砂岩成岩过程中的孔隙演化定量模拟——以鄂尔多斯盆地安塞地区长8油层组储层为例

廖朋，唐俊，王凯，杨希濮，王琪

砂岩成岩过程中的孔隙演化定量模拟
——以鄂尔多斯盆地安塞地区长8油层组储层为例

廖朋1，2，唐俊3，王凯4，杨希濮5，王琪2

（1.中国石化江汉油田分公司物探研究院，武汉430223；2.中国科学院油气资源研究重点实验室，兰州730000；3.内蒙古科技大学数理与生物工程学院，内蒙古包头014010；4.中国石油青海油田分公司勘探开发研究院，甘肃敦煌736202；5.中海油研究总院，北京100027）

孔隙度在埋藏成岩过程中的变化是一个连续的过程，对油气成藏和区域储层评价具有重要意义。目前大部分实测孔隙度在深度上都是断续的，针对这一现状，以鄂尔多斯盆地安塞地区长8油层组储层砂岩为例，应用数理统计和数字模拟方法来定量模拟整个埋藏成岩过程中的孔隙演化。在岩石学特征、成岩作用特征以及地层埋藏史和成岩史研究的基础上，以现今孔隙度为约束条件，以埋藏深度和埋藏时间为变量，将研究区长8油层组孔隙演化进程分为孔隙度减小和孔隙度增大2个过程，并分别建立了相应的从埋藏初始至今的孔隙演化定量模型。结果表明，机械压实作用阶段的孔隙度减小过程是以埋藏深度为自变量的连续函数；压实胶结作用阶段的孔隙度减小过程、增孔窗口阶段（65～100℃）及次生孔隙度保持阶段均是埋藏深度和埋藏时间的连续函数。因此，分段模型叠加得到的总孔隙演化模型为一个四段式函数。利用研究区实际地质资料对孔隙演化定量模型进行的实例验证表明，该模型在砂岩孔隙演化模拟方面有较好的应用效果。

孔隙演化；定量模拟；长8油层组；安塞地区

0 引言

孔隙度是储层评价的重要参数之一，也是控制油气运移的关键因素之一，分析地史过程中的孔隙演化规律对油气成藏机理研究具有重要意义，但它同时也是一个比较复杂的问题［1-3］。储层孔隙的演化规律受沉积环境、成岩作用、构造演化史、热史及油气生成史等诸多因素共同控制［2-7］。因此，综合考虑各种实际影响因素，并采用合理的方法才能获得相对符合地质事实的孔隙演化模型。

Athy［8］提出了孔隙演化与埋藏深度的关系式；Maxwell［9］依据实验数据指明了时间和温度对孔隙演化的作用。但是，他们只考虑了压实作用对孔隙演化的影响，而忽略了胶结作用和溶蚀作用的影响。近年来，国内学者在孔隙度模拟方面也做了大量的工作，并取得了一些研究成果。孟元林等［1-2，4］通过引入成岩指数，建立了孔隙演化模型并依此来对砂岩孔隙度进行钻前预测，但没有分别讨论各种成岩作用对砂岩孔隙演化的影响；王瑞飞等［10-11］、周晓峰等［12］讨论了砂岩各成岩作用对孔隙度的影响，并对孔隙的演化做了定量分析，但都偏重区域上各成岩阶段关键点上的孔隙度反演，而不能很好地反演各成岩阶段关键点之间的孔隙演化过程；张荣虎等［6］综合沉积、成岩及构造等因素建立了一体化孔隙度预测模型，可用于预测未知地区现今地层的孔隙度，但其适用范围比较局限，如该模型要求储集层遭受的构造挤压力要弱、最大古构造应力可以量化且溶蚀作用不能太强等。

鄂尔多斯盆地长8油层组位于长9和长7烃源岩之间，具有良好的成藏条件，其可动流体饱和度高达51.4%，具有较好的开发前景［13］。目前长8油层组的勘探开发主要集中在西峰和姬塬地区，受地质认识的制约，在安塞地区尚未取得大的进展。丰富安塞地区的地质资料，尤其是孔隙度方面的资料，有助于认清该区的地质状况，有利于今后的储层评价与勘探。笔者在安塞地区地质背景分析的基础上，以长8油层组薄片资料和校正的测井数据等为依据，借鉴国内外一些学者的研究成果［3，7-8，14-16］，采用成岩作用效应模拟［17］，并以现今砂岩段孔隙度为约束条件，利用多元线性回归，按减孔作用阶段和增孔作用阶段，综合分析埋藏深度、埋藏时间和成岩作用的影响，对鄂尔多斯盆地安塞地区孔隙演化进行定量模拟，以建立该区长8油层组砂岩总孔隙演化定量模型。

1 地质背景

鄂尔多斯盆地在晚三叠世延长期为一巨型内陆淡水湖泊，经历了“产生—发展—消亡”的完整地质历史过程，主要发育三角洲沉积体系，整个延长期形成的地层自下而上被划分为长10～长1共10个油层组（表1）［18］，在T3y2～T3y3期进入湖盆全盛时期［19］。晚三叠世长8期，湖盆构造稳定，底形开阔，坡度小于0.5°，水体较浅［20］。安塞地区位于伊陕斜坡一级构造单元的中东部偏南（图1）［21］，在长8期邻近湖盆腹地及汇水中心［22］，主要发育浅湖亚相、三角洲平原亚相和三角洲前缘亚相（图2），岩性以灰绿色细砂岩、灰黑色泥质粉砂岩以及粉砂质泥岩为主。

表1 鄂尔多斯盆地上三叠统延长组地层划分（据文献［18］修改）Table 1Stratigraphic division of the Upper Triassic Yanchang Formation in Ordos Basin

图1 鄂尔多斯盆地安塞地区位置（据文献［21］修改）Fig.1Location of Ansai area in Ordos Basin

图2 鄂尔多斯盆地安塞地区长8油层组沉积相Fig.2Sedimentary facies of Chang 8 oil reservoir set in Ansai area of Ordos Basin

2 储层岩石学特征

储层岩石类型主要为长石砂岩、岩屑长石砂岩和长石岩屑砂岩（图3）［23］，碎屑成分以长石为主，岩屑和石英含量相对较低。通过对研究区12口井36个薄片样品的分析发现，长石含量变化较大，体积分数为18.33%～64.94%，平均为38.52%，以钾长石为主；石英体积分数为16.50%～39.32%，平均为24.17%；岩屑体积分数为6.56%～42.48%，平均为25.03%，岩屑成分较为复杂，以云母和火成岩岩屑、沉积岩岩屑、变质岩岩屑为主，其中云母含量尤其高，平均体积分数为7.52%。

图3 鄂尔多斯盆地安塞地区长8砂岩分类三角图（模版据文献［23］）Fig.3The triangular plot of sandstone component of Chang 8 oil reservoir set in Ansai area of Ordos Basin

镜下薄片观察发现，砂岩颗粒分选中等；磨圆以次棱—次圆状为主；颗粒之间以点—线状接触为主；孔隙类型以粒间孔为主，长石溶孔次之，其他类型孔隙少见；胶结物主要为碳酸盐胶结物，其次为绿泥石膜和伊利石，硅质胶结物较少；杂基含量不高，平均体积分数为0.3%，主要为泥质。

图4 安塞地区长8油层组成岩序列Fig.4The diagenetic sequence of Chang 8 oil reservoir set in Ansai area

3 成岩作用特征及成岩序列

在孔隙演化的进程中，成岩作用起着主导作用［3］。有研究表明，压实作用是碎屑岩孔隙演化的主要控制因素［8］。胶结作用和溶蚀作用也影响着孔隙演化的进程［14，24-25］。因此，开展安塞地区成岩作用研究将为该区孔隙演化模型的建立提供有力的地质依据。

3.1压实作用

压实作用的强弱主要表现为颗粒之间的接触方式、颗粒的定向排列程度、刚性颗粒破裂或破碎的程度以及塑性颗粒的变形程度等。安塞地区长8油层组砂岩镜下特征主要表现为：大部分薄片中颗粒以线状接触为主，少数薄片中颗粒呈凹凸状接触；薄片中未见颗粒定向或半定向排列以及石英、长石等刚性颗粒的破裂纹，仅见云母和颗粒的塑性变形（图版Ⅰ-1）。总体上，安塞地区长8油层组压实作用中等—弱。

3.2 胶结作用

安塞地区长8油层组胶结作用相对较为复杂，主要有碳酸盐胶结、黏土矿物胶结和硅质胶结。

3.2.1 碳酸盐胶结

碳酸盐胶结物在镜下可观察到2期。第一期碳酸盐胶结物为连晶方解石或连晶含铁方解石（图版Ⅰ-2），多为分散状孔隙式胶结，其物质来源主要为含钙的长石或岩屑，因而一般形成于长石或岩屑的溶蚀之后，这种连晶（含铁）方解石发育的砂岩在镜下几乎不见孔隙；第二期碳酸盐胶结物为孔隙式胶结的含铁白云石或铁白云石（图版Ⅰ-3），这种（含铁）白云石一般形成于油侵之后，对砂岩储集性能的破坏非常严重。

3.2.2 黏土矿物胶结

绿泥石是研究区长8油层组最主要的黏土矿物，其次是伊利石。绿泥石主要以孔隙衬垫的形式产出（图版Ⅰ-4～Ⅰ-5），是从富Fe2+和Mg2+的碱性孔隙水中沉淀析出，并附着于孔隙周围的颗粒表面的［26］，这种绿泥石形成的时间一般较早，形成温度较低，为31～63℃［27］。薄片镜下观察发现，绿泥石发育的砂岩中粒间孔较多。一些研究认为，孔隙衬垫绿泥石能够提高岩石的抗压实能力，并能够从空间上阻止自生石英次生加大［28-30］，但近年来的研究认为，绿泥石的莫氏硬度仅为2～3，在地下高温高压条件下的支撑能力有限，不足以提高岩石的抗压实能力［26，31］，孔隙衬垫绿泥石也不能显著地抑制石英的次生加大［26，32］。伊利石主要以弯曲片状或丝缕状产出于颗粒表面或孔隙之中（图版Ⅰ-6），仅分布于少数样品中，主要是由蒙脱石的伊利石化所形成，它使得孔隙结构变得复杂，对储层物性具有破坏作用。

3.2.3 硅质胶结

研究区长8油层组砂岩中的硅质胶结物以生长于孔隙空间的石英小晶体最常见，也可见少量长石的钠长石化现象（图版Ⅰ-7），未见石英次生加大边。硅质胶结物主要来源于长石和岩屑等颗粒的溶蚀或者来源于埋藏过程中绿泥石结构式中Si的演化［33］。

3.3 溶蚀作用

总体来看，安塞地区长8油层组溶蚀作用较弱，主要表现为长石颗粒沿解理缝的溶蚀（图版Ⅰ-8），但溶蚀并不彻底，且镜下未见方解石被溶蚀的现象。这种溶蚀产生的次生孔隙相对于剩余粒间孔来说并不多，对改善储层的储集性能贡献有限。

3.4 成岩序列

根据前述成岩现象描述和各种自生矿物形态特征、相互叠置关系以及成因分析，归纳总结出研究区长8油层组储层各成岩事件出现的顺序（图4）大致为：压实作用→绿泥石胶结→长石、岩屑溶解→自生石英小晶体形成→钠长石化→（含铁）方解石形成→油侵→自生伊利石、（含铁）白云石形成。研究区长8储层砂岩的成岩序列如图4所示。

4 砂岩孔隙演化数学模型

安塞地区长8油层组的成岩作用特征表明，压实和胶结作用对孔隙度的贡献起着负面作用，溶蚀作用则起着积极作用，因而，笔者将长8油层组孔隙演化进程分为孔隙度减小和孔隙度增大2个过程。依据成岩作用特征和成岩序列，结合构造演化史、热史和油气生成史将研究区的成岩过程划分为4个主要阶段，即机械压实阶段、压实胶结阶段、增用阶段的确定分别以胶结物和次生孔隙为判定准则。研究区目的层段的胶结物主要因孔隙中含矿溶液浓度过饱和而沉淀或由于孔隙水的酸碱度平衡及氧化-还原电位平衡被打破而结晶析出；次生孔隙主要源自长石等矿物的溶解。结合研究区的成岩序列、构造演化史、热史及油气生成史（参见图4、图5）可以判断：胶结作用开始于早成岩阶段A期，地层温度为45～50℃；次生孔隙形成于早成岩阶段B期，地层温度为65～85℃，为早期生油阶段，有机质逐渐成熟，开始向地层中排出有机酸；中成岩阶段A期为大量生油阶段，地层温度为85～120℃。当地层温度达到100～120℃时，是石油的主要充注时期，此时有机酸浓度降低，抑制了溶蚀作用，孔隙度增大过程结束［34］。在地层温度小于65℃时，地层中缺乏足够的有机酸，不易形成次生孔隙；当地层温度高于100℃时，石油侵位和有机酸浓度的降低抑制了次生孔隙的形成，由此可确定溶蚀作用形孔窗口阶段和次生孔隙保持阶段，并以此作为孔隙演化模型建立的基础。

4.1 胶结作用开始的时刻和溶蚀作用时间窗口的确定

为了建立完整的总孔隙演化模型，还必须了解孔隙度减小过程和增大过程开始的时刻和持续的时间。胶结作用阶段和溶蚀作用阶段需要结合研究区的成岩序列（参见图4）及构造演化史、热史和油气生成史（图5）综合确定。砂岩进入埋藏成岩阶段之后，一直遭受来自上覆地层的压力，因此由压实作用导致的孔隙度减小过程将贯穿整个成岩阶段。

安塞地区长8油层组胶结作用阶段和溶蚀作成的温度窗口为65～100℃。根据胶结作用开始时的古地温以及溶蚀作用的温度窗口，再结合地层深度，在埋藏史图（参见图5）上就能够很容易地找到对应的时刻和时间窗口。

图5 安塞地区长8油层组埋藏史、关键成岩阶段Fig.5Burial history and key diagenesis stages of Chang 8 oil reservoir set in Ansai area

4.2 孔隙度减小模型

孔隙度减小是由于机械压实作用和胶结作用引起的。Athy［8］指出，在机械压实阶段，孔隙度与埋藏深度存在指数关系；贝丰等［15］和陈发景等［16］的压实模拟实验结果也支持了Athy的观点，即减孔过程中机械压实阶段剩余孔隙度φn是深度h的指数模型［式（1）］［8］；潘高峰等［3］认为，在压实胶结作用阶段，孔隙的演化同时受埋藏深度和埋藏时间的影响，压实胶结阶段剩余孔隙度是深度与时间的双元指数模型［式（2）］。

式（1）～（2）中：φn为剩余孔隙度，%；φ0为原始孔隙度，%；a，b，c，d，e均为待定系数；h为埋藏深度，m；t0和t1分别为胶结作用和溶蚀作用开始的时刻，Ma，t∈［t0，t1］。

原始孔隙度φ0与分选系数S0之间有函数关系式［35］，即

式中：S0=（P25/P75）1/2，P25和P75分别代表粒度累积曲线上25%和75%处所对应的颗粒直径［36］。根据式（3）恢复的研究区长8油层组的原始孔隙度为37.10%～39.64%，平均为38.58%。

本次研究选取区内6口典型井校正之后的全井砂岩段孔隙度数据（约束条件）作为因变量，与孔隙度相对应的埋藏深度和年代数据作为自变量，经过对数变换，进行多元线性回归，确定回归系数，最后再进行逆变换，得到

4.3 增孔窗口内孔隙度增大模型

安塞地区长8油层组孔隙度的增大主要表现为次生孔隙的增加，即地层中矿物被溶蚀的体积量，而矿物的溶蚀量关于时间的变化率与地层中有机酸浓度具有线性函数关系［3］，即

式中：a=-0.000 64，b=-0.001 25，c=-0.005 37，d= 0.000 002 597，e=0.901 6，φ0=38.58，Δt=11.9，h为埋深，m；Δφ为溶蚀作用产生的孔隙度增量，%；t为距今埋藏时间，Ma；φ0为原始孔隙度，%；Δt=t1-t2，t1和t2分别为溶蚀作用开始和结束的时刻，即地层温度分别达到65℃和100℃的时刻，Ma。

应用所建立的总孔隙度演化模型［式（10）］，结合成岩序列图（参见图4）和地层埋藏史图（参见图5），即可恢复地层在任意地质时刻的孔隙度值，再将这些孔隙度值按时间顺序加以组合就构成了一个连续的孔隙度演化过程。

式中：φs为溶蚀作用形成的孔隙度，%；k为比例系数；C为有机酸浓度，mol/L；c0为常数。

由Carothers等［37］的研究结果得到地层中有机酸浓度与温度的关系为

式中：a，b，c均为待定系数；T为地层温度，℃。

综合得到增孔窗口内孔隙度变化率模型，即

式中：a′，b′，c′均为待定系数。

设t1和t2分别为溶蚀作用开始和结束的时刻，则边界条件为t=t1，φs=0，t=t2时，φs=Δφ，求解式（7）得到增孔窗口内次生增孔量模型，即

式中：Δφ为溶蚀增孔量，%；Δt=t1-t2，t∈［t1，t2］为增孔窗口内任一时刻，Ma。由此计算在没有次生孔隙产生的情况下得到的剩余孔隙度φn，现今实测孔隙度φ和φn的差值就是Δφ。如果Δφ≤0，说明没有次生孔隙产生；如果Δφ>0，则说明有次生孔隙产生。

4.4 总孔隙演化模型

总孔隙演化模型包括机械压实作用下的减孔模型、压实胶结作用下的减孔模型、增孔窗口阶段模型以及次生孔隙保持阶段模型，综合后可以得到一个四段式分段函数的总孔隙演化模型，即

5 实例验证

为了检验所建立总孔隙演化模型的应用效果，笔者应用Matlab软件编制了该模型［式（10）］的相应程序，然后对研究区丹42井长8油层组现今深度为1 616.17 m的地层进行了孔隙演化模拟（图6），结果表明：模拟地层开始沉积的时间是222.5 Ma，沉积初期原始孔隙度为38.58%；在持续埋藏距今208 Ma，且埋藏深度达到800 m时，由于机械压实作用，孔隙度减小到23.12%；在距今208～185 Ma，地层经历了抬升和剥蚀之后继续埋藏，由于机械压实作用，孔隙度减小到20.34%；在距今185～148 Ma，地层抬升后继续埋藏，在经历了机械压实的同时，地层中也发生了胶结作用，孔隙度减小到13.60%；在距今148～117 Ma，地温上升，进入大量生油阶段，地层中的干酪根热解并开始产生酸性流体，长8油层组进入增孔窗口，次生孔隙形成，增孔量达到1.08%，同时减孔作用使得孔隙度减小了2.71%，综合后得到孔隙度为11.97%；在距今117～100 Ma时，地层持续埋藏并达到最大埋藏深度，石油侵位导致溶蚀作用停止；之后，地层抬升直至现今，因上覆压力存在，时间效应持续作用，孔隙度减小了1.13%，达到现今的9.76%，与岩心分析报告中丹42井实测孔隙度值9.97%相比，相对误差为2.1%。

图6 丹42井长8油层组砂岩孔隙度演化过程模拟Fig.6The simulation of sandstone porosity evolution of Chang 8 oil reservoir set in Dan 42 well

6 结论及建议

（1）鄂尔多斯盆地安塞地区长8油层组砂岩类型主要为长石砂岩、岩屑质长石砂岩和长石质岩屑砂岩，成分成熟度较低，结构成熟度中等；储集空间以粒间孔为主，长石溶孔次之；压实作用中等—弱，胶结作用复杂，溶蚀作用较弱。各种成岩作用对研究区长8油层组砂岩孔隙演化模型的确立具有关键作用。

（2）在安塞地区成岩作用特征和成岩史研究的基础上，依据大量的统计资料，并以现今孔隙度作为约束条件，以时间和深度作为参数，线性回归出了4个不同阶段的孔隙演化模型。实例验证表明，综合所得的总孔隙演化模型的模拟结果与实际地质情况较为吻合。

（3）本文所建立的孔隙演化模型可以推广应用到安塞地区其他沉积型储层在任一地史时期的孔隙度近似模拟计算，具有操作简单、结果较为合理的优点。如果要将该模型推广应用到其他地区的沉积型储层，则需要结合当地的实际地质情况，并考虑埋藏史、成岩作用特征、成岩史和其他因素对孔隙演化的影响，综合选择模型参数，对模型进行修正，以达到更加合理的应用效果。

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图版Ⅰ说明：安塞地区长8储层主要成岩现象。1.云母和岩屑在压实过程中发生塑性变形，使颗粒呈凹凸接触，桥41井，985.80 m，单偏光，×25；2.连晶含铁方解石（染色后呈紫红色）胶结，高69井，1 698.79 m，单偏光，×50；3.含铁白云石（染色后呈淡蓝色）和铁白云石（染色后呈天蓝色）孔隙式胶结，高34井，1 671.63 m，单偏光，×50；4.孔隙衬里绿泥石，桥23井，1 074.35 m，单偏光，×100；5.颗粒表面的绿泥石，桥45井，1 397.73 m，扫描电镜；6.弯曲片状伊利石，有些部位已经丝缕化，高72井，1 708.27 m，扫描电镜；7.石英小晶体，长石部分被溶蚀和钠长石化，高74井，1 744.12 m，扫描电镜；8.长石沿解理缝被部分溶蚀，桥45井，1 397.73 m，扫描电镜

（本文编辑：于惠宇）

Quantitative simulation on pore evolution in diagenetic process of sandstone:A case study from Chang 8 oil reservoir set in Ansai area,Ordos Basin

LIAO Peng1，2，TANG jun3，WANG Kai4，YANG Xipu5，WANG Qi2
（1.Research Institute of Geophysical Exploration，Jianghan Oilfield Company，Sinopec，Wuhan 430223，China；2.Key Laboratory of Petroleum Resources Research，Institute of Geology and Geophysics，Chinese Academy of Sciences，Lanzhou 730000，China；3.School of Mathematics，Physics and Biological Engineering，Inner Mongolia University of Science and Technology，Baotou 014010，Inner Mongolia，China；4.Research Institute of Exploration and Development，PetroChina Qinghai Oilfield Company，Dunhuang 736202，Gansu，China；5.CNOOP Research Institute，Beijing 100027，China）

The change of porosity in buried diagenetic process is a continuous process,which has important significance to hydrocarbon accumulation and regional reservoir evaluation.By using mathematical statistics and numericalsimulation method,this paper carried out quantitative simulation of pore evolution during the whole burial diagenetic process of Chang 8 oil reservoir set in Ansai area.Based on analysis of petrologic characteristics,diagenetic features, burial history and diagenesis history,with current porosity as boundary constraint conditions,geological time and burial depth as variables,the whole pore evolution of Chang 8 oil reservoir set from initial burial until nowadays was divided into two independent processes∶porosity decrease and porosity increase,for which two mathematical models were established respectively.The quantitative simulation result indicates that the porosity decrease model of mechanical compaction stage is a continuous function with burial depth as the independent variable,while that of compactioncementation stages and porosity increase model under temperature window conditions and secondary porosity preservation（65～100℃）are continuous functions with geological time and burial depth as the variables.The whole pore evolution quantitative simulation built from the superimposition of porosity decrease and increase is a piecewise function with four sections.Finally,through the exemplification,it is verified that this approach works well in sandstone pore evolution simulation.

pore evolution；quantitative simulation；Chang8 oil reservoir set；Ansai area

TE122.2+3

：A

2014-03-20；

2014-05-12

中国科学院西部行动计划项目“准噶尔盆地东部低熟气资源潜力与有利勘探区预测”（编号：KZCX2-XB3-12）资助

廖朋（1986-），男，博士，主要从事油气地质和储层地质研究工作。地址：（430035）湖北省武汉市硚口区南泥湾大道71号。E-mail：lpp3661@163.com

王琪（1967-），男，研究员，博士生导师，主要从事储层地质学与储层地球化学方面的研究工作。E-mail：qiwang@lzb.ac.cn。

1673-8926（2014）05-0015-08