Natural Gas Geoscience >

2019 , Vol. 30 >Issue 10: 1439 - 1450

DOI: https://doi.org/10.11764/j.issn.1672-1926.2019.06.006

Pore size distribution of tight sandstone reservoir and their differential origin in Ordos Basin

  • Wei Wang , 1 ,
  • Yu-shuang Zhu , 2 ,
  • Cai-li Yu 3 ,
  • Le Zhao 3 ,
  • Da-you Chen 4
Expand
  • 1. School of Chemistry and Chemical Engineering, Yulin University, Yulin 719000, China
  • 2. Department of Geology, Northwest University, Xi’an 710069, China
  • 3. Oil Production Plant No. 1 of Changqing Oilfield Company, PetroChina, Yan’an 716099, China
  • 4. Bailie School of Petroleum Engineering, Lanzhou City University, Lanzhou 730070, China

Received date: 2019-03-20

  Revised date: 2019-06-27

  Online published: 2019-11-06

Fold

Highlights

The micro-nano pore throat system widely developed in tight sandstone is the essential difference between tight sandstone reservoir and conventional sandstone reservoir, and is also the main factor affecting the seepage characteristics and development effect of tight sandstone reservoir. This thesis analyzed the pore-throat types and distributions of Chang6 and Chang7 reservoirs in Jiyuan area of Ordos Basin, and discussed the original causes of them by cast section, SEM, and constant-rate mercury injection. The results showed that: The pore type of Chang6 reservoir is predominantly residual intergranular pores, and the throats are mostly compacted, the pore of Chang6 is more developed than throat. The pore type of Chang7 reservoir is mainly feldspar solution pores, and the throat is mostly dissolution, the throat of Chang7 is more developed than pore. The pore radius distribution range and average value of Chang6 reservoir are similar to those of Chang7 reservoir. The distribution range and average value of throat radius of Chang6 reservoir are obviously larger than that of Chang7 reservoir, and the physical property of Chang6 reservoir is better than that of Chang7 reservoir. The Chang6 reservoir is located in delta sediments with shallow burial depth. The high chlorite membrane content and low compaction strength of Chang6 reservoir make it better to maintain the original sedimentary pore space, and the dissolution further enlarges the pore space. Chang7 reservoir is located in lacustrine sediments with a large burial depth. The compaction and cementation of Chang7 reservoir are strong, and the original sedimentary pore space is massively compressed. Although dissolution occurs in the later stage strongly, the connectivity and seepage capacity of the throat of dissolution origin are lower than those of compaction origin. Dissolution can increase the reservoir space, but it cannot significantly improve the seepage capacity. Therefore, there is a significant difference in permeability of the two successive layers.

Cite this article

Wei Wang , Yu-shuang Zhu , Cai-li Yu , Le Zhao , Da-you Chen . Pore size distribution of tight sandstone reservoir and their differential origin in Ordos Basin[J]. Natural Gas Geoscience, 2019 , 30(10) : 1439 -1450 . DOI: 10.11764/j.issn.1672-1926.2019.06.006

0 引言

近几年，随着世界常规原油产量的下降及地质工艺理论的不断发展，非常规油藏逐渐成为世界各国的研究热点[1,2]。一系列致密油田的[3,4,5,6,7,8,9]成功开发，推动北美石油产量不断增长[10,11]，预计到2020年可达到1.5×108t[12]。受美国致密油快速发展的影响，巴西、加拿大等国也开展致密油的勘探开发，全球非常规油气呈现新的格局。
2014年在鄂尔多斯盆地新安边地区三叠系延长组发现探明储量超×108t的优质致密油区块,表明盆地具有巨大的致密油资源。开展大规模的致密油开发有利于缓解我国石油生产压力、弥补常规油藏的衰减。相比于超低渗储层，致密油储层孔隙致密、物性差，非均质性强[13,14,15]。狭小的孔喉是致密油赋存和运移的主要场所，原油在运移过程中受毛细管力影响较大[16]，部分石油流动呈现非达西渗流特征[17,18]，因此致密储层内石油聚集情况复杂[19,20]。分析微观孔隙结构有助于了解致密油藏储层中石油的富集状态，可以针对性提高经济开发效率。
常规压汞测试具有进汞压力大，进汞速度快的特点，是研究油藏微观孔隙结构的重要定量测试手段[21]。但压汞测试结果不能很好地分辨样品内孔隙与喉道的大小及数量分布，因此对刻画孔喉狭小的致密储层具有一定的局限性。恒速压汞可以通过检测注入压力升降情况区分样品内部孔隙和喉道，从而定量获取喉道和孔隙数目及分布，更细致地刻画储层微观孔隙结构[22]，有利于致密储层孔隙结构的研究[23]。
本文选取同一构造物源背景下连续沉积的鄂尔多斯盆地姬塬地区延长组长6段、长7段储层。基于铸体薄片、扫描电镜等定性测试和恒速压汞定量测试，结合孔隙类型和孔隙、喉道分布，研究对比了不同层位致密砂岩孔喉分布特征，并分析了溶蚀作用对储层孔隙度及渗透率的影响，从而为鄂尔多斯盆地致密砂岩油藏多层位精细化开采提供理论依据。

1 地质背景

鄂尔多斯盆地是我国第二大沉积盆地，具有十分重要的资源地位。姬塬地区位于盆地西部，属于伊陕斜坡二级构造单元，地层整体平缓，构造表现为东高西低（图1）。西部由于临近天环坳陷带，受盆地边缘构造活动影响，地层发育下陷背斜[24]。
图1 研究区地质构造（a）及地层特征（b）（研究区构造位置据文献[29]，修改；地层柱状图据文献[30]，修改）

Fig.1 Features of geology （a） and lithology （b）(location and tectonic units of the research area modified after Ref.[29]; the comprehensive stratigraghic column modified after Ref.[30])

在晚三叠世延长早期，盆地形成范围巨大的鄂尔多斯湖盆，延长组中部为一套湖退沉积，研究区长7段沉积环境主要为湖泊沉积，长6段沉积环境主要为三角洲沉积[25,26,27,28]。大规模发育的长7段烃源岩生成的石油近距离运移进入相邻的长6段三角洲前缘水下分流河道和长7段半深湖—深湖相浊积扇沉积砂体中，形成鄂尔多斯盆地主要的致密砂岩油藏。

2 岩石学特征

2.1　碎屑成分

长6段储层主要为灰色、灰绿色细粒长石砂岩和细粒岩屑质长石砂岩。粒径分布在0.05~0.5mm之间，平均为0.17mm。砂岩分选性好，碎屑颗粒为次棱角状，胶结类型以薄膜—孔隙型为主；碎屑成分含量约为87.05%，其中长石含量为4%~60%，平均为38.5%；石英含量为15.2%~65%，平均为29.47%；岩屑含量为6%~44.8%，平均为18.66%。填隙物含量为13.33%（表1）。
表1 姬塬地区长6段、长7段储层砂岩成分统计

Table 1 Sandstone composition for Chang6 and Chang7 reservoirs in Jiyuan area

层位 碎屑含量/% 填隙物/% 统计样数/个
石英 长石 岩屑
长6段 29.47 38.50 18.66 13.33 725
长7段 28.68 34.54 19.56 15.36 227
长7段储层岩石主要为灰色、灰褐色极细—细粒岩屑质长石砂岩。岩石粒径分布在0.03~0.4mm之间，平均为0.14mm。砂岩分选性中等，碎屑颗粒为次棱角状，胶结类型以加大—孔隙型为主；碎屑成分含量约为82.78%，其中长石含量平均值为34.54%；石英含量平均值为28.68%；岩屑含量平均值为19.56%。填隙物含量为15.36%（表1）。
长6段和长7段砂岩成分整体相似。长6段储层长石含量高，长7段储层填隙物含量高，2个层位石英和岩屑含量相近（图2）。
图2 姬塬地区长6段、长7段储层砂岩成分柱状图

Fig.2 Histogram of sandstone composition of Chang6 and

Chang7 reservoirs in Jiyuan area

2.2　填隙物成分

长6段储层填隙物含量平均为13.33%，填隙物种类多样，以自生黏土矿物和碳酸盐为主。自生黏土矿物以高岭石（3.00%）、绿泥石（2.86%）、伊利石（1.52%）为主，碳酸盐矿物以铁方解石（3.75%）为主（表2）。
表2 姬塬地区长6段、长7段储层填隙物成分统计

Table 2 Interstitial composition of sandstone for Chang6 and Chang7 reservoirs in Jiyuan area

层位 黏土矿物/% 碳酸盐矿物/% 硅质/% 其他/%
高岭石 伊利石 绿泥石 铁方解石 铁白云石
长6段 3.00 1.52 2.86 3.75 0.47 1.00 0.73
长7段 2.14 4.04 1.63 3.36 1.89 0.95 1.35
长7段储层填隙物含量较高，平均为15.36%。填隙物成分与长6段储层相似，以黏土矿物和碳酸盐胶结物为主。自生黏土矿物以高岭石（2.14%）、伊利石（4.04%）、绿泥石（1.63%）为主，碳酸盐矿物以铁方解石（3.36%）和铁白云石（1.89%）为主。
长6段、长7段储层2个填隙物成分如表2所示，长6段储层高岭石和绿泥石含量高，长7段储层伊利石和铁白云石含量高，长7段储层填隙物含量整体高于长6段储层（图3）。这是由于长6段、长7段储层沉积环境的不同导致填隙物含量有所差异[31,32,33,34,35]。
图3 姬塬地区长6段、长7段储层填隙物成分柱状图

Fig.3 Histogram of sandstone interstitial composition of Chang6 and Chang7 reservoirs in Jiyuan area

3 孔喉类型及分布

3.1　孔隙类型

长6段与长7段储层孔隙类型相似，都以粒间孔和长石溶孔为主。长6段储层剩余粒间孔含量最高（1.97%），长石溶孔含量次之（0.92%），总面孔率为3.17%。长7段储层以长石溶孔为主（含量为0.98%），剩余粒间孔次之（含量为0.91%），总面孔率为2.11%（表3）。
表3 姬塬地区长6段、长7段储层孔隙类型统计

Table 3 Pore types for Chang6 and Chang7 reservoirs in Jiyuan area

层位 不同孔隙类型面孔率/% 总面孔率/%

统计井数

/块数

剩余粒间孔 长石溶孔 岩屑溶孔 其他
长6段 1.97 0.92 0.09 0.18 3.17 725
长7段 0.91 0.98 0.08 0.14 2.11 227
对比2个层位，长6段储层剩余粒间孔含量高，长7段储层长石溶孔含量高。总体来说，长6段储层面孔率高于长7段储层（图4）。
图4 姬塬地区长6段、长7段储层孔隙类型柱状图

Fig.4 Histogram of pore types for Chang6 and Chang7 reservoirs in Jiyuan area

3.2　孔隙、喉道半径分布

从研究区长6段、长7段储层实测孔隙度和渗透率相关图（图5）可以看出，孔隙度和物性之间呈现出一定的正相关关系，表明长6段、长7段储层中裂缝不发育，并未对渗透率有较大贡献。
图5 姬塬地区长6段、长7段储层孔隙度与渗透率相关关系

Fig.5 The correlation map of porosity and permeability for Chang6 and Chang7 reservoirs in Jiyuan area

恒速压汞测试可以有效区分孔隙和喉道的大小，从而得到储层孔隙和喉道分布。长6段储层喉道进汞饱和度为31.46%，孔隙进汞饱和度为42.15%，总进汞饱和度为73.611%。长7段储层喉道进汞饱和度为26.50%，孔隙进汞饱和度为33.68%，总进汞饱和度为60.19%。长6段储层喉道进汞饱和度、孔隙进汞饱和度都高于长7段储层，表明其孔隙和喉道分布空间更大（表4）。
表4 姬塬地区长6段、长7段储层孔喉特征参数统计（恒速压汞）

Table 4 Parameters of pore throat characteristic for Chang6 and Chang7 reservoirs in Jiyuan area for constant-rate mercury injection

样品编号 层位 深度/m 孔隙度/% 渗透率/（×10-3µm2) 平均喉道半径/μm 平均孔隙半径/μm 排驱压力/MPa 喉道进汞饱和度/% 孔隙进汞饱和度/% 总进汞饱和度/%
JY6-1 长6 2 230 14.6 0.15 0.78 126.61 0.55 33.19 39.88 73.07
JY6-2 长6 2 349 14.6 0.32 0.96 127.12 0.44 23.82 37.32 61.14
JY6-3 长6 2 289 9.6 0.43 1.49 127.79 0.17 37.37 49.24 86.61
长6段平均 2 289 12.9 0.30 1.08 127.17 0.39 31.46 42.15 73.61
JY7-1 长7 2 580 10.2 0.15 0.36 151.47 1.44 18.80 26.33 45.13
JY7-2 长7 2 406 9.1 0.12 0.14 148.98 0.55 20.32 16.08 36.40
JY7-3 长7 2 416 8.9 0.10 0.31 150.06 1.89 25.64 30.63 56.27
JY7-4 长7 2 517 9.6 0.06 0.56 130.25 0.87 32.01 45.72 77.73
JY7-5 长7 2 423 9.8 0.13 0.61 131.68 0.77 35.75 49.66 85.41
长7段平均 2 468 9.5 0.11 0.40 142.49 1.10 26.50 33.68 60.19

3.2.1　孔隙分布特征

2个层位孔隙半径分布范围相近，主要分布在90~200μm之间（图6），孔隙半径分布呈单峰状，表明孔隙分布比较集中。长6段储层孔隙半径平均值为127.17μm，长7段储层孔隙半径平均值为142.49μm。长6段储层孔隙频数整体高于长7段储层，表明对于同一种半径孔隙，长6段储层有更多的孔隙数。虽然长6段储层孔隙半径小于长7段储层孔隙半径，但由于孔隙数高，长6段储层孔隙度好于长7段储层（表4）。
图6 姬塬地区长6段、长7段储层孔隙半径分布

Fig.6 Comparison of pore radius distributions for Chang6 and Chang7 reservoirs in Jiyuan area

3.2.2　喉道分布特征

通过铸体薄片和SEM镜下观察，研究区长6段、长7段储层喉道主要有以下2种： ①压实成因喉道，它为原始粒间空间经压实作用收缩后保存的喉道，其半径分布范围较广，一般>1.0μm[图7(a),图7(b)]。 ②酸性孔隙水溶蚀长石颗粒形成的溶蚀喉道，它一般与溶蚀孔隙相连，是溶蚀孔隙的缩小部分，其半径较小，一般<1.0μm。除压实成因和溶蚀成因喉道外，还有黏土矿物晶间孔型喉道，该类型喉道半径<0.2μm，在显微镜下不易观察，渗流能力极弱[图7(c),图7(d)]。
图7 不同成因喉道特征

Fig.7 Characteristic of different original throats

从喉道半径分布曲线来看（图8），2个层位喉道半径分布范围差异较大。喉道半径分布曲线粗端代表压实成因喉道，细端代表溶蚀成因喉道，最细端代表晶间孔喉道。长6段喉道半径分布曲线粗端发育，细端不发育，表明长6段储层以压实成因喉道为主，存在小部分溶蚀成因喉道，晶间孔喉道不发育。长7段喉道半径分布曲线粗端不发育，主要是细端发育，表明长7段储层以溶蚀成因喉道为主，压实成因喉道不发育。
图8 姬塬地区长6段、长7储层喉道半径分布

Fig.8 Comparison of throat radius distributions for Chang6 and Chang7 reservoirs in Jiyuan area

长6段储层喉道半径分布范围以0.6~1.7μm为主，最大喉道半径为2.7μm，喉道半径平均值为1.08μm。长7段储层喉道半径分布范围以0.2~0.8μm为主，最大喉道半径为1.2μm，喉道半径平均值为0.40μm。长6段储层喉道分布范围及平均半径都大于长7段储层。

3.2.3　孔喉分布

根据恒速压汞测试孔隙和喉道半径分布曲线，将两者结合起来，可以得到长6段和长7段储层孔喉分布曲线。长6段、长7段储层孔喉分布曲线为双峰状，左峰代表喉道，右峰代表孔隙。长6段储层喉道空间明显低于孔隙空间，表明长6段储层孔隙较喉道发育（图9）。长7段储层喉道空间与孔隙空间相近，甚至部分样品喉道空间大于孔隙空间，表明长7储层喉道较发育（图10）。
图9 长6段储层孔喉分布

Fig.9 Distribution of throat and pore for Chang6 reservoir

图10 长7段储层孔喉分布

Fig.10 Distribution of throat and pore for Chang7 reservoir

对比长6段、长7段储层孔喉分布曲线，2个层位孔隙空间相似。长6段储层喉道空间明显低于较长7段储层喉道。但长6段储层喉道半径较大，单个喉道进汞空间大，因此长6段储层喉道进汞饱和度整体较高。
综上所述，长6段储层孔隙较喉道发育，长7段储层喉道较孔隙发育。2个层位孔隙分布范围及平均值相近，因此孔隙度相似。长6段储层喉道分布范围及平均值大于长7段储层，其渗流能力也强于长7段储层。

4 孔喉差异化成因

在同一构造和物源背景下，2个层位致密砂岩孔喉分布差异经历不同的成岩及沉积过程，从而形成的孔喉分布特征有一定差异。

4.1　沉积作用

沉积作用是影响岩石组分及孔喉分布的最重要因素。研究区长6段、长7段储层位于同一构造及沉积大背景下，物源相同，沉积相有一定差别。沉积相带的差异致使原始沉积颗粒具有不同的粒度，并在沉积微相水动力作用下形成不同强度的成岩作用，是长6段与长7段储层孔喉类型差异的关键。
长6段沉积时期发育三角洲前缘沉积。该沉积相水动力较强，颗粒分选好，原生粒间孔较大，且泥质杂基含量较少，容易形成自生薄膜状绿泥石。同时长6段储层与烃源岩距离相对较远，酸性流体溶蚀作用有限。该沉积相下压实作用、胶结作用和溶蚀作用相对较弱，有利于剩余粒间孔隙和喉道的保存，孔喉以压实成因为主。
长7段沉积时期发育浊积扇沉积。该沉积相长期位于湖平面以下，水动力较弱，碎屑粒径较小，粒间孔间充满大量细小颗粒和泥质杂基。且该沉积相发育大量优质烃源岩，酸性流体的溶蚀作用强烈。此外，该时期盆地发育大规模火山活动，凝灰质火山岩进一步填充孔隙和喉道，降低孔喉空间。该沉积相下压实作用、胶结作用和溶蚀作用强烈，剩余粒间孔隙与喉道难以保存，孔喉以溶蚀成因为主。因此受沉积相的影响，长6段储层物性好于长7段储层，三角洲前缘是致密砂岩储层发育的有利成岩相带。

4.2　成岩作用

成岩作用是沉积后期影响储层孔喉变化的主要因素之一。2个层位填隙物种类相近，但成岩作用有一定区别，对孔喉也有一定影响。

4.2.1　压实作用

姬塬地区位于鄂尔多斯盆地西南部，延长组长6段、长7段地层埋深较大，其中长6段埋深为2 200~2 400m，长7段埋深为2 400~2 600m。较大的埋深导致其机械压实作用强烈，颗粒为接触—镶嵌状胶结。压实作用是影响长6段、长7段储层孔喉发育的重要原因。
根据公式：原始孔隙度=20.91+(22.9/Trask分选系数)[36]，计算出致密储层未压实前原始孔隙度。再根据压实率计算公式：压实率=(原始孔隙度－粒间体积)／原始孔隙度×100%，计算出研究区长6段储层的压实率为45.54%，长7段储层的压实率为54.84％，都属于强压实作用。长6段储层压实率低于长7段储层，剩余粒间孔含量（1.97%）明显高于长7段储层（0.91%）。表明长7段储层压实作用更强烈，对孔喉破坏性更大。
分析原因： ①长6段储层刚性碎屑成分石英含量高，且填隙物中有利于抗压实作用的绿泥石含量高[图11(a),图11(b)]，有利于原生粒间孔隙的保存； ②长7段储层埋藏深度大于长6段储层，埋藏深度越大，上覆沉积物重力作用更大，压缩颗粒间原生孔隙，使颗粒镶嵌状接触[图11(c)]，降低储层孔喉空间，进而在一定程度上减少了成岩后期酸性流体在储层内的流动，致使储层孔喉进一步致密。
图11 姬塬地区长6段、长7段储层微观孔隙结构

Fig.11 Microscopic pore structure of Chang6 and Chang7 reservoirs in Jiyuan area

4.2.2　胶结作用

2个层位储层胶结物种类相似，都以自生黏土矿物和碳酸盐矿物为主。长6段储层胶结作用以高岭石、绿泥石和铁方解石为主。书页状高岭石和绿泥石薄膜在碎屑颗粒表面发育，降低储层孔喉[图11(d)]。晚期碳酸盐胶结发生在溶蚀作用之后，呈连晶状填充剩余粒间孔和溶蚀孔，进一步致密化储层。
长7段储层黏土矿物中伊利石含量高。伊利石呈搭桥状或丝缕状发育在颗粒表面，虽然对孔隙和喉道储集空间影响较小，但将收缩状喉道分割形成多个弯片状喉道，将顺畅的渗流通道转变为不完整空间，严重影响了储层渗流性。长7段储层成岩晚期铁方解石和铁白云石在部分薄层砂体中大量发育，完全占据孔喉空间，严重影响孔喉。长7段储层填隙物含量高于长6段储层，其胶结作用较强。

4.2.3　溶蚀作用

溶蚀作用是研究区最主要的有利成岩作用。溶蚀作用的强弱不光取决于岩石中易溶组分的含量，也受酸性孔隙水的流动性影响。
研究区长7段烃源岩在生烃过程中形成的酸性孔隙水是长6段、长7段储层溶蚀作用的主要来源。长6段储层易溶矿物长石含量高，长石颗粒在酸性孔隙水的作用下，形成大量长石溶孔。长7段储层虽然长石含量稍低，但同层位烃源岩形成的酸性孔隙水会优先进入长7段储层尚未完全致密的孔喉中，此时孔喉空间连通性好。因此长7段储层中酸性孔隙水有效流动性强，溶蚀强度也略高，溶孔含量高于长6段储层。

4.2.4　溶蚀作用对储层物性影响

溶蚀作用可以侵蚀矿物颗粒，形成溶蚀孔隙，极大扩展储层储集性，但相对于剩余粒间孔，其渗流能力有一定差异。压实成因喉道多为剩余粒间孔隙压实形成，其位于多个岩石碎屑交会处，与剩余粒间孔连通性好。溶蚀成因喉道多为流体在溶蚀矿物成分时，由于溶蚀强度不均一性，常先在矿物表面溶蚀形成细小喉道，酸性孔隙水通过溶蚀喉道进入矿物内部进而形成大量溶蚀孔隙。溶蚀成因通道多与溶蚀孔隙单一连通，连通性差（图12）。
图12 不同成因喉道与孔隙连通示意

Fig.12 Diagram of connection between different original throats and pores

长6段储层压实作用和溶蚀作用较弱，原始粒间空间能较好的保存下来，喉道以压实成因为主，其半径较大。长7段储层压实作用和胶结作用强烈，原始粒间空间遭到极大破坏。其溶蚀作用相对发育，喉道多为溶蚀成因，喉道半径较小。
以长7段储层致密砂岩JY7-3为例，分析压实成因喉道与溶蚀成因喉道渗流能力区别。根据前人研究成果，喉道进汞体积V P、进汞压力P和分形特征Ds满足以下分形关系[37]:
L o g - d V P d P ∝ 4 - D s L o g   P
根据恒速压汞的喉道进汞曲线，得到喉道的分形特征曲线。
JY7-3样品喉道具有明显的二元性（图13），当进汞压力较小时，喉道多为压实成因，其分形维数为15.9；当进汞压力较大时，喉道多为溶蚀成因喉道，其分形维数为5.3。压实成因喉道与溶蚀成因喉道具有明显不同的分形特征，其渗流能力也有相应的差异。
图13 JY7-3喉道分形特征

Fig.13 Throat fractal charateristics of sample JY7-3

将分形特征与进汞曲线相结合，可以有效评价不同喉道的渗流能力（图14）。当进汞压力较小时，孔隙进汞曲线上升快，喉道进汞曲线上升慢，表明少量压实成因喉道即可控制大量非润湿相进入孔隙，压实成因喉道渗流能力强。随着进汞压力上升，喉道变为溶蚀成因，孔隙进汞曲线基本不上升，以喉道进汞上升为主，表明喉道只能控制少量非润湿相进入孔隙，喉道对孔隙的控制减弱，溶蚀成因喉道渗流能力弱。
图14 JY7-3样品恒速压汞进汞曲线

Fig.14 Mercury intrusion curves of constant-rate mercury injection from sample JY7-3

因此，溶蚀作用可以形成大量溶蚀孔隙和溶蚀喉道，但主要发生在颗粒内部，溶蚀成因喉道和孔隙连通差。溶蚀作用可以在一定程度上弥补压实作用对储集空间带来的影响，却无法消除细小喉道对渗流能力的影响。因此长7段储层喉道数高于长6段储层，但由于其多为溶蚀成因喉道，连通性较差，因此其渗透率明显低于长6段储层。
对比长6段储层典型样品JY6-2和长7段储层典型样品JY7-1：JY6-2样品位于三角洲沉积，埋深较浅（2 349m），样品绿泥石含量高，呈薄膜状包裹矿物颗粒[图11(b)]。因此样品机械压实作用较弱，剩余粒间孔喉保存较好，孔喉以压实成因为主，粗端喉道发育（图7）。JY7-1样品位于湖泊沉积，埋深大（2 590m），样品自生绿泥石含量少，机械压实作用强烈，且伊利石胶结物含量高[图11(d)]，原始粒间空间被强烈压缩。因此孔喉以溶蚀成因为主，细端喉道发育。受压实作用及溶蚀作用的影响，JY6-2样品渗透率明显高于JY7-1样品。相较于长6段储层，长7段储层致密孔喉发育，渗透率较低，因此在开发时要针对性地提高地层渗流能力。

5 结论

（1）研究区长6段、长7段储层位于同一构造背景和物源条件下，2个层位储层碎屑成分和填隙物组成相似，孔喉分布特征有一定差异。长6段储层孔隙类型以剩余粒间孔为主，喉道以压实成因喉道为主，孔隙较喉道发育。长7段储层孔隙类型以长石溶孔为主，喉道以溶蚀成因喉道为主，喉道较孔隙发育。长6段储层孔喉分布范围及平均值与长7段储层相似，喉道分布范围及平均值大于长7段储层，其渗流能力强于长7段储层。
（2）长6段储层为三角洲前缘沉积，长7段储层为浊流沉积，2个层位沉积相的差异造成了沉积作用和成岩作用的不同，是2个层位孔喉产生差异的关键因素。长6段三角洲前缘沉积中储层颗粒分选好、杂基少、埋深浅，压实作用、胶结作用和溶蚀作用相对较弱，有利于剩余粒间孔隙和喉道的保存，孔喉以压实成因为主。长7段浊流沉积储层碎屑粒径较小，粒间孔间充满大量泥质杂基，压实作用、胶结作用和溶蚀作用强烈，剩余粒间孔隙与喉道难以保存，孔喉以溶蚀成因为主。溶蚀成因孔喉虽能弥补压实作用带来的孔隙下降，但无法有效提高储层渗流能力，因此长7段储层渗透率明显低于长6段储层。三角洲前缘沉积相是致密砂岩优质储层发育的有利沉积相带。

References

Publishing order | Descend order by publishing year | Descend order by cited within
1
Zou Caineng, Tao Shizhen, Yang Zhi, et al. New advance in unconventional petroleum exploration and research in China bulletin of mineralogy[J].Petroleum and Geochemistry, 2012, 31(4): 312-322.

邹才能,陶士振,杨智,等.中国非常规油气勘探与研究新进展[J].矿物岩石地球化学通报,2012,31(4): 312-322.

2
Zou Caineng, Yang Zhi, Tao Shizhen，et al. Nano-hydrocarbon and the accumulation in coexisting source and reservoir[J]. Petroleum Exploration and Development, 2012, 39(1): 13-26.

邹才能,杨智,陶士振,等.纳米油气与源储共生型油气聚集[J].石油勘探与开发,2012,39(1):13-26.

3
Law B E, Curtis J B. Introduction to unconventional petroleum systems[J].AAPG Bulletin, 2002, 86(11): 1851-1852.

4
Law B E. Basin-centered gas systems[J]. AAPG Bulletin, 2002, 86(11): 1891-1919.

5
Shaumugum G. Deep-water processes and facies models: Implications for sandstone petroleum reservoirs[M].Amsterdam: Elsevier, 2006:244-255.

6
Miller B A, Paneitz J M, Yakeley S, et al. Unlocking Tight Oil: Selective Multistage Fracturing in the Bakken Shale[R]. SPE11 6105.SPE Annual Technical Conference and Exhibition, 2008,23(1):1-6.

7
Gaibor J, Hochuli J P A, Winkler W, et al. Hydrocarbon source potential of the Santiago Formation, Oriente Basin, SE of Ecuador[J]. Journal of South American Earth Sciences, 2008, 25(2):145-156.

8
Houston M C, Mccallister M A, Jany J D, et al. Next generation multi-stage completion technology and risk sharing accelerates development of the Bakken Play[J].SPE13 5584. SPE Annual Technical Conference and Exhibition,2010,25(1):1-11.

9
Curtis M E, Cardott B J, Songdergeld C H, et al. Development of organic porosity in the Woodford shale with increasing thermal maturity[J]. International Journal of Coal Geology, 2012, 103(23): 26-31.

10
Gang H. Natural fractures in unconventional reservoir rocks: Identification, characterization, and its impact to engineering design[J]. American Anthropologist, 2011, 81(2): 387-388.

11
Slatt R M, O'Brien N R. Pore types in the Barnett and Woodford gas shales: Contribution to understanding gas storage and migration pathways in fine-grained rocks[J]. AAPG Bulletin, 2011, 95(12): 2017-2030.

12
Lin Senhu, Zou Caineng, Yuan Xuanjun, et al. Status quo of tight oil exploitation in the United States and its implication[J]. Lithologic Reservoirs, 2011, 23(4): 25-30.

林森虎,邹才能,袁选俊,等.美国致密油开发现状及启示[J].岩性油气藏,2011,23(4):25-30.

13
Yan H, Li S, Liu X. Characteristics and resource prospects of tight oil and shale oil in Ordos Basin[J]. Acta Petrolei Sinica, 2013, 34(1):1-11.

14
Feng Shengbin, Niu Xiaobin, Liu Fei, et al. Characteristics of Chang7 tight oil reservoir space in Ordos Basin and its significance[J]. Journal of Central South University：Science and Technology, 2013,12(11):4574-4580.

冯胜斌,牛小兵,刘飞,等.鄂尔多斯盆地长7致密油储层储集空间特征及其意义[J].中南大学学报:自然科学版,2013,12(11):4574-4580.

15
Guo Q, Na W, Chen N, et al. An assessment of tight oil resource in 7th oil reservoirs of Yanchang Formation,Ordos Basin[J]. Acta Petrolei Sinica, 2017, 38(6): 658-665.

16
Chen Puli, Wang Shuo, Wang dan, et al. Comparing the constant-speed mercury injection technique with the conventional mercury injection technique[J]. Xinjiang Geology, 2013, 31(supplement): 139-141.

陈蒲礼,王烁,王丹,等.恒速压汞法与常规压汞法优越性比较[J].新疆地质,2013,31(增刊):139-141.

17
Li S, Dong M, Luo P. A crossflow model for an interacting capillary bundle: Development and application for waterflooding in tight oil reservoirs[J]. Chemical Engineering Science, 2017, 164:133-147.

18
Wang X, Sheng J J. Effect of low-velocity non-Darcy flow on well production performance in shale and tight oil reservoirs[J]. Fuel, 2017, 190:41-46.

19
Diwu P, Liu T, You Z, et al. Effect of low velocity non-Darcy flow on pressure response in shale and tight oil reservoirs[J]. Fuel, 2018, 216:398-406.

20
Wu W, Jing D, Zhao J, et al. Accumulation conditions and models of tight oil reservoirs in Chang-7 of Huaqing area,the Ordos Basin[J]. Oil & Gas Geology, 2016, 37(6):874-881.

21
Yue M, Leung J Y, Dehghanpour H. Numerical investigation of limitations and assumptions of analytical transient flow models in tight oil reservoirs[J]. Journal of Natural Gas Science & Engineering, 2016, 30:471-486.

22
He Shunli, Jiao Chunyan, Wang Jianguo, et al. Discussion on the differences between constant-speed mercury injection and conventional mercury injection technique[J]. Fault-Block oil & gas Field, 2011,18(2):235-237.

何顺利,焦春艳,王建国,等.恒速压汞与常规压汞的异同[J].断块油气藏,2011,18(2):235-237.

23
Gao H, Li T, Yang L. Quantitative determination of pore and throat parameters in tight oil reservoir using constant rate mercury intrusion technique[J]. Journal of Petroleum Exploration & Production Technology, 2016, 6(2):1-10.

24
Wang Wei, Niu Xiaobin, Liang Xiaowei, et al. Characteristic of movable fluid for tight sandstone reservoir in Ordos Basin: A case of Chang7 oil of Yanchang Formation in Jiyuan area[J].Geological Science and Technology Information, 2017, 36(1): 183-187.

王伟,牛小兵,梁晓伟,等.鄂尔多斯盆地致密砂岩储层可动流体特征——以姬塬地区延长组长7段油层组为例[J].地质科技情报,2017,36(1):183-187.

25
Chen Fei, Hu Guangyi, Sun Lichun, et al. Sedimentary characteristic and the significance of petroleum exploration of sandy debris flow of Yanchang Formation of the Upper Triassin, Fuxian area, Ordos Basin[J]. Acta Sedimentologica Sinica, 2012, 30(6): 1042-1052.

陈飞,胡光义,孙立春,等.鄂尔多斯盆地富县地区上三叠统延长组砂质碎屑流沉积特征及其油气勘探意义[J].沉积学报,2012,30(6):1042-1052.

26
Bai Yubin, Zhao Jingzhou, Fang Chaoqiang, et al. Forming mechanism of quasi-continuous tight sandstone reservoir of Chang 6 oil-bearing formation, Ordos Basin[J].Petroleum Geology & Experiment, 2013,35(1):65-71.

白玉彬,赵靖舟,方朝强,等.鄂尔多斯盆地长6油层组准连续型致密砂岩油藏形成机理［J］.石油实验地质,2013,35(1):65-71.

27
Bai Yubin, Zhao Jingzhou, Zhao Zilong, et al. Accumulation conditions and characteristic of the Chang 7 tight oil reservoir of the Yanchang Formation in Zhidan area， Ordos Basin[J]. Oil & Gas Geology, 2013,35(5):631-639.

白玉彬,赵靖舟,赵子龙,等.鄂尔多斯盆地志丹地区延长组长7致密油成藏条件与成藏特征[J].石油与天然气地质,2013,35(5):631-639.

28
Fan Hongche, Huang Zhilong, Gao Gang, et al. Study on the distribution regularity of oil-water and main controlling factors in Hujianshan area, Ordos Basin[J]. Acta Sedimentologica Sinica, 2011, 29(1): 151-157.

范泓澈,黄志龙,高岗,等.鄂尔多斯盆地胡尖山地区长6段油水分布规律及主控因素分析[J].沉积学报,2011,29(1):151-157.

29
Yang Yongtai, Li Wei, Ma Long. Tectonic and stratigraphic controls of hydrocarbon systems in the Ordos Basin: A multicycle cratonic basin in central China[J]. AAPG Bulletin, 2005, 89(2): 255-269.

30
Wu Hao, Zhang Chunlin, Ji Youliang, et al. Pore throat characteristics of tight sandstone of Yanchang Formation in eastern Gansu, Ordos Basin[J]. Petroleum Research,2018,3(1): 33-43.

31
Wang Feng, Chen Rong, Tian Jingchun, et al. Diagenesis of diagenetic facies of the Chang 4+5 tight sandstone reservoirs in Longdong area, Ordos Basin[J]. Oil & Gas Geology, 2014, 35(2): 199-206.

王峰,陈蓉,田景春,等.鄂尔多斯盆地陇东地区长4+5油层组致密砂岩储层成岩作用及成岩相[J].石油与天然气地质,2014,35(2):199-206.

32
Zhang Xingliang, Tian Jingchun, Wang Feng, et al. Diagenetic characteristics and quantitative porosity estimation of tight sandstone reservoir: A case from the 8th member of Permain Xianshihezi Formation in the Gaoqiao region,Ordos Basin[J]. Oil & Gas Geology, 2014, 35(2): 212-217.

张兴良,田景春,王峰,等.致密砂岩储层成岩作用特征与孔隙演化定量评价——以鄂尔多斯盆地高桥地区二叠系下石盒子组盒8段为例[J].石油与天然气地质,2014,35(2):212-217.

33
Sun Xiujian, Yang Wei, Bai Yadong, et al. Characteristics of the reservoir-caprock assemblage of the basement reservoir in the Qaidam Basin, China[J]. Natural Gas Geoscience, 2019，30(2): 228-236.

孙秀建, 杨巍, 白亚东, 等. 柴达木盆地基岩油气藏储盖特征及组合方式[J]. 天然气地球科学, 2019,30(2): 228-236.

34
Xu Zheng, Fu qiang, Hui Xiao, et al. Division and distribution of flow units of Chang6 3 1 reservoir in Huaqing area, Ordos Basin[J]. Natural Gas Geoscience, 2018, 29(12):71-80.

徐铮, 傅强, 惠萧, 等. 鄂尔多斯盆地华庆地区长61 3储层流动单元划分与展布[J]. 天然气地球科学, 2018, 29(12):71-80.

35
Ma Zunqing, Chen Guojun, Yang Haizhang, et al. Effects of large-foraminiferal shells on sandstone reservoir space and physical properties: Case study of the 1st member of Sanya Formation, Songnan Sag, Qiongdongnan Basin[J]. Natural Gas Geoscience, 2019，30(5):712-720.

马遵青，陈国俊,杨海长,等.大型有孔虫壳体对砂岩储集空间及物性的影响——以琼东南盆地松南凹陷三亚组一段为例[J].天然气地球科学,2019，30(5):712-720.

36
Scherer M. Parameters influencing porosity in sandstones : A modal for sandstone porosity prediction[J].AAPG Bulletin,1987,71(5):485-491.

37
Yao Y, Liu D, Tang D, et al. Fractal characterization of seepage-pores of coals from China: An investigation on permeability of coals[J]. Computers & Geosciences, 2009, 35(6):1159-1166.

Options
Outlines

/

〈 〉

陇ICP备2021001824号-7　 甘公网安备 62010202000678号
Copyright © Natural Gas Geoscience, All Rights Reserved.
Tel: (0931)8277790　
E-mail：geogas@lzb.ac.cn
Total visitors:　 Visitors of today: 　 Now online:
Powered by Beijing Magtech Co. Ltd,.