长岭气田登娄库组致密砂岩储层特征及孔隙演化

代金友，李建霆，赵晨晖，杨大有

(1.中国石油大学(北京) 石油工程学院，北京 102249；2. 中国石油长庆油田公司第二采油厂)

长岭气田区域构造上处于松辽盆地南部长岭断陷中部隆起带东南部,被南北断洼所夹,为油气运移聚集的有利区带 (图1)。中生界白垩系下统登娄库组河流三角洲沉积砂岩储层是其主要的产气层之一,埋深3 300～3 700 m，平均孔隙度4.6%、平均渗透率0.15×10-3μm2，为典型的致密砂岩储层。

图1 长岭气田构造位置示意

长岭气田尚处于开发前期，储层特征及孔隙演化规律认识不清[1]。为此，结合岩心观察、薄片鉴定及多种测试资料进行了储层岩石学特征、孔隙结构特征、成岩作用特征及孔隙演化规律的系统研究，对指导后续气田储层评价和开发选区具有实际意义。

1 储层岩石学特征

对9个样品的薄片鉴定及碎屑组分资料统计表明(表1)，登娄库组储集砂岩中碎屑颗粒含量平均为91.8%，填隙物平均为6.9%，面孔率平均为1.3%。碎屑颗粒包括矿物碎屑和岩石碎屑两类：矿物碎屑以石英、长石为主，其它矿物少见。石英为单晶石英，燧石含量较少，石英颗粒表面干净明亮，次生加大较为普遍；长石主要为斜长石和钾长石，其中以斜长石为主，次生加大较普遍；而岩石碎屑含量较高，主要为火成岩岩屑，变质岩岩屑次之，并且火成岩岩屑含量远大于变质岩岩屑含量。填隙物中胶结物以方解石、铁方解石和石英次生加大为主，占5.4%；基质则以泥质为主，含量小于3%，平均1.5%。

岩石组分统计和三端元图(图2)表明，长岭气田登娄库组储集砂岩组分特征表现为石英含量低、岩屑含量高、长石含量较高。其中，石英组分在29%～40%，平均34.6%；岩屑含量在29%～45%，平均38.9%；长石含量在23%～31%，平均为26.5%。储层岩性以长石岩屑砂岩为主，成分成熟度较低。

表1 长岭气田登娄库组砂岩颗粒组分特征统计

图2 登娄库组岩石组分三角图

2 储层孔隙结构特征

登娄库组储层埋藏深度大、岩石成分成熟度低，不稳定组分(长石和岩屑)含量高达到65.4%，储层沉积后经过深度成岩作用，导致大部分原生孔隙损失，仅保留部分次生溶蚀孔隙，孔隙度一般小于5%。9个样品的铸体薄片鉴定表明，登娄库组储集砂岩主要存在粒间溶孔(57%)、粒内溶孔(33.1%)、泥质微孔(6.6%)3种孔隙，个别样品存在原生粒间孔和溶蚀缝，但比例较小。而孔隙半径分布在10～70 μm之间，最大为180 μm，孔喉配位数0～1，说明储层以细孔为主、孔隙连通性差。

对7个样品的压汞资料统计表明，登娄库组砂岩排驱压力高，平均为2.63 MPa；最大进汞饱和度低，平均44.8%；喉道均值半径小，平均0.064 μm；分选系数低。说明本区登娄库组储层最大连通孔隙喉道半径小、最小非饱和孔隙体积大、喉道以小～微喉为主且孔喉分布不均匀、非均质性强，表明储层整体储集物性较差。

因此，登娄库组储层孔隙以细孔为主，喉道以小～微喉为主，主要的孔喉组合类型为细孔-小微喉型，储层质量较差。

3 储层成岩作用

登娄库组致密砂岩成岩作用复杂,在埋藏成岩过程中各种成岩作用对砂岩原生孔隙的保存和次生孔隙的发育都有一定的影响[2-5]。薄片资料表明，登娄库组砂岩埋藏后经历的成岩作用主要有压实压溶作用、胶结作用、交代作用和溶解作用。

3.1 压实和压溶作用

压实作用是沉积期后渐进式埋藏增压，沉积物固结成岩最主要的成岩作用，是储层物性变差的重要因素之一。登娄库组砂岩埋藏深度较大，机械压实作用明显，加上长石、岩屑等柔性组分较多，在压实作用下长条状颗粒发生弯曲，岩石颗粒重新排列和结构变形比较显著。在强大压力作用下，刚性颗粒被压碎，甚至颗粒接触点部位发生溶解，形成缝合线接触或以线-凹凸接触，对储集层原生孔隙破坏性较大。

3.2 胶结作用

胶结充填作用也是储层孔隙度大幅度下降的重要原因，长岭气田登娄库组砂岩胶结类型包括碳酸盐矿物胶结、自生黏土矿物胶结、石英次生加大胶结、长石次生加大胶结和硫酸盐胶结等5种，其中碳酸盐矿物胶结、自生黏土矿物胶结、石英次生加大胶结为主，占胶结物的90%以上。

(1)碳酸盐矿物胶结：碳酸盐胶结是本区最重要的胶结类型，占总量50%以上，主要有方解石、铁方解石和少量铁白云石。碳酸盐胶结物在登娄库组地层中含量在2%～12%之间。其中，含方解石较高的砂岩主要在砂泥岩接触带附近，可成为钙质胶结砂岩，形成钙质夹层并使储层物性变差。

(2)自生黏土矿物胶结：黏土矿物胶结对储集层的原生孔隙和喉道起着阻碍和充填，进而缩小砂岩孔隙空间和破坏渗流通道的作用。胶结物主要为绿泥石，多呈孔隙衬边的形式产出，占总量20%以上。黏土矿物主要存在两种沉淀方式，其一是分由于周围环境温度、压力、pH值等的变化，早期原始泥质组分转化成其它种类的黏土矿物;其二是由长石、岩屑溶蚀或相邻泥岩压实脱水而带入溶液的AI3+、K+、Na+、SiO2、Mg2+、Fe2+等在环境条件变化后，以各种形式从孔隙水中直接沉淀出来。前者多呈颗粒包膜或衬边形式产出，后者多表现为孔隙充填、搭桥等产状形式。

(3)石英次生加大胶结：登娄库组储层石英次生加大现象比较普遍，石英次生加大胶结物占总量20%，主要沿石英颗粒构成的孔隙壁向孔隙内生长。因为次生加大石英的形成需要有足够的自由空间，并能从孔隙溶液中获得生长发育的物质来源。石英次生加大对原生孔隙具很大破坏作用，是砂岩储集性变差的重要因素。

3.3 交代作用

(1)方解石、铁方解石交代长石岩屑颗粒：当溶液的pH值大于7时，将发生方解石矿物的沉淀和长石岩屑颗粒的溶解，此时方解石呈不规则形状交代长石岩屑。

(2)黏土矿物交代长石：由于长石的不稳定性，在埋藏环境的变化下，长石易高岭石化。工区内长石被埋藏到3 500 m甚至更深，当温度达到90 ℃左右时，与富含有机质的泥质层产出的孔隙水接触，进而发生高岭石化现象。

3.4 溶解作用

登娄库组储层含有较多不稳定矿物长石和火山岩屑，在一定的成岩环境中都可不同程度地发生溶解。溶解作用使砂岩储层形成了一定数量的次生孔隙，较大程度上改善了储集物性。登娄库组溶解作用主要发生在粒间、岩屑内部及边缘、长石的解理面附近，形成粒间溶孔和长石岩屑内溶孔较普遍。

4 储层孔隙演化

尽管前人针对不同地区对成岩作用和孔隙演化进行过很多研究[6-9]，但对孔隙演化多只是定性分析或推论，而缺乏明确的定量计算依据和方法。为此，本次研究通过对登娄库组储层不同类型孔隙、胶结物定量统计，结合在压实作用、胶结交代作用、溶解作用等成岩演化过程中原生、次生孔隙的系统研究，提出了基于岩心物性和薄片资料的储层孔隙演化定量表征方法，其基本描述公式为：

φ剩余= φ初始-φ压实损失-φ非压实损失+φ溶解增加

(1)

即砂岩目前孔隙度是初始孔隙度经过各种成岩作用(压实损失孔隙度、胶结交代损失孔隙度和溶解作用增加孔隙度)后的综合结果。

4.1 初始孔隙度

近几年来，国外开展了大量砂岩初始孔隙度的实验模拟，总结出了许多预测初始孔隙度的数学模型，其中利用 Trask(S0-特拉斯克分选系数)分选系数求取初始孔隙度应用较为普遍，它与储层的初始孔隙度关系密切，两者的关系式为：

φ初始= 20.91 + 22.90/S0

(2)

根据式(2)计算了研究区内8个砂岩样品的初始孔隙度(表2)，结果表明砂岩初始孔隙度在32.8%～35.0%，平均为34.1%，初始孔隙度变化不大。

4.2 溶解增加孔隙度

根据岩心分析、薄片鉴定的6个样品对溶解增加孔隙度(即目前溶孔孔隙度)计算表明(见表3)，储层溶解增加孔隙度平均为4.2%。

4.3 胶结交代损失孔隙度

根据岩心物性和薄片鉴定的6个样品，计算胶结交代作用(即非压实破坏性成岩作用)损失孔隙度(见表3)，登娄库组胶结交代损失孔隙度平均为6%。

4.4 压实损失孔隙度

根据式(1)，目前剩余孔隙度(即岩心分析孔隙度)、非压实损失孔隙度、溶解增加孔隙度、初始孔隙度均已知，因此可以计算出压实损失孔隙度(见表3)，登娄库组压实损失孔隙度平均为27.7%。

4.5 储层孔隙演化

依据配套的岩心分析、薄片鉴定资料(见表3)，通过上述分析确定登娄库组储层孔隙演化特征：即砂岩埋藏初始孔隙度平均为34.1%；后期压实作用导致砂岩孔隙损失平均为27.7%，亦即砂岩压后剩余孔隙度平均为6.4%；在非压实成岩作用下，砂岩孔隙损失平均为6%，亦即砂岩在所有破坏性成岩作用下仅保留了0.4%的原生孔隙；同时在溶解作用下砂岩孔隙度有所增加，增加了约4.2%的孔隙体积，目前储层孔隙度大约在4.6%左右。

表2 长岭气田登娄库组砂岩初始孔隙度

表3 长岭气田登娄库组砂岩孔隙演化特征计算

5 结论

(1)长岭气田登娄库组储集砂岩整体岩屑和长石含量较高(65.4%),岩性主要为长石岩屑砂岩，表明储层成分成熟度较低，反映储层近物源沉积特点。

(2)长岭气田登娄库组砂岩填隙物平均含量为6.9%：胶结物主要为硅质和钙铁质胶结，杂基以泥质为主。储集空间为粒间溶孔～粒内溶孔～泥质微孔组合，以溶孔为主，孔喉配位数低，孔喉组合为细孔-小微喉型，说明储层储层沉积后经过强烈的后生成岩改造。

(3)储层成岩作用主要包括压实压溶作用、胶结作用、交代作用、溶解作用等4种。计算砂岩初始孔隙度为34.1%，压实作用孔隙损失27.7%，胶结交代作用孔隙损失6.0%，溶解作用增加孔隙4.2%，目前储层孔隙度大约在4.6%。

(4)岩石成分成熟度低、填隙物含量高、胶结物类型致密以及强烈的后生成岩改造作用是导致本区储层致密的主要原因。

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