特低渗油藏成岩作用及其对孔隙演化的影响 ——以甘谷驿油田长6储层为例

曹 尚，党海龙，庞振宇，时丕同，白 璞，丁 磊，石 彬.

(陕西延长石油(集团)有限责任公司研究院，陕西西安 710075)

甘谷驿油田位于鄂尔多斯盆地陕北斜坡带东部，唐157井区位于甘谷驿油田西北部，面积约8.32 km2，其中的长6储层属于曲流河三角洲沉积体系。该区为典型的低渗透致密砂岩储层，其成岩作用类型复杂，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产生一定的影响。本文以物性、铸体薄片、扫描电镜、X衍射等实验测试结果为基础，对低渗透致密砂岩储层的物性变化特征、成岩作用进行研究，揭示成岩作用与物性变化的关系。

1 岩石学特征

甘谷驿唐157井区长6储层岩石类型主要为长石砂岩，含量达54.84%；石英含量次之，为21.93%；岩屑最少，平均含量只有8.33%。其中，长石砂岩包括钾长石(38.84%)和斜长石(16%)，钾长石含量相对较高，长石的含量远高于石英和岩屑。沉积岩岩屑和变质岩岩屑是构成该区岩屑成分的主体，该区重矿物含量相对较少，主要为稳定性差的黄铁矿、绿帘石和较稳定的榍石等(图1、图2)。

图1 甘谷驿唐157井区长6储层岩石类型三角图Fig.1 Triangular diagram showing classification of Chang-6 sandstones Ⅰ.石英砂岩；Ⅱ.长石质石英砂岩；Ⅲ.岩屑质石英砂岩； Ⅳ.长石岩屑石英砂；Ⅴ.长石砂岩；Ⅵ.岩屑质长石砂岩； Ⅶ.长石岩屑砂岩；Ⅷ.岩屑砂岩

图2 甘谷驿唐157井区长6储层岩石学特征含量Fig.2 Content of minerals of Chang-6 sandstones

填隙物含量(图2)占14.9%，其中杂基是主要部分，平均为9.8%，主要包括绿泥石、伊利石和水云母；胶结物所占百分比相对较低，平均为5.1%，方解石占主要地位；次生加大的长石、石英的含量相对较少。通过扫描电子显微镜观察填隙物的产状，主要为针丝状伊利石溶蚀、花瓣状绿泥石薄膜衬边，石英和长石的次生加大、蠕虫状高岭石集合体及次生钠长石晶体。研究区含有大量长石、岩屑，该类碎屑矿物在搬运过程中易受风化和滚动磨损，所以研究区碎屑颗粒的磨圆度整体较好，主要为次圆—次棱角状，同时含有少量的次棱—棱角状和次棱角状；分选性中等—较好，以孔隙式、薄膜式及孔隙—薄膜式胶结方式为主；支撑方式为颗粒支撑；颗粒间的接触方式主要为线接触或点—线接触，偶尔可见凹凸接触或缝合线接触。

2 成岩作用特征

成岩作用[1-4]控制着孔隙演化的方向，影响储层物性，研究成岩作用对于查明储层物性成因具有重要意义。

2.1 压实(溶)作用

研究区长6储层的压实、压溶作用较为强烈，岩石压实率可达59.3%以上。颗粒排列更加紧密，原生孔隙空间缩小，石英、长石等刚性矿物颗粒受到超过其抗压强度的上覆压力后破裂，云母、泥岩等塑性颗粒被挤压后发生弯曲、变形、位移和再分配(图3a)。机械压实作用使原生粒间孔缩小甚至消失，导致储层物性变差，储层的储集能力和连通能力也变差。而化学压溶作用发生于中、晚成岩时期，颗粒间由点—线接触逐渐变为凹凸—缝合线接触，如大量出溶的SiO2在颗粒边缘形成次生加大边(图3b)。

2.2 胶结作用

2.2.1 硅质胶结

研究区的硅质胶结主要以石英次生加大(压实之前或同期)和不连续的微晶石英颗粒(压实期之后)两种形式产出。石英的次生加大导致石英颗粒之间呈紧密的线接触或凹凸接触，使原生粒间孔被填充，次生加大边的发育程度受硅质胶结的物质来源和可生长空间的大小双重控制。微晶石英颗粒通常形成于碎屑颗粒表面，或者充填于孔喉之中，呈现孔隙充填式，周围常伴有绿泥石薄膜的存在；微晶石英颗粒较小，多呈六方柱和三方偏方面体分布。研究区硅质胶结的主要来源：蒙脱石向伊利石转化过程中，可释放大量硅离子；长石、岩屑等在酸性流体作用下的溶蚀可释放出大量的硅离子，也为研究区储层中硅质胶结提供了物质来源(图3c)。

2.2.2 碳酸盐胶结

碳酸盐胶结物有铁方解石、铁白云石和菱铁矿等。唐157井区以铁方解石胶结物为主。长6储层碳酸盐胶结物含量一般占胶结物总量的9.8%～19.2%，极个别岩样最高能达到66.3%(图3d)。

研究区方解石胶结物可分为早晚两期，长6储层早期方解石胶结物较晚期铁方解石胶结物常见。早期方解石胶结物的主要特征是：不含二价铁离子，主要充填于碎屑颗粒之间，堵塞了部分原生孔隙和喉道，降低了流体的渗流能力。晚期方解石胶结物的主要特征是：富含二价铁离子，阴极发光显微镜下呈现出暗橘黄色光、橙红色光和暗橙红色光，这是由二价铁离子含量的不同所造成的。晚期铁方解石呈现不规则分布，有的分布在残余粒间孔中，有的则交代其他碎屑和矿物。在研究区长6储层中，方解石交代碎屑造成碎屑颗粒呈孤岛式分布的现象较为常见，铁方解石交代长石的现象较少(图3e)。

碳酸盐胶结对储层物性的破坏作用较为明显，堵塞孔隙和喉道，储层变得异常致密。除了破坏作用之外，早期的碳酸盐胶结物在一定程度上起到了抗压实的作用，从而降低了压实作用对储层物性和微观孔喉结构的破坏，同时又为后期的有机酸溶蚀作用提供了物质基础[5-10]。但碳酸盐胶结物含量过度，则会完全堵塞孔隙和喉道，导致溶蚀作用难以进行。

2.2.3 黏土矿物胶结

研究区黏土矿物胶结类型多样(图3f)，黏土矿物均较为发育：唐157井区绿泥石薄膜最为发育，含少量伊利石及少数高岭石。

研究区的绿泥石薄膜呈现出针叶状、花瓣状和绒球状，它对储层的作用主要有正反两方面：一方面，原生孔隙由于绿泥石的充填变得越来越小，从而引起孔隙度和渗透率的降低；另一方面，形成于成岩作用早期的绿泥石薄膜阻碍了孔隙水与岩石颗粒之间的物理化学反应，限制了石英次生加大的发育，从这一方面来说，又有利于原生孔隙的保存。研究区伊利石多呈丝缕状、搭桥状分布于孔喉中，从而使原本的大孔隙、大喉道变成了错综复杂、数量繁多的晶间孔，大大降低了储层的孔渗性。研究区呈书页状和蠕虫状的高岭石多以分散质点式分布于粒间孔隙空间内，导致孔隙结构更为复杂，孔隙空间减小。

2.3 溶解作用

研究区长石含量较高，长石溶孔的面孔率对整个储层的渗流特征贡献较大；在碱性环境中，硅质被溶解形成晶内微溶孔，颗粒边缘被溶解成港湾状(图3g)。然而碳酸盐溶解发育程度不高。

2.4 交代作用

交代作用是指一种矿物被溶解，同时被另一种沉淀的矿物所置换，新矿物与之前被溶矿物之间具有不同的化学组分。交代作用在研究区发育较少，主要为方解石交代碎屑颗粒(图3h)。

图3 成岩作用特征Fig.3 Diagenetic characteristics a.云母定向排列；b.石英次生加大；c.自生硅质充填；d.铁方解石充填；e.方解石交代碎屑； f.绿泥石薄膜；g.斜长石溶孔；h.方解石交代铁方解石

3 成岩阶段划分

依据2003版石油天然气行业碎屑岩成岩阶段划分标准(图4)，结合有机质成熟度、伊/蒙间层矿物、自生矿物和孔隙类型等标志，对甘谷驿唐157井区长6储层成岩阶段进行了划分[11-14]。主要依据有：研究区长6储层对应的最大古地温在175～200 ℃之间，干酪根镜质体反射率Ro为0.7%～1.51%，平均为1.12%左右；伊/蒙间层矿物中蒙皂石层含量在10%～15%之间；硅质矿物可见晶形良好的自生石英，黏土矿物主要为绿泥石，碳酸盐胶结物主要为铁方解石；颗粒呈点状、点—线状、线状、凹凸状接触，孔隙类型以粒间孔、溶孔为主，部分地区可见微裂缝。

综上所述，甘谷驿唐157井区长6储层成岩阶段处于晚成岩期。其在埋藏成岩过程中主要经历的成岩作用有：①早成岩阶段A期的机械压实和黏土膜析出；②早成岩阶段B期储层中的部分石英、长石产生压溶作用，导致次生加大；③晚成岩阶段早期的自生矿物开始析出并充填孔隙，使孔隙空间减小，随后的溶解作用(长石、岩屑及方解石等的溶蚀)又产生了一定数量的次生孔隙。在强烈的成岩作用之下，使得本区长6储层成为典型的特低渗致密砂岩储层。

图4 碎屑岩成岩阶段划分(据石油天然气行业标准)Fig.4 The division of diagenetic stages in clastic rocks

4 成岩作用对孔隙演化的影响

由1973年Beard和Weyl提出的经验公式[15]Φ1=20.91+22.90/So(So——特拉斯克分选系数)，估算砂岩的原始孔隙度Φ1约为36.98%；压实后，由公式Φ2=(粒间孔面孔率+胶结物溶孔面孔率)/总面孔率×物性分析孔隙度+胶结物含量，计算剩余粒间孔隙度约为11.41%，进而求出压实损失孔隙度为25.57%。强烈的压实作用是造成研究区砂岩原生孔隙大量丧失的主要原因，特别是对于岩屑和杂基含量较高的砂岩破坏作用更明显[16-17]。唐157区块压实程度强，原生粒间孔质量分数为0.25%～3.00%，平均值仅为1.48%，即原生粒间孔剩余很少，压实率为69.15%。

由公式Φ3=粒间孔面孔率/总面孔率×物性分析孔隙度，计算砂岩压实、胶结、交代后的剩余粒间孔隙度为5.29%，胶结损失孔隙度为6.12%。唐157区块胶结作用较强，胶结率为23.05%。

由公式Φ4=溶蚀孔面孔率/总面孔率×物性分析孔隙度，计算次生孔隙度为4.45%。

根据上述结果进行孔隙演化分析推演，得到各成岩阶段的孔隙度演化[18-21]。

从图5中可以看出，研究区初始孔隙度为36.98%，经强烈的压实作用后，损失了25.57%，压实损失率为69.15%；硅质胶结、碳酸盐胶结、自生黏土矿物胶结作用使储层储集空间变小，损失了6.12%的孔隙度，胶结损失率为23.05%；溶蚀作用则形成部分次生孔隙，储层物性得到改善，增加了4.45%的孔隙度；计算目前孔隙度为9.74%。而唐157区块长6储层样品物性分析及储集空间的鉴定结果为：储层孔隙度为9.48%。误差率为0.26%。图6为压实作用与胶结作用对孔隙度演化影响评价图，纵坐标为粒间体积，定量表示压实所损失的原始孔隙度；横坐标代表胶结物百分含量，定量表示胶结作用所损失的孔隙度；对角线方向的等值线表示粒间孔隙度。左下角以压实作用为主，右上角以胶结作用为主，从图中可以看出，压实作用在唐157区块孔隙演化过程中起到的作用远大于胶结作用。

图5 成岩演化阶段孔隙度的演化模式Fig.5 Pore evolution mode of diagenesis phase

图6 压实与胶结作用对孔隙演化的影响评价Fig.6 Impact of compaction and cementation on pore evolution

5 结论

(1)甘谷驿唐157井区长6储层以长石砂岩为主，平均为54.84%，石英次之，平均含量为21.93%；岩屑含量较少，平均含量为5.33%；填隙物含量占14.9%，其中杂基含量为9.8%，胶结物含量为5.1%。颗粒分选性中等—较好，磨圆度整体较好，胶结类型以孔隙—薄膜式胶结方式为主。

(2)压实作用在该区成岩演化过程中起主要作用，造成原生孔隙大量丧失，损失了25.57%的孔隙度，压实损失率为69.15%；其次为胶结作用，损失了6.12%的孔隙度，胶结损失率为23.05%。溶蚀作用形成了次生孔隙，增加了4.45%的孔隙度，改善了储层物性。

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