深水致密砂岩储层特征及成岩相分析——以鄂尔多斯盆地西峰地区长7油层组为例

曹江骏,王 茜,范 琳,袁晓琪,魏 凡

(1.西北大学 地质学系/大陆动力学国家重点实验室,陕西 西安 710069;2.中国石油天然气股份有限公司长庆油田分公司 第十二采油厂,甘肃 合水 745400；3.中国石油天然气股份有限公司长庆油田分公司 第十一采油厂,甘肃 庆阳 745000;4.中国石油天然气股份有限公司长庆油田分公司 第八采油厂, 陕西 西安 710021；5.中国石油天然气股份有限公司长庆油田分公司 第二采油厂,甘肃 庆阳 745100)

近年来,随着非常规理论的提出,致密砂岩储层的研究已逐渐成为新的热点问题。由于受强烈成岩作用的影响,致密砂岩储层微观非均质性强、物性较低、油气分布不规律,“甜点区”难以预测。因此,致密砂岩储层成岩作用研究已成为国内外众多学者研究的热点。成岩相作为某一岩层段所经历的成岩环境之总和,可以很好地反应出不同储层成岩作用的差异,对成岩相的研究，以及储层评价、有利储层发育预测十分重要。目前,成岩相的研究已有较多成果：结合Q型聚类分析方法对储层各成岩指数进行变量因子的归类,从而对成岩相进行定量划分[1];依据成岩、物性和孔喉特征参数建立成岩相定量划分标准,从而确定优质成岩相带,寻找有利储层[2-3];将成岩相与动态产能相结合,研究不同成岩相对生产开发的影响,从而为油田的滚动开发提供依据[4-5];结合测井资料,对不同成岩相类型进行测井识别,归纳不同成岩相的测井响应特征,由此建立各成岩相的测井识别标准,实现单井纵向上成岩相的识别与划分,探讨单井纵向上成岩相的分布规律[6-8];通过将成岩相与沉积相相结合,探讨不同沉积相带对成岩相的控制,并寻找出有利的成岩相类型[9];以层序地层学为指导,通过研究不同层序格架下成岩相类型的差异来判断有利成岩相类型,并评价储层[10-11]。

受早期“深水区难以发育大规模良好储层”这一认识的限制,以往成岩相的研究大多基于浅水环境下的三角洲砂体进行,而深水环境下的重力流砂体则少有涉及。随着深水油气理论的突破,传统浊积岩沉积理论被重新认识,“深水沉积环境仅发育生油岩而不能发育大规模储集岩”这一认识被推翻,以砂质碎屑流为代表的优质储层在深水沉积中得到证实。西峰地区长7油层组作为典型的深水重力流沉积,发育大规模厚层“源内”致密砂岩储集体,但在以往的勘探中,研究人员更注重对长7烃源岩的研究[12-13]。研究区长7深水重力流沉积，成岩环境复杂多变,目前成岩作用及成岩相对储层孔隙演化影响的研究较为薄弱,严重制约了长7油层组的储层评价及有利储层预测的进程。因此,本文在储层特征研究的基础上,总结了长7油层组的成岩相类型,分析了成岩相对储层孔隙演化的影响,最终探讨了有利成岩相的类型及分布规律,为鄂尔多斯盆地西峰地区深水储集体的研究提供借鉴与思路。

1 区域地质概况

鄂尔多斯盆地作为中国陆上最重要的含油气盆地之一,总面积约37万km2,盆地构造简单,划分明显,由伊蒙隆起、西缘逆冲带、天环拗陷、伊陕斜坡、晋西挠褶带、渭北隆起6大构造单元组成[14]。盆地石油勘查历史悠久,主要的产油层系上三叠统延长组长7油层组为湖相沉积。作为湖盆发育最为鼎盛的时期,长7油层组发育厚层泥岩、碳质泥岩,为盆内主要的烃源岩之一。同时,长7油层组发育的深水重力流砂体,也是近年来重点的勘探对象。西峰地区作为长庆油田重要的产油基地之一,位于鄂尔多斯盆地伊陕斜坡西南缘,北靠城壕,南抵宁县,东邻固城,西至庆阳(见图1),为长7最大湖泛期的沉降中心,深水致密砂岩储集体发育规模最大。

2 储层特征分析

2.1 岩石学特征

以区内197口井的804块长7砂岩铸体薄片鉴定资料为基础，对长7砂岩岩性进行研究。长7油层组以岩屑长石砂岩与长石岩屑砂岩为主,其次为长石砂岩及岩屑砂岩,偶见长石石英砂岩与岩屑石英砂岩(见图2)。砂岩中石英质量分数为4.30%～69.00%,平均39.40%;长石质量分数0～50.00%,平均21.69%;岩屑质量分数0～48.80%,平均19.35%。岩屑以沉积岩岩屑含量最高,质量分数平均为10.13%,包括粉砂岩(0.62%)、泥岩(1.26%)、灰岩(1.07%)、白云岩(4.02%)、云母(3.16%);其次为变质岩岩屑,质量分数平均为5.98%,包括石英岩(1.33%)、片岩(0.96%)、千枚岩(1.64%)、变质砂岩(1.0%)、板岩(1.05%);火成岩岩屑含量最少,质量分数平均为3.24%,包括花岗岩(0.01%)、火山喷发岩(2.15%)、隐晶岩(1.08%)。砂岩粒径主要为细粒—中细粒(占总样品数量的70.50%),颗粒分选性以中等与差(占总样品数量的50.34%与20.58%)为主,磨圆度以次棱角状为主(占总样品数量的85.56%),结构成熟度较低。其成分成熟度可由(石英+燧石)/(长石+岩屑)的值作为衡量标准,经计算,研究区砂参的平均值为0.92,成分成熟度较低。因此，研究区长7砂岩整体上表现为低成熟度特点。

Ⅰ 石英砂岩;Ⅱ 长石石英砂岩;Ⅲ 岩屑石英砂岩;Ⅳ 长石岩屑质石英砂岩;Ⅴ 长石砂岩;Ⅵ 岩屑长石砂岩;Ⅶ 长石岩屑砂岩;Ⅷ 岩屑砂岩

2.2 沉积特征

当沉积物沿河道向湖盆中心沉积时,在牵引流作用下,沉积物往往具有较强的水动力条件,而沉积物入湖后,水动力条件骤减,在重力作用下沉积于湖盆底部,形成重力流沉积[15-16]。本研究基于前人的成果,通过岩心相、测井相,结合重力流的沉积特征,研究了长7储层的沉积相类型。结果表明,长7油层组发育湖底扇沉积相,包括内扇、中扇及外扇亚相[17]。其中,内扇重力流沉积类型主要为砂质碎屑流，中扇重力流沉积类型主要为砂质碎屑流、浊流及泥质碎屑流，外扇重力流沉积类型主要为浊流、泥质碎屑流及滑塌体[18]。砂体类型主要为浊流及砂质碎屑流砂体,滑塌体较少。

砂质碎屑流为典型的宾汉流体,即高密度颗粒流在流体牵引下高速流动,在此过程中不断有泥质、粉砂质沉积物掺杂其中,降低了颗粒的浓度,但增强了流体的分散压力、浮力及基质强度,减小了颗粒间碰撞产生的应力,形成了由基质强度、浮力及分散压力共同支撑的富有砂质及塑性的流变流体[18]。其岩性为灰—深灰色、灰褐色，粒度均一的厚层块状细砂岩,无韵律性(见图3A)。同时,砂岩表面发育泥砾(见图3B)、泥岩撕裂屑(见图3C)、同沉积构造、液化脉等沉积特征。该类砂体SP曲线为中—高幅度箱型—钟型(见图4)。

浊流为不具有任何屈服强度的牛顿流体,在外力触发时会以紊流的方式发生流动,流体内大量颗粒以水流扰动支撑的形式在悬浮状态下进行搬运,当外力消失时,流体内的颗粒由于重力作用,由粗到细沉积下来[19]。因此，浊积岩内多见具有正粒序的鲍马序列(见图3D),其表面还发育由泄水构造引起的包卷层理(见图3E)，内部发育沟模(见图3F)、槽模(见图3G),底部通常可见火焰状构造(见图3H)。研究区长7浊流发育广泛,从下到上为灰黑色—灰褐色细砂岩、灰黑色粉砂岩及深黑色泥岩的沉积组合。该类砂体的SP曲线为中—低幅度钟型(见图4)。

A Y48井,长72,2 083.0 m,块状砂质屑流砂体,无韵律性;B X177井,长72,1 869.8 m,砂质屑流砂体发育泥砾;C N43井,长72,1 636 m,砂质屑流砂体发育泥岩撕裂屑;D Z80井,长72,1 985.7 m,浊流砂体发育多层鲍马序列;E Z237井,长72,11 835.6 m,浊流砂体发育包卷层理;F N213井,长72,1 682.6 m,浊流砂体发育沟模;G N43井,长72,1 625.3 m,浊流砂体发育槽模;H N117井,长73,1 593.77 m,浊流砂体发育火焰状构造;I Y48井,长72,2 049.8 m,滑塌面

滑塌体为沉积物在外力触发下，由于自身重力沿着坡折带发生滑动的过程中发生变形而落入湖盆中正在沉积的沉积物中而形成的重力流砂体,本质为流体向上运动产生过剩压力所支撑的液化沉积物流[20]。其主要岩性为灰色细砂岩、灰黑色粉砂岩。长7滑塌体主要发育具有小型褶皱的变形构造,底部可见滑塌面(见图3I)。该类砂体的SP曲线为低幅度指状(见图4)。

图4 西峰地区L20井长7油层组综合柱状图

2.3 微观孔喉及物性特征

通过对上述1 904个铸体薄片、55口井120个扫描电镜、40口井135个黏土矿物X衍射资料分析表明,长7储层的孔隙平均面孔率为1.51%,平均孔隙直径为98 μm,以溶蚀孔为主(1.03%),包括长石溶孔(0.67%)、岩屑溶孔(0.19%)、粒间溶孔(0.16%)、碳酸盐溶孔(0.01%)。孔隙中还发育部分剩余粒间孔(0.36%)、少量晶间孔(0.04%)、微裂隙(0.05%)及其他微小孔隙(0.03%)。虽然长7储层的孔隙类型丰富多样,但填隙物含量较高(18.05%),致密化严重。填隙物以胶结物(12.53%)为主,杂基(5.52%)次之。

53口井的236个长7储层的高压压汞、物性资料显示,长7储层的孔喉排驱压力为0.05～43.20 MPa,平均3.10 MPa;中值压力为0～113.40 MPa,平均12.20 MPa;最大进汞饱和度为0～99.90%,平均81.00%;退汞效率为0～69.80%,平均28.30%;变异系数为0～25.40,平均3.50;分选系数为0.03～7.61,平均1.50;孔隙度为2.15%～16.10%,平均8.48%;渗透率为(0.01～1.21)×10-3μm2,平均0.22×10-3μm2。整体上讲，样品进汞门槛压力较高，中间平台以“高陡窄小”型为主，退汞效率较低,孔喉结构较差(见图5)。

1 N142井,1 694.51 m,长71;2 N108井,1 277.91 m,长72;3 N14井,1 763.5 m,长72;4 Z80井,2 016.73 m, 长71;5 N182井,1 545.07 m,长71;6 B13井,1 794.87 m,长72;7 Z240井,1 794.68 m,长71;8 X204井,1 903.02 m,长71;9 N23井,1 619.45 m,长71;10 N71井,1 429.37 m,长72;11 X68井,1 686.41 m,长72;12 Z63井,1 602.37 m,长71;13 Z214井,1 782.85 m,长72;14 X67井,1 765.88 m,长72

综上所述,长7储层的填隙物含量高、孔径小、面孔率低、孔喉结构较为复杂、孔喉连通性差,导致该储层较为致密,物性较低。

3 储层成岩作用

研究区长7深水储集体的成岩类型复杂多样,主要包括压实作用、胶结作用、溶蚀作用、交代作用。本研究通过上述铸体薄片、扫描电镜、阴极发光、黏土矿物X衍射等资料,对研究区长7储层的成岩作用特征进行分析。

3.1 压实作用

铸体薄片观察表明,长7储层的压实作用在镜下主要表现为塑性颗粒(岩屑、云母等)发生挤压，以假杂基形式充填于孔隙中(见图6A),刚性颗粒(石英、长石等)发生挤压破裂形成微裂缝等(见图6B)。当埋藏加深,压力增大,压实作用使颗粒接触关系从点接触到缝合线接触[21]。根据薄片统计,长7储层颗粒间的接触方式以线接触(占总样品数的51.52%)为主，点—线接触次之(占总样品数的37.57%),凹凸接触(占总样品数的7.65%)和缝合线接触(占总样品数的3.26%)基本不发育。

3.2 胶结作用

铸体薄片及黏土矿物XRD衍射资料统计表明,长7储层的胶结物平均质量分数为12.53%,以自生黏土矿物(8.23%)为主,碳酸盐次之(2.76%),硅质含量最少(1.54%)。

自生黏土矿物主要为伊利石(平均质量分数为5.72%),以卷发状、搭桥状(见图6C～D)胶结孔隙。伊利石胶结时,分割了孔喉空间，降低了孔喉体积,对储层起到破坏作用[22]；其次为绿泥石(平均质量分数为1.68%),早期以针叶状附着于孔喉表面(见图6E),抵抗了部分上覆岩层压力,降低了压实强度[23],保护了储层的储集空间，后期呈玫瑰花状充填于孔隙(见图6F),减少孔隙体积空间[24]。其高岭石含量仅次于绿泥石(质量分数平均为0.69%),以蠕虫状、六方板状胶结孔隙(见图6G),堵塞了孔隙喉道,造成孔隙体积缩小。伊/蒙混层含量最少(质量分数平均为0.14%),主要为早期蒙脱石向伊利石过渡的产物[25],以蜂窝状充填并分割孔喉空间(见图6H)。

硅质胶结物含量较少(质量分数为1.54%),镜下主要以二期自生加大及石英单晶充填孔隙(见图6I～J),堵塞孔喉空间,降低了储层物性,对储层起到了破坏作用。

碳酸盐在镜下多以微晶、连晶状充填于孔隙中[26]。在早成岩阶段以方解石(质量分数0.38%)、白云石(质量分数0.17%)充填为主。在中成岩及晚成岩阶段主要以铁方解石(质量分数1.13%)与铁白云石(质量分数1.08%)充填孔隙为主(见图6K～L),降低了储层物性,对储层起到破坏作用。

3.3 溶蚀作用

西峰地区长7烃源岩大量发育,在其生排烃阶段会形成大量的酸性介质,砂岩中的长石、岩屑等易溶组分在这些酸性流体的充注下大量被溶解,形成次生孔隙[27],以长石溶孔为主(见图6M～N),其次为岩屑溶孔(见图6O)。溶蚀作用所产生的次生孔隙,使储层孔隙含量得到一定恢复,物性得到增强,对储层起到建设作用。

3.4 交代作用

交代作用也是长7储层中常见的一种成岩现象,镜下主要表现形式为碳酸盐矿物对碎屑颗粒长石、石英、胶结物的交代以及黏土矿物对碎屑长石颗粒的交代等(见图6P)。而交代作用的发生,通常改变了岩石成分、结构的类型，从而使岩石内部的孔隙也发生相应的改变,形成少量次生孔隙。但是，由于交代作用的规模较小,产生的次生孔隙大多数被胶结物所胶结而丧失殆尽,因此交代作用在本区对储层的孔隙结构影响不大。

A N175井，长72，1 757 m，云母被压实变形呈假杂基化充填孔隙，扫描电镜；B B29，长71，1 549.5 m，石英颗粒被挤压破碎形成微裂隙，单偏光；C X295，长71，2 029.9 m，丝发状伊利石胶结孔隙，扫描电镜；D B44井，长71，1 790.6 m，伊利石搭桥状胶结孔隙，扫描电镜；E N117井，长72，1 554.6m，针叶状绿泥石膜胶结孔隙，扫描电镜；F X77井，长72，1 904.2 m，粒间孔喉充填玫瑰花状绿泥石，扫描电镜；G 里49井，长71，2 068.8 m，高岭石以六方板状充填孔隙，扫描电镜；H B33，长72，1 903.3 m，蜂窝状伊/蒙混层胶结孔隙，扫描电镜；I B33，长71，1 857.7 m，二级石英加大胶结孔隙，扫描电镜；J B33，长71，1 857.7 m，石英单晶充填孔隙，扫描电镜；K B29，长71，1 549.5 m，铁方解石充填，扫描电镜；L B33，长72，1 903.3 m，铁白云石充填，扫描电镜；M Z225井，长71，1 779 m，长石定向溶蚀，扫描电镜；N N175，长72，1 757.2 m，长石溶孔发育，单偏光；O B33，长71，1 870.2 m，岩屑溶孔发育，单偏光；P C78，长71，1 711.4 m，长石被方解石交代，交代碎屑中留有长石残晶，阴极发光

4 成岩相及孔隙演化分析

目前，成岩相划分暂无统一标准,本研究基于前人研究成果[28-30],结合成岩作用、孔隙类型、物性等因素,通过分析目的层的岩心相、测井相、铸体薄片、物性及试油结论等资料,对本区长7储层的成岩相类型进行划分。在此基础上,研究了深水重力流砂体不同沉积微相所发育的成岩相类型,分析了不同成岩相带的储层孔隙演化规律,最终确定出优质成岩相类型,并进行平面上的预测。

4.1 成岩相划分结果

当自生黏土矿物为储层中的主要胶结物类型时(占总胶结物质量分数的80%以上),根据自生黏土矿物的含量,可划分出黏土矿物弱胶结相、黏土矿物胶结溶蚀相、黏土矿物强胶结相;当碳酸盐胶结物为储层中的主要胶结物类型时(占总胶结物质量分数的80%以上),发育碳酸盐强胶结相;当储层内填隙物类型以泥质杂基为主时(占总填隙物质量分数的60%以上),压实作用则成为主要损害储层的成岩作用类型,此时储层发育泥质压实充填相(见表1)。

表1 西峰地区长7油层组成岩相划分部分结果

4.1.1 黏土矿物弱胶结相 黏土矿物弱胶结相发育的储层中,胶结与溶蚀作用较弱,以伊利石为主的黏土矿物胶结剩余粒间孔为主,黏土矿物的质量分数为2.70%～6.30%,平均达4.20%。该类成岩相的孔喉空间及连通性破坏程度小,压实作用产生的剩余粒间孔被大量保留,占全部孔隙体积的60%以上,但次生孔隙不发育。据统计,该类成岩相的孔隙度为6.25%～16.10%,平均9.22%;渗透率为(0.15～121)×10-3μm2,平均0.51×10-3μm2;面孔率为0.15%～6.05%,平均3.30%。其多发育于内扇泥质含量较少的砂质碎屑流储层中(见图7A)。

4.1.2 黏土矿物胶结溶蚀相 黏土矿物胶结溶蚀相中,黏土矿物在一定程度上胶结了储层的原生孔隙,黏土矿物的质量分数为4.10%～11.80%,平均达7.15%,孔喉空间及连通性遭到一定程度的破坏,剩余粒间孔减少；但后期溶蚀作用增加的次生孔隙占到总孔隙的80%以上,使储层物性得到一定程度的恢复。据统计,该类成岩相的孔隙度为4.89%～14.56%,平均8.31%;渗透率为(0.13～0.96)×10-3μm2,平均0.45×10-3μm2,面孔率为0.21%～5.60%,平均2.10%。其多发育于中扇及内扇的砂质碎屑流、浊流砂体中(见图7B)。

4.1.3 黏土矿物强胶结相 黏土矿物强胶结相中,黏土矿物的质量分数极高,为7.30%～13.56%,平均高达8.85%,自生黏土矿物大量堵塞孔喉空间,剩余粒间孔残余较少,仅发育少量次生孔隙,基本丧失渗透能力。据统计,该类成岩相的孔隙度为2.15%～7.82%,平均5.12%;渗透率为(0.01～0.23)×10-3μm2,平均0.09×10-3μm2,面孔率为0～0.50%,平均0.18%。其多发育于泥质含量相对较高的外扇浊流砂体中(见图7C)。

4.1.4 碳酸盐强胶结相 碳酸盐强胶结相主要特征为碳酸盐胶结作用强烈,碳酸盐质量分数在6.65%～11.78%,平均为8.13%,主要为孔隙式、基底式胶结,堵塞了孔喉空间,降低了储层物性。碳酸盐胶结相在研究区不发育,只在局部出现,这也与研究区碳酸盐胶结物整体发育相对较少有关。据统计,该类成岩相的孔隙度为3.12%～8.56%,平均5.53%;渗透率为(0.04～0.48)×10-3μm2,平均0.21×10-3μm2,面孔率为0～1.27%,平均0.70%。其多发育于中扇及内扇的砂质碎屑流、浊流砂体中(见图7D)。

4.1.5 泥质压实充填相 泥质压实充填相以压实作用为主,储层中泥质杂基质量分数较高,为5.19%～10.66%,平均7.55%。该类成岩相主要发育于靠近泥岩处的薄层砂岩中,同沉积阶段砂岩内，高泥质杂基的充填导致储层岩石结构较差,初始孔隙度较低。在此基础上,压实作用的发生再次破坏了储层的孔喉空间,大幅度降低了储层的初始孔隙,使储层基本致密。据统计,该类成岩相的孔隙度为1.09%～3.77%,平均2.41%;渗透率为(0.01～0.11)×10-3μm2,平均0.3×10-3μm2,面孔率为0～0.50%,平均0.10%,多发育于外扇泥质碎屑流附近的滑塌体及浊流砂体中(见图7E)。

图7 西峰地区长7由层组成岩相类型及特征

4.2 不同成岩相的孔隙演化规律

通过图像粒度、图像孔喉、铸体薄片、实测孔隙度等资料,结合前人对孔隙演化的研究,以不同成岩相类型为单位,定量计算了成岩作用对不同类型成岩相带中储层孔隙演化的影响,为后续有利成岩相的确定提供了可靠的依据。

4.2.1 压实作用对储层的影响 根据Beard[31]的计算公式可知:早期地层未被压实前,原始孔隙度与颗粒的分选系数有关,即φ1=20.91+22.90/S0,S0=(P25/P75)1/2。经计算,黏土矿物弱胶结相的原始孔隙度φ1为35.46%～40.12%,平均为38.83%;黏土矿物胶结溶蚀相的原始孔隙度φ1为34.58%～39.81%,平均为38.15%;黏土矿物强胶结相的原始孔隙度φ1为35.15%～38.86%,平均为37.51%;碳酸盐强胶结相的原始孔隙度φ1为36.74%～41.53%,平均为39.03%;泥质压实充填相的原始孔隙度φ1为32.51%～36.78%,平均为34.46%。该计算公式中，S0为Trask分选系数；P25为砂岩粒度概率累计频率中25%所对应的颗粒直径，图像粒度实测；P75为砂岩粒度概率累计频率中75%所对应的颗粒直径，图像粒度实测；φ1为原始孔隙度。

压实作用后，剩余孔隙度与孔隙的面孔率及胶结物含量有关,即φ2=W+(P1+P2)PM/PT[32],压实减孔率为(φ1-φ2)/φ1×100%。经计算,黏土矿物弱胶结相的φ2为15.53%～28.37%,平均为25.52%,平均压实减孔率为34.28%;黏土矿物胶结溶蚀相的φ2为12.53%～30.54%,平均为23.15%,平均压实减孔率为39.32%;黏土矿物强胶结相φ2为15.74%～29.83%,平均为24.55%,平均压实减孔率为34.55%;碳酸盐强胶结相的φ2为19.46%～30.88%,平均为26.44%,平均压实减孔率为32.26%;泥质压实充填相的φ2为9.58%～23.47%,平均为15.43%,平均压实减孔率为55.22%。该计算公式中，W为胶结物总含量，铸体薄片实测；P1为剩余粒间孔的面孔率，图像孔喉实测；P2为微孔的面孔率，图像孔喉实测；PM为实测孔隙度，物性资料实测；PT为总面孔率，图像孔喉实测；φ2为压实作用后的孔隙度。

4.2.2 胶结作用对储层的影响 经过压实、胶结作用后剩余的孔隙度可由φ3=(P1×PM)/PT计算得出[32],胶结减孔率为(φ2-φ3)/φ1×100%。经计算,黏土矿物弱胶结相的φ3为9.78%～15.87%,平均为8.43%,平均胶结减孔率为44.01%;黏土矿物胶结溶蚀相的φ3为1.19%～9.34%,平均为3.32%,平均胶结减孔率为51.98%;黏土矿物强胶结相的φ3为0～5.03%,平均为1.33%,平均胶结减孔率为61.90%;碳酸盐强胶结相的φ3为0.50%～5.11%,平均为2.01%,平均胶结减孔率为62.59%;泥质压实充填相的φ3为2.56%～12.78%,平均为5.05%,平均胶结减孔率为30.12%。

4.2.3 溶蚀作用对储层的影响 经过溶蚀作用后增加的孔隙度可由φ4=(P3×PM)/PT计算得出,溶蚀作用增孔率为φ4/φ2×100%,现今孔隙度φ5=φ3+φ4。经计算,黏土矿物弱胶结相的φ4为0～6.71%,平均为1.52%,平均溶蚀增孔率为3.91%,现今平均孔隙度φ5为9.95%;黏土矿物胶结溶蚀相的φ4为3.09%～11.64%,平均为7.78%,平均溶蚀增孔率为20.39 %,现今平均孔隙度φ5为11.10%;黏土矿物强胶结相的φ4为0～7.13%,平均为3.05%,平均溶蚀增孔率为8.13%,现今平均孔隙度φ5为4.38%;碳酸盐强胶结相的φ4为1.33%～8.76%,平均为4.33%,平均溶蚀增孔率为11.09%,现今平均孔隙度φ5为6.04%;泥质压实充填相的φ4为0～5.56%,平均为1.19%,平均溶蚀增孔率为3.45%,现今平均孔隙度φ5为6.24%。

综上所述，研究区不同成岩相的储层孔隙演化存在较大差异,其中压实作用对泥质压实充填相的储层影响最为强烈,胶结作用对黏土矿物强胶结相及碳酸盐强胶结相的储层影响最为强烈,溶蚀作用对黏土矿物胶结溶蚀相的储层影响最为强烈。正是由于差异性成岩作用对储层孔隙的影响,导致研究区现今储层孔隙度变化明显,微观孔喉结构较为复杂(见图8)。

图8 西峰地区长7油层组不同成岩相孔隙演化模式图

4.3 有利成岩带划分

西峰地区长7油层组主要发育岩性油藏,高孔渗为有利成岩相带的主要控制因素。因此,本研究将大于砂体平均物性的成岩相带定为有利成岩相带。经统计,研究区长7油层组的平均孔隙度为8.48%，平均渗透率为0.22×10-3μm2,对比长7不同类型成岩相的平均物性,黏土矿物弱胶结相和黏土矿物胶结溶蚀相内储层平均物性大于长7油层组储层的整体平均物性(见图9)。在此基础上,结合不同成岩相的孔隙演化规律后发现,黏土矿物弱胶结相和黏土矿物胶结溶蚀相受建设性成岩作用影响较强,受破坏性成岩作用影响较弱,为有利成岩相类型。对248口井的长7段测井解释综合成果及试油资料统计表明,黏土矿物弱胶结相内,单井日产油量为1.20～45.90 t,平均日产油6.97 t,多以油层为主。黏土矿物胶结溶蚀相内,单井日产油量为1.50～43.44 t,平均日产油5.36 t，以油层、含油水层为主。碳酸盐岩强胶结相内,单井日产油量为0～5.50 t,平均日产油1.06 t,以差油层、干层为主。黏土矿物强胶结相内,单井日产油量为0～4.70 t, 平均日产油0.78 t, 以干层为主。试油成果也同样验证了黏土矿物弱胶结相和黏土矿物胶结溶蚀相为长7储层有利的成岩相带(见表2)。

表2 西峰地区长7成岩相物性统计表

注：类型1为黏土矿物弱胶结相;类型2为黏土矿物胶结溶蚀相;类型3为黏土矿物强胶结相;类型4为碳酸盐强胶结相;类型5为泥质压实充填相。

4.4 有利成岩相带的分布规律

综合黏土矿物与碳酸盐含量的高低,粒间孔、溶蚀孔含量的高低,再结合面孔率、物性、胶结物含量的多少,将主要成岩相类型所对应井的坐标定位到长7砂体厚度平面分布图上,根据砂体的走向,在研究区边界范围内进行有利成岩相带的平面预测(见图10)。结果表明,黏土矿物胶结溶蚀相以条带状沿西南—东北向在研究区均匀展布,侧向延伸较宽，沿走向连续性较好；黏土矿物弱胶结相在研究区分布面积及发育规模则相对较小,主要分布研究区中部的庆城—板桥—合水—盘客—九岘一带,呈片状分布,横向宽度较窄，沿走向连续性较差。因此,有利成岩相带主要分布于研究区中部。

图10 西峰地区长7储层成岩相平面分布图

5 结论

1)研究区长7油层组的重力流沉积类型主要为砂质碎屑流、浊流、滑塌体与泥质碎屑流。其中,砂质碎屑流与浊流砂体是长7油层组主要的储集体,具有成熟度低、填隙物含量高、孔喉结构差、物性低的特点。储层在成岩期主要经历了机械压实、黏土矿物及碳酸盐胶结、长石溶蚀等成岩作用。根据孔隙及胶结物类型、孔隙及胶结物发育程度，将长7油层组的成岩相类型分为黏土矿物弱胶结相、黏土矿物胶结溶蚀相、黏土矿物强胶结相、碳酸盐强胶结相、泥质压实充填相5类。

2)黏土矿物弱胶结相多发育于砂质碎屑流砂体中,受胶结作用影响较小,储层孔隙度从38.83%减少到9.95%,减孔率为74.38%;黏土矿物胶结溶蚀相在砂质碎屑流与浊流储层中均有发育,受胶结作用影响较小，受溶蚀作用影响较大,储层孔隙度从38.15%减少到11.10%,减孔率为70.90%;黏土矿物强胶结相在砂质碎屑流与浊流储层中均有发育,受胶结作用影响较大,储层孔隙度从37.51%减少到4.38%,减孔率为88.32%;碳酸盐强胶结相在砂质碎屑流与浊流储层中均有发育,受胶结作用影响较大,储层孔隙度从39.03%减少到6.04%,减孔率为84.52%;泥质压实充填相多发育于浊流砂体中,受压实作用影响较大,储层孔隙度从34.46%减少到6.24%,减孔率为81.89%。

3)黏土矿物弱胶结相与黏土矿物胶结溶蚀相为有利成岩相带。在平面上,黏土矿物胶结溶蚀相分布最广,以条带状沿西南—东北向发育;黏土矿物弱胶结相以片状分布,横向宽度较窄，沿走向连续性较差,在研究区分布面积较小。因此，研究区的有利成岩相带主要分布于研究区中部的庆城—板桥—合水—盘客—九岘一带,是优质储层发育的主要地区。