2023, Vol. 35
2. 陕西省油气成藏地质学重点实验室, 西安 710065;
3. 中国石油长庆油田公司 第十二采油厂, 甘肃 庆阳 745400;
4. 中国石油长庆油田公司 第二采油厂, 甘肃 庆阳 745100
2. Shaanxi Provincial Key Laboratory of Oil and Gas Accumulation Geology, Xi'an 710065, China;
3. No. 12 Oil Production Plant, PetroChina Changqing Oilfield Company, Qingyang 745400, Gansu, China;
4. No. 2 Oil Production Plant, PetroChina Changqing Oilfield Company, Qingyang 745100, Gansu, China
随着北美页岩油革命的成功，页岩油作为非常规油气的重要组成部分，显示出巨大的勘探和开发潜力[1-2]。与北美页岩油储层的海相沉积环境不同，我国的页岩油储层主要发育于陆相湖泊沉积环境，以松辽盆地中生界白垩统青山口组、准噶尔盆地晚古生界二叠统芦草沟组及鄂尔多斯盆地中生界三叠统延长组为典型代表[3-5]。鄂尔多斯盆地延长组长7段页岩油分布广泛，资源量巨大，达20×108 t，已成为石油增储上产的重要后备接替资源[6]。基于长庆油田的最新研究成果，鄂尔多斯盆地延长组长7段页岩油储层一般分为3种类型，依次是Ⅰ型（多期叠置砂岩发育型）、Ⅱ型（页岩夹薄层砂岩型）及Ⅲ型（纯页岩型）。此次所讨论的砂岩型页岩油储层为目前已初步实现规模开发的Ⅰ型和Ⅱ型页岩油储层。截至2021年年底，庆城油田长7段页岩油年产量已达到131×104t[7]，为其规模开发的代表。随着勘探开发工作的深入，长7段陆相页岩油储层岩性变化快、砂体横向连续性差、储层横向特征变化大、非均质性强及含油性差异大等问题日益凸显，影响了页岩油的下一步高效开发[8-10]，因此对页岩油储层的认识亟待开展进一步深入分析。
国内外页岩油勘探开发实践表明，页岩油砂岩储集层的品质好坏是决定页岩油富集高产、稳产的关键因素[11-12]。砂岩储集层的储集性能及含油性不仅受相邻泥页岩层系烃源岩特征的影响，同时与砂岩储集层的沉积微相、岩石组分、微观孔隙结构以及成岩演化阶段等密切相关[13]。如Li等[14]研究认为压实、胶结和溶解作用是控制松辽盆地孔店组二段页岩油储层储集空间发育的主要成岩作用；马文忠等[15]研究认为黏土矿物胶结、碳酸盐胶结是降低陕北地区长7段页岩油储层物性的主要因素，砂质碎屑流成因储层为优势储层。现阶段，国内外学者从多个角度对鄂尔多斯盆地长7段页岩油开展了大量的研究工作，研究重点集中于沉积特征[16-18]、砂体构型[19]、孔喉分布特征[20-21]、储层裂缝发育特征[22]、甜点优选[23]、成岩作用特征[24]以及非均质性[25]等方面，而对合水地区砂岩型页岩油储层特征及其主控因素研究相对薄弱。因此，以合水地区长7段Ⅰ型和Ⅱ型页岩油储层为研究对象，根据物性分析、铸体薄片、高压压汞及核磁共振等分析结果，系统研究其岩石学特征、物性特征及微观孔隙结构特征，并对其主控因素进行总结，以期为页岩油储层的“甜点”预测与优选、高效地差异化开发及制定开发政策提供地质依据。
1 地质概况鄂尔多斯盆地是位于华北板块上的大型多期旋回沉积克拉通盆地，为中国内陆第二大沉积盆地，是我国主要的含油气盆地之一。中晚三叠世延长组沉积期，盆地进入了大型内陆克拉通坳陷湖盆演化阶段，沉积了一套厚度大于1 000 m的陆相碎屑岩沉积建造，基于岩性及沉积旋回特征一般将延长组自下而上划分为长10—长1段共10个地层单元。长7沉积期为盆地中生界最大湖泛期，半深湖—深湖区面积大，主要分布在盆地的西南部，该时期湖泊藻类及浮游生物发育，且热流体活动频繁，为富有机质泥页岩的形成提供了丰富的物质来源，盆内发育一套厚度大于100 m的富有机质生油岩系[26]。合水地区构造位置处于鄂尔多斯盆地伊陕斜坡西南部（图 1a），为庆城大油田的一部分，受西南方向主力物源控制，发育重力流沉积。研究区长7段自下而上可以划分为长73、长72和长71共3个亚段（图 1b），其中长73亚段主要发育黑色油页岩、暗色泥岩夹薄层泥质粉砂岩，是长庆油田页岩油风险勘探、原位转化攻关试验的主要目标[27]。长72和长71亚段主要发育黑色、灰黑色重力流砂体，夹薄层暗色泥岩，垂向上与烃源岩互层共生，是页岩油勘探开发的主要对象。长7段砂体厚度平均为31.2 m，油层厚度平均为16.4 m，油藏埋深平均为2 050 m，含油饱和度平均为68.5%。
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下载原图 图 1 鄂尔多斯盆地合水地区构造位置和三叠系长7段烃源岩展布特征（a）、岩性地层综合柱状图（b）（据文献[28]修改） Fig. 1 Structural location of Heshui area and distribution characteristics of source rocks (a) and stratigraphic column of Triassic Chang 7 member (b) in Ordos Basin |
鄂尔多斯盆地合水地区长7段页岩油储集砂岩主要为一套灰黑—黑色的细—粉砂岩，粒度较小。研究区794个样品薄片鉴定结果显示，砂岩储集体中岩屑长石砂岩占主导地位，少部分为长石砂岩（图 2）。粒径主要为0.05~0.30 mm，平均为0.14 mm，分选性较差，主要为差—中等分选，碎屑颗粒大多呈次棱角状，胶结类型多样，主要为孔隙型胶结。砂岩碎屑组分中石英、长石和岩屑的平均体积分数分别为39.90%，20.17% 和18.67%，具有高石英含量的特点，岩屑组分以千枚岩等变质岩岩屑为主。研究区长7段页岩油储层填隙物含量较高，平均体积分数为16.71%，其种类多样，以自生黏土矿物和碳酸盐矿物为主，并含有少量的硅质和其他矿物。其中自生黏土矿物中水云母（平均体积分数为10.0%）居多，碳酸盐矿物主要为铁白云石和铁方解石，分布不均，非均质性较强，平均体积分数分别为1.70%和1.82%。
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下载原图 图 2 鄂尔多斯盆地合水地区三叠系长7段砂岩型页岩油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. 2 Triangular diagram of sandstone composition of Triassic Chang 7 sandstone-type shale oil reservoir in Heshui area, Ordos Basin |
鄂尔多斯盆地合水地区2 411块样品的物性统计分析结果显示，该区长7段砂岩型页岩油储层孔隙度为0.70%~15.86%，平均为8.15%，其正态分布特征明显，超低孔、特低孔居多，占99% 以上，低孔数量极少，仅占总样品数的0.2%；渗透率为0.000 8~4.863 0 mD，平均为0.102 0 mD。绝大部分样品的渗透率小于1 mD，占99% 以上，仅有极少量样品的渗透率大于1 mD，占比为0.3%。总体而言，合水地区长7段砂岩型页岩油储层整体上以发育超低—特低孔-超低渗储层为主（图 3）。
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下载原图 图 3 鄂尔多斯盆地合水地区三叠系长7段砂岩型页岩油储层孔渗分布特征 Fig. 3 Distribution characteristics of porosity and permeability of Triassic Chang 7 sandstone-type shale oil reservoir in Heshui area, Ordos Basin |
结合铸体薄片鉴定结果及孔隙扫描电镜镜下特征，合水地区长7段砂岩型页岩油储层孔隙以长石溶孔及残余粒间孔为主，并含有少量粒间溶孔、岩屑溶孔、晶间孔和微裂隙，面孔率小，平均为2.45%。长石溶孔含量最高，占总孔隙的50.20%，残余粒间孔次之，占总孔隙的40.00%。在酸性流体介质条件下，长石颗粒发生非全等溶解[29]，从而形成长石溶孔（图 4a—4d），少量长石颗粒因遭受强烈的溶蚀作用而被完全溶蚀，进一步扩大形成长石铸模孔（图 4c）。粒间孔主要为原生粒间孔隙经绿泥石膜和石英次生加大胶结充填后的剩余粒间孔（图 4b—4e）。粒间溶孔是由于砂岩储集体中部分碎屑及填隙物受溶蚀作用改造扩大形成的孔隙，主要赋存于刚性碎屑颗粒之间，并且孔隙周围填隙物一般存在溶蚀痕迹（图 4b）。晶间孔在研究区相对不发育，主要赋存于蜂窝状伊利石或伊蒙混层黏土矿物之间（图 4f）。微裂隙是由于成岩作用和机械应力作用而发育的缝隙，在研究区仅见于个别样品（图 4d），但其显著改善了研究区储层的连通性和渗流能力。
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下载原图 图 4 鄂尔多斯盆地合水地区三叠系长7段砂岩型页岩油储层主要孔隙和喉道类型 （a）长石溶孔、溶蚀成因喉道，L283井，1 959.50 m，长71；（b）长石溶孔、残余粒间孔、粒间溶孔、溶蚀成因喉道，W100井，2 008.00 m，长73；（c）长石铸模孔、溶蚀成因喉道、压实成因的喉道，N11井，1 385.90 m，长71；（d）长石溶孔、微裂隙、溶蚀成因喉道，W100井，2 008.00 m，长73；（e）绿泥石膜附着于矿物表面形成的残余粒间孔、弱压实成因喉道，B4井，1 745.20 m，长71；（f）晶间孔、黏土矿物胶成因喉道，Z40井，1 824.16 m，长71。 Fig. 4 Main pore and throat types of Triassic Chang 7 sandstone-type shale oil reservoir in Heshui area, Ordos Basin |
Nono-CT扫描结果显示，研究区长7段砂岩型页岩油储层具有各尺度孔隙连续分布的特征，从几十微米到纳米级别均有发育。根据朱如凯等[30]关于孔隙分级评价方案，其中微米大孔（孔隙直径为62.5~1 000.0 μm）、微米中孔（孔隙直径为10.0~62.5 μm）和微米小孔（孔隙直径为1.0~10.0 μm）孔隙数量占比很低，仅占总孔隙数量的6.50%，亚微米孔（孔隙直径为0.1~1.0 μm）孔隙数量最多，占总孔隙数量的75.56%，纳米孔隙（孔隙直径小于0.1 μm）数量相对较多，占总孔隙数量的17.94%。考虑到各尺度孔隙所占孔隙体积是储集空间的重要反映，对样品中不同半径孔隙所占孔隙体积进行统计，对比不同尺度孔隙体积分布可以看出，微米大孔、微米中孔及微米小孔数量较少，但其所占的孔隙体积比达到42.5%，亚微米孔所占的孔隙体积最大，达到53.2%，纳米级孔隙虽然数量较多，但其所占孔隙体积比例并不高，仅为4.3%。综上所述，直径为0.1~1.0 μm的亚微米孔隙是合水地区长7段储层主要的储集空间类型（图 5）。
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下载原图 图 5 鄂尔多斯盆地合水地区长三叠系7段砂岩型页岩油储层不同尺度孔隙数量与孔隙体积占比 Fig. 5 Percentage of pore quantity and pore volume of different scales of Triassic Chang 7 sandstone-type shale oil reservoir in Heshui area, Ordos Basin |
基于以往对国内砂岩储层喉道类型的划分方法[31]，结合不同成岩作用对储层的差异性改造，对合水地区长7段砂岩型页岩油储层的喉道进行分类。研究区储层发育的喉道类型主要有：弱压实成因的缩颈状喉道、压实成因的片状和弯片状喉道以及溶蚀成因或黏土矿物胶结成因的管束状喉道。研究区长7段砂岩型页岩油储层溶蚀孔发育，同样储层中溶蚀作用形成的管束状喉道最为发育，该类喉道虽然大小不一，非均质性强，但数量众多；其次为压实成因喉道，其半径一般小于1.0 μm；弱压实成因的缩颈状喉道虽然半径相对较大，但数量相对较少；受黏土矿物胶结作用影响形成的管束状喉道数量最少。整体而言，合水地区长7段砂岩型页岩油储层溶蚀作用形成的管束状喉道及压实成因的片状、弯片状喉道较发育，非均质性强，孔喉类型复杂。
4.3 孔喉结构特征储层的孔喉结构对于储层的流体渗流能力的影响至关重要。借助高压压汞和核磁共振等实验手段，联合铸体薄片、扫描电镜分析结果，对合水地区长7段砂岩型页岩油储层的微观孔喉结构特征开展系统研究，确定储层微观孔喉结构特征参数，并分析了孔喉结构与储层可动流体的相关性。
（1）高压压汞法分析
高压压汞法即通过测量毛管压力曲线来获取孔喉大小、分选性、连通性和渗流能力等特征参数，但高压压汞分析不能有效区分孔隙和喉道，其测试结果反映的是对孔喉系统起到控制作用的等效“孔喉半径”。测试结果表明，合水地区长7段砂岩型页岩油储层孔喉均较细微，参考以往对致密储层孔隙结构的划分方案[32-33]，将研究区储层孔喉结构由好到坏划分为Ⅰ类低—中排驱压力-细喉型、Ⅱ类中—高排驱压力-微细喉型和Ⅲ类高排驱压力-微喉型3种类型（表 1）。Ⅰ类孔隙结构：压汞曲线为具有一定斜率的平台型，具有较长的平直段，孔喉连通性相对较差，分选中等—差，孔喉大小偏粗歪度，中值半径一般大于0.1 μm，排驱压力中等，普遍小于1 MPa，最大进汞饱和度一般大于85%，退汞效率一般大于30%，孔隙度主要为8.00%~14.00%，平均为11.78%，渗透率一般大于0.400 mD，孔喉组合一般以长石溶孔-溶蚀作用形成的管束状喉道及剩余粒间孔-弱压实成因的缩颈状喉道为主。Ⅱ类孔隙结构：压汞曲线为具有一定斜率的平台型，孔喉连通性相对较差，分选较差，孔喉大小偏细歪度，中值半径小于0.1 μm，排驱压力较高，一般大于1 MPa，最大进汞饱和度一般大于75%，退汞效率一般大于25%，孔隙度主要为6.00%~12.00%，平均为10.47%，渗透率一般大于0.100 mD，孔喉组合一般以长石溶孔-溶蚀作用形成的管束状喉道及剩余粒间孔-压实成因的片状、弯片状喉道为主。Ⅲ类孔隙结构：压汞曲线形态较陡，基本无平台，物性相对很差，排驱压力相对较高，平均为5.346 MPa，中值半径一般小于0.5 μm，最大进汞饱和度较低，一般为44.300%~69.200%，平均为60.564%，退汞效率相对较低，一般大于20%，孔隙度一般大于7.00%，平均为7.92%，渗透率基本大于0.05 mD，孔喉组合一般以剩余粒间孔-压实成因的片状、弯片状喉道及晶间孔-黏土矿物胶结成因的管束状喉道为主。
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下载CSV 表 1 鄂尔多斯盆地合水地区三叠系长7段砂岩型页岩油储层高压压汞实验孔喉结构特征参数 Table 1 Characteristic parameters of pore and throat structure in high pressure mercury injection of Triassic Chang 7 sandstone-type shale oil reservoir in Heshui area, Ordos Basin |
（2）核磁共振法分析
可动流体核磁共振-离心分析可以给出岩石孔隙中可动流体的比例，是直观表征储层基质储集能力及潜力的重要分析手段。对合水地区长7段砂岩型页岩油储层14块代表性样品的可动流体核磁共振测试结果（表 2）显示，该区可动流体饱和度波动范围较大且相对较低，为15.60%~51.52%，平均为28.52%。储层中可动流体主要分布在大孔喉中，部分存在小孔喉内，其中半径大于1.00 μm的喉道控制的可动流体饱和度平均为13.05%，半径为0.10~1.00 μm的喉道控制的可动流体饱和度平均为12.93%，而半径为0.05~0.10 μm的喉道控制的可动流体饱和度平均仅为2.54%。可动流体饱和度与孔隙度、渗透率之间均呈现出一定的正相关性，但与渗透率的正相关性更好，充分说明储层渗透性对可动流体饱和度的控制作用更为显著（图 6）。根据邹才能等[34-35]对非常规储层孔径的分类标准，研究区可动流体主要由纳米级喉道和亚微米级喉道所控制，且纳米级喉道和亚微米级喉道所控制的可动流体体积随着渗透率的增大而增加，开发潜力也随之增大。
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下载CSV 表 2 鄂尔多斯盆地合水地区三叠系长7段砂岩型页岩油储层可动流体核磁共振测试结果 Table 2 NMR test results of movable fluid of Triassic Chang 7 sandstone-type shale oil reservoir in Heshui area, Ordos Basin |
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下载原图 图 6 鄂尔多斯盆地合水地区三叠系长7段砂岩型页岩油储层可动流体饱和度与孔隙度及渗透率的相关性 Fig. 6 Relationships of movable fluid saturation with porosity and permeability of Triassic Chang 7 sandstone-type shale oil reservoir in Heshui area, Ordos Basin |
根据岩心观察以及典型的沉积构造和测井曲线分析，结合以往对合水地区沉积相的研究成果，认为鄂尔多斯盆地合水地区三叠系长7段砂岩型页岩油储层主要形成于深水重力流沉积环境，并且主要发育砂质碎屑流砂体和浊流砂体2种砂体。研究区砂质碎屑流多呈塑性流变状态，以凝结块状流体整体搬运沉积，其沉积物颗粒具分散压力、基质强度以及浮力等多种支撑机制，含砂量相对较高，其岩性主要为与上覆岩层呈突变接触（图 7a）且厚层叠置的细砂岩、粉砂岩（图 7b）以及富含不规则泥岩撕裂屑的细砂岩（图 7c），在块状砂岩顶部可见泥岩漂砾（图 7d），块状砂岩底部常见剪切面构造（图 7e），反映了流体对下伏沉积物的剪切作用。研究区砂质碎屑流砂体厚度较大，水动力较好，填隙物含量相对较低，物性相对较好，平均孔隙度为9.01%，平均渗透率为0.32 mD，含油性较好，平均含油饱和度为44.88%，一般属于好—较好类储层，其压汞曲线主要表现为Ⅰ—Ⅱ类孔隙结构特征，孔喉半径相对较大，有利于油气充注，储层含油性好，试油产量高（图 8）。
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下载原图 图 7 鄂尔多斯盆地合水地区三叠系长7段重力流沉积典型沉积构造 （a）块状层理砂岩，上下突变接触，N177井，1 721.94 m；（b）块状构造含油砂岩，T35井，1 874.50 m；（c）不规则泥岩撕裂屑，N148井，1 709.00 m；（d）泥岩漂砾，N177井，1 714.88 m；（e）块状砂岩对底部泥岩的剪切，N128井，1 721.00 m；（f）鲍马序列，Z93井，1 686.90 m；（g）砂泥互层、泥火焰、鲍马序列，Z255井，1 786.30 m；（h）槽模，L190井，2 260.90 m；（i）重荷模，L9井，2 226.70 m。 Fig. 7 Typical sedimentary structural characteristics of gravity flow of Triassic Chang 7 member in Heshui area, Ordos Basin |
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下载原图 图 8 鄂尔多斯盆地合水地区B4井三叠系长7段砂岩型页岩油储层沉积-物性-产能关系 Fig. 8 Correlations among sedimentary microfacies, physical properties and productivity of Triassic Chang 7 sandstone-type shale oil reservoir of well B4 in Heshui area, Ordos Basin |
浊流具有牛顿流体特性，其沉积物颗粒主要受湍流所支撑，且多呈悬浮搬运及递变悬浮沉降，从而形成正粒序递变层理。浊流一般多期次发育，呈多期叠覆特征，研究区可见不完整的鲍马序列（图 7f）、火焰状构造（图 7g），存在岩性突变面，常见清晰的槽模（图 7h）、重荷模（图 7i）等底模构造。研究区浊流砂体一般较薄，厚度多小于0.6 m，水动力较弱，填隙物含量相对较高，物性相对较差，平均孔隙度为6.54%，平均渗透率为0.11 mD，含油性较差，平均含油饱和度为25.92%，一般属于较差储层，压汞曲线表现出与Ⅲ类孔隙结构相似特征，孔喉半径相对较小，可动流体饱和度低（图 8）。
总体而言，合水地区长7段砂质碎屑流砂体粒度稍大于浊流砂体（图 9a）。统计结果显示，研究区砂岩粒径对储层物性具有明显的控制作用，平均粒径增大，则储层物性有变好的趋势（图 9b）。研究区砂质碎屑流砂体粒度相对较大，砂体厚度较大（图 10a），物性较好，含油饱和度高，试油产量高；浊流砂体粒度相对较小，砂体厚度较小，物性相对较差，含油饱和度较低，试油产量明显低于砂质碎屑流砂体（图 10b）。综上所述，沉积作用奠定了研究区长7段砂岩型页岩油储层质量的物质基础。
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下载原图 图 9 鄂尔多斯盆地合水地区三叠系长7段砂岩型页岩油储层碎屑颗粒粒级分布（a）及孔隙度与粒径的关系（b） Fig. 9 Clastic particle size distribution (a) and relationship between porosity and particle size (b) of Triassic Chang 7 sandstone-type shale oil reservoirs in Heshui area, Ordos Basin |
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下载原图 图 10 鄂尔多斯盆地合水地区三叠系长7砂岩型页岩油储层不同沉积成因油层厚度与砂岩厚度的关系（a）及试油产量与油层厚度的关系（b） Fig. 10 Relationships between oil formation thickness and sandstone thickness (a), test oil production and oil formation thickness (b) for different sedimentary genesis of Triassic Chang 7 sandstone-type shale oil reservoir in Heshui area, Ordos Basin |
在漫长的成岩作用过程中，压实作用可导致储层孔隙度大幅度减小，是影响储层储集性能的主要因素。合水地区压实作用强烈，主要体现在颗粒发生挤压，变为线状、缝合状接触，呈定向排列。压实率是反映压实作用强弱的参数，参考魏钦廉等[36]的成岩作用强度分级标准，计算不同类型储集砂体的压实率。研究区砂质碎屑流储层压实率主要为30.0%~50.0%，平均为45.3%，以中等压实为主；浊流储层的压实率主要为50.00%~80.00%，平均为62.54%，以中等—强压实为主，表明浊流砂体受压实作用影响较大。究其原因，砂质碎屑流和浊流砂体的粒度及碎屑组分有所差别，砂质碎屑流砂体以细—粉砂岩为主，泥质杂基和岩屑的含量相对较低（图 11a），而浊流砂体以粉砂岩为主，泥质杂基和岩屑的含量相对较高。镜下可观察到泥质杂基受压实作用易充填原生粒间孔（图 11b），岩屑中的千枚岩和云母等塑性组分吸水膨胀、假杂基化，易被压实充填于孔隙和喉道中（图 11c，11d、图 12）。根据Scherer[37]及Beard等[38]的图版，计算出研究区砂质碎屑流砂体的初始孔隙度平均为37.3%，而浊流砂体的初始孔隙度平均为35.7%。
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下载原图 图 11 鄂尔多斯盆地合水地区三叠系长7段砂岩型页岩油储层成岩作用镜下特征 （a）砂质碎屑流沉积，泥质杂基含量低，N25井，1 467.10 m，长72；（b）浊流沉积，泥质杂基充填孔隙，储层致密，B15井，1 933.00 m，长71；（c）浊流沉积，千枚岩变形，充填孔隙，X80井，1 866.20 m，长73；（d）浊流沉积，黑云母弯曲变形，充填孔隙，N73井，1 679.70 m，长72；（e）丝缕状伊利石，N80井，1 722.93 m，长72；（f）绿泥石，B4井，1 821.50 m，长72；（g）伊蒙混层，Z140井，1 826.30 m，长71；（h）高岭石，发生轻微伊利石化，Z40井，1 390.00 m，长71；（i）铁白云石充填粒间孔隙，T11井，1 382.97 m，长71；（j）铁方解石胶结，X75井，1 967.70 m，长73；（k）石英次生加大，方解石胶结，Z40井，1 381.20 m，长71；（l）长石溶孔，X80，1 834.90 m，长72。 Fig. 11 Microscopic characteristics of diagenesis of Triassic Chang 7 sandstone-type shale oil reservoir of Heshui area, Ordos Basin |
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下载原图 图 12 鄂尔多斯盆地合水地区三叠系长7段砂岩型页岩油储层塑性组分含量与压实率关系 Fig. 12 Relationship between plastic component content and compaction rate of Triassic Chang 7 sandstone-type shale oil reservoir in Heshui area, Ordos Basin |
胶结作用是发生在粒间孔隙水中的一种物理-化学沉淀作用，其实质是将分散的碎屑颗粒或矿物固结为岩石，是导致储层致密化的关键因素。胶结率是定量反映胶结作用强弱的参数，对合水地区不同类型储集砂体胶结率的统计结果显示，砂质碎屑流储层胶结率主要为50.0%~80.0%，平均为75.2%，以中等—强胶结为主；浊流储层胶结率主要为40.0%~80.0%，平均为66.3%，以中等胶结为主。铸体薄片及黏土矿物X射线衍射结果显示，研究区长7段砂岩型页岩油储层胶结物含量较高，以自生黏土矿物为主，碳酸盐胶结物次之，硅质含量最低。
（1）黏土矿物胶结
黏土矿物X射线衍射实验结果显示，合水地区长7段砂岩型页岩油储层自生黏土矿物中伊利石含量最高，相对平均质量分数为46.2%，其次为绿泥石，相对平均质量分数为32.3%，伊蒙混层和高岭石含量相对较低，相对平均质量分数分别为12.4%和9.1%。扫描电镜下伊利石常呈丝缕状、搭桥状充填于孔隙之间，导致储层物性降低，尤其是渗透性变差（图 11e）；绿泥石主要以绿泥石薄膜的形式生长在颗粒表面，扫描电镜下多呈针状、叶片状（图 11f），绿泥石薄膜的出现在一定程度上抑制了压实作用，有效阻碍了压实作用对原生粒间孔隙的进一步破坏；伊蒙混层在镜下一般表现为片状，但片状矿物边缘随着蒙脱石向伊利石的转化逐渐卷曲，使得孔隙发生分割，降低了储层物性（图 11g）；随着埋深的增加，成岩演化程度增强，研究区部分高岭石发生了伊利石化作用，形成发丝状伊利石（图 11h）。
（2）碳酸盐胶结及硅质胶结
合水地区长7段砂岩型页岩油储层碳酸盐胶结矿物以铁白云石和铁方解石为主，其次为方解石和白云石，分布范围较广，平均体积分数为3.9%。扫描电镜下铁白云石一般表现为自形菱面体的典型特征（图 11i），并多呈分散状或集合状充填于储层孔隙中，从而降低储层物性；铁方解石以孔隙充填为主，能够同时充填原生孔隙和次生孔隙，呈半自形粉晶镶嵌状充填大部分孔隙并沿颗粒边缘发生交代（图 11j）。
合水地区长7段砂岩型页岩油储层硅质胶结物在镜下以无定型的石英次生加大和充填于孔隙中的晶形较完整的自生石英晶体2种形式为主（图 11k）。成岩作用早期，硅质胶结物主要以石英次生加大边的形式产出，硅质主要来源于碎屑组分的压溶沉淀后析出，而成岩作用中后期的硅质主要来源于长石、岩屑颗粒等易溶组分的溶解，形成的次生加大石英主要以六方双锥状和柱状晶体的形式充填于次生溶孔和剩余粒间孔内，绿泥石薄膜将次生加大石英与碎屑颗粒分离，表明次生加大石英形成于绿泥石膜之后。
根据Houseknecht[39]的评价方法，合水地区长7段砂岩型页岩油储层胶结作用损失的孔隙度平均为17.55%，压实作用损失的孔隙度平均为15.60%（图 13）。整体而言，胶结作用是造成研究区储层物性变差的主要成岩作用，但不同类型的储集砂体受到不同类型成岩作用的改造程度又有所差异，砂质碎屑流储层胶结作用损失的孔隙度更大，而浊流储层压实作用损失的孔隙度更大。
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下载原图 图 13 鄂尔多斯盆地合水地区三叠系长7段压实作用与胶结作用相对重要性评价图 Fig. 13 Evaluation diagram of relative importance of compaction and cementation of Triassic Chang 7 sandstonetype shale oil reservoir in Heshui area, Ordos Basin |
合水地区长7段发育巨厚的烃源岩，储层属于“自生自储”型，在成岩过程中酸性流体活动较活跃，主要体现为长石、岩屑以及少量碳酸盐矿物（方解石）的溶蚀，其中长石溶孔是研究区最重要的溶蚀孔隙类型（图 11l）。钾长石在酸性流体环境中易发生溶蚀反应产生大量K+，而蒙脱石在发生伊利石化的过程中需要消耗大量K+，因此伊利石化是钾长石溶蚀反应持续发生的重要驱动力，而伊利石化产生的大量Na+则成为了酸性斜长石溶蚀的屏障，致其难以溶蚀。全岩分析结果显示，研究区长7段砂岩型页岩油储层中的钾长石含量远低于斜长石含量（图 14），因此研究区广泛存在的伊利石包膜对长石溶蚀孔的形成起到了一定的促进作用。溶蚀作用的强弱除了受酸性流体和钾长石含量的影响外，还受颗粒粒径、泥质杂基、塑性组分含量等特征的影响，平均粒径大的储层，其溶蚀孔面孔率有增大的趋势（图 15a），塑性组分含量越高，其溶蚀孔面孔率减小趋势越明显（图 15b）。溶蚀率可有效反映储层溶蚀作用的强弱程度，对研究区不同类型储层的溶蚀率统计结果显示，砂质碎屑流储层溶蚀作用较强，溶蚀率平均为68.3%，以中等—强溶蚀为主；浊流储层溶蚀作用则相对较弱，溶蚀率平均为47.1%，以弱—中等溶蚀为主。因此，溶蚀作用对于改善研究区储层物性具有一定的积极作用。
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下载原图 图 14 鄂尔多斯盆地合水地区三叠系长7段砂岩型页岩油储层全岩矿物组分 Fig. 14 Whole rock mineral composition of Triassic Chang 7 sandstone-type shale oil reservoir in Heshui area, Ordos Basin |
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下载原图 图 15 鄂尔多斯盆地合水地区三叠系长7段砂岩型页岩油储层溶蚀面孔率与平均粒径（a）及塑性组分体积分数（b）的关系 Fig. 15 Relationships of dissolution plane porosity with average particle size (a) and plastic component content (b) of Triassic Chang 7 sandstone-type shale oil reservoir in Heshui area, Ordos Basin |
构造作用对合水地区长7段砂岩型页岩油储层发育具有明显的影响。受早期印支运动影响，晚三叠世长7段沉积期，鄂尔多斯盆地构造活动强烈，盆地形成了北东—南西向强烈的张应力，受控于主应力方向形成了复杂的裂缝网络[40]。研究表明，构造活动形成的裂缝既可以为油气初期运移提供通道，同时还可以沟通储层微细孔隙，在一定程度上提高了储层的渗流能力。研究区长7段储层广泛发育裂缝，且以未充填的构造裂缝为主，裂缝有效性好[41]，为油气运移提供了重要通道，同时裂缝的发育为酸性流体的活动提供了通道，形成了裂缝-溶蚀孔体系，进而提高了储层的渗流能力。此外，裂缝的发育对于储层压裂改造形成缝网具有重要意义。
综上所述，合水地区长7段砂岩型页岩油储层经历了多种类型成岩作用的持续改造，压实作用使得颗粒发生挤压，泥质杂基充填孔隙，塑性组分发生变形，大幅降低了储层质量；水云母、碳酸盐胶结是储层致密化的关键因素。长7段沉积期，由于印支运动的加剧，火山活动频繁，储层中富含火山碎屑、凝灰岩及杂基等，为蒙脱石的形成提供了物质基础，高温条件下，蒙脱石向伊利石转化，转化所需的大量K+由钾长石溶蚀所提供，而转化形成的Ca2+，Mg2+，Si4+等离子又作为碳酸盐和硅质胶结的重要来源。构造作用形成的微裂缝提高了其渗流能力，对后期储层的压裂改造具有重要意义。总体而言，不同类型的成岩作用对研究区不同成因类型的砂体改造程度存在一定差异。
6 优质储层分布受长7段沉积期构造活动的影响，鄂尔多斯盆地广泛发育坡折带，来自盆地西南方向的充足物源为研究区重力流的形成奠定了物质基础。受外界构造活动触发，三角洲前缘块体沉积物发生失稳滑动滑塌，沿斜坡带向盆地中心流动演化逐渐转化为砂质碎屑流及浊流。砂质碎屑流主要沿着与深水坡折带平行的低洼处分布，具有前积叠置的特征，且多期砂体叠合连片沉积，分布广，厚度较大，受溶蚀作用改造较强，物性较好，研究区一般为油层、差油层，试油试采效果相对较好（图 16a）；浊流砂体粒度相对较小，主要发育于地形相对平坦的深湖平原，空间上主要分布于砂质碎屑流的前端或顶部，砂体厚度较小，物性较差，难以形成具工业价值的油藏，研究区一般为差油层、干层（图 16b）。研究区优质储层主要分布于砂质碎屑流沉积区，有利沉积相带分布广，则有利油藏规模大（图 17）。因此，有利生烃背景上的砂质碎屑流发育区是砂岩型页岩油藏的勘探“甜点”区，在砂质碎屑流发育背景下物性较好的储层即为有利的油藏富集发育区，为研究区下一步页岩油勘探重点关注区域。
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下载原图 图 16 鄂尔多斯盆地合水地区三叠系长7段不同沉积成因页岩油储层单井生产曲线 Fig. 16 Single-well production curves of Triassic Chang 7 shale oil reservoirs with different sedimentary genesis in Heshui area, Ordos Basin |
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下载原图 图 17 鄂尔多斯盆地合水地区三叠系长71亚段沉积微相与油藏分布 Fig. 17 Sedimentary microfacies and reservoirs distribution of Triassic Chang 71 sub-member in Heshui area, Ordos Basin |
（1）鄂尔多斯盆地合水地区长7段砂岩型页岩油储层岩性以岩屑长石砂岩为主，长石砂岩次之，填隙物以水云母等自生黏土矿物和含铁碳酸盐矿物为主，物性较差，主要发育超低—特低孔-超低渗储层。
（2）合水地区长7段砂岩型页岩油储层主要发育长石溶孔和残余粒间孔，储层面孔率低，亚微米孔隙是储层主要的储集空间。溶蚀成因的管束状喉道及压实成因的片状、弯片状喉道为储层主要的喉道类型，孔喉类型较复杂。孔隙结构类型由好到差可以划分为3类，其中Ⅰ类和Ⅱ类为研究区最重要的孔隙结构类型。纳米级喉道和亚微米级喉道控制着储层中的大部分可动流体，其控制体积随着渗透率的增大而增加，开发潜力也相应增大。
（3）沉积微相是合水地区长7段砂岩型页岩油储层的物质基础，砂质碎屑流砂体粒度相对较大，泥质含量相对较低，是研究区物性最好的储集砂体类型，其主要发育Ⅰ类和Ⅱ类孔隙结构类型，孔喉半径相对较大，可动流体饱和度高，含油性好，试油产量高；浊流砂体的厚度较小，粒度相对较小，泥质含量相对较高，是研究区物性较差的储集砂体类型，其一般属于Ⅲ类孔隙结构类型，孔喉半径相对较小，可动流体饱和度低，含油性差。
（4）压实作用、胶结作用对储层的改造是合水地区长7段砂岩型页岩油储层质量较差的主控因素。总体而言，胶结作用是降低研究区储层物性的主要成岩作用类型，但不同类型储集体受成岩作用改造程度有所不同，胶结作用是砂质碎屑流储集砂体储层质量变差的第一要素，而压实作用是浊流储集砂体储层致密的第一要素。溶蚀作用改善了研究区的储层质量，其中砂质碎屑流储层的溶蚀率高于浊流储层。构造作用对提高储集层的渗流能力具有一定积极意义。
（5）砂质碎屑流沉积区为合水地区优质储层发育区，在砂质碎屑流发育背景下的物性“甜点”区为研究区下一步页岩油勘探重点关注区域。
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