定边油田长2特低渗砂岩储层成岩作用及物性影响因素

林红先，屈展

1.西北工业大学航空学院 （陕西 西安 710072）

2.西安石油大学石油工程学院 （陕西 西安 710065）

0 引言

定边油田位于鄂尔多斯盆地陕北斜坡中西部区域，油层主要为中生界三叠系延长组和侏罗系延安组，具有多层系含油的特征，其中延长组长2油层组为其主力产层之一。目前，前人已对该区长2油层组沉积和储层特征做了一定的研究[1-4]，并有效指导了长2油藏的勘探与开发。但随着勘探程度的提高和进一步深化，认为影响其物性差异的关键因素是成岩作用。然而，对长2储层成岩作用类型及特征、成岩阶段划分及孔隙演化、成岩作用与储层物性间的关系等方面的研究比较薄弱，影响了长2油藏的勘探开发水平。鉴于此，基于前人研究的基础，对10余口探井岩心的系统观察与精细描述，系统采集了105块长2油层组岩样，采用一系列的常规分析手段，如铸体薄片分析、扫描电镜分析、阴极发光分析、黏土矿物X衍射等分析测试项目，旨在通过对储层基本特征的研究，重点分析长2储层成岩作用、孔隙演化及其物性影响因素。

研究区长2油层组沉积期属于三角洲平原亚相沉积[5]，岩性主要为浅灰色、灰白色中-细砂岩、细砂岩。根据标志层及沉积旋回，长2油层组自上而下细分为长21、长22和长23等3个油层亚组，其中长21和长22为主力产层。长2中部埋藏深度为1 760～2 140 m，平均为1 890 m，其顶面构造特征总体呈西倾的单斜形态，倾角不足1°，在此背景上发育3～5排轴向近东西向的鼻状构造，最大构造幅度可达30 m。研究表明这些鼻状构造对长2油藏的分布具有重要的控制作用[6]，与岩性特征一起成为长2储层原油聚集的重要条件[7]。

1 储层基本特征

1.1 岩石学特征

通过对研究区10余口取心井的岩心和37块岩石薄片详细地观察和描述，认为长2段砂岩是以中-细长石砂岩为主，其次为岩屑长石砂岩（图1），少量的粉砂岩和粗砂岩。薄片鉴定结果统计表明：碎屑颗粒主要是以石英为主，平均43.88%；其次为长石，平均30.75%；岩屑主要为变质岩屑和沉积岩屑，平均8.5%，且以塑性岩屑为主。填隙物中的黏土矿物是以高岭石为主，次为绿泥石，伊利石和伊/蒙间层最少；胶结物主要为高岭石，其次为硅质，还含有少量的长石质和铁白云石等；杂基成分主要包括绿泥石。

图1 定边油田长2砂岩三角分类

1.2 孔隙类型及物性特征

根据156块岩心铸体薄片及其物性分析等资料的观察和统计（图2），研究区长2储层的储集空间主要为粒间孔和溶蚀孔。面孔率平均为13.63%，其中粒间孔（47.68%）和长石溶孔（48.70%）最为发育，另有少量晶间孔（3.68%）未见裂缝分布。表明研究区成岩作用是控制次生孔隙发育的主要原因之一。长2砂岩实测的孔隙度13.00%～24.30%，平均16.04%，中值为15.76%；渗透率（0.5～145.158）×10-3μm2，平均8.946×10-3μm2，中值为5.13×10-3μm2。根据储层分类评价标准[8]，长2砂岩储层属于中孔-特低渗储层。

图2 定边油田长2砂岩储层孔隙类型

2 成岩作用类型及特征

2.1 压实作用

铸体薄片观察发现，局部显示有云母类等塑性颗粒的压实变形，碎屑颗粒间紧密接触（图3（b）、图3（f）、图3（h））；由线状接触过渡为凹凸接触或点接触（图3（a）、图3（b）），扫描电镜下有明显的刚性颗粒转动或位移，如图3（i）所示。表明长2砂岩储层经历了较为普遍的压实作用，但压实作用相对较弱。因此使得原生粒间孔进一步减小，喉道变细、迂曲度大，最大程度地降低了储层的渗流能力[9]，进而在经历了压实作用后，仍使得长2储层部分原生孔隙得以保存。

2.2 胶结及交代作用

胶结及交代作用是使得砂岩孔隙度减小、渗透率降低的主要原因[10-11]。其表现是以黏土矿物中的高岭石（图3（e））、绿泥石黏土薄膜（图3（d））和偶见铁白云石和方解石（图3（f）、图3（g）、图3（l））胶结。胶结方式有孔隙充填式、再生式等类型。另外，石英次生加大的硅质胶结（图3（j）、图3（k））同样不可忽视，其含量较低（平均为1.5%），但分布范围广。

2.3 溶蚀作用

镜下观察显示溶蚀作用主要表现为碎屑颗粒（长石、岩屑）的溶蚀（图3（a）、图3（i）、图3（o））。由于溶蚀强烈，使得部分岩心层段的长石形成铸模孔（图3（j）），偶见长石、岩屑溶蚀形成粒内溶孔。其溶孔直径大小不一，溶蚀孔的形成促使部分孔隙、喉道及其之间的连通性得到明显改善。研究认为次生孔隙的形成主要是由于生烃作用释放的有机酸使地层水呈酸性，加速了长石等易溶矿物的溶解而形成[12]。

3 成岩阶段与成岩演化

3.1 成岩阶段

通过对成岩作用类型、自生矿物和胶结物类型及赋存状态的研究，依据铸体薄片、扫描电镜以及黏土矿物X衍射等化验分析资料，确定了长2砂岩储层的成岩作用阶段，判断依据主要有：①机械压实作用和压溶作用，颗粒间点-线接触关系，石英、长石的次生加大普遍达到Ⅱ级以上；②自生矿物的析出和随后发生的长石、岩屑和方解石等矿物的溶蚀；③根据黏土矿物X衍射分析资料定量统计数据，延长组长2砂岩黏土矿物以高岭石和绿泥石为主，高岭石含量52.5%，绿泥石含量35%（表1），少量的伊/蒙间层和伊利石；碎屑颗粒间点-线接触为主，次生孔隙比较发育。综合以上分析，参照碎屑岩储层成岩阶段划分标准[13]，认为长2储层已普遍达到中成岩阶段A期。

图3 定边油田长2砂岩铸体薄片与扫描电镜特征

3.2 成岩序列与成岩演化

依据成岩作用的类型、特征及其镜下观察到的成岩现象，综合确定成岩演化序列[14-15]，长2砂岩显微镜常见到如下的成岩现象：①呈薄膜形式的绿泥石黏土矿物包围了碎屑颗粒全部，绿泥石膜包围的石英颗粒很少产生次生加大，表明绿泥石膜要早于石英加大而形成，视为成岩作用早期的产物；②碳酸盐岩胶结物充填在长石溶蚀孔隙内，且碎屑颗粒呈孤立状分布，说明方解石的沉淀要晚于长石颗粒的溶蚀；③在以连晶或孔隙式胶结方式分布的方解石胶结物中,可见铁白云石交代方解石，铁白云石的形成晚于方解石。综上分析，长2储层的成岩序列为：早期机械压实→绿泥石膜形成→石英质加大→长石颗粒溶蚀→烃类充注→晚期方解石胶结→铁白云石交代（图4）。

表1 定边油田长2砂岩黏土矿物含量统计 /%

图4 定边油田长2砂岩成岩阶段与孔隙演化模式

4 成岩作用对储层物性的影响

4.1 破坏性成岩作用对储层物性的影响

埋藏深度控制着压实作用，进而对储层物性产生影响。长2储层平均埋深达到1 800 m以上，压实作用较为强烈。以长2砂岩大量的铸体薄片鉴定、孔隙类型、面孔率统计为基础，定量计算了不同成岩作用对孔隙变化的贡献。选取研究区长2储层5口井13块典型样品进行孔隙演化的定量反演，参照相关的计算公式[16]，平均原始孔隙度为40.40%。根据压实损失孔隙度计算公式[17]，计算仅压实作用使得原始孔隙度损失高达22.18%，压实作用后剩余18.22%。因此，压实作用是造成研究区长2砂岩储层物性变差的主要因素之一。

碳酸盐岩胶结对储层具有明显的破坏性。由图5可知，当碳酸盐岩胶结物含量小于4%，孔隙度和渗透率分别是在12%～22%和（5～20）×10-3μm2之间，碳酸盐岩含量对储层没有明显的控制作用；当碳酸盐岩含量大于4%，随着碳酸盐岩的增加，储层物性有着变差的趋势，孔隙度均小于8%，渗透率均小于5×10-3μm2。研究表明，碳酸盐岩胶结物主要是在油气充注后或与其同时发生，将部分粒间孔和溶蚀孔充填。碳酸盐岩胶结的破坏性成岩作用使得原始孔隙度损失了5.26%，剩余12.96%，此时长2储层已经演化为特低渗储层。

图5 定边油田长2储层碳酸盐岩含量与物性关系

4.2 建设性成岩作用对储层物性影响

建设性成岩作用形成的粒内溶孔、粒间溶孔及铸模孔是长2储集性能优良的有力保证，将长石颗粒溶蚀后可增加孔隙度3.18%。计算孔隙度为16.14%，实测孔隙度为16.04%，通过误差分析与理论计算，进一步证明研究成果具有一定的可靠性。

5 结论

1）定边油田长2特低渗砂岩储层经历了机械压实、碳酸盐岩胶结和溶蚀作用，导致研究区储层物性致密的主要原因之一是机械压实作用，高岭石和碳酸盐岩的胶结进一步对储层物性进行破坏，绿泥石膜有效保存了原生孔隙，溶蚀作用是改善储层物性的重要途径。

2）长2储层主要处于中成岩阶段A期，其成岩序列为：早期机械压实→绿泥石膜形成→石英质加大→长石颗粒溶蚀→烃类充注→晚期方解石胶结→铁白云石交代。

3）长2储层孔隙演化定量研究结果表明，计算原始孔隙度为40.40%，机械压实后剩余孔隙度18.22%，胶结作用后剩余孔隙度12.96%，溶蚀作用后孔隙度增至16.14%。