杂基充填，新2井，2 091.69~2 091.75 m，单偏光；(d)中—细粒长石砂岩，伊利石充填孔隙，绿泥石薄膜胶结，发育残余粒间孔隙，吴191井，1 834.74~1 834.85 m，单偏光；(e)细－中粒岩屑长石砂岩，绿泥石、伊利石、有机质充填孔隙，楼22井，2 067.49~2 067.59 m，单偏光；(f)细粒长石砂岩，粒间孔发育，吴191井，1 590.60~1 590.70 m，单偏光 Fig. 2 Petrology characteristics of Chang 6 reservoir in Wuqi area

图 3

Fig. 3

下载原图 图 3 吴起地区及邻区长6储层岩石类型三角图 Ⅰ.石英砂岩；Ⅱ.长石石英砂岩；Ⅲ.岩屑石英砂岩；Ⅳ.长石砂岩；Ⅴ.岩屑长石砂岩；Ⅵ.长石岩屑砂岩；Ⅶ.岩屑砂岩 Fig. 3 Triangle diagram of rock type of Chang 6 reservoir in Wuqi and adjacent areas

利用常规物性测试数据绘制孔隙度-渗透率交会图(图 4)，按照《油气储层评价方法》(SYT6285—2011)中储层划分的标准，判定鄂尔多斯盆地吴起地区长6油层组多属于特低孔-低孔超低渗储层，少量属于超低孔-超低渗储层。极少量属于特低渗储层，且多数是因裂缝的发育造成的。

图 4

Fig. 4

下载原图 图 4 吴起地区长6油层组孔隙度-渗透率交会图 Fig. 4 Crossplot of porosity and permeability of Chang 6 reservoir in Wuqi area

通过统计表明，所测岩心样品孔隙度为1.10%~24.32%，主要为6%~12%，平均孔隙度为9.45%；渗透率为0.05~0.50 mD，平均值为0.34 mD(图 5)。

图 5

Fig. 5

下载原图 图 5 吴起地区长6储层孔隙度(a)与渗透率(b)直方图 Fig. 5 Histogram of porosity(a)and permeability(b)of Chang 6 reservoir in Wuqi area

(1) 残余粒间孔。吴起地区长6油层组残余粒间孔主要赋存于碎屑颗粒之间，如石英颗粒[图 6 (a)]，多发育绿泥石包壳，形状多为三角形、多边形或不规则形，孔径相对较小[图 6(a)—(c)]。

图 6

Fig. 6

下载原图 图 6 吴起地区长6储层储集空间类型 (a)细粒长石砂岩，残余粒间孔及部分溶孔，吴191井，1 836.70 m，SEM；(b)残余粒间孔及长石溶孔，新2井，2 087.03 m，SEM；(c)岩屑长石砂岩，残余粒间孔，曾44井，2 149.03 m，SEM；(d)岩屑长石砂岩，伊利石晶间微孔，曾44井，2 151.65 m，SEM Fig. 6 Reservoir space types of Chang 6 reservoir in Wuqi area

(2) 溶蚀孔。长石溶孔是吴起地区长6油层组最常见的溶孔类型，一般在长石颗粒解离面发生选择性溶蚀[图 6(b)]。可见长石溶孔常与残余粒间孔相连，形成残余粒间孔与溶蚀孔的复合孔，孔径较大，大者可超过100 μm，使得储层渗透率得到改善。

(3) 晶间孔。吴起地区长6油层组储层晶间微孔主要为伊利石等自生黏土矿物以及云母的解理缝[图 6(d)]。

孔隙结构特征通常用孔隙及喉道的大小、形状、连通情况、配置关系来表征。高压压汞实验所获取的毛管压力曲线是最常用的评价岩石孔隙结构的一种参数，可以定量表征孔隙结构特征(表 1)。

表 1(Table 1)

表 1 吴起地区长6储层高压压汞实验特征参数 Table 1 Parameters of high-pressure mercury injection experiment of Chang 6 reservoir in Wuqi area 样品号 层位 深度/m 排驱压力/ MPa 中值压力/ MPa 中值半径/ μm 最大 SHg/% 分选系数 变异系数 孔隙度/% 渗透率/mD 吴71-79 长6 2 127.40 3.735 6 11.09 0.066 3 89.13 1.058 3 0.080 9 10.3 0.078 吴71-83 长6 2 128.05 3.625 6 9.57 0.076 8 91.61 1.062 8 0.081 8 12.6 0.028 吴71-87 长6 2 128.63 2.650 4 11.97 0.061 4 78.45 1.207 5 0.093 1 7.5 0.009 吴191-59 长6 1 832.20 3.546 0 20.29 0.036 3 76.96 1.044 2 0.078 5 9.2 1.346 吴191-92 长6 1 835.82 3.217 0 11.91 0.061 7 88.69 1.090 2 0.083 2 9.7 0.045 吴191-113 长6 1 838.13 3.208 0 11.81 0.062 3 93.13 1.091 1 0.083 3 9.9 0.071 吴191-48 长6 1 830.76 0.511 2 2.58 0.284 9 91.47 2.033 8 0.180 0 13.2 1.575 吴191-67 长6 1 833.05 0.514 8 2.85 0.257 6 87.47 2.060 8 0.180 9 13.3 0.751 吴191-77 长6 1 834.10 0.503 7 2.01 0.365 6 94.49 1.950 7 0.176 2 12.3 1.205 吴191-48 长6 1 830.76 0.511 2 2.58 0.284 9 91.47 2.033 8 0.180 0 13.2 1.575 吴191-67 长6 1 833.05 0.514 8 2.85 0.257 6 87.47 2.060 8 0.180 9 13.3 0.751 吴191-77 长6 1 834.10 0.503 7 2.01 0.365 6 94.49 1.950 7 0.176 2 12.3 1.205 吴191-96 长6 1 836.24 0.312 2 5.89 0.124 8 81.88 2.491 0 0.214 2 10.1 0.075 吴191-107 长6 1837.52 0.298 3 2.67 0.275 6 92.48 2.458 8 0.220 4 10.3 0.053 吴191-127 长6 1839.72 0.291 8 2.15 0.341 3 93.35 2.427 0 0.220 7 10.6 0.092

下载CSV 表 1 吴起地区长6储层高压压汞实验特征参数 Table 1 Parameters of high-pressure mercury injection experiment of Chang 6 reservoir in Wuqi area

根据进汞曲线特征可将样品分为4类(图 7)。第1类包括吴191-127、吴191-107和吴191-96等3个样品，排驱压力最低，平均为0.30 MPa。初期，进汞曲线平缓，说明此时的孔隙数量较多且主要被大喉道沟通，孔喉连通性好。随后进汞曲线变陡，说明喉道变窄、连通性变差。第2类包括吴191-77、吴191-48和吴191-67等3个样品，高压压汞排驱压力稍大，平均为0.51 MPa。中值半径较大，分选系数和变异系数较第1类变小，说明比第一类样品孔喉分布更均匀。第3类包括吴71-63、吴191-135、吴71-60等4个样品，高压压汞排驱压力较高，平均为0.93 MPa。这类样品进汞曲线平缓段较长，说明孔喉分布较均匀，连通性较好。吴71-56样品进汞曲线陡升，最大进汞饱和度最小，中值压力最大，中值半径最小，说明该样品孔喉半径较小，连通性较差。第4类包括其他6块样品，排驱压力最大，平均达3.17 MPa，它们的中值半径都较小，孔渗条件较差。

图 7

Fig. 7

下载原图 图 7 吴起地区长6储层高压压汞实验毛管压力曲线 Fig. 7 Capillary pressure curves in high-pressure mercury injection experiment of Chang 6 reservoir in Wuqi area

高压压汞实验具有较大的进汞压力，汞可以进入较小的孔隙及喉道中，因此，具有较宽泛的微观孔隙结构表征范围，能够得到几纳米到几微米的孔径分布(图 8中的孔径大，为0.002 5~7.000 0 μm)。由于本次实验未进行恒速压汞实验来表征更大的孔喉分布(几十微米到几百微米)，但却在扫描电镜下观察到了这些更大的孔隙，故统计了扫描电镜图像上的孔隙大小来近似得到这些更大孔隙的数量占比，与前人用高压压汞和恒速压汞联合获得的孔喉分布可以对比^{[29, 32]}。如图 8所示，不同样品间稍有差异，W191-113样品峰值孔喉半径最小，0.10~0.25 μm的孔喉占比大约位8%；W191-77和W191-135样品峰值孔喉半径稍大，分别为0.5~1.0 μm和0.8~1.3 μm；W191-127样品峰值孔喉半径最大，3~5 μm的孔喉占比为9%左右。

图 8

Fig. 8

下载原图 图 8 吴起地区长6储层孔喉分布特征 Fig. 8 Pore throat distribution of Chang 6 reservoir in Wuqi area

储层发育影响因素的研究较多，并普遍认为沉积作用与成岩作用均是影响储层物性的关键因素^{[22, 33-34]}。不同的沉积环境中形成的砂体的成分与结构构造不同，并影响了其成岩作用。已发现，岩屑类型及含量、云母类矿物含量及碎屑颗粒粒度均对成岩作用影响巨大^{[11, 24]}，不同沉积环境中发育的砂岩(强牵引流成因的分流河道中细砂岩、快速递变悬浮沉积成因的浊流粉细砂岩以及砂质碎屑流细砂岩)具有明显不同的岩石组构^[22]。吴起地区长6油层组整体属于三角洲前缘亚相，微相类型主要有水下分流河道、河口坝、水下分流间湾等(图 9)。统计发现，水下分流河道砂体的孔隙度平均为9.8%，渗透率平均为0.45 mD；河口坝砂体的孔隙度平均为7.9%，渗透率平均为0.27 mD；水下分流间湾的孔隙度平均为5.9%，渗透率平均为0.17 mD。可见沉积环境对储层发育的影响显著。

图 9

Fig. 9

下载原图 图 9 沉积环境对储层物性的影响 Fig. 9 Influence of sedimentary environment on reservoir properties

判定成岩阶段的主要依据包括古温度、有机质成熟度(R_o)、自生矿物、黏土矿物组合及伊/蒙的转化。吴起地区长7油层组烃源岩的有机质成熟度(R_O)为0.8%~1.3%^[35]，其上覆地层长6油层组的有机质成熟度应与之相近。吴起地区长6油层组伊利石相对体积分数为10%~70%，平均约为30%。伊/蒙混层相对体积分数为5%~30%，平均为16%。

吴起地区长6储层经历了较强的压实作用，颗粒以点—线状接触。常见刚性颗粒(石英)破裂和塑性成分(云母)变形。绿泥石多形成于早期成岩阶段，含量不均。伊利石呈丝状附着在颗粒表面，常见伊利石搭桥，一定程度上堵塞了微孔。

通过薄片观察鉴定发现，吴起地区长6储层压实以点—线接触为主，缝合线接触较不发育，可以发现软组分(云母)常见一定程度的变形[图 10 (a)]。除压实作用外，通过薄片鉴定及扫描电镜观察，发现胶结类型主要包括硅质胶结、黏土矿物胶结以及碳酸盐胶结。

图 10

Fig. 10

下载原图 图 10 吴起地区长6储层成岩作用特征 (a)黑云母遭受挤压定向排列，无可见孔，吴71井，2 128.57 m，单偏光；(b)石英加大显著，伊利石充填孔隙，绢云母化，有机质侵染呈深褐色，铁方解石胶结交代，溶孔较为发育，新2井，2 025 m，单偏光；(c)细粒钙质岩屑长石砂岩，铁方解石连晶状胶结并交代碎屑，新2井，2 085.93 m，单偏光；(d)中—细粒长石砂岩，铁方解石胶结，伊利石绿泥石充填孔隙，有机质充填孔隙，吴191井，1 834.40 m，单偏光；(e)长石砂岩，绿泥石充填孔隙，曾44井，2 148.12 m，SEM；(f)岩屑长石砂岩，伊利石充填孔隙，曾44井，2 149.42 m，SEM；(g)长石砂岩，次生石英充填孔隙，曾44井，2 148.12 m，SEM；(h)含碳酸盐质极细砂岩，胶结物方解石、白云石紧密充填于颗粒间，楼22井，1 095.68 m，SEM Fig. 10 Diagenesis of Chang 6 reservoir in Wuqi area

石英是常见的硅质胶结物，以石英次生加大为主。成岩早期形成的石英加大主要为明显的加大边[图 10(b)]。成岩中后期形成的石英加大主要呈六方锥状，常发育于颗粒内部。

绿泥石胶结普遍，在成岩作用早期和晚期均可发育。成岩作用早期，绿泥石呈鳞片状附着于颗粒表面。随着成岩作用进行，开始自生并呈单晶针叶状，分布较为零散[图 10(e)]。绿泥石薄膜以及后期生成的单晶绿泥石会一定程度上阻塞孔隙，降低孔隙度及渗透率^[36]，同时，绿泥石薄膜可以阻止岩石与孔隙流体接触，降低水岩作用反应程度，自生矿物发育受阻^[37]。绿泥石还能起到一定的支撑作用，减小压实作用对孔隙的破坏。吴起地区长6段孔隙度与绿泥石含量呈明显正相关[图 11(a)]，说明绿泥石对孔隙的支撑保护作用更为明显。

图 11

Fig. 11

下载原图 图 11 吴起地区长6储层孔隙度与绿泥石(a)、伊利石(b)和碳酸盐胶结物(c)含量相关图 Fig. 11 Relationship of porosity with the content of chlorite(a), illite(b)and carbonate cement(c)of Chang 6 reservoir in Wuqi area

伊利石主要以丝状、丝片状附着于颗粒表面，丝状搭桥现象普遍[图 10(f)]，填充或阻塞了微孔隙和喉道，常对储层起到破坏作用。孔隙度与伊利石含量存在弱的负相关关系[图 11(b)]，说明伊利石胶结物对储层物性起到了一定的破坏性作用。

吴起地区碳酸盐胶结较为发育，胶结物主要包括铁方解石、方解石[图 10(h)]，还有少量的铁白云石等。铁方解石在成岩作用A期胶结形成，主要是随着地层埋深增加，黏土矿物及变质岩岩屑与地层流体发生反应，释放出大量的Fe²⁺以及Mg^2+[38]，并进一步发生水岩作用形成新的碳酸盐矿物。孔隙度与碳酸盐胶结物含量呈负相关[图 11(c)]，说明碳酸盐胶结对储层物性具有一定的破坏性作用。

溶蚀作用形成丰富的次生孔隙，能够明显改善储层物性^[39]。对于致密砂岩储层，溶蚀作用可提供储集空间和运移通道。通过观察，吴起地区长6储层的长石、岩屑等碎屑颗粒，以及浊沸石填隙物都发生了不同程度的溶蚀(图 12)。溶蚀作用主要形成于中成岩A期，该阶段所生成的有机酸进入地层流体中，在酸性环境下，长石与浊沸石成为主要的溶蚀矿物，形成次生溶孔^[40]。

图 12

Fig. 12

下载原图 图 12 吴起地区长6储层溶蚀作用特征 (a)岩屑长石砂岩，长石溶蚀，曾44井，2 149.42 m，SEM；(b)部分碎屑颗粒发生溶蚀产生溶孔，吴191井，1 830.66 m，SEM；(c)浊沸石溶蚀残余溶孔形态，吴191井，1 838.13 m，SEM；(d)碎屑溶蚀孔中有自生石英充填，楼22井，2 069.41 m，SEM Fig. 12 Dissolution characteristics of Chang 6 reservoir inWuqi area

(1) 鄂尔多斯盆地吴起地区长6油层组岩石类型主要为长石砂岩，另有少量岩屑长石砂岩。储层孔隙度为6%~12%，平均为9.45%。渗透率为0.05~0.50 mD，平均为0.34 mD。

(2) 残余粒间孔和溶蚀孔均是鄂尔多斯盆地吴起地区长6油层组主要的孔隙类型，晶间孔次之。高压压汞表明存在4种不同的孔隙结构，它们的孔喉分布范围和频率稍有差异，Ⅰ类样品大孔隙较多，峰值孔喉半径达3~5 μm，孔喉连通性好，Ⅱ，Ⅲ类样品次之，Ⅳ类样品最差。

(3) 鄂尔多斯盆地吴起地区长6油层组成岩作用阶段总体处于晚成岩A期。胶结作用对储层发育具有不同的影响，绿泥石胶结更多地支撑保护了孔隙，伊利石胶结和碳酸盐胶结不同程度地阻塞了孔隙。溶蚀作用广泛，长石、岩屑颗粒以及浊沸石填隙物形成的次生溶孔对储层物性有明显的改善作用。