延安地區上三疊統長6期儲層成巖作用及孔隙演化

思玉琥，郝世彥，張林森，童雪晨

(延長油田股份有限公司，陜西 延安 716000)

延安地區上三疊統長6期儲層成巖作用及孔隙演化

思玉琥，郝世彥，張林森，童雪晨

(延長油田股份有限公司，陜西 延安 716000)

延安地區為湖泊三角洲前緣沉積，沉積作用和成巖作用控制著儲層孔隙。儲層中原生粒間孔和次生孔隙所占比例相當，其中，綠泥石膜對研究區儲層孔隙的保存起重要作用，為后期次生孔隙的生成提供了先決條件。同時，濁沸石大量溶解是研究區儲層的一大特點，而綠泥石膜和濁沸石溶孔的匹配關系有利于優質儲層的形成，可構成研究區最好的儲層類型，對進一步尋找濁沸石分布帶有重要指導意義。

成巖作用;孔隙演化;儲集層;長6油層組;延安地區

引 言

延安地區位于鄂爾多斯盆地中偏東部，構造上處于陜北斜坡，分布有南泥灣、甘谷譯、青化砭、川口等一系列三疊系延長組碎屑巖特低滲油田。油田構造平緩，長6油層為其主要含油層系，孔隙度一般為8.1% ～13.5%，儲層滲透率為0.2×10－3～1.1 ×10－3μm2，儲層孔隙結構復雜，主要以殘余粒間孔為主，同時次生孔隙發育較普遍［1］。研究區內原生粒間孔和次生溶蝕孔隙所占比例大體相當，按照曾大乾對中國低滲儲層的分類［2－3］，區內長6儲層屬于原生低滲透儲層和次生低滲透儲層的結合體。其中，原生低滲透儲層以沉積作用形成的原生孔隙為主，成巖作用產生的次生孔隙所占比例較少。而次生低滲透儲層受成巖改造作用強烈，其次生孔隙所占比例較大，對改善儲層滲流條件貢獻巨大。本文主要對延安地區長6儲層成巖作用及孔隙演化進行詳細研究。

1 儲層巖石學特征

研究區內長6儲層礦物成分較接近，以細粒長石砂巖及粉砂巖為主，含少量細粒巖屑長石砂巖。長石成分為33% ～64%，平均為50%，主要包括鉀長石和斜長石，從北向南鉀長石含量逐漸減少;石英含量為15% ～50%，平均為28%，從北向南石英含量逐漸增多;巖屑組分為2% ～26%，平均為12%，主要以變質巖(如板巖、千枚巖、硅質巖等)和火山巖屑(如灰巖、片巖等)為主，幾乎不含沉積巖屑;黑云母含量為0.4%～15.6%，平均為6.3%;填隙物含量平均為9%，其中雜基為2.5%，膠結物為6.5%，主要為各類碳酸巖、濁沸石、黏土巖、長英質等膠結物;重礦物成分較少，主要為鋯石、石榴子石。

碎屑顆粒呈次圓—次菱角狀，分選中等—好，顆粒支撐，線接觸或點－線接觸，部分呈現凹凸接觸。膠結類型為孔隙式或薄膜－孔隙式，偶見方解石呈嵌晶式膠結，成分成熟度低，結構成熟度中等。平均孔隙度為9.4%～11.5%，平均滲透率為0.56×10－3～0.91 ×10－3μm2，孔喉半徑小，連通性差，為典型特低滲透儲層。

孔隙類型主要有原生粒間孔、溶蝕粒間孔、溶蝕粒內孔、晶間孔及裂隙孔等。其中，原生殘余粒間孔和溶蝕孔面孔率大體相當，溶蝕粒內孔較為發育，晶間孔和裂隙孔只在局部區域發育。

2 儲層成巖作用特征

2.1 機械壓實作用

研究區長6儲層的長石和巖屑含量較高，儲層受壓實程度劇烈。通過對區內儲層薄片觀察可知，儲層顆粒以點－線接觸、線接觸為主，甚至出現凹凸接觸，塑性巖屑如泥巖巖屑、云母等彎曲變形，甚至被擠入粒間孔形成假雜基，從而造成儲層物性大幅下降。同時，成巖壓實也造成了部分長石顆粒的脆性破裂，提高了儲層的滲透性(圖1a)。

圖1 長6儲層鏡下薄片觀察

2.2 膠結作用

延安地區長6儲層的主要膠結物有自生黏土、濁沸石、碳酸巖、硅質、自生長石等。膠結類型繁多，作用強烈，大多數對儲層物性表現出破壞性，也是儲層孔隙度下降的重要原因。

(1)綠泥石膠結。綠泥石膠結物主要表現為孔隙環邊襯里形式產出(圖1b)，其次為孔隙充填式產出，后者一般是晚期綠泥石析出［4－5］。鄂爾多斯盆地屬于含有一定鹽度的堿性—半咸水湖泊，而一般河流均為淡水，所以在河口處的三角洲前緣無疑是最適合綠泥石析出的沉積環境(表1)。綠泥石含量與三角洲建設程度成正相關關系，從時間上來說，從長6期到長1期，隨著盆地的夷平，物源供給的減少，自生綠泥石含量也逐漸減少。

表1 鄂爾多斯盆地長6油層部分膠結物分布

研究認為，綠泥石膜有助于防止儲層物性變差，減少儲層受壓實作用的影響，抑制長石石英等次生加大。在綠泥石膜包裹的地方，一般看不到石英加大現象，而在綠泥石膜覆蓋不到或者非常薄的局部，則能看見石英加大(圖1c)。通過巖心薄片觀察發現，長石溶孔外有完整的綠泥石薄膜，說明長石溶蝕作用發生在綠泥石薄膜生成之后，同時，綠泥石膜在整個長石溶蝕后對次生溶孔起到了支撐和保護作用，這主要得益于綠泥石膜析出的世代性，其厚度會隨著后續綠泥石的析出而等厚增大，這點類似于長石石英加大。同時，綠泥石膜的元素構成也具有世代性，即綠泥石膜中鐵離子逐漸減少和Fe/Mg比值的降低。

由于有綠泥石膜包裹的孔隙不容易被壓實，從而增強了后期孔隙水的體積及其流動性，利于濁沸石析出，而濁沸石等膠結物的析出也降低了壓實作用的影響。成巖階段晚期，濁沸石大量溶蝕，綠泥石膜又為濁沸石溶孔提供了保護。因此，研究區綠泥石膜和濁沸石的匹配關系可形成物性較好的優質儲層，故對區內進行勘探時，不僅要考慮砂體分布，也要著力尋找濁沸石分布帶。

(2)濁沸石析出。研究區濁沸石主要在早期形成，火山物質主要來自陰山褶皺帶的火山運動。其中，志靖、吳旗、安塞及延安等地區接受陰山物源的油田濁沸石含量一般較高，而西南物源的隴東地區長6儲層濁沸石含量較低。

2.3 溶解作用

溶解作用是改善研究區儲層物性的重要因素，主要有長石、巖屑、濁沸石溶解。溶解作用在區內主要分為3期。

(1)早期由于地層埋深不大，大氣中的CO2溶解到地表水里，使得地表水產生碳酸，經過地表水的淋濾作用，儲層形成了部分溶蝕孔，但碳酸本身對Ca2+和Al3+等溶解能力有限，所以生成的溶蝕孔不多，后期儲層壓實作用又使得表生溶蝕孔遭到破壞，所剩無幾。因此，早期溶蝕作用對儲層物性改善影響不大。

(2)中期由于受早白堊世燕山運動影響，地層沉降加快，生油巖開始生烴，排出大量有機酸，沿濁沸石和長石解理面對其進行溶蝕，產生大量次生溶蝕孔(圖1d、e)，有機酸對鋁硅酸鹽的溶解度遠大于碳酸巖的溶解度，表現出選擇性溶蝕［6］。因此，有機酸對方解石的溶解作用較弱，其產生的溶蝕孔較少，對儲層物性基本沒有改善作用。

(3)晚期隨著燕山末期和喜山運動改造，東部儲層大幅抬升，研究區進入表生成巖階段。

2.4 交代作用

根據區內薄片資料表明，巖屑主要被碳酸巖交代或蝕變為高嶺石、伊利石。其中，常見整個巖屑顆粒完全被碳酸巖交代;蝕變作用主要表現為長石蝕變為高嶺石、黑云母水化膨脹及綠泥石化、蒙皂石黏土向伊蒙混層、伊利石化以及方解石向鐵方解石轉化等。蝕變產物一般呈斑狀充填孔隙，總體上來說，交代作用對研究區儲層物性影響不大。

3 儲層孔隙演化

根據對延安地區大量樣品的物性分析及薄片鏡下計點統計，定量研究了各成巖作用對孔隙度的影響以及孔隙度的演化過程［7－8］。

通常用beard［9］提出的公式計算砂巖初始孔隙度φ1:

用以下公式計算壓實后砂巖孔隙度φ2:

式中:膠結物含量為樣品巖礦分析的膠結物含量，%;物性分析孔隙度為樣品進行物性分析所得到的孔隙度，%。

膠結與交代后砂巖孔隙度計算公式如下:

次生孔隙度是指次生孔隙所占據的那部分空間，主要為各類溶孔:

對南泥灣、川口、青化砭等321份薄片資料進行分析，結果見表2、3。

表2 延安地區長6油層組砂巖儲集空間類型(321個樣品)

表3 延安地區長6油層組孔隙分類統計結果

將以上統計數據代入公式(1)～(8)中，求出各成巖作用對儲層孔隙度改造程度的量化結果(表4)。

表4 儲層成巖過程中的孔隙度演化

通過粒度數據計算得出，延安地區長6儲層原始孔隙度為36.5%，壓實作用損失了22.74%的孔隙度，損失率為62%。根據壓實等級劃分，屬于強壓實［9］。早成巖階段，綠泥石碳酸巖等礦物的膠結損失孔隙度為7.79%，損失率為21%;經歷早成巖階段的壓實膠結等作用后，儲層剩余孔隙度為5.97%;晚成巖階段，溶蝕作用貢獻了5.40%的孔隙度，再經過晚期成巖膠結，損失孔隙度為0.73%，微裂縫貢獻了孔隙度0.06%，最終得到研究區現今的孔隙度為10.70%(圖2)。

4 結論

(1)延安地區長6油層主要為三角洲前緣沉積，以細粒長石砂巖及粉砂巖為主，含少量細粒巖屑長石砂巖。石英含量從北向南逐漸增多，填隙物以膠結物為主，含少量雜基，膠結物中綠泥石、濁沸石含量較高，總體表現為低成分成熟度、中高結構成熟度的特點。

(2)研究區內儲層原生粒間孔和次生孔隙所占比例相當，綠泥石膜對儲層孔隙保存有著重要作用，為后期次生孔隙生成提供先決條件。而濁沸石大量溶解是研究區儲層的另一大特點，綠泥石膜和濁沸石溶孔的匹配關系有利于形成優質儲層，構成了研究區最好的儲層類型，尋找濁沸石分布帶對勘探意義重大。

(3)研究區成巖作用主要為壓實、膠結、溶解和交代等作用。壓實作用和膠結是儲層孔隙減少的重要原因，溶解作用為儲層提供了大量次生孔隙，對區內油氣充注提供了優良通道和儲集空間，裂隙孔有利于溝通粒間孔喉，增加儲層滲流能力。

(4)通過對延安地區長6儲層孔隙度演化模式的定量研究。認為砂巖初始孔隙度為36.7%，早成巖階段的壓實作用造成62%的原生孔隙損失，膠結作用又造成21%的原生孔隙的損失，而晚成巖階段的溶解作用又給儲層增加了5.40%的孔隙度，微裂縫增加了0.06%的孔隙度，從而得到現今10.70%的孔隙度。

［1］馮娟萍，李文厚，歐陽征健，等.河流相和三角洲相儲層成巖作用及其對儲層的影響——以青化砭油田長2油層組和長6油層組砂巖為例［J］.地球學報，2008，29(2):189－198.

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Diagenesis of the Upper Triassic Chang 6 formation in Yan’an area and pore evolution

SI Yu– hu，HAO Shi– yan，ZHANG Lin– sen，TONG Xue– chen
(Yanchang Oilfield Corp．Ltd，Yan’an，Shaanxi 716000，China)

Yan’an area belongs to lacustrine delta front sedimentation and the reservoir pores are controlled by sedimentation and diagenesis with almost equal amounts of primary intergranular pores and secondary pores．The chlorite membrane has played an important role in protecting the reservoir pores in the study area and provided the prerequisites for the development of secondary pores at a later stage．The reservoir in the study area is also characterized by dissolution of a large amount of laumontite．The matching of chlorite membrane with laumontite dissolved pores is helpful to the formation of high－quality reservoirs and also is helpful to forming the best reservoir type in the research area，which has important meanings for the further exploration in laumontite distributed areas．

diagenesis;pore evolution;reservoir;Chang 6 formation;Yan’an area

TE122.2

A

1006－6535(2011)06－0036－04

20110529;改回日期20110610

思玉琥(1959－)，男，高級工程師，2000年畢業于長安大學礦床學專業，獲碩士學位，現任延長油田股份有限公司副總經理，主要從事油田生產管理工作。

編輯 黃華彪