王光强,邱隆伟 潘 耀
(中国石油大学地球资源与信息学院,山东 东营 257061)(中海石油深圳分公司惠州油田分公司,广东 深圳 518067)
南堡凹陷高南地区东营组储层成岩作用及孔隙演化研究
王光强,邱隆伟 潘 耀
(中国石油大学地球资源与信息学院,山东 东营 257061)(中海石油深圳分公司惠州油田分公司,广东 深圳 518067)
根据钻井取心分析测试、岩石薄片和扫描电镜观察等手段,对南堡凹陷高南地区东营组成岩作用和次生孔隙发育特征进行研究,并在此基础上划分了成岩阶段。研究结果表明,东营组碎屑岩地层经历了强烈的压实作用和胶结作用、复杂的交代作用和多期次的溶蚀作用,原生孔隙大部分被破坏,主要以次生孔隙为主,长石的溶蚀是储层中次生孔隙形成的主要原因。从早成岩B期到中成岩A1期,有机质成熟过程、粘土矿物转化等造成的酸性地层水介质,使东营组碎屑岩储层在纵向上主要发育3个次生孔隙发育带。粘土矿物的结晶、石英次生加大作用及碳酸盐胶结物的沉淀对孔隙度的降低起到了关键性作用。
东营组;成岩作用;孔隙演化;南堡凹陷
图1 南堡凹陷地质简图及工区位置
南堡凹陷位于渤海湾盆地西北部、燕山褶皱带南麓(图1),属中新生代北断南超的小型箕状含油气凹陷[1],其面积为1932km2,是一个中、新生代叠合发育,经历了多期裂陷演化,油气资源非常丰富的小型含油气凹陷[2]。
新近系东营组三亚段(东三亚段,Ed3)是该区的主要产油层系,截至2005年,高南东三段已经动用石油地质储量1212×104t。高南地区Ed1段的沉积相类型以三角洲相为主,Ed3段以三角洲相和湖泊相为主,砂体以三角洲前缘亚相水下分流河道微相、分流河口砂坝微相以及滨浅湖亚相滩坝微相为主。研究区成岩作用类型非常复杂,在埋藏过程中各种成岩作用对砂岩原生孔隙和次生孔隙的形成和破坏都有一定的影响[3,4]。次生孔隙在东营组碎屑岩储层发育非常广泛,成为该砂岩最主要的储集空间,次生孔隙的发育状况直接影响了储集砂岩的孔渗条件。因此东营组碎屑岩成岩作用研究对该区储层评价和预测具有重要意义。
图2 高南东营组储层岩石组分三角图
高南地区东营组储层以砂岩为主,砂砾岩次之,含少量的粉砂岩。岩石类型主要为长石岩屑砂岩,其次为岩屑长石砂岩。砂岩多为灰色、灰白色,颗粒大多呈点-线接触,分选中等,磨圆度为次棱角状-次圆,呈接触-孔隙式胶结。砂岩中石英占17.02%~51.4%(图2),石英大多为单晶,可见其次生加大;长石含量在21.39%~52.4%,长石类型主要为正长石,次为斜长石,多见长石的高岭土化及绢云母化;岩屑含量相当高,在4.5%~51.4%之间,岩屑成分主要为酸性火成岩,其次为变质岩,再次为沉积岩,其他岩屑含量相对较少。填隙物以钙质为主,平均含量为14.1%;其次为云母泥质,其平均含量为3.91%;白云石平均含量为2.63%;泥质平均含量为2.47%,高岭石平均含量为1.25%。
成岩作用类型较多,根据各种成岩作用对储集层储集性能的影响,可分为2大类,即降低或破坏孔、渗性的成岩作用和增加或改善孔、渗性的成岩作用。前者包括压实作用(机械压实、化学压实)、胶结作用等,后者主要是各种溶蚀作用[5]。经薄片、扫描电镜鉴定,将高南地区东营组所经历的成岩作用归纳为4类,即压实作用、胶结与交代作用、粘土矿物演化、溶蚀作用。
3.1压实作用
高南地区东营组储集层所经历的压实作用主要有以下表现:
1)颗粒发生压实定向 上覆地层压力使长形碎屑颗粒发生转动,转至与压力方向垂直或近于垂直的位置,从而在镜下观察到众多颗粒的长轴方向近于平行伸展。
2)刚性颗粒被压裂 电子显微镜下可以看到碎屑颗粒表面出现一道道的裂纹,这种现象在高南地区中深层储集层砂体中较为常见,其中发生破裂最多的就是长石(图3-1),甚至因压实而形成裂缝;其次石英也发生一定程度的破裂。
3)软屑的压实变形 砂岩中所含酸性喷出岩岩屑、泥岩岩屑及云母等,经压实他们可以被压扁、被硬颗粒压入,进一步压实可将软屑压断、甚者压碎成为假杂基。东营组储层压实作用强烈,颗粒之间线接触到凹凸接触,经过压实作用使储层孔隙度减少了15%以上。
3.2胶结及交代作用
1)碳酸盐的沉淀及交代 早成岩期形成的碳酸盐胶结物多呈颗粒状分布于碎屑颗粒之间,占据原生孔隙,破坏储集性能;有时局部呈嵌晶式胶结[6]。另一种形成于中成岩期的碳酸盐是在溶蚀、溶解作用之后再沉淀的(图3-3)。高南地区中深层东营组砂层中的碳酸盐胶结物以早期方解石为主,方解石胶结物晶形较好,方解石呈孔隙式胶结,但分布不均,并且多呈交代石英或长石的形式出现(图3-2),这种方解石是造成早成岩B期的中期储层物性下降的主要原因。研究区晚期碳酸盐胶结相对较弱,也以孔隙式胶结为主,并在一定程度上造成了晚成岩期物性的降低。
2)硅质胶结 高南东营组砂岩的硅质胶结主要为石英次生加大。偏光显微镜下石英的次生加大边常表现得比原颗粒光洁,两者之间常有薄层粘土膜(图3-4)。加大边终端或规则或不规则,加大强烈可使颗粒间呈线接触或缝合接触。有的加大边可被溶蚀或被铁方解石或铁白云石交代。石英加大边的宽窄是不均一的,这主要是由于其生长时受周围空间的限制,或者是由于压溶作用造成的。石英的次生加大在储层成岩作用过程的各个时期都有所发育,并随成岩作用程度的加深,加大的幅度也随之增加,在储层物性演化中也起到了一定的负向作用。
3)硬石膏的沉淀交代 硬石膏常呈团斑状出现,在正交光下显现鲜艳的干涉色(图3-5),比较容易识别。在岩芯中常表现为白色斑点,偏光下发现硬石膏斑块总是出现在杂基含量少的位置上,硬石膏是成岩较晚阶段既晚成岩期的产物,可以成为嵌晶状或为束状集合体,常与白云石一起充填孔隙,也可交代方解石,对原生孔隙起到破坏作用,但是由于其含量较低,对储层孔隙度的影响较小。
3.3粘土矿物演化
1) 粘土矿物重结晶及转化 在砂岩、粉砂岩中主要是泥质杂基重结晶,使得部分原杂基变为正杂基。重结晶作用只是粘土矿物转化的一个方面。在埋藏过程中,大量的泥质沉积物还将发生矿物成分上的转化。
斜长石(P);长石(F);石英(Q);石英加大边(Qa);方解石(C);石膏(G)1:斜长石被压裂,高193x1井,2243.10m,×10(+);2:长石被碳酸盐矿物方解石交代,高28x3井,3087.55m,×10(+);3:方解石充填粒间孔隙,高31井,2445.8m,×4(-);4:石英的次生加大,高28x3井,2977.4m,×10(+);5:石膏交代颗粒而颗粒后来发生溶解,石膏呈漂浮状,高31井,2475.31m,×10(+);6:长石溶解成残骸状,高75x9井,2920.55m,×4(-)。图3 高南地区东营组碎屑岩储层岩石薄片
通过对高南地区7口取芯井的106块样品的X-衍射分析,发现高南东三段中伊利石含量为3%~54%,平均12.6%;绿泥石含量在5%~38.2%,平均为13.2%;高岭石含量在15%~86%,加权求得平均含量为51.3%;伊蒙混层含量范围从3%~59%,平均含量为20.3%;而蒙皂石则很少见,几乎转化殆尽。
2)伊利石趋于增加 伊利石含量在早成岩期较低,但在晚成岩期则大幅增加。扫描电镜下伊利石常为片状、丝状或毛发状;伊利石主要是由蒙皂石或伊/蒙混层粘土转化而来,因而蒙皂石(高南东三段含量几乎为0)和伊/蒙混层粘土含量总是随深度的增加而减小的趋势较明显,这是因为伊/蒙混层粘土在成岩作用过程中逐渐转化为伊利石的结果。伊利石含量的增加是造成晚成岩期储层物性损害的主要原因之一。
3) 绿泥石含量趋于减少 扫描电镜下绿泥石晶体呈针状垂直碎屑颗粒表面向孔隙空间中心生长,形成栉壳状结构,呈显微片状密集生长。通过X-衍射分析化验数据统计,绿泥石含量随深度的增加而减小,但是在晚成岩期的早期,绿泥石含量仍然较高,绿泥石是早成岩晚期和晚成岩早期储层孔隙度降低的主要原因。
4) 高岭石的沉淀 X-衍射分析表明,高南东三段高岭石在所有粘土矿物中含量最高,甚至高达86%,平均为51.3%。这与一般情况是相反的,高岭石通常在浅层较发育,而在3000m以下常常会消失。高岭石的发育会受到有机质排烃作用所形成的酸性成岩条件控制,这就表明高南东三段处于有机质成熟演化期,即晚成岩A期阶段。大量高岭石主要形成于晚成岩期,有的甚至在次生孔隙之后形成,主要由长石的溶蚀作用而形成,随地层水的迁移,高岭石也发生迁移,并在适当的位置沉淀下来而填充孔隙。
3.4溶蚀作用
显微镜下观察表明,研究区内储层中广泛发育粒内溶孔、粒间溶孔和铸膜孔等次生孔隙。溶蚀作用是决定高南地区东营组储层发育程度的关键因素之一,溶蚀作用所形成次生孔隙,对改善储集层物性起到积极作用。研究区溶蚀作用强烈,被溶蚀的碎屑组分主要为长石,其次为岩屑、碳酸盐砂屑;胶结物发生溶蚀的主要为碳酸盐矿物,其他胶结物如硫酸盐类鲜有溶蚀。长石的溶蚀是研究区次生孔隙形成的最主要成因,镜下分析表明,长石的溶蚀产物为孔隙及高岭石粘土,长石颗粒被溶蚀形成呈网格状、蜂巢状,形成粒内溶孔,溶蚀强烈时则近于完全溶蚀(图3-6),甚至完全溶蚀形成铸模孔。岩屑溶蚀较少见且溶蚀较弱,多为部分溶蚀,形成粒内溶孔。长石的溶蚀作用是研究区最明显和最强烈的溶蚀作用,对研究区储层中次生孔隙发育带的形成起到了至关重要的作用。
根据成岩阶段划分方案,结合高南地区东营组的实际情况,将地层埋深大于2000m的地层划分为早成岩B期和中成岩A1期(如图4)。
图4 高南地区东营组成岩作用及孔隙演化
4.1早成岩B期
地层埋深介于2000~2900m之间,古地温介于79.5~98.5℃,镜质体反射率Ro值在0.46%~0.5%之间,泥岩中蒙皂石明显向伊利石/蒙皂石 (I/S)混层粘土矿物转化,蒙皂石层介于52%~65%之间。
4.2中成岩A1期
地层埋深介于2900~3500m之间,古地温介于98.5~118.5℃之间,镜质体反射率Ro值在0.5%~0.6%之间,高南东三段砂层中几乎不含蒙皂石,伊蒙混层中蒙皂石含量整体小于50%。
5.1孔隙类型
研究区东营组碎屑岩储层在埋藏成岩过程中,经成岩演化其原生孔隙大部分被破坏,仅剩少量原生粒间残余孔隙,主要以次生孔隙为主。按孔隙分布的位置及颗粒和填隙物之间的关系,孔隙类型主要有粒内孔、铸模孔、粒间孔、杂基溶孔和晶间孔、矿晶间微孔以及构造裂隙裂缝等几种类型。
5.2孔隙演化特征
通过研究区成岩作用类型和成岩阶段的研究,总结出该区砂岩储层孔隙演化模式(见图4)。经过早成岩阶段(A期为主,可延续到B期)的强烈机械压实作用,砂岩的孔隙度损失量在15%左右,这时的原生粒间孔隙大致剩余19%左右。到了早成岩阶段B期的中后期(2400~2600m),不稳定矿物如长石、碳酸盐、岩屑等溶蚀形成次生孔隙使孔隙度增加了6%~12%,平均增加8%,此时孔隙度可达30%。随后由于高岭石、绿泥石沉淀,石英次生加大,铁方解石等碳酸盐胶结物填充孔隙使孔隙度降低,此阶段孔隙度平均损失量为14%,储层中孔隙度降低至15%左右。进入中成岩A1期,亦进入生油门限,有机质的热成熟过程产生大量CO2和羧酸[7],使流体成酸性,从而导致地下碳酸盐矿物和铝硅酸盐矿物的溶解,形成第2个次生孔隙发育带(2950~3150m),孔隙度增加5%~10%,平均增加7%,此阶段孔隙度最高达到24%,随后高岭石再次沉淀、伊利石含量的增加、石英的二次加大以及少量碳酸盐胶结物沉淀使孔隙度再次降低,此阶段孔隙度损失量平均为12%,孔隙度降低至12%左右。到了3500m左右,由于有机质成烃能力减弱,有机酸减少,溶蚀作用减弱,但流体仍为弱酸性并受其影响长石发生一定程度的溶解、产生少量的溶蚀孔隙,使孔隙度得以受到一定程度的恢复。
高南地区东营组储层主要为一套三角洲相砂岩,储集岩主要为长石岩屑砂岩,其次为岩屑长石砂岩,经历了压实、胶结及交代、粘土矿物重结晶和溶蚀等多种成岩作用,其中压实、胶结作用起主要的破坏作用,溶蚀作用起主要的建设性作用。目前该区砂岩已达到晚成岩阶段A期,砂岩储层经成岩演化其原生孔隙大部分被破坏,主要以次生孔隙为主,纵向上发育3个主要次生孔隙发育带,次生孔隙发育带主要为长石,部分为碳酸盐、岩屑等酸不稳定矿物发生溶解的结果,在3个带之间及第3个次生孔隙发育带的下部,粘土矿物的结晶、石英次生加大作用及碳酸盐胶结物的沉淀对孔隙度的降低起到了关键性作用。
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[编辑] 洪云飞
2009-06-10
王光强(1984-),男,2007年大学毕业,硕士生,现主要从事储层地质学方面的研究工作。
TE112
A
1673-1409(2009)03-N063-05