鄂尔多斯盆地中南部奥陶系白云岩储层孔隙结构与成因分析

陈建华

中国石油测井有限公司长庆分公司长庆事业部,陕西 西安 710201

鄂尔多斯盆地奥陶系马家沟组碳酸盐岩含油气层是油气勘探与开发主力层系[1-3]，前人对该层系的沉积、储层、构造演化等方面的研究取得了较好的成果[4-7]。鄂尔多斯盆地中南部气井试气结果表明，马家沟组天然气最高日产气可达到25.6×104m3，具有较高的生产潜力，显示出该区具有良好的气藏成藏条件。由于碳酸盐岩储层特征、孔隙结构以及影响因素的复杂性和较大的不确定性[8-11]，在某种程度上制约了该区马家沟组的天然气勘探与开发进程。孔隙结构为储层研究的主要内容，是油气勘探与开发研究的重要部分[12-15]。目前，前人未对奥陶系碳酸盐岩储层的孔隙结构进行详细分析，研究程度不够。因此，笔者针对鄂尔多斯奥陶系白云岩储层岩石学、储集性能和孔喉结构进行分析，探讨优质储层的孔隙演化特征与形成因素，以期为下一步油气精细勘探与开发提供借鉴。

1 地质背景

鄂尔多斯盆地位于华北地块西部，是典型的克拉通盆地，具有稳定沉降、扭动迁移和多旋回等特征[16-19]。鄂尔多斯盆地经历早古生代浅海台地和晚古生代近海平原两大沉积旋回，形成了发育稳定的碳酸盐岩沉积。奥陶系马家沟组碳酸盐岩具有较好的油气成藏条件，成为鄂尔多斯盆地油气勘探的重要层系，具有较大的勘探潜力。马家沟组储层主要岩性为白云岩和灰岩，夹杂有膏岩、盐岩，依旋回特征及岩性组合可分为6个层段，其中白云岩储层为主力勘探目的层。

2 储层特征及孔隙结构分析

2.1 储层岩石学特征

研究区奥陶系碳酸盐岩储层主要为白云岩类，其岩性可进一步分为岩溶角砾白云岩、膏盐溶蚀角砾泥、粉晶白云岩、结晶白云岩、含膏或膏盐质白云岩和生物骨架白云岩(见图1(a)、(b)、(c))。储集空间主要为溶蚀孔隙、晶间孔隙及宏观裂缝与微裂缝(见图1(d)、(e)、(f))。

图1 研究区储层镜下与岩心特征Fig.1 Microscopic and core characteristics of reservoirs in the study area

2.2 储层物性特征及分布

由于白云岩储层储集与渗流空间主要形成于成岩作用过程中，因此储层孔隙度与渗透率的分布以及相关关系均不同于碎屑岩，孔隙度及渗透率一般不服从正态分布。研究区储层的孔隙度呈对数正态分布(见图2)，主要介于2%～9%，峰值位于3.7%附近，平均3.7%；渗透率呈对数细偏分布，主要介于0.03～2mD，峰值位于0.06mD附近，平均为1.6mD。

图2 储层孔隙度及渗透率分布频率图Fig.2 Distribution frequency chart of reservoir porosity and permeability

表1 研究区储层物性参数统计表

2.3 孔隙结构特征

研究区储层孔隙结构可分为4大类共9小类。

2.3.1 以粉晶晶间孔为主的储层

1)微晶间孔型储层发育微孔隙，孔、洞及微裂缝发育程度差(见图3)，低孔、低渗为其主要特征，孔隙度介于1.9%～9.5%，渗透率小于0.03mD；储层具有较高排驱压力，孔隙结构类型为高饱、高排、粗偏型，为弱非均质性，喉道峰值半径介于0.05～0.3μm。

2)微晶间孔-溶洞型储层的孔、洞较为发育，但连通性较差，高孔隙度和低渗透率为其主要特征。

2.3.2 以细晶晶间孔及溶蚀孔为主的储层

1)孔隙-晶间孔型、小晶间孔型储层的孔、洞发育较少，胶结致密，主要为晶间孔，低孔低渗，孔隙度介于2.1%～7%，渗透率一般低于0.03mD。储层具有中、高饱和度、高排驱压力，孔隙结构类型以高饱、高排、多峰、细峰为主，非均质性为弱到中等，喉道峰值半径介于0.05～0.4μm。

2)晶间孔-孔隙型、中晶间孔型储层的胶结程度降低，由于溶蚀作用的增加，其微孔含量升高较多，物性条件增强，孔隙度介于4%～10%，渗透率低于0.1mD，孔隙结构为中饱、中排、粗偏型，喉道峰值半径介于0.3～3μm(见图4)。

图3 微晶间孔型储层特征图Fig.3 Characteristics of microcrystalline pore reservoir

图4 晶间孔-孔隙型、中晶间孔型储层特征图Fig.4 Characteristics of intergranular pore-pore reservoir and medium intergranular pore reservoir

3)中晶间孔型、大晶间孔型、微缝-晶间孔-孔隙型储层为孔隙、角砾间孔、溶孔、盐模孔隙和微孔隙共生(见图5)，是研究区储层中物性条件最好的一类，主要分布在横山-安塞-延长-宜川一线，成南北带状分布(见图6)，高孔、高渗、大喉道半径为其主要特征，孔隙度介于7%～21%，渗透率介于

图5 中晶间孔型、大晶间孔型、微缝-晶间孔-孔隙型储层特征图Fig.5 Characteristics of medium intergranular pore reservoir,large intergranular pore reservoir and microfracture-intergranular pore-pore reservoir

0.6～200mD；储层具有低排驱压力，孔隙结构类型包括高饱低排粗偏、多峰型,中饱低排粗峰型,高饱中排粗峰型；中晶间孔型的喉道峰值半径介于0.3～0.5μm；大晶间孔型的喉道峰值介于1～3μm。

图6 研究区中晶间孔型、大晶间孔型、微缝-晶间孔-孔隙型的储层分布图Fig.6 Distribution map of medium intergranular pore reservoir,large intergranular pore reservoir and microfracture-intergranular pore-pore reservoir in the study area

2.3.3 以微孔为主的储层

1)微孔型储层发育晶间残余微孔及不规则的颗粒间孔，孔隙发育程度较低，物性条件差，孔隙度介于1%～2.5%，渗透率一般在0.05mD以内；储层具有中、高排驱压力，孔隙结构为中、低、微饱和度、细偏型，喉道峰值半径介于0.03～0.06μm。

2)微缝-微孔型储层发育程度较低，晶间微裂缝以及晶间孔隙较为发育，孔隙度介于2%～6%，渗透率介于0.03～3mD；储层具有中排驱压力，孔隙结构为低饱中排多峰型和中饱中排多峰型，喉道峰值半径介于0.04～0.2μm。

3)晶间孔-微缝-孔隙型储层的微裂缝较为发育，具有高孔隙度、高渗透率的特点(见图7)，孔隙度介于3%～9%，渗透率介于2～80mD。储层具有高饱和度及低排驱压力，孔隙结构为高饱低排细峰、多峰型，喉道峰值半径介于0.3～3μm。

2.3.4 以微裂缝为主的储层

微孔-裂缝型储层岩性为泥灰岩、次生灰岩、含泥灰岩、致密细粉晶白云岩、硬石膏岩等，其中砂屑角砾泥灰岩及次生灰岩中的微裂缝发育较好，储层孔隙度介于0.3%～3%，渗透率介于0.03～20mD；储层具有微饱、低饱和高排驱压力，孔隙结构为低饱中、高排粗偏型,微饱中、高排细偏型及多峰型，喉道峰值半径介于0.04～0.08μm。

图7 晶间孔-微缝-孔隙型储层特征图Fig.7 Characteristics of intergranular pore-microfracture-pore reservoir

3 储层孔隙结构类型与成因机理

随着时空变迁盆地内碳酸盐岩形成了由海水到同生期淡水、由海水到埋藏、由埋藏到表生期淡水3个成岩演化序列，碳酸盐岩储层孔隙特征随之演化，具有复杂的结构，流体在不同孔隙结构骨架内的渗流行为具有明显的差异(见图8)。可将其划分为单重介质储层、双重介质储层、多重介质储层3类。

图8 研究区碳酸盐岩储层演化史Fig.8 Evolution history of carbonate reservoir in the study area

3.1 单重介质储层

单重介质储层流体储集空间与渗流空间一致，包括孔隙介质储层和裂缝介质储层。

3.1.1 孔隙介质储层

孔隙介质储层早期随成岩演化，后期改造强度弱，孔隙由晶间孔构成，是流体储集空间与渗流通道，孔隙结构以单峰曲线为特征，具弱微观非均质性。储层岩性为粗粉晶、中细晶及细粉晶白云岩，中、细晶白云岩储层分布于盆地南、西缘的马四段，储层具有高饱低排细峰及粗峰型的孔隙结构；粗粉晶白云岩储层分布于盆地马五2亚段，为中晶间孔型结构；细粉晶白云岩储层分布于盆地马五5亚段，发育微晶间孔型储层，孔隙结构为中、低饱高排细偏型。

此类储层主要形成于卤水回流渗透、热对流海水以及热液白云化作用，在表生淡水、混合水或酸性地下水溶蚀下，孔隙得到改善，形成扩大孔。研究区储层类型的分布受控于成岩相，淡水溶蚀程度和白云石结晶程度决定了物性条件的优良程度。

3.1.2 裂缝介质储层

裂缝介质储层受后期表生成岩阶段的成岩裂缝作用影响，微裂隙是主要流体储集空间与渗流通道，孔隙发育差，孔喉分布具有细偏单峰特征，储集能力低但渗流能力强；微观非均质性以细偏单峰低饱或微饱、细偏双峰低饱或微饱为主。构造破裂作用以及成岩压溶作用是裂缝介质储层形成的重要控制因素。宏观裂缝型储层的基质主要为脆性致密泥晶白云岩或泥晶灰岩，储层基质物性特征与微裂缝型储层基本一致，但渗透率更高；据岩心及野外剖面勘察，奥陶系普遍发育开启的高角度共轭裂缝，尤其集中发育于马五1、马五3亚段厚层泥晶灰岩段。

3.2 双重介质储层

双重介质储层发育于表生成岩作用后，包括晶间孔-孔隙型、晶间孔-孔洞型、孔隙-晶间孔型、微缝-微孔型、微孔-微缝型等5类。前三类中孔隙及孔洞是流体储集空间，微孔隙既是储集空间也是渗流通道，后两类中微孔隙是流体储集空间，微裂缝是流体的渗流通道。该类储层是马五1～马五4亚段的主要优质储层类型。

储层岩性为盐、膏模孔粉-细晶白云岩，发育膏、盐模孔和晶间微孔，粗偏双峰孔喉，储集性能较高，但渗流能力较低。孔隙结构主要为中高排、中高饱、多峰及粗偏型，其次为中排低饱细偏、多峰型。该类储层主要形成于早期淡水溶蚀以及重结晶作用，铸模孔和晶间微孔隙由于压实之前灰泥或云泥的快速结晶与固结作用得以保存，在淡水或酸性地下水中孔隙可得到改善。研究区该类储层分布于盆地马五1亚段上部，受控于沉积相与成岩相。

图9 研究区多重介质储层与岩溶古地貌分布图Fig.9 Distribution diagram of multiple medium reservoir and karst palaeogeomorphology in the study area

3.3 多重介质储层

多重介质储层主要形成于晚期成岩阶段，岩性为膏盐溶、岩溶角砾岩，发育晶间孔、溶蚀孔和微裂缝，双峰或多峰孔喉分布，储集性能较好。以粗偏三峰或双峰高饱、细偏双峰型孔隙结构为主，主要形成于早期及表生期岩溶作用，是岩层坍塌、角砾化及淡水溶蚀的结果。宏观洞穴型储层的岩性主要为岩溶洞穴混杂角砾岩，压实程度较低但胶结程度较强，孔隙度一般大于10%，渗透率一般大于100mD。该类储层发育在中、下奥陶统风化壳古潜水面之下，受到晚奥陶世古地貌特征的影响，特别是中部地区呈南北带状分布的岩溶阶地(见图9)，在长期风化淋滤作用下储层形成具有一定规模的溶蚀孔洞。

4 结论

1)研究区奥陶系碳酸盐岩储层主要为白云岩类，储集空间主要为溶蚀孔隙、晶间孔隙及宏观裂缝与微裂缝。

3)储层可划分为单重介质储层、双重介质储层、多重介质储层3类，受控于成岩相和沉积相，淡水溶蚀程度和白云石结晶程度决定了物性条件的优良程度，优质储层发育在中、下奥陶统风化壳古潜水面之下。