致密砂岩储层不同成岩作用对孔隙度定量演化的影响：以鄂尔多斯盆地姬塬油田长6储层为例

黎 盼，孙 卫，杜 堃，黄何鑫，白云云

(西北大学 大陆动力学国家重点实验室/地质学系，陕西 西安 710069)

0 引 言

随着全球油气勘探从常规走向非常规、从浅层走向深层乃至超深层，深层致密储层受到普遍关注并不断取得突破。其中，如何描述深层致密砂岩储层微观孔隙结构特征已经成为目前研究热点。国外De Argandona等人认为致密砂岩储层复杂的微观结构与流体之间的相互作用是影响油藏开发效益的关键因素之一[1-3]。国内王家禄等人应用CT扫描技术深入研究了岩心内部的微观孔喉结构变化，认为微观孔隙结构的差异性制约了致密砂岩储层的高效开发[4-5]。

近年来，致密砂岩储层的孔隙度演化研究正处在定性和半定量阶段，但前人的研究着重于宏观分析上，对于致密砂岩储层的微观特征研究较少。前人研究认为，姬塬油田在长6油藏沉积时期，储层的成岩作用较为强烈，渗透率表现出来的强非均质性制约了油气开采效益的提高[6]。但前人在储层差异性成岩演化作用对储层孔隙度演化的影响方面缺乏深入探讨，对于成岩作用、胶结作用、次生溶孔发育阶段进行的模拟仅限于常规的统计分析层面，对不同类型的成岩演化特征缺乏延续性和对应性的深入分析[7]。本次研究在前人研究的基础上，通过开展常规物性、图像粒度、铸体薄片、X衍射、扫描电镜、高压压汞和恒速压汞等实验研究储层的微观特征，采用“成岩演化特征”和“地质综合效应”相结合的方法建立了姬塬油田长6致密砂岩储层的孔隙度演化模拟方程，对比分析了各成岩作用之间的独立性和关联性，为寻找相对优势储层和提高油藏认识提供了科学数据[8-11]。

1 区域地质概况

1.1 沉积构造背景

鄂尔多斯盆地为典型的多沉积旋回克拉通盆地，姬塬油田处于陕西省定边县和宁夏盐池县境内，西起史家湾，东至马家山，北起西梁，南至姬塬，占地面积约为1 300 km2[12]。三叠系延长组长6段储层为本次研究目的层(图1)。目的层长6储层为三角洲前缘亚相，发育水下分流河道和分流间湾沉积微相。

主力产油层位长6段储层的孔隙度主要集中在8%～14%之间，渗透率在0.2×10-3～0.8×10-3μm2之间，属于典型的低孔、低渗致密砂岩储层。碎屑沉积物在埋藏过程中的致密演化对储层物性、非均质性、流体渗流及油气成藏影响较大。不同成岩期次的碎屑颗粒固结程度、孔隙类型、自生矿物、有机质、溶蚀作用等差异具有时空效应，导致孔隙度演化模拟精度差异较大。储层孔隙度致密成岩演化制约着油气勘探的品质和采收率的提高。

图1 姬塬油田地理位置示意图Fig.1 Map showing the location of the Jiyuan Oilfield

1.2 岩石学特征

通过研究姬塬油田长6储层45块样品岩心的物性特征、图像粒度特征、铸体薄片以及扫描电镜等镜下观察资料，砂岩类型以灰色细粒、极细粒长石砂岩与岩屑长石砂岩为主(图2)。石英、长石和岩屑的含量分别为32.6%、39.1%、9.5%，其中长石以斜长石为主，岩屑主要以火成岩屑和变质岩屑为主，沉积岩屑含量较少(图3)。长6段储层的平均孔隙度为11.2%，平均渗透率为0.31×10-3μm2，平均含油饱和度为41.3%，含油砂体厚度小，连通性差，属低孔、低渗致密砂岩储层。碳酸盐类以铁方解石、铁白云石为主，平均含量为7.17%；黏土矿物含量为6.48%。绿泥石、伊利石、高岭石、硅质的平均体积百分含量分别为13.5%、12.4%、16.8%、1.28%。颗粒整体分选性为中等-好，储层胶结类型为薄膜胶结、孔隙-薄膜胶结和孔隙胶结。长6段储层的碎屑颗粒直径主要分布区间为0.06～0.25 mm，颗粒间的孔隙连通性较差。

图2 姬塬油田长6储层砂岩分类图Fig.2 Sandstone classification of the Chang 6 reservoir in the Jiyuan Oilfield

图3 姬塬油田长6储层碎屑成分含量图Fig.3 Clastic rock compositions of the Chang 6 reservoir in the Jiyuan Oilfield

1.3 物性分布特征

根据国家石油天然气行业标准对鄂尔多斯盆地姬塬油田长6储层物性区间进行划分(SY/T6285—2011)[13]，其物性分析化验表明，长6储层整体物性分布较差，孔隙度的主要分布范围为8%～14%，平均值为11.2%，呈正态分布，孔隙度分布相对均匀；物性数据分析表明渗透率主要分布区间为0.2×10-3～0.8×10-3μm2，平均值为0.3×10-3μm2，超低渗占61.77%、特低渗占38.23%，表明姬塬油田长6储层属于低孔-特低孔、特低渗-超低渗透致密砂岩储层(图4)。

随着研究区储层物性的变差，孔隙度和渗透率的相关性呈现变好的趋势，表明渗透率的影响因素较多，对于该研究区低孔-特低孔、特低渗-超低渗透致密砂岩储层而言，储层的微观孔隙结构相对复杂，储层的物性不仅受岩石学特征、分选性系数以及磨圆度的影响，还受到储层后期的成岩作用影响[14-16]。

2 孔隙度演化定量研究

2.1 孔隙度演化模型的建立

本次研究采用作用模拟方法和效应模拟方法相结合，同时设定不同成岩作用之间的相对独立性，建立姬塬油田长6段储层的孔隙度演化模型。鄂尔多斯盆地姬塬油田长6储层的成岩演化依次经历前期的几何堆积阶段、重力压实阶段、早期胶结阶段、次生溶蚀阶段、中晚期胶结阶段以及交代作用阶段，其中早期与中晚期胶结阶段的划分依据以胶结物的类型和胶结的期次为主，同时以次生溶蚀孔隙大量产生为界限[17]。

由铸体薄片和扫描电镜的镜下观察分析得知，成岩作用早期对储层孔隙度和渗透率起主导作用的为压实作用，其使得原生孔隙遭到破坏；成岩作用中晚时期对储层物性起控制作用的主要为胶结作用和溶蚀作用。次生孔隙主要为长石溶孔和岩屑溶孔，包括极少数的碳酸盐岩溶蚀[18]。

图4 研究区样品储层物性分布直方图Fig.4 Histogram of physical distribution in the study area

各类参数计算公式分选系数F未固结砂岩孔隙度P1F=(D25/D75)/2P1=20.91+22.90/F孔隙度演化模拟压实作用为主胶结-交代作用为主次生孔隙发育为主压实后剩余孔隙度P2P2=Pa+(Pb+Pc)×Pd/Pe压实过程损失孔隙度Y1Y1=P1-P2压实过程孔隙度损失率Z1Z1=Y1×100%/P1压实-胶结-交代后剩余孔隙度P3P3=P2-Pa胶结-交代过程损失孔隙度Y2Y2=P2-P3胶结-交代过程孔隙度损失率Z2Z2=Y2×100%/P1溶蚀作用增加的孔隙度P4P4=Pf×Pd/Pe自生晶间孔增加的孔隙度P5P5=Pg×Pd/Pe微破裂作用产生的孔隙度P6P6=Ph×Pd/Pe成岩作用产生的孔隙度P7P7=P4+P5+P6次生孔隙度增加率Z3Z3=P7×100%/P1微孔率Z4Z4=(Pi-Pe)×100%/Pi计算现今孔隙度P8P8=P3+P7误差计算EE=|Pd-P8|×100%/Pd

注：P1—P8均为孔隙度，%；D25为颗粒含量累积曲线上25%处对应的颗粒直径，mm；D75为颗粒含量累积曲线上75%处对应的颗粒直径，mm；Pa为现今胶结物含量，%；Pb为粒间孔面孔率，%；Pc为杂基原生微孔面孔率，%；Pd为实测平均孔隙度，%；Pe为总孔隙面孔率，%；Pf为溶蚀孔面孔率，%；Pg为自生晶间孔面孔率，%；Ph为成岩缝面孔率，%；Pi为实测孔隙度，%。

不同成岩阶段砂岩孔隙度演化定量计算方法应用Beard等建立的未固结砂岩孔隙度模型公式：P1=20.91+22.90/F[19](未固结砂岩原始孔隙度经验值40%)，具体计算过程见表1[20-22]。其中特拉斯克分选系数(F)可通过粒度累计曲线获得。应用未固结砂岩孔隙度模型公式(表1)，结合微观孔隙结构实验中的物性、图像粒度和铸体分析数据进行计算。

2.2 计算结果分析

选取该研究区45块代表性岩心样品，通过开展物性、铸体薄片、扫描电镜、X衍射、图像粒度等储层微观特征实验，应用孔隙度演化模型研究岩心样品在不同成岩阶段的孔隙度变化特征(表1和表2)。应用表1中的未固结砂岩孔隙度模型公式，计算得出鄂尔多斯盆地姬塬油田长6储层样品分选系数主要分布在1.14～1.61之间，平均值为1.37，研究区的歪度系数偏细。通过孔隙度模拟演化方程计算表明研究区的初始孔隙度分布在36.35%～39.48%之间，平均值为37.33%，类似于正态分布(表2)。样品分选系数以及初始孔隙度变化较小，表明长6段储层在沉积时期沉积砂体厚度压实作用以及沉积水体深度对储层孔隙度的影响偏弱，同时储层在沉积时期的碎屑颗粒结构、分布及分选性程度也不是引起储层物性差异的主要因素。

表2 姬塬油田长6段储层不同成岩演化阶段孔隙度定量演化计算表

姬塬油田长6段储层在初期沉积压实固结成岩作用中，压实损失孔隙度分布在6.32%～30.19%之间，平均值为22.47%(表2)，研究表明早期压实作用对储层物性具有较大的破坏作用。成岩作用的早期和中晚期胶结导致孔隙度损失分别为3.69%、6.97%，中晚期胶结孔隙度损失值大于早期胶结，表明晚期胶结作用发育，早期胶结物含量较少。长6段储层产生次生溶蚀孔隙分布差异性较大，溶蚀作用增加孔隙度为0～11.32%，平均值为6.53%(表2)。

图5 长6段储层成岩演化过程中孔隙度的气测值与计算值之间相关关系Fig.5 Relationships between gas survey porosity and calculated porosity of diagenetic evolution of the Chang 6 reservoir in the Jiyuan Oilfield

姬塬油田长6段储层最终计算孔隙度的平均值为10.06%；计算孔隙度与气测孔隙度之间的相对误差为7.98%，从图5中可以看出，实际气测孔隙度与计算孔隙度拟合系数R2较高达到0.897 9，表明该研究区长6段储层符合实际储层评价误差标准。

2.3 地质响应孔隙度演化模型

储层孔隙演化主要受沉积微相、粒度特征、岩石类型、埋深、上覆地层压力、流体性质、地质年代、古地温、压实作用、胶结作用、溶蚀作用等因素影响[23]。本次研究分析了姬塬油田长6段储层H212井的埋藏深度、包裹体温度随地层年代变化的孔隙成岩演化史(图6)，主要包括早期机械压实作用减孔阶段、压实+早期胶结作用减孔阶段、主要溶蚀增孔窗口、油气充注-化学压实+中晚期胶结作用减孔阶段。

姬塬油田长6段储层在埋藏作用和热演化史的作用下，各成岩阶段演化特征如图6所示。依据成岩阶段划分标准(SY/T5477—2003)，中成岩阶段A期的中晚期古温度介于90～110 ℃之间，有机质进入成熟阶段开始热降解生成油气，同时生成大量有机酸，为次生溶蚀孔隙的发育提供条件；随后进入中成岩阶段B期的早期，随着温度的不断升高，有机质开始进一步裂解，生成的油气开始大量充注储层，有机酸浓度随之减小，次生溶蚀作用也受到抑制[24]。依据成岩序列分析次生溶蚀孔隙成因表明，研究区主要因溶蚀作用增加孔隙度阶段的温度区间为70～90 ℃，地质年代介于129～151.5 Ma之间(图6(c))。溶蚀作用的发育是形成长6段储层的优势高渗透率的基础。

长6段储层孔隙度演化模式中砂体展布特征、埋藏深度、上覆地层压力的大小、溶蚀作用等参数之间存在特定的函数关系[25-27]。通过分析姬塬油田长6段储层H212井的孔隙成岩演化史，定性-定量表征姬塬油田长6段储层物性致密成因特征，地质响应孔隙度演化模型如图6所示。

(1)在早期机械压实作用阶段，沉积物沉降开始至今205.19 Ma，长6段储层埋藏深度达到862 m左右，由于上覆地层压力作用使得孔隙度减小，由初始孔隙度38.14%减小至约29.03%，压实作用损失的孔隙度为9.11%(图6(a)—(c))。距今205.19～201.5 Ma地层出现一次短暂的小幅度抬升剥蚀，由于保持上覆地层压力，孔隙度将发生微小的变化(图6(a)—(c))。距今201.5～180 Ma，随着地层埋深的继续增加，强压实作用使得原生孔隙继续减小，早成岩期间胶结物开始充填孔隙(图6(b)、(d))，压实-胶结作用使得总孔隙减小至25.34%，胶结作用损失的孔隙度为3.69%。距今180～175 Ma，地层再次出现小幅度的抬升剥蚀，孔隙度发生微小变化。

(2)在压实+早期胶结作用阶段，距今175～150 Ma，地层沉降速度变小，上覆地层压力继续增加，古地温主要介于60～80 ℃之间，属于早成岩作用B期，成岩作用主要表现为较强压实作用、薄膜绿泥石包裹颗粒、硅质次生加大等，压实、胶结、早期溶蚀作用共同叠合使得总孔隙度减少至18.33%，孔隙度损失了7.01%(图6)。

(3)主要溶蚀增加孔隙窗口阶段，距今150～143.2 Ma，地层出现短暂且小幅度的抬升，总体上孔隙度相对增加，但增加的幅度较小。距今143.2～135 Ma，上覆地层压力继续增加，古地温主要介于75～85 ℃之间，这个期间压实作用和胶结作用减弱，溶蚀作用增加孔隙度，稳定压实、胶结和较强溶蚀共同作用使得孔隙度增加至22.7%，增加的孔隙度为4.37%(图6)。

(4)油气充注-化学压实+中晚期胶结作用阶段，距今135～90 Ma，地层埋深再次增加，古地温为85～130 ℃，此时干酪根热解率降低，溶蚀作用减弱或者停止，油气大量充注使得孔隙内的流体压力增大，抑制了胶结和溶蚀作用的进行。随着古地温的不断升高，孔隙流体逐渐转变为碱性，同时产生自生矿物，并充填孔隙，使得孔隙度降低至11.72%，损失的孔隙度为10.98%左右。距今90 Ma～现今，上覆地层压力和胶结作用造成原生孔隙进一步致密，压实、胶结作用使得孔隙度减小了1.22%，在综合演化过程中，总孔隙度减小至现今的10.5%。

3 孔隙度演化特征

结合常规物性、图像粒度、铸体薄片、X衍射以及扫描电镜等储层微观特征研究，认为姬塬油田长6储层成岩现象多样，主要包括机械压实和压溶作用、黏土矿物胶结作用以及碳酸盐胶结等。

为进一步明确研究区长6段储层在成岩作用演化过程中的关键点对储层孔隙度的影响，本次研究主要针对最大压实率岩心样品(G46井，2 459.8 m)、最大胶结率岩心样品(H222井，2 450.66 m)、最大溶蚀率岩心样品(H210井，2 362.2 m)以及粒间孔发育最好的岩心样品(G80井，2 570.47 m)等4类样品的关键点，对姬塬油田长6段储层开展孔隙度演化路径的综合对比分析(表3)。

3.1 最大压实率样品

G46井在2 459.8m深度对应的压实率在总样品中最大，其孔隙度损失对比图上对应A点。早期机械压实作用损失孔隙度为31.79%，岩石流体储存空间损失严重，粒间孔基本不发育；颗粒以线-凹凸式接触为主，云母等塑性颗粒强烈变形(图7(a)，图8)；早期和中晚期胶结-交代作用损失的孔隙度为6.19%，早期胶结孔隙度损失1.97%，中晚期胶结孔隙度损失4.22%，胶结作用整体影响较小；产生次生孔隙度也较低，为2.64%(表3)，最终孔隙度在实验样品中最低为2.31%，表明压实作用对研究区长6段储层的孔隙度破坏起主要作用。

表3 姬塬油田长6段储层成岩作用关键点孔隙度演化特征

图7 姬塬油田长6段储层孔隙度演化典型样品镜下特征Fig.7 Microphotographs of the typical porosity evolution features of the Chang 6 reservoir in the Jiyuan Oilfield(a)强机械压实，压溶及硅质加大边，颗粒线接触，G46井，2 459.8 m；(b)强胶结发育，硅质加大，铁方解石充填孔隙，H222井，2 450.66 m；(c)强溶蚀，长石溶孔发育，高岭石充填孔隙，H48井，2 437.18 m；(d)粒间孔发育，绿泥石薄膜发育，发育粒缘及粒内长石溶蚀，H222井，2 450.66 m；(e)致密结构，硅质及长石质加大，残余粒间孔、颗粒溶孔发育，H210井，2 362.2 m；(f)叶片状绿泥石膜，粒表绿泥石黏土膜及粒间残余孔隙发育，H129井，2 361.42 m；(g)粒间溶蚀孔，伊利石搭桥式生长，自生石英充填残余孔，G80井，2 570.47 m；(h)粒间残余孔，石英、长石加大，画卷状伊利石充填残余孔喉，G65井，2 087.74 m

3.2 最大胶结率样品

H222井在2 450.66 m深度对应的胶结率在总样品中最大，孔隙度损失对应图中的B点(图7(b)、(d)、(f)，图8)。地层快速沉降导致压实作用较弱，机械压实损失孔隙度为8.37%，减孔作用较弱；碎屑颗粒以点、点-线接触为主；早期胶结-交代作用损失孔隙度为3.37%，但受胶结物含量低影响，早期胶结作用影响较弱；中晚期胶结-交代作用减孔作用显著，其含量为27.88%；溶蚀作用对孔隙度控制相对较弱，增加孔隙度为4.83%(表3)。该类样品的最终孔隙度偏低为7.32%，表明胶结作用对研究区长6储层的孔隙度影响较大。

3.3 最大溶蚀率样品

H210井在2 362.2 m深度对应的溶蚀率在总样品中最大，孔隙度损失对应图中的C点(图7(c)、(e)，图8)。该样品点机械压实强度仅次于G46井，扫描电镜和铸体薄片镜下观察表明粒间孔破坏严重，颗粒以线-凹凸式接触为主；铁方解石等碳酸盐矿物以及硅质充填孔隙，压实损失孔隙度为29.13%；早期胶结损失孔隙度为3.58%，中晚期胶结-交代损失孔隙度为7.33%，产生次生孔隙度为11.26%，主要表现为长石溶孔(表3)。该类样品最终孔隙度为11.35%，溶蚀作用的发育使得研究区长6段储层形成优势高渗带。

图8 长6段储层孔隙度损失对比图Fig.8 Comparison of porosity loss of the Chang 6 reservoir

3.4 粒间孔发育样品

G80井在2 570.47 m深度对应的粒间孔在总样品中最为发育，孔隙度损失对应图中的D点(图7(f)、(g)、(h)，图8)。该样品早期绿泥石薄膜式胶结发育，使得机械压实强度较弱，有效保护原生粒间孔，颗粒以点-线接触为主；同时发育粒缘及粒内长石溶蚀孔；少量的铁方解石充填粒间孔隙损失部分孔隙度；压实损失孔隙度、早期和中晚期胶结损失的孔隙度分别为21.55%、5.46%、4.28%，产生次生孔隙度为2.74%(表3和图8)。该样品的最终孔隙度11.77%为所有实验样品中最高。

通过表1误差计算公式，最大压实率样品(G46井，2 459.8 m)计算孔隙度为2.31%，相对误差为9.06%；最大胶结率样品(H222井，2 450.66 m)计算孔隙度为7.32%，相对误差为11.59%；最大溶蚀率样品(H210井，2 362.2 m)计算孔隙度为11.35%，相对误差为1.07%；粒间孔最发育样品(G80井，2 570.47 m)计算孔隙度为11.77%，相对误差为0.43%(表3)。研究表明，该研究区样品主要受压实型成岩作用改造，压实损失孔隙度平均为22.71%，受胶结物含量和流体性质影响，中晚期胶结-交代作用损失孔隙度为10.9%，产生次生孔隙度为5.37%。长6储层压实作用强于胶结作用，仅部分样品落在强胶结作用区域(图8)，不同胶结物含量是孔隙度演化的主要参数，其中成岩矿物成分以及流体性质改变着岩石抗压实能力和微观孔隙特征。

4 结 论

(1)姬塬油田长6段储层成岩演化依次经历前期的几何堆积阶段、重力压实阶段、早期胶结阶段、次生溶蚀阶段和中晚期胶结以及交代作用，其中早期胶结阶段与中晚期胶结阶段的划分主要依据胶结物的类型和胶结的期次，同时以次生溶蚀孔隙大量产生为界限。研究区成岩演化过程中的差异性是导致储层物性差异和微观孔隙结构差异的根本原因。

(2)孔隙度演化计算结果表明姬塬油田长6段致密砂岩储层初期几何堆积阶段孔隙度为37.33%，压实损失的孔隙度和早期胶结-交代过程损失的孔隙度平均值分别为22.47%、3.69%，产生的次生孔隙度平均值为6.53%，中晚期胶结-交代过程孔隙度损失平均值为6.97%，最终计算孔隙度平均值为10.06%。

(3)沉积与成岩作用是影响致密砂岩油藏储层品质优劣的主导因素，长6储层压实作用强于胶结作用，研究区主要受压实型成岩作用改造，不同胶结物含量是孔隙度演化的主要参数，其中成岩矿物成分以及流体性质改变着岩石抗压实能力和微观孔隙特征。

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