0 引言

低渗透油气资源在我国油气资源中占有十分重要的地位，而且随着未来石油勘探程度的逐渐加深，其所占比例还将继续增大。该油气资源将成为今后一段时间我国油气勘探的主战场^{[1, 2, 3, 4, 5]}。储层的好坏直接关系到低渗透油气能否成藏，同时也决定了低渗透油气藏的勘探开发潜力，因此储层是低渗透油气资源研究的核心内容^{[6, 7]}。在低渗透油气藏的勘探开发中，优质储层发育段是重点目标与首选对象，但是由于低渗透储层成因机制复杂^{[8, 9, 10, 11]}，导致优质储层的预测难度大，直接制约了此类油气藏的勘探开发。前人对华庆地区低渗透储层的研究主要侧重于储层的沉积相类型、空间展布以及成岩作用、储集空间类型、孔喉结构等微观特征^{[12, 13, 14, 15, 16, 17, 18, 19]}，并对低渗透储层的成因进行了一定的探讨^[18]，但是，对优质储层控制因素及分布规律的研究还不够深入系统。本文针对华庆地区的低渗透储层，在系统研究储层特征的基础上，分析其低渗成因，探讨优质储层的主控因素，不仅对研究区低渗透油气藏的勘探开发具有重要的指导意义，而且对其他地区同类油气藏的勘探开发具有重要的借鉴意义。

华庆地区在地理位置上位于陕西省吴旗县和甘肃省华池、庆阳县境内，面积约5 000 km²，在构造位置上位于鄂尔多斯盆地伊陕斜坡中南部(图 1)。研究区内长6油层组沉积期主要处于半深湖深湖环境(图 1)，是长庆油田近年来石油勘探开发的重点区块之一^{[19, 20, 21, 22]}。近三年来,在华庆地区以长6₃为主要目的层，完钻探井、评价井120多口，完试70多口，有51口获工业油流。其中：白126井长6₃试油日产纯油20.57 t；白131井长6₃试油日产纯油16.24 t；白153井长6₃试油日产纯油20.50 t；白414井长6₃试油日产纯油119.85 t；山156井长6₃试油日产纯油51.51 t。这些工作取得了良好的勘探效果，展现了良好的勘探潜力。

图 1 华庆地区构造位置及鄂尔多斯盆地长6期沉积相展布图 Fig. 1 Location of Huaqing area and sedimentary facies of Ordos basin during Chang 6 period

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华庆地区长6段的厚层砂岩岩性为中细粒长石砂岩、岩屑长石砂岩；厚层状-块状层理最为发育，可见部分反粒序，砂岩底部可见部分似流动状构造，显示砂层底部的层流流动特征，与下部泥岩突变接触；顶面常与半深湖深湖相泥岩或前缘水下分流河道呈突变接触，接触面极不规则。砂岩内部偶见零散分布的泥岩碎片/泥砾，直径长度为2.0～6.0 cm，呈悬浮状，且有拖长变形现象(图 2a)。单砂体厚度一般大于0.5 m，最大可达数十米，横向变化快，填隙物主要为杂基，碎屑与云母片同时产出显示碎屑沉积物先液化混合，再整体冻结搬运的特征(图 2b)。粒度资料分析显示，既有重力流特征，又有牵引流特征。

a.元414井砂质碎屑流块状砂岩中的泥岩撕裂；b.元414井砂质碎屑流块状砂岩中云母碎屑；c.白280井碎屑流垂向叠置。 图 2 砂质碎屑流沉积特征 Fig. 2 Depositional characteristics of sandy debris flows

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上述沉积特征与牵引流形成的河道砂岩不同，也不能用浊流成因来解释，而是典型的砂质碎屑流。砂质碎屑流是一种富砂质具塑性流变性质和层流状态的沉积物重力流，代表一个从黏性至非黏性碎屑流连续过程系列，内部呈线性层流，沉积物整体停止流动，块状固结，其沉积物支撑机制主要是基质强度、颗粒间的摩擦强度和浮力，以块状砂岩、含泥质据脚注①修编。碎屑反序砂岩沉积为代表。解释为砂质碎屑流的理由如下：①砂岩体内不具正粒序，而正粒序被认为是浊积岩最为关键的鉴定标志；②块状砂岩底面不具侵蚀性，而浊流是紊流，属于牛顿流体，一般会形成明显侵蚀冲刷现象；③块状砂岩既表现出重力流特征的一面，又表现出牵引流特征的一面，这种似乎矛盾的现象难以用单纯的牵引流或浊流沉积来解释，但却与碎屑流沉积特征完全吻合；④由于砂质碎屑流为层流，缺乏侵蚀性，其沉积物底面通常比较平坦，块状砂岩内所含的泥砾和撕裂泥片也并非由砂质碎屑流本身侵蚀所造成，这种碎屑流很可能由早期浊流演化而成，早期浊流对下伏地层进行侵蚀，并将剥蚀的碎片卷入其中，随着内部碎屑物的增多，会发生流动转变。因此，华庆地区长6₃段储层的厚层块状砂岩主要由具有液化流性质的砂质碎屑流沉积形成的相对较厚块状砂岩纵向叠置组成。以白280井为例，单期碎屑流厚度1~4 m，碎屑流沉积的顶部和底部常与液化滑塌变形相伴生，反映碎屑流主要为原始沉积物液化再搬运成因；垂向上，多期碎屑流沉积有序叠加，使得碎屑流沉积整体厚度大(图 2c)。

① 廖建波.华庆长6₃油藏单井产量主控因素研究.兰州：中国石油勘探开发研究院西北分院，2011.

鄂尔多斯华庆地区长6₃段储层岩性主要为粉细细粒砂岩(总共观察了1 094块样品)；岩石类型主要为长石砂岩，其次为岩屑长石砂岩(图 3)，碎屑颗粒以长石为主，砂岩中石英体积分数一般为10.0%~42.5% ，平均23.4%，长石体积分数为20.5%~60.5%，平均48.4%，岩屑体积分数为4.0%~18.4%，平均8.1%；填隙物体积分数为6.0%~15.0％，成分主要为铁方解石、绿泥石、黏土矿物及浊沸石胶结，体积分数变化较大，其中以铁方解石体积分数最高，平均为6.1%，其次为绿泥石，平均为4.8%。

图 3 华庆地区长63段储层岩石类型分类三角图 Fig. 3 Rock type classification triangular plot of reservoirs of Chang 63 Member in Huaqing area

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颗粒粒径主要为0.08～0.18 mm，最大粒径0.40 mm，岩石主要为极细砂岩细砂岩范畴(图 4)，分选好，磨圆以次棱角状为主，颗粒间主要为点-线接触。

图 4 华庆地区长63段储层砂岩粒径分布图 Fig. 4 Grain diameter distribution of reservoirs of Chang 63 Member in Huaqing area

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通过46口井内4 257个样品的实测物性研究，表明长6₃段储层孔隙度一般小于14%，这类储层占全部样品的88.8%(图 5a)；渗透率一般小于3×10^-3μm²，而其中渗透率小于1×10^-3μm²的储层占总样品的70.3%(图 5b)。因此，长6砂岩储层属于低孔特低孔-特低渗透超低渗透储层。

图 5 华庆地区长63段储层孔隙度(a)与渗透率(b)分布直方图 Fig. 5 Porosity (a) and permeability (b) distribution histograms of reservoirs of Chang 63 Member in Huaqing area

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华庆地区长6₃储层储集空间类型多样，主要有原生孔隙(图 6a)、次生溶蚀孔隙(图 6b、c)及晶间微孔隙等(图 6d)。其中，原生孔隙是储层中最主要、所占比例最高的一类储集空间，平均面孔率约为2.9%，占总孔隙体积分数的75.3%；次生溶蚀孔隙主要包括长石、岩屑等颗粒的溶解以及沸石胶结物的溶解，长石颗粒溶孔平均面孔率约为0.7%，占总孔隙体积分数的18.2%，岩屑颗粒溶孔平均面孔率约为0.2%，占总孔隙体积分数的3.9%；另外，由于粒间高岭石的充填，储层中还存在晶间微孔隙，平均面孔率约为0.1%，占总孔隙体积分数的2.6%(图 7)，晶间微孔隙的存在使储层孔渗相关性变差，表现出孔隙度相对较高，而渗透率极低的特点。

a. A8井，长6，2 190.42 m，溶孔-粒间孔孔隙组合；b.坪40-20井，长6，1 167.84 m，浊沸石溶蚀强烈；c.庄33井，长6，1 678.38 m，长石溶孔较常见；d.A14井，长6，2 133.50 m，高岭石晶间孔隙。 图 6 华庆地区长63段储层储集空间特征 Fig. 6 Characteristics of reservoir space of reservoirs of Chang 63 Member in Huaqing area

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图 7 华庆地区长63段储层孔隙类型及其面孔率 Fig. 7 Pore types and facial porosity of reservoirs of Chang 63 Member in Huaqing area

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据储层压汞资料分析统计，华庆地区长6₃段储层平均排驱压力为1.27 MPa，平均中值压力7.52 MPa，平均中值半径0.11 μm，平均最大进汞饱和度为84.12%，平均退汞效率为27.0%，喉道分选中等较好，平均分选系数2.15，属小孔微细喉型孔隙结构(图 8)。

图 8 华庆地区长63段储层压汞曲线特征 Fig. 8 Characteristics of mercury injection curve of reservoirs of Chang 63 Member in Huaqing area

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近源快速沉积的背景，造成长6₃段储层整体分选性及磨圆度均较差，主要为杂基支撑(图 9)，反映了其较弱的水动力环境。镜下薄片观察发现，少部分颗粒有一定的磨圆度，而多数较差，表明存在二次搬运的情况。碎屑颗粒以石英及长石为主，其中长石含量普遍高于石英，与大多数常规沉积储层的情况有很大差异。这一方面说明了其母源区的碱性环境，另一方面也从微观上反映了沉积物碎屑搬运距离相对较短的情况。这是因为长石与石英相比，稳定性要差很多，在长距离的搬运过程中会造成大量损失，在一般情况下，进入湖盆后，都是石英含量大于长石，而华庆地区湖盆中心出现的这种长石含量大于石英的现象，即有所反常，同时也带有强烈的指向性，但也从另外一方面证明了长6₃储层为液化流性质的砂质碎屑流沉积。由此判断，该套地层厚层砂岩的形成与其母源性质及特征有紧密联系。

a.元285井，长63，2 136.09 m，杂基支撑；b.白286井，长63，1 991.06 m，杂基支撑；c.午61井，2 033.46 m，杂基支撑 图 9 华庆地区长63储层微观特征 Fig. 9 Microscopic features of reservoirs of Chang 63 Member in Huaqing area

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由于砂岩中杂基含量高、成分成熟度和结构成熟度低，因此，经历一定的压实作用之后，碎屑颗粒堆积紧密程度增加，杂基受压对储层充填作用较强，孔隙减少，喉道变细，储层即表现出低孔低渗的特征。同时，压实作用强烈降低了储层内成岩流体的活动性，使后期的胶结作用及溶解作用等化学成岩作用极弱，从而形成“沉积型”低渗超低渗储层。因此，较高的杂基含量以及较差的成分成熟度和结构成熟度是研究区低渗储层形成的主控因素，压实作用只是对其起到强化作用。

华庆地区长6₃段低渗透储层由具有液化流性质的砂质碎屑流沉积的厚层块状砂岩纵向叠置组成，有利于油气的局部富集。对于不同的沉积期次来说，其沉积砂体物性及含油性也有差别。湖盆整体沉降初期，物源刚刚进入，以加积为主，能量较弱，故以携泥质为主，物性也因泥质影响而较差。随着湖盆沉降加剧，物源能量逐渐加强，沉积作用达到鼎盛期时，其泥质含量相对较少，储层具有更好的物性特征，加之两期纵向叠合程度高，使得储层物性较好(图 10)。因此，沉积作用是优质储层形成的主控因素，主力沉积期次、沉积水动力强、砂体中泥质含量低，直接决定了优质储层的形成。

图例同图2 图 10 华庆地区长63储层分析综合图 Fig. 10 Generalized analysis chart of reservoirs of Chang 63 Member in Huaqing area

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进一步分析统计表明，沉积鼎盛时期，泥质含量较低的砂岩，试油产量高低与射孔沟通的累计块状砂岩段厚度相关程度较高(图 11)。因此，储层厚度也是泥质含量较低的砂岩形成优质储层的主要影响因素。

图 11 华庆地区长63储层厚度与试油产量的关系 Fig. 11 Relationship between thickness and oil testing production of reservoirs of Chang 63 Member in Huaqing area

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综上所述，沉积鼎盛期，水动力强的主力沉积期次,形成泥质含量较低的砂岩，是优质储层形成的主控因素，而较大的储层厚度是优质储层形成的必要条件。

1)华庆地区长6₃段储层的厚层块状砂岩主要由具有液化流性质的、砂质碎屑流沉积形成的、相对较厚块状砂岩纵向叠置组成。

2)华庆地区长6₃段储层岩石类型主要为长石砂岩，其次为岩屑长石砂岩，储层具有低孔特低孔-特低渗透超低渗透特征，储集空间主要包括粒间原生孔隙、次生溶蚀孔隙以及晶间微孔隙，为小孔微细喉型孔隙结构。

3)杂基含量高、成分成熟度和结构成熟度差是华庆地区长6₃低渗储层形成的主控因素，压实作用对其形成起到强化作用。

4)沉积鼎盛期、水动力强的主力沉积期次、泥质含量较低的砂岩，是形成优质储层的主控因素，而较大的储层厚度是优质储层形成的必要条件。