基于孔隙演化的特低渗透储层成岩储集相定量评价——以GGY油田长4+5、长6储层为例

白 远，云彦舒，郭 华

(1.陕西延长石油(集团)有限责任公司研究院，陕西西安 710075；2.延安职业技术学院；3.延长油田股份有限公司青化砭采油厂)

基于孔隙演化的特低渗透储层成岩储集相定量评价
——以GGY油田长4+5、长6储层为例

白 远1，云彦舒2，郭 华3

(1.陕西延长石油(集团)有限责任公司研究院，陕西西安 710075；2.延安职业技术学院；3.延长油田股份有限公司青化砭采油厂)

针对鄂尔多斯盆地陕北斜坡东部特低渗透非均质储层储渗特征受成岩作用控制的特点，基于GGY油田长4+5、长6成岩作用特征、孔隙度演化及成岩储集相有利因素和不利条件分析，将该区特低渗透储层分为Ⅰ类弱胶结强溶蚀的粒间孔-溶孔型、Ⅱ类中胶结中溶蚀的溶孔-粒间孔型、Ⅲ类较高胶结弱溶蚀的剩余粒间孔型、Ⅳ类高胶结弱溶蚀微孔型共四类成岩储集相，并阐明了该四类成岩储集相在岩性、物性、沉积微相、孔隙类型、结构、压汞图像等方面的分类特征。通过不同类别成岩储集相在压实、胶结、溶蚀等主要成岩阶段孔隙度演化模式的差异，建立了该区特低渗透储层成岩储集相评价划分的指标体系。评价出的Ⅰ类、Ⅱ类成岩储集相广泛分布在水下分流河道及河道叠置型河口坝微相带，且具有相对较好的孔隙结构和渗流、储集特性，是筛选相对高产高渗储集单元的有利层位和井区。

鄂尔多斯盆地;陕北斜坡;特低渗透储层；成岩作用；成岩储集相；定量评价

GGY油田位于鄂尔多斯盆地陕北斜坡东部，面积约740 km2，主要含油层系为三叠系延长组长4+5和长6段。该区长4+5和长6期发育由北东-南西向物源方向控制的三角洲前缘亚相沉积，其水下分流河道砂体主要为灰色长石细砂岩，碎屑颗粒以长石、石英和黑云母为主，胶结物以绿泥石、方解石及石英次生加大所形成的硅质为主，分选中等-较好，以残余粒间孔为主。受沉积、成岩、构造等因素的影响，储层致密(平均孔隙度8.5%，平均渗透率0.76×10-3μm2)，为典型的低孔、特低渗透、非均质岩性油藏，其成岩作用最终决定着储集层的储渗条件。因此准确有效圈定有利成岩储集成因单元的规模和范围已成为该区特低渗透储层预测和筛选相对高渗高产含油有利区的重要保障[1-8]。

1 成岩作用特征及储集相形成条件

1.1 成岩作用特征及其孔隙度演化分析

研究区长4+5和长6储层成岩历史长，成岩作用相对比较强烈，成岩作用类型齐全，对本区储层的物性具有重要影响，其长石砂岩在埋藏成岩过程中，主要经历的成岩作用有：① 早成岩阶段初期的机械压实和绿泥石薄膜析出；② 早成岩阶段后期的石英、长石胶结压溶及次生加大；③ 晚成岩阶段初期的成岩自生矿物-浊沸石、钠长石析出及其所引起的孔隙充填胶结和随后发生浊沸石、长石等的溶蚀，形成次生孔隙。成岩序列大致为：压实作用-绿泥石生成-石英、长石加大形成-浊沸石生成-溶孔产生。

利用本区大量分析化验资料和镜下鉴定成果，同时参考前人研究，该区储层砂岩成岩演化经历了早成岩A期-早成岩后(B)期-晚成岩初(A)期,最终体现为晚成岩初(A)期。长4+5和长6储层砂岩孔隙经历了原始孔隙大量缩减-残余粒间孔少量保留-各类溶蚀孔逐渐发育的演化过程。提取该区目的层段273个样品物性分析及储集空间鉴定结果进行孔隙度演化分析推演[3-11]，提出区块各成岩阶段孔隙度演化模式(图1)。以该区长61段为例，初始孔隙度计算37.32%(特拉斯克分选系数1.40)，压实后剩余孔隙度8.37%，压实损失孔隙度为28.95%，压实过程孔隙度损失率为77.57%；该区长61段储层胶结后剩余孔隙度4.93%，胶结造成3.44%孔隙度损失，胶结孔隙度损失率为9.21%；后期的溶蚀作用贡献3.9%的孔隙度。为此，计算长61段储层目前孔隙度为8.84%。

图1 GGY油田长4+5、长6特低渗透储层成岩过程孔隙度演化模式图

1.2 成岩储集相形成的有利因素和不利条件

GGY油田长4+5、长6期成岩作用时序和类型相当，共同经历了早期压实作用和中期胶结作用及溶蚀作用。其中压实作用、胶结作用为破坏性成岩作用，不利于成岩储集相形成和演化。广泛发育的溶蚀作用、绿泥石胶结包膜和破裂缝为建设性成岩作用，有利于成岩储集相形成。该区成岩储集相分类特征形成的有利因素和不利因素有[6-13]：① 溶蚀作用极有利于成岩储集相形成；② 环边绿泥石胶结包壳有效保护成岩储集相储层孔隙；③ 压实作用不利于成岩储集相形成；④ 胶结作用也不利于成岩储集相形成。

2 成岩储集相分类特征

研究区目的层段主要成岩作用类型有压实、压溶、自生黏土胶结、硅质胶结、长石胶结、碳酸盐胶结交代、浊沸石胶结交代及溶蚀等。综合该区特低渗储层成岩储集相形成的有利因素和不利条件，分析成岩过程孔隙演化基本规律和演化参数变化及其孔隙组合、孔隙结构特征，在研究区划分出Ⅰ类弱胶结强溶蚀的粒间孔-溶孔型、Ⅱ类中胶结中溶蚀的溶孔-粒间孔型、Ⅲ类较高胶结弱溶蚀的剩余粒间孔型、Ⅳ类高胶结弱溶蚀微孔型四类成岩储集相类型。

该区成岩储集相储层微观孔隙类型多样，储层孔隙喉道细小，孔喉排驱压力、中值压力、最大孔喉半径、中值半径、孔喉半径均值、分选系数及孔喉组合等对该区成岩储集相储层岩性、物性影响都较大，它们共同作用形成了该区不同类型成岩储集相微观孔隙结构特征。这种成岩储集相反映出岩石在沉积期所经历的各种成岩作用改造叠加所形成的沉积记录和综合产物。因此，该四类成岩储集相在其沉积微相、岩性、孔隙图像、物性、压汞曲线上都有其特征[9-15](图2、表1)。

图2 GGY油田长4+5、长6特低渗透储层分类成岩储集相毛管压力曲线

3 孔隙演化的成岩储集相定量评价

3.1 分类评价指标体系的建立

通过上述储层成岩储集相分类的有利因素和不利条件，分析了成岩过程孔隙度演化规律和演化参数变化，阐明了分类成岩储集相的沉积微相、岩性、物性、孔隙类型、孔隙结构特征[14]。特别是采用灰色理论成岩储集相的分类评价方法，利用区块代表性的41个物性分析及储集空间鉴定结果，计算初始孔隙度37.32%，沿上述成岩过程进行孔隙度演化分析推演，计算压实损失孔隙度、胶结损失孔隙度、溶蚀增加孔隙度，以及剩余粒间孔面孔率、次生溶蚀孔面孔率和岩心分析孔隙度、渗透率，划分该区储层成岩储集相Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ、Ⅳ类，给出评价成岩储集相的各成岩阶段孔隙度演化及其参数值(取平均值)。通过上述对该区长4+51、长4+52、长61、长62、长63、长64储层四类成岩储集相孔隙度演化过程参数反演，得出各类成岩储集相各成岩阶段孔隙度演化模式(图3)。

表1 GGY油田长4+5、长6特低渗透储层成岩储集相分类综合特征

图3 GGY油田长4+5、长6特低渗透储层分类成岩储集相孔隙度演化模式

图3中各项单一参数值不能准确表征储层成岩

储集相分类，例如压实损失孔隙度大和溶蚀增大孔隙度小都可能导致成岩储集相变差。因此利用灰色理论集成，综合利用上述成岩过程各项参数对目的层段储层成岩储集相进行统计，采用统计平均数列为储层成岩储集相评价划分标准[12-17]：

Xoi= {Xoi(1) ，Xoi(2) ，…，Xoi(n) }

式中，Xoi为统计平均数据列；i为1，2，…，n。

在计算上述各评价参数和划分指标后，根据该区目的层段成岩储集相分布特征及其“甜点”筛选分析方法，利用参数指标准确率与分辨率组合分析对各项参数赋予不同权值，建立起研究区长4+51、长4+52、长61、长62、长63、长64成岩储集相分类评价标准及权值(表2)。

表2 GGY油田长4+5、长6特低渗透储层成岩储集相定量分类评价指标体系

3.2 成岩储集相分类评价划分

采用上述研究区长4+51、长4+52、长61、长62、长63、长64储层成岩储集相分类评价标准及权值，利用灰色理论储层成岩储集相综合评价方法，对该区目的层段代表性38口井物性分析及储集空间鉴定结果的273多个井点数据，进行综合分析处理。利用矩阵分析、标准化、标准指标绝对差的极值加权组合放大技术[15-17]，实现对该区长4+51、长4+52、长61、长62、长63、长64储层成岩储集相的综合评价和定量分析，确定和划分出Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ、Ⅳ四类别成岩储集相储层。

对273多个井点成岩储集相进行了评价和分类描述，各层段井点数据相差较大，其灰色理论储层成岩储集相划分类型和分布规模也不均匀。通过制作该区长4+51、长4+52、长61、长62、长63、长64层段储层成岩储集相分类评价统计对比图(图4)看出，Ⅳ类占15.0%，Ⅲ类占18.3%，Ⅱ类占49.5%，Ⅰ类占17.2%，Ⅱ类分布规模和范围占总体的一半。在其各个层段成岩储集相分布发育中，Ⅱ类成岩储集相所占比例相对较大，它在长4+52占38.64%，长61占53.17%，长62占62.07%，长63占36.84%，长64占33.33%。它们分别代表该区目的层段相对较好的成岩储集相分布，特别是Ⅱ类成岩储集相，广泛分布在长61、长62、长63和长4+52的水下分流河道及河道叠置型河口坝微相带，单渗砂层能量厚度大，形成了相对较好的孔隙结构和渗流、储集特征，构成了该区仅次于Ⅰ类弱胶结强溶蚀类的又一类有利油气富集区，它们控制着该区特低渗透最为广泛的含油气区域和范围。

图4 GGY油田长4+5、长6特低渗透储层成岩储集相分类评价统计对比

4 结论

(1) 通过对GGY油田长4+5、长6成岩作用特征、孔隙度演化及成岩储集相有利因素和不利条件分析，将该区特低渗透储层分为Ⅰ类弱胶结强溶蚀的粒间孔-溶孔型、Ⅱ类中胶结中溶蚀的溶孔-粒间孔型、Ⅲ类较高胶结弱溶蚀的剩余粒间孔型、Ⅳ类高胶结弱溶蚀微孔型共四类成岩储集相，并阐明了该四类成岩储集相在岩性、物性、沉积微相、孔隙类型和结构、压汞图像等方面的分类特征。

(2) 利用区块代表性的41个物性分析及储集空间鉴定结果，进行成岩过程孔隙度演化分析推演，利用不同类别成岩储集相压实损失孔隙度、胶结损失孔隙度、溶蚀增加孔隙度，以及剩余粒间孔面孔率、次生溶蚀孔面孔率和岩心分析孔隙度、渗透率等6个孔隙演化参数的差异，建立了该区特低渗透储层成岩储集相评价划分的指标体系，并利用灰色理论集成，实现了利用孔隙演化，定量评价特低渗透储层成岩储集相。

(3) 评价出的Ⅰ类、Ⅱ类成岩储集相广泛分布在水下分流河道及河道叠置型河口坝微相带，其单渗砂层能量厚度大，具有相对较好的孔隙结构和渗流、储集特性，它们控制着该区特低渗透最为广泛的含油气富集区域和范围，成为筛选相对高产高渗储集成因单元的有利层位和井区，为该区增储上产提供重要保障。

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编辑：吴官生

1673-8217(2015)01-0022-05

2014-06-17；改回日期：2014-08-15

白远，硕士，1985年生，2012年毕业于西安石油大学，从事低渗透油气藏开发地质、测井储层评价等工作。

国家科技重大专项“复杂油气田地质与提高采收率技术”(2009ZX05009)和国家自然科学基金“延时式可控高能气体压裂技术动力学机理研究”(51104173)联合资助。

TE111.3

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