从鄂尔多斯盆地中生界延长组的石油地质特征看，80%的储量在三角洲前缘砂体中，且以地层、岩性隐蔽性油藏为主。吴仓堡地区属伊陕斜坡西部（图 1），延长组长6油层组为以湖泊相三角洲为主的陆相碎屑岩沉积体系，砂体展布受东北方向物源控制^[1]，受河流进积作用的持续加强，三角洲向湖盆方向强烈推进的影响，不同级别、期次的前缘砂体在横向和纵向上多期叠加、平面上复合连片更加明显^[2]，水下分流河道垂向叠合程度高，且厚度大、横向稳定性及纵向连通性好（图 2），构成研究区最主要的储集层^[3]。近年来，随着勘探评价程度的不断深入，长6油层组具备形成大型三角洲岩性油藏的地质条件^[4]，已成为该区油气储量增长的主力层。在规模提交探明储量的同时，如何进一步剖析影响储层储集性能的宏观和微观因素，提高对油藏的认识、确定下一步有利勘探目标及提高后期储层改造效果均具有重要意义。

图  1  吴仓堡地区范围

1—盆地边界；2—构造单元界线；3—研究区范围

Figure  1.  Map of Wucangbu area

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图  2  研究区位置及长6₁砂厚图

1—井位；2—地名；3—砂厚等值线/m

Figure  2.  Map of the study area and isopach map of the sandbody in Chang 61 reservoir of Wucangbu area

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1.   岩石学特征

岩心观察表明，吴仓堡地区长6储层以灰色、灰绿色、深灰色细砂岩为主，呈现水下还原环境特征。对154块薄片统计分析表明，岩石类型为细粒长石砂岩，其次为岩屑长石砂岩（图 3）。砂岩碎屑组分普遍呈定向分布，黑云母常沿层面呈半定向状富集。石英含量为20%~45%，长石含量为25%~ 65%，岩屑含量为4%~16%，云母含量为2.5%~25%，碎屑组分Q/ （F+R）为0.38~0.65，成分成熟度中等，显示东北物源特征。砂岩填隙物含量为5%~32%，变化较大；胶结物主要为富铁质粘土，胶结类型以孔隙式、薄膜式为主。

图  3  吴仓堡长6储层砂岩分类三角投点图

Figure  3.  Plots of Q, F and R for Chang 6 reservoir in Wucangbu area

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图像粒度分析表明，颗粒的粒径在0.1~0.3mm之间，以细粒为主。磨圆度以次棱角状为主，分选性中等-较好，颗粒之间以点-线状为主，结构成熟度较好，表明该区沉积物经过了远距离的搬运和较强烈的湖水动力改造^[5]。

2.   孔隙类型及组合特征

2.1   孔隙类型

岩石薄片、铸体薄片及扫描电镜分析表明，研究区长6砂岩储层孔隙类型有残余粒间孔隙、溶蚀粒间孔隙、溶蚀粒内孔隙、自生矿物晶间微孔隙及少量微裂缝，其中残余粒间孔和溶蚀孔隙为主要储油空间。各类型孔隙对面孔率的贡献值见表 1。

表  1  吴仓堡长6段不同孔隙类型对面孔率的贡献值

Table  1.  The contribution of pore types to surface porosity in Chang 6 reservoir of Wucangbu area

残余粒间孔隙/%	溶蚀粒间孔隙/%	溶蚀粒内孔隙/%					自生矿物晶间微孔隙/%	微裂隙 /%
		长石溶孔	岩屑溶孔	沸石溶孔	杂基溶孔	铸模孔
71.68	1.8	16.3	5.9	1.4	0.64	0.33	1.26	0.66

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（1）残余粒间孔隙：研究区主要为成岩过程中碎屑颗粒周围发育的粘土膜，导致原生粒间孔隙缩小。同时，成岩早期绿泥石膜的存在对砂岩孔隙的保存具有正面意义^[6-7]。残余粒间孔隙直径为0.01~ 0.50mm，薄片面孔率约为5%，此类孔隙是研究区烃类富集的主要孔隙类型之一。

（2）溶蚀孔隙：根据铸体薄片和扫描电镜观察分析，研究区共发育溶蚀粒间孔隙和溶蚀粒内孔隙2类溶蚀孔隙，二者伴生分布，且相连通，但分布不均匀。溶蚀粒间孔隙的溶解组分主要为长石，此外有方解石、岩屑等，尽管孔隙大，但分布局限，仅有少量大溶孔或铸模孔与剩余粒间孔连通成为有效溶孔，孔隙直径0.03~0.50mm。根据溶蚀部位及程度的不同，进一步分为：①部分溶蚀粒间孔隙；②长条状溶蚀粒间孔隙；③港湾状溶蚀粒间孔隙；④特大溶蚀粒间孔。显然，从①至④溶蚀作用逐渐增强。溶蚀粒内孔隙数量比较多，常见于长石、云母内，岩屑溶孔、沸石溶孔和杂基溶孔也较常见，往往呈蜂窝状或串珠状，孔隙直径一般为0.02~0.10mm，是本区烃类富集的孔隙类型之一。

（3）自生矿物晶间微孔隙：可富集烃类，但多为残余油。孔隙直径一般为1~5μm，并且具有一定的连通性。扫描电镜下常见自生高岭石、伊利石、绿泥石晶间微孔隙，其中高岭石多呈分散状，即孔隙充填式分布，因其比较分散，对孔隙的破坏作用较小；而伊利石、伊/蒙混层、绿泥石主要以薄膜式分布，使孔渗性变差。

（4）微裂缝孔隙：根据岩心、偏光显微镜和扫描电镜分析，长6储层发育少量微裂缝，缝宽0.01~ 0.05mm，推测为砂岩在成岩晚期因构造应力作用发生挤压形成，多分布于致密砂岩中，具有很强的不均一性。尽管裂缝孔隙对于孔隙度的改善有限，但对储层的渗透能力显著提高，渗透率值出现高异常。

2.2   孔隙组合特征

吴仓堡长6储层砂岩普遍发育残余粒间孔隙和溶蚀孔隙，分布均匀，具有良好的连通性，面孔率一般超过5%，最高可达12%。依据铸体薄片与扫描电镜观察分析，吴仓堡长6段砂岩孔隙可分为3种组合形式：①混合孔隙型：残余粒间孔+粒间溶孔+粒内溶孔；②残余孔隙型：残余粒间孔+粒内溶孔；③致密孔隙型：残余粒间孔+晶间孔+粘土杂基溶孔。由于绿泥石薄膜胶结形成的残余原生粒间孔和溶蚀形成的粒间溶孔、长石粒内溶孔是最主要的孔隙类型，因此，长6段优质储层以①和②类孔隙组合形式为主。

3.   物性特征

物性特征是决定储层储集性能的关键，其直观表现为孔隙度和渗透率的大小。根据研究区30口井岩心物性统计，长6段砂岩孔隙度为7.05% ~ 20.03%，平均11.62%，主要为中孔（12%~20%），其次为中低孔（9%~12%）；渗透率主要为0.3×10^-3~2.0×10^-3μm²，最高19.76×10^-3μm²，平均0.83×10^-3μm²，部分井相对高渗（大于2.0×10^-3μm²）；孔隙度和渗透率之间存在明显的线性正相关关系。长6₁、长6₂、长6₃三个小层中的长6₁为三角洲沉积的高建设期，储层物性最好。

应用孔隙结构参数（排驱压力、中值喉道半径、分选系数等）、孔隙组合类型，结合储层物性特征，对储层的孔隙结构进行分类评价（表 2）。Ⅰ类孔隙结构主要分布于长6₁、长6₃小层主砂体带上（图 4），孔隙喉道较粗，喉道分选系数较小，说明喉道分选性好，能够为流体的渗流与交换提供较好的场所；Ⅱ类孔隙结构主要分布于主砂体的局部位置，从纵向特征看，此类孔隙结构所处砂带厚度略薄于Ⅰ类孔隙结构，局部位置发育少量钙质夹层，泥质夹层不发育，在长6₁小层常位于Ⅰ类孔隙喉道的上、下两侧；Ⅲ类孔隙结构物性最差，钙质、泥质隔夹层发育，所处砂带厚度薄、连通性差，孔隙喉道差，分选系数较大，分选性差。此类孔隙结构上、下多为分流间湾的细粒沉积物。

表  2  吴仓堡地区长6储层物性与孔喉特征分类

Table  2.  Statistics of physical properties and pore-throat characteristics of Chang 6 reservoir in Wucangbu area

级別	物性特征		孔隙类型	孔隙喉道参数
	孔隙度/%	渗透率/10-3pm2		门槛压力/MPa	喉道中值半径/μm	分选系数/Sp
Ⅰ类 (好）	> 12	> 1.0	混合孔隙型 (残余粒间孔+溶蚀孔）	< 0.5	> 0.2	< 2.5
Ⅱ类 (中等）	9 〜 12	0.3 〜 1.0	残余孔隙型 (残余粒间孔为主）	0.5 〜 1.5	0.2 〜 0.05	2.5 〜 3
Ⅲ类 (差）	< 9	< 0.3	致密孔隙型 (少量残余粒间孔、晶间微孔）	> 0.5	< 0.05	> 3.0

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图  4  吴仓堡长6储层孔隙结构纵向展布规律图

Figure  4.  Vertical distribution of pore structure of Chang 6 reservoir in Wucangbu area

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4.   影响储层发育的主控因素

4.1   沉积微相

沉积环境是形成砂岩储层最基本的影响因素，不同沉积微相砂岩储集性存在明显的差异^[8]。不同沉积微相砂岩的孔、渗统计结果表明，吴仓堡长6储层具有明显的相控分异性，水下分流河道储层物性最好，其次为河口坝、远砂坝叠置砂体（表 3）。同一沉积微相不同部位的砂岩储层物性也存在差异，如水动力较强的河道或河口坝砂体的主体部位储层物性较好，而水动力较弱的向边缘地带颗粒变细，分选变差，孔、渗相应变小，即使在同一河道砂体中，顺河道方向储层物性变化不大，而垂直河道砂体的侧向物性有规律地变差^[4]。

表  3  吴仓堡地区长6段不同沉积微相砂体物性统计

Table  3.  Porosity and permeability statistics for different sedimentary microfacies sandbodies of Chang 6 reservoir in Wucangbu area

沉积微相类型	孔隙度/%			渗透率/10-3pm2		样品数/个
	分布范围	平均值		分布范围	平均值
水下分流河道	9.6〜15.6	12.3		0.18〜3.46	1.32	213
河口坝	7.1〜13.2	11.5		0.15〜2.78	0.85	89
远砂坝	5.9〜12.4	10.2		0.12〜0.91	0.39	73
分流间湾	2.7〜11.1	8.5		0.04〜0.34	0.12	25

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4.2   成岩作用

成岩作用包括在成岩过程中碎屑组分、填隙物和孔隙结构的所有变化结果^[9]。成岩阶段划分表明，长6段砂岩处于中成岩A期，易形成较发育的溶蚀型次生孔隙，主要成岩作用有压实作用、胶结作用、溶解作用和破裂作用。胶结作用和压实作用造成原生孔隙大量丧失，是储层变致密的最主要原因。砂岩的压实作用和胶结作用是共存并相互制约的^[10]。依据Housknecht^[11]建立的压实、胶结作用与孔隙演化评价图，研究区压实作用在孔隙演化过程中起主要作用，长6₁胶结作用弱，长6₂、长6₃胶结作用较强（图 5）。

图  5  吴仓堡长6储层压实、胶结作用对孔隙演化评价图

Figure  5.  Assessment map of porosity evolution and compaction, cementation of Chang 6 reservoir in Wucangbu area

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前人研究表明，三角洲沉积环境，尤其是三角洲前缘环境中，因砂岩粒度粗、分选性好，在碎屑表面容易形成自生绿泥石衬边，又称颗粒包膜^[12]，环边绿泥石的形成不仅显著提高岩石的机械强度和抗压实能力^[13]，而且通过分隔孔隙水与石英颗粒的表面阻碍了石英次生加大的形成，其次自生绿泥石还将其占据的粒间孔隙中的一部分转变成晶间孔隙^[14]，部分原生孔隙得以保存，形成残余孔隙型孔隙结构，使砂岩具有较高的孔隙度和渗透率。研究区砂岩扫描电镜观察常见绿泥石膜保护碎屑颗粒而保存的残余粒间孔，这也是该区油藏储集的主要空间。此外，近年有研究认为，绿泥石膜保护砂岩孔隙的能力是有限的，物性好坏主要受其本身的岩石学特征控制^[15]，但目前还缺乏说服力。此外，溶蚀作用在延长组储集砂岩成岩过程中比较普遍^[16]，研究区也不例外，铝硅酸盐类的溶蚀，尤其是浊沸石胶结物和长石颗粒的溶解作用可产生数量可观的溶蚀孔隙，有效地改善了储层的物性。因此，在同一套砂层内，长石溶蚀相、浊沸石溶蚀相及绿泥石膜胶结相区往往发育物性好、产量高的优质储层。按成岩作用组合特征及其与储层的发育关系，吴仓堡长6段砂岩可划分出强压实相、黑云母假杂基发育相、中等压实-碳酸盐胶结相、中等压实-粘土膜胶结残余粒间孔发育相和弱压实-残余粒间孔+溶蚀孔隙发育相5种成岩相（图 6）。

图  6  吴仓堡长61储层成岩相图

1—井位；2—地名；3—强压实成岩相；4—云母假杂基相；5—中等压实-碳酸盐胶结相；6—中等压实-粘土膜胶结残余粒间孔相；7—弱压实-残余粒间孔隙+溶蚀孔隙相

Figure  6.  The diagenetic facies map of Chang 61 reservoir in Wucangbu area

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（1）强压实成岩相

主要为机械压实作用强烈发育区，发育于分流间湾和浅湖薄砂层等细粒沉积物中。镜下观察发现，吴仓堡长6储层内部压实作用主要的表现形式有：①颗粒塑性变形：柔性碎屑颗粒（如云母、泥质岩屑）因压实弯曲、假杂基化；②脆性变形：石英、长石等硬性颗粒受应力作用发生脆性破裂；③压溶：区内储层碎屑颗粒常见线接触，并见凹凸或缝合接触。

（2）云母假杂基相

薄片鉴定分析发现，个别井区长6砂岩中含有黑云母碎屑，最高可达25%，是在碎屑沉积物沉积时形成的。该相带砂岩云母含量通常大于10%，储层在埋藏成岩中，黑云母假杂基化非常强烈，压实作用程度较强。结果导致储层的有效空间全部消失，形成致密层。此类成岩相发育区储层致密，不具普遍性。

（3）中等压实-碳酸盐胶结相

研究区内部分砂岩在局部镶嵌式致密胶结，虽可有效抵制机械压实作用，但残余粒间孔隙中被碳酸盐充填，只剩少量孤立分布的残余粒间孔，使储层变得致密，阻碍了烃类流体的交换。此类成岩相分布在分流河道主砂体边部，但具有很强的不均一性。据镜下观察及面孔率统计，碳酸盐胶结物造成长6内部粒间孔隙的损失率为20%~50%，由于碳酸盐溶蚀程度较弱，因此往往形成低孔低渗的致密储集层。

（4）中等压实-粘土膜胶结残余粒间孔相

研究区长6砂岩普遍发育高含量的自生绿泥石胶结物，扫描电镜和电子探针分析表明绿泥石较为富铁，且自形程度较低，多在成岩早期呈绿泥石膜保护碎屑颗粒，阻碍了碎屑颗粒与孔隙水的接触，使原生粒间孔大部分得以保留，形成残余粒间孔隙组合。此类成岩相在砂岩中广泛分布，是油气的重要储集空间。

（5）弱压实-残余粒间孔+溶蚀孔隙相

此类成岩相砂岩的孔隙度和渗透率普遍优于绿泥石膜胶结相，砂岩中不仅存在绿泥石膜保存下来的原生粒间孔隙，还有长石、岩屑等溶蚀产生的次生孔隙。长石的溶解除在长石颗粒内部产生较多的溶蚀粒内孔隙外，还会产生大量的溶蚀粒间孔，将砂岩内残存的剩余粒间孔隙及喉道扩大，提高储层物性。这类成岩相分布于多期水下分流河道叠置的厚砂层中，是烃类富集的最主要地区。

5.   微观渗流特征

开展真实砂岩模型的水驱油实验，对真实砂岩微观水驱油实验过程进行观察，动态分析影响微观水驱油的原因是提高注采效益和采收率的有效技术手段^[17]。由于微观模型不仅保留了岩石本身的孔隙结构特征，还保留了岩石表面的物理性质及部分填隙物，能逼真、直观地再现油水两相驱替过程中流体的运动状况及残余油分布规律。通过显微镜和图像采集系统，能直接地观察流体在岩石孔隙空间的驱替特征^[18-19]。

实验过程模拟油气进入储层和注水开发过程，真实砂岩模型抽真空约2h后饱和水，记录饱和水时的压力，同时观察并对水的饱和路径进行拍照录像，初步了解岩石的孔隙与裂缝的发育和连通情况，然后进行油驱水和水驱油，求取驱油效率，为提高采收率分析提供依据^[20]。渗流特征包括油驱水和水驱油2个方面。镜下观察发现，油驱水及水驱油渗流特征相似，两相渗流特征以均匀驱替和网状驱替为主，部分样品也可见到指状驱替。孔喉中的驱替方式很少见到活塞式，主要是近活塞式，其次是非活塞式^[21-23]。研究区优质储层可划分出以下4种驱油类型。

（1）残余孔隙驱油型：残余孔隙发育，连通性较好，由于基质的非均质性，流体运移的通道为粒间喉道。驱油效率低于混合孔隙样品（图版Ⅰ-a、b）。

a.残余粒间孔油驱水（×40）；b.残余粒间孔水驱油（×40）；c.混合孔隙油驱水（×40）；d.混合孔隙水驱油（×40）；e.斜层理油驱水（×40）；f.斜层理水驱油（×40）；g.致密孔隙油驱水（×40）；h.致密孔隙水驱油（×40）；a、b图为W446，1923.m，长6₃，驱油效率75.5%；c、d图为Y210，2017.6m，长6₁，驱油效率82.3%；e、f图为G35，1842.1m，长6₁，驱油效率57.5%；g、h图为Y216，2005.2m，长6₂，驱油效率22.5%

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（2）混合孔隙（残余粒间孔+溶蚀孔隙）驱油型：孔隙发育，连通性好，孔隙为油气的主要存储介质，由于基质的非均质，剩余粒间孔隙和溶蚀孔隙由较粗喉道连通，成为流体运移的优势通道，宏观上表现为流体沿一定通道快速运移。驱油效率相对较高（图版Ⅰ-c、d）。

（3）斜层理驱油型：具层理缝的样品驱油时水优先顺层理面贯入，而后沿孔隙喉道进入，垂直层理方向水难以进入（图版Ⅰ-e、f）。

（4）致密孔隙驱油型：仅发育少量残余孔隙和填隙物晶间孔，孔隙喉道细且连通性差，饱和油后油呈孤岛状，水驱油后残油饱和度高。驱油效率最低，常为致密层（图版Ⅰ-g、h）。

6.   结论

（1）受河流进积作用的持续加强，三角洲向湖盆方向强烈推进，不同级别、期次的前缘砂体在横向和纵向上多期叠加，平面上复合连片更加明显，吴仓堡地区长6水下分流河道垂向叠合程度高、厚度大、横向稳定性及纵向连通性好，构成研究区最主要的储集层。

（2）吴仓堡长6段砂岩孔隙可分为3种组合形式：①混合孔隙型：残余粒间孔+粒间溶孔+粒内溶孔；②残余孔隙型：残余粒间孔+粒内溶孔；③致密孔隙型：残余粒间孔+晶间孔+粘土杂基溶孔。长6段优质储层以①和②类孔隙组合形式为主。

（3）沉积微相、成岩作用是影响长6三角洲前缘砂体储集性能的主控因素。不同微相的砂体具有显著的物性差异，直接控制了油气的聚集和油藏的分布，以水下分流河道及河口坝叠置砂体最为重要。

（4）吴仓堡长6段主要有混合孔隙型、残余孔隙型、致密孔隙型、层理缝型4种驱油类型，以混合孔隙驱油型驱油效率最高，而致密孔隙型样品驱油效果最差，残油饱和度最高；油水驱替模型（Y210、W446、G35、Y216）均选自最有利成岩相带“弱压实－残余粒间孔+溶蚀孔隙相”，模型求取的驱油效率与试油结果相关性好，说明微观孔隙结构更能反映储层的本质特征。