应用扫描电镜技术对影响砂岩储层孔隙因素的研究

董长友 曲日涛 牛洪彬 任志勇 李永强 李宝刚

(中海油能源发展股份有限公司工程技术分公司， 天津 塘沽 300452)

应用扫描电镜技术对影响砂岩储层孔隙因素的研究

董长友 曲日涛 牛洪彬 任志勇 李永强 李宝刚

(中海油能源发展股份有限公司工程技术分公司， 天津 塘沽 300452)

应用扫描电镜技术，镜下观察分析及大量资料整理，对影响大港油田砂岩储层孔隙因素进一步探讨。得出的结论是，受机械压实作用，压溶作用和石英的次生加大，溶解作用和溶解后的胶结，砂岩中的胶结物种种因素的影响。其不同的作用过程对砂岩孔隙度的影响也各不相同。机械压实作用，早期的胶结作用都是早期的成岩作用；压溶作用和石英的次生加大，都影响岩石物性变差，主要是由温度引起的；溶解后的孔隙再胶结，是决定砂岩储层最终孔隙度高低的关键；粘土矿物是砂岩填隙物的主要组成部分。

砂岩；储层孔隙；胶结物；粘土矿物；孔隙度

砂岩孔隙是指孔隙体积与整个岩石体积的比。不管什么岩石，都有孔隙，只是差别很大。孔隙是岩石的一部分，它与成岩作用密切相联。不同的成岩作用过程对砂岩的孔隙度、渗透率影响也各有不同[1-4]。黄骅坳陷第三系是石油天然气勘探开发的目的层。深度地层的岩石物性、成岩作用的影响程度是值得探讨的。为了探讨影响砂岩储层孔隙的因素，分别对大港油田的岩心样品进行了扫描电镜分析及资料整理，并应用薄片资料，进行了研究剖析，提出了以下观点。

1 机械压实作用

机械压实作用也就是早期的成岩作用，它发生在岩石未固结成岩之前。随着埋藏深度的增加，机械压实作用越来越明显。机械压实作用对于细的沉积物反应明显，而对于粗的沉积物如砂岩则不明显。这其主要特征是，沉积物被压实以后变紧密了；粘土颗粒受压以后发生变形，云母片受压以后发生弯曲；长石及生物等易碎颗粒发生破碎。从电镜观察及资料研究发现，大港油田2160米以上是机械压实为主，见表1。这些沉积物被埋藏以后，因为上面连续不断地接受沉积物，后沉积的对先沉积的产生压力，促使先沉积的物质由比较松散的分散状态变得密度增大，体积减小，孔隙度降低，在这个受压过程中，粘土颗粒变形，云母片发生弯曲。由于粘土颗粒的形态改变，并被挤进孔隙内，占了部分孔隙空间，此时，孔隙内的水被挤出或受挤而压力升高，如图1。从图中可以看出，挤进孔隙内的粘土和生物碎屑的破碎就是机械压实作用引起的。随着深度的增加，挤进孔隙内的粘土就多，孔隙度就降低。由此可见，沉积物被胶结以前的孔隙度与刚沉积时孔隙度则不同，二者之间产生了差别，这种差别是由机械压实作用造成的。由于埋藏深度的增加，压实作用也随之加大，孔隙度也就随之降低。当孔隙内水的压力升高到大于上复地层重量产生的压力时，机械压实作用也就停止了。当胶结作用形成后产生了对上复岩层重量的支撑力，支撑力大于上复岩层产生的压力时，机械压实作用也就被抵消了。这说明了，机械压实作用只有在上复地层压力大于胶结物的支撑力或大于孔隙内水的压力时才是有效的。

表1 上第三系深度与孔隙度关系

图1 机械压实作用图

在早期胶结作用明显的地方，因胶结作用阻碍了压实作用，因此压实作用不强。快速堆积的地区，早期胶结作用不明显，则压实作用就强。机械压实作用，早期的胶结作用都是早期成岩作用，结果都对孔隙度有影响。由图2可以看出，北大港孔隙度的变化，以2600米为界，以上为高孔隙段，以下为低孔隙段。高孔隙段属机械压实(早期成岩)作用为主的阶段，低孔隙段是次生溶解孔隙段与晚期成岩作用段。在高、低孔隙段内部，也有高低变化，这说明了不同的成岩作用是交替进行的。

2 压溶作用和石英的次生加大

压溶作用是一种化学作用，这种作用发生在碎屑颗粒的接触处。因温度、压力、时间、水的化学性质等因素的作用，碎屑颗粒有明显的溶解，造成颗粒的缝合线接触、凹凸接触及镶嵌接触[5-7]。颗粒周围的粘土膜及粘土边，促进了溶解物质的扩散，增加了压溶作用的进行。从压溶点上释放出来的二氧化硅转移到低压点上，形成石英的次生加大，石英的次生加大在北大港是以2008米开始的，根据加大的发育程度，可分为三期：第一期为颗粒表面的二氧化硅沉淀；第二期是开始形成晶形；第三期为自形石英晶形。见图3。压溶作用与石英的次生加大，都影响岩石物性变差[8-9]，当压溶作用进行的强烈时，往往颗粒与颗粒彼此挨得很紧。从镜下观察发现，一个颗粒压入另一个颗粒内，这是由于两个颗粒的溶解速度不一样，有快有慢造成的，溶解快的就凹进去了。当溶解速度差不多时，颗粒彼此挨得很紧，他们之间没有明显的界限和胶结物，在板C1井压溶作用开始于2166米。

图3 压溶作用图

次生加大是围绕着颗粒向孔隙方向发展的，往往是世代关系，环绕颗粒的第一世代，结晶细小，呈放射状排列。第二世代的晶体比第一世代明显长大。只要孔隙有次生加大的石英晶体，岩石的孔隙度就降低，孔隙直径就变小，它与胶结作用一样，对孔隙起了封闭作用。当石英出现次生加大时，原来的孔隙空间因被次生加大占用去了，所以它是影响孔隙度的因素。次生加大主要是受水中二氧化硅的饱和度、压力、温度的影响。在这几个因素中，温度是最主要的，因为它没有长期衡定的物理化学条件，温度的升高与降低均对饱和度的影响很大，直接影响着新矿物的生成和次生加大的发育。

3 溶解作用和溶解后的胶结

溶解作用是对岩石孔隙起开放作用的，它是增加岩石孔隙的一种因素。这种作用在大港油田均有所见，如图4。 常被溶解的矿物有长石、碳酸盐矿物、高岭石、石英等。矿物被溶解以后，形成次生孔隙，增加岩石的孔隙度。不同的矿物被溶解的情况也不一样，以长石为例，大港油田风化溶解见于1290-4000米，在2000米以上表现为风化作用，2000米以下为溶解作用。不仅由扫描电镜资料得到了证实，而且由孔隙度变化图也可以看出在纵向上有两段的溶解作用比较明显，2200-2600米，3200-3600米。 随着埋藏深度的增加，孔隙度是逐渐降低。通过镜下观察分析，发现溶解后的孔隙，有的未被充填，有的填充了新矿物。因压溶作用，使颗粒彼此紧靠，然后又被溶解，溶掉了胶结物质及部分颗粒，产生了孔隙，但没有使所有的都分散开，而是几个颗粒一簇，每一簇与每一簇又互不相接触，分散在胶结物中，呈漂浮状态，这种现象就是先经受了压溶作用，然后又被溶解，溶解产生的孔隙，接着又被胶结物填充了。由此可见，溶解后的再胶结，是决定砂岩储层最终孔隙度高低的关键，如果溶解作用打开孔隙通道后，马上储存了油气，就能阻止胶结作用的进行。溶解后产生的孔隙能否被保存，关键是孔隙内能不能装满油气流。通过深层钻探发现，在3200-3600米有较高的孔隙度，达到10%-20%，个别达到25%，这是次生孔隙产生以后，再胶结作用产生以前，储存了油与气，致使再胶结作用及成岩后生作用中断而保存了孔隙。反之，如果油气来的迟，不能在再胶结前进入孔隙内，孔隙就不能被保存了。

图4 溶解作用图

4 砂岩中的胶结物

胶结物在砂岩中是填充在孔隙中的，它对孔隙起封闭作用。在研究孔隙时，胶结物的数量，胶结物的成分及胶结类型尤其重要[10-14]。大港油田的胶结物成分有粘土矿物、碳酸盐、硅质、硫化物等，并以前两种为主，如图5。

4.1 粘土矿物

大港油田中粘土矿物主要有高岭石、水云母、蒙脱石、绿泥石、埃洛石五种。粘土矿物在成岩中的变化是自生与重结晶。粘土中有大量的有机质，当埋藏在地下深处时是有机质转变为石油的接触剂与催化剂。粘土又常作为砂岩的胶结物存在于砂岩中，砂岩储层中粘土的成分、含量及产状分布的不同，对储层的性质，岩石物性均有极大的影响。

图5 粘土矿物图

在纵向上，砂岩胶结物中的粘土有分带性，最常见的是水云母，其次是蒙脱石与高岭石，绿泥石与埃洛石最晚，即使是单矿物，其晶形也随深度的改变而变，见图6。粘土矿物对温度与压力特别敏感，不同粘土反映了不同的环境。水云母是云母类矿物经水化作用转化来的。水云母进一步变化，可转变为埃洛石和蒙脱石。水云母转变为埃洛石的开始深度在港中B1井为2235-2519米，在港深A1井为3204米，而转变为蒙脱石混层的深度在港深A2井为3931米。蒙脱石也可以变为水云母，蒙脱石向水云母转化时，排除结晶水。由此可见，粘土矿物与油气的关系是极其密切相关。高岭石除由钾长石转化以外，也可以由热水中结晶而成。当高岭石形成后，热水温度变低时可形成埃洛石。高岭石代表氧化环境，蒙脱石代表还原环境，绿泥石在深层也出现，常与石英共生。说明其要求的温度、压力要比高岭石高些，在同一层中出现的几种矿物共生在一起，说明了水溶液的温度、压力、化学性质随时间的变化而改变的结果。

图6 成岩矿物变化图

4.2 碳酸盐

由于深度的增加，造成了pH值升高，CO2分压的减低，促进了孔隙中循环水的碳酸盐沉淀在孔隙内，形成方解石和白云石胶结物。胶结物可以全部是碳酸盐矿物，也可以局部是碳酸盐矿物，根据薄片资料，在港B2井2230-3200米，是大的连晶方解石填充孔隙，以下是局部充填。

5 结语

(1)由孔隙度变化图可以看出，在北大港以2600米为界，以上为机械压实及早期的成岩作用，以下为晚期成岩作用阶段；溶解作用使2600米以上的孔隙度提高到30%，使2600米以下的孔隙度提高到15%-25%。

(2)溶解作用中，最易溶解的硅酸盐颗粒为岩屑，其次是石英，长石比石英略微难溶一些，在长石中斜长石易溶。根据是压溶作用形成的凹凸接触判断的。凹进去的易溶颗粒温度高时溶解能力强。

(3)胶结物中粘土矿物的组合在3000米以上是水云母、蒙脱石、高岭石，以下是水云母、绿泥石、埃洛石、水云母-蒙脱石混层。胶结物的成分取决于粒间液体的性质。

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Analysis of the influence factors of the pore of sandstone reservoir by scanning electron microscopy

DONG Chang-you QU Ri-tao NIU Hong-bin REN Zhi-yong LI Yong-qiang LI Bao-gang
(CNOOC Energy Development Limited By Share Ltd Engineering Branch,Tianjin Tanggu 300452)

with the application of electron microscope scanning technique,through observation and analysis and a large amount of data processing,this paper further discussed the factors that influence the pore of sandstone reservoir in Dagang oilfield.The conclusion is that: with the effects of mechanical compaction,pressure solution and overgrowth of quartz,dissolution and re-cementation after dissolution,cement in the sandstone and other factors,effects of different processes on the porosity of sandstone are also not identical.Mechanical compaction and early cementation are early diagenesis,both pressure solution and overgrowth of quartz make the physical property of the rock become poor,mainly caused by the temperature; The re-cementation of dissolved pore is the crucial factor which determine the final porosity of sandstone reservoirs,and lay mineral is the main part of the sandstone fillings.

sandstone,reservoir porosity,cementation,clay minerals,porosity

董长友，工程师，从事油气田勘探开发实验研究工作。