靖安油田長4+5油藏儲集空間及成巖作用演化

薛永超，程林松

(石油工程教育部重點實驗室 中國石油大學，北京 102249)

靖安油田長4+5油藏儲集空間及成巖作用演化

薛永超，程林松

(石油工程教育部重點實驗室 中國石油大學，北京 102249)

利用鑄體薄片、掃描電鏡、陰極發光、X衍射分析等多種手段，研究了靖安油田長4+5油藏巖石學特征、儲集特征、喉道特征、成巖作用及其演化特征。結果表明:研究區儲層砂巖成分成熟度偏低，結構成熟度中等，儲集空間以粒間孔、長石溶孔為主，儲層喉道較細，分選較差，排驅壓力、中值壓力較高，退汞效率較低。儲層孔隙中常見自生石英、長石加大、綠泥石等黏土充填。研究區孔喉組合主要表現為小孔－細喉型。研究區儲層巖石成巖作用主要有壓實作用、膠結作用、交代作用以及溶蝕作用，經歷了復雜的成巖演化過程，對儲層物性具有重要的影響。關鍵詞:靖安油田;長4+5油藏;成巖作用;儲集特征;孔隙演化;低滲透油藏

引 言

隨著石油工業快速發展，低滲透油藏日益成為勘探開發、增儲上產的重要領域之一，近幾年探明儲量的60% ～70%為低滲儲量，預計今后發現的儲量仍將以低滲為主，加快低滲透儲量高效開發已成為中國石油工業發展的全局性戰略問題［1］。然而該類儲層一般物性差，橫向變化快，成巖作用強烈，后期成巖作用對儲層物性具有重要改造作用。因此，深入開展成巖作用研究顯得尤為重要［2－8］。

靖安油田位于鄂爾多斯盆地陜北斜坡的鼻狀構造上，構造相對簡單，無斷層和大型基底隆起。長4+5油藏屬典型三角洲沉積體系，主要發育三角洲前緣亞相，為一套砂泥巖互層沉積。儲層平均孔隙度為12.81%，平均滲透率為1.56×10－3μm2，屬典型低孔特低滲儲層。

1 巖石學特征

1.1 碎屑組分特征

研究區儲層砂巖以細砂巖(80.7%)為主，次為中砂巖(15.6%)，少量粉砂巖 (3.7%)。巖石類型以巖屑長石砂巖為主，少量長石砂巖和長石巖屑砂巖。鏡下石英表面較干凈明亮，以單晶石英居多。石英邊緣常被黏土礦物、方解石、重晶石等蠶蝕交代，石英次生加大發育，可達Ⅲ級，局部相連呈再生膠結。以斜長石為主，表面較臟，常發生泥化、絹云母化蝕變。板條狀晶形，干涉色較低。長石易發生溶解作用，形成粒內溶孔，甚至完全溶解形成鑄模孔。巖屑以中酸性噴出巖巖屑為主，少量變質巖巖屑，偶見沉積巖巖屑。從石英(23.2%)、長石(49.4%)和巖屑(10.3%)含量可知，研究區儲層砂巖的成分成熟度偏低。

1.2 填隙物特征

填隙物是指充填于碎屑組分之間的黏土雜基和各種自生礦物膠結物。研究區填隙物主要有綠泥石(4.9%)、水云母(0.5%)、黏土(0.4%)、方解石(0.3%)、鐵方解石(0.3%)、濁沸石(0.3%)、重晶石(0.01%)、硅質(1.1%)、長石質 (0.5%)。

1.3 結構特征

長4+5油藏儲層巖性致密，砂巖平均粒徑為2.65 mm，粒度頻率曲線分布為尖銳(尖度為1.24)，粒度分布為正偏態(偏度為0.28)，顆粒分選中等—好(標準偏差為0.60)，線接觸為主，顆粒支撐。碎屑組分磨圓度較差，多呈次棱狀，以孔隙式膠結為主，總體而言，儲層結構成熟度中等。

2 儲集空間類型及其特征

2.1 孔隙特征

根據薄片、X衍射、掃描電鏡資料，可知研究區儲層孔隙中常見自生石英、長石加大，綠泥石、伊利石等黏土充填導致面孔率低，平均面孔率為6.1%，平均孔徑為33 μm，孔隙類型以粒間孔、長石溶孔為主，次為沸石溶孔、巖屑溶孔和晶間孔，微裂隙少見。考慮儲集空間的幾何形態及成因，將該區儲層儲集空間分為粒間孔、次生溶孔、微孔隙3種類型。

2.1.1 粒間孔

該類孔隙為機械壓實和多種膠結作用之后剩余的原生粒間孔，主要包括早期薄膜狀綠泥石膠結之后的殘余粒間孔。鑄體薄片分析結果，白于山區長4+5砂巖原生粒間孔占5.8%，平均孔隙直徑為52.6 μm，孔隙形態以三角形、四邊形為主，孔隙間以窄喉道、短喉道相連。

2.1.2 次生溶孔

主要指長石、濁沸石及其他可溶物質溶解形成的孔隙，主要分以下5種。

(1)長石溶孔:分為粒內溶孔或粒間溶孔，可以是沿長石解理發育的微小溶孔或溶縫，也可以是碎屑主體甚至整體被溶形成的粒內溶孔或鑄模孔(圖1 a)。

圖1 研究區典型孔隙特征

(2)濁沸石溶孔:形態不規則，孔徑變化較大，一般在3～42 μm，平均含量為1.9%。

(3)方解石溶孔:呈粒間孔隙產狀(圖1 b、c)，平均含量為2.31%。

(4)云母溶孔:屬粒內孔隙，長4+5含量為0.87%。

(5)其他溶孔:指火山巖、低級變質巖、燧石等巖屑的粒內溶孔，孔隙連通性差，含量低于0.5%。

2.1.3 微孔隙

微孔隙是指孔隙半徑小于0.5 μm的孔隙，常與黏土礦物伴生，一些不可壓縮孔隙也屬微孔隙范疇(圖1 d)。

2.2 喉道特征

2.2.1 喉道類型

通過鑄體薄片和掃描電鏡觀察，該區儲層砂巖喉道主要有以下3種類型。

(1)縮頸狀喉道。喉道是顆粒間的收縮部分。此類喉道常見于顆粒點接觸、自生加大膠結的河道間砂體或遠砂壩中。此類孔隙結構屬大孔細喉型，孔喉直徑比較大。此類儲集巖可能有較高的孔隙度，但滲透率一般較低(圖2a)。

(2)片狀、彎片狀喉道。喉道呈片狀或彎片狀，是顆粒間長條狀通道。此類喉道極細，所以其孔喉直徑比較大。常見于機械壓實程度較強或自生加大程度較高的分流河道砂體中(圖2b)。

(3)管束狀喉道。當填隙物含量較高時，原生粒間孔可能被完全堵塞。在雜基、自生膠結物及巖屑內溶蝕孔中發育許多微孔隙(小于0.1 μm)，其滲透率極低(小于0.1×10－3μm2)。由于孔隙本身就是喉道，因此孔喉直徑比基本為1。此類喉道主要發育于雜基支撐，基底式、孔隙式膠結的砂巖中(圖2c)。

圖2 研究區典型喉道特征

2.2.2 喉道特征

對研究區6口井22塊巖心壓汞資料分析可知，喉道特征表現為:①排驅壓力(0.60 MPa)和中值壓力(4.98 MPa)較高;②最大進汞飽和度(83.1%)和退汞效率(30.8%)較低;③喉道半徑較細(中值喉道半徑為0.21 μm)，且分選較差(喉道分選系數為2.33、喉道變異系數為0.21);④喉道表現為粗歪度(0.64)，滲流能力較差;⑤滲透率隨著中值壓力下降、中值喉道半徑增大和排驅壓力降低而升高。

2.3 孔喉結構類型

統計表明，研究區大于100 μm的中孔隙占6.8%，20～100 μm的小孔隙占69.7%，小于20 μm的微孔隙占23.5%;大于5 μm的粗喉道占7.4%，2 ～5 μm 的中喉道占 18.6%，0.2 ～2.0 μm的細喉道占 63.7%，小于0.2 μm的微喉道占10.3%;總體分析可知研究區孔喉組合主要表現為小孔—細喉型。

3 儲層成巖作用及其演化

3.1 壓實作用

研究區儲層埋深普遍大于1 500 m，機械壓實作用明顯，顆粒多呈線接觸，原生孔隙隨深度增加而逐漸減小。基質含量低，以化學壓實作用為主，這種情況下，對原生孔隙保存較為有利，從而為后期地下酸性流體的活動提供條件;基質含量高，以機械壓實作用為主，這種情況下，原生孔隙容易被壓實作用破壞而消失，對后期地下酸性水的活動及砂巖的改造作用不利。

3.2 膠結作用

研究區儲層泥質膠結物含量較高，膠結普遍。泥質膠結物以自生綠泥石為主(大于50%)，多以孔隙襯邊或顆粒包殼的形式出現，對孔隙影響較大，尤其是對滲透率有重要影響。

3.3 溶解作用

(1)碎屑顆粒溶解。碎屑顆粒的溶解主要是指長石的溶解作用。長石具有較發育的解理和雙晶，孔隙水可沿解理和雙晶縫進行溶解，從而使被溶的長石呈蜂窩狀和窗格狀，有的長石顆粒幾乎全部被溶。石英常被溶解成港灣狀。

碎屑顆粒的溶解可以擴大粒間孔，形成超大孔隙，也可形成粒內孔和鑄模孔，增大孔隙度，其溶解強度主要取決于碎屑顆粒的結晶習性和孔隙水的化學性質。

(2)基質溶解。基質的溶解主要發生在基質含量較高的粉砂巖中。基質溶解作用發育程度不均，部分粒間基質受到強烈的溶解，而另一些粒間基質幾乎沒有被溶解。基質溶解作用對儲層物性影響不大。

(3)膠結物溶解。研究區儲層膠結物溶解主要指碳酸鹽的溶解，碳酸鹽膠結物的溶解最發育的是河道前緣砂體。早期沉淀的方解石膠結物幾乎全部被溶解，僅剩下零星的方解石殘余。研究區儲層孔隙度和滲透率從淺到深，由高到低然后再增高的變化趨勢，就與碳酸鹽膠結物的溶解有關。

3.4 交代作用

儲層砂巖在埋藏成巖作用過程中，由于孔隙流體性質的變化，某些礦物發生溶解，同時被孔隙水中沉淀出來的新礦物置換。研究區儲層中交代作用主要有:方解石交代碎屑礦物，方解石交代黏土礦物，黏土礦物交代碎屑組分，長石高嶺石化。

3.5 成巖作用演化

依據儲集巖的結構、膠結物性質、黏土礦物轉變可以確定成巖作用演化。對儲滲性能影響最大的是壓實作用，鐵方解石、濁沸石和綠泥石的沉淀，長石和濁沸石的溶蝕。

由于沉積物粒度細且雜基含量多，沉積物壓實作用強烈，最顯著的結果是原生粒間孔明顯縮小。壓實作用從沉積物沉積下來就存在，進入晚成巖作用階段后，明顯減弱。長石溶解作用在沉積物尚未進入沉積場所就開始了，由于水下分流河道水流暢通，早成巖階段一直發育。進入晚成巖階段后，由于松散的沉積物已固結成巖，孔隙水流動困難，其強度逐漸減弱。方解石可以與砂質碎屑同時沉積，之后可以充填于孔隙中。鐵方解石沉淀于晚成巖作用階段。自生石英和自生長石開始于早成巖作用階段晚期，持續至今。碳酸鹽溶蝕發生于晚成巖作用階段的早期至中期。石英的溶蝕從早成巖作用的早期—晚成巖作用的早期一直進行。蒙脫石只存在于早成巖作用階段，在晚成巖作用階段已全部轉變為伊蒙混層。高嶺石僅存在于早成巖作用階段，在晚成巖作用階段全部消失。伊利石從早成巖作用早期到晚成巖作用早期逐漸增多，在晚成巖作用階段全部消失。綠泥石從早成巖作用階段的晚期至晚成巖作用階段的早期逐漸增多，至今最多。伊蒙混層開始于早成巖作用階段的晚期，在晚成巖作用階段早期減少。長石高嶺石化和絹云母化一直發生，但進入晚成巖作用階段后由孔隙水的流動變得困難而減弱。

4 結論

(1)靖安油田長4+5儲層砂巖成分成熟度偏低，結構成熟度中等;以粒間孔、長石溶孔為主，平均面孔率為6.1%，平均孔徑為33 μm。儲層孔隙中常見自生石英、長石加大、綠泥石等黏土充填。儲層喉道較細、分選較差、排驅壓力較高、中值壓力較高、退汞效率較低。研究區孔喉組合主要類型為小孔－細喉型。

(2)靖安油田長4+5儲層砂巖成巖作用類型主要有壓實作用、膠結作用、交代作用、溶蝕作用，儲層成巖作用經歷了復雜的成巖演化過程。

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Reservoir space and diagenesis evolution in the Chang 4+5 reservoir of Jing’an oilfield

XUE Yong－chao，CHENG Lin－song
(MOE Key Laboratory of Petroleum Engineering，China University of Petroleum，Beijing102249，China)

The Chang 4+5 reservoir of the Jing’an oilfield is studied for petrology，reservoir space，pore throat，diagenesis and evolution characteristics by using casting thin section，scanning electron microscope，cathodoluminescence and X－ray diffraction analysis．The results show that the sandstone reservoir in the study area is characterized by low compositional maturity，medium textural maturity，intergranular pores and feldspathic dissolved pores，fine pore throat，poor sorting，high displacement pressure and median pressure，and low mercury withdrawal efficiency．Clay filling is often seen in reservoir pores such as authigenic quartz，augmented feldspar，and chlorite，etc．Pore－throat combination pattern in the study area is featured by tiny pore － fine throat．The diagenesis of reservoir rock involves compaction，cementation，metasomatism and denudation．Complex diagenetic evolution process had exerted significant influence on petrophysical properties．

Jing’an oilfield;Chang 4+5 reservoir;diagenesis;reservoir characteristics;pore evolution;low permeability reservoir

TE121.1;TE122.2

A

1006－6535(2011)05－0025－04

20101110;改回日期20110620

國家油氣重大專項“低滲、特低滲油氣田經濟開發關鍵技術”(2008ZX05013)

薛永超(1975－)，男，講師，2004畢業于中國石油大學(北京)開發地質專業，獲博士學位，主要從事油氣田開發教學和研究工作。

編輯 林樹龍