安塞油田樓坪區長10致密儲層成巖作用研究*

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安塞油田樓坪區長10致密儲層成巖作用研究*

唐建云1，4，宋紅霞2，章星1，4，陳玉寶3

(1．中國石油大學(北京) 克拉瑪依校區 資源勘查工程學部，新疆 克拉瑪依 834000；2．中國石油吐哈油田分公司 勘探開發研究院，新疆 哈密 839009；3．延長油田股份有限公司，陜西 延安 716005；4．克拉瑪依職業技術學院 石油工程系，新疆 克拉瑪依 834000)

摘要：綜合應用鑄體薄片、掃描電鏡、X-衍射、恒速壓汞等技術和儲層綜合評價方法，對安塞油田樓坪區長10致密儲層成巖作用系統分析。結果表明：長10儲層巖性以灰色細粒長石砂巖和巖屑長石砂巖為主；碎屑顆粒成分成熟度和結構成熟度都較低；孔隙類型主要以粒間孔、長石溶孔和濁沸石溶孔為主；喉道以細小孔-微細喉為主；儲層屬于典型的低孔-(超)低滲致密儲層；長10儲層主要成巖作用為壓實-壓溶作用、膠結作用以及溶蝕作用，其中壓實作用、膠結作用屬破壞性成巖作用，溶蝕作用屬建設性成巖作用，長10儲層砂巖目前處于中成巖A期；依據研究區沉積特征及成巖作用，將樓坪區成巖相劃分為5種類型，其中綠泥石膠結相、綠泥石膠結-長石、濁沸石溶蝕相是主要的有利成巖相帶。

關鍵詞：長10儲層；成巖作用；樓坪區

0引言

安塞油田樓坪區位于鄂爾多斯盆地伊陜斜坡中部(圖1)，研究區構造簡單，整體為一平緩的西傾單斜(地層傾角α≤1°，坡降λ=6～10 m/km)，在西傾單斜背景上發育因差異壓實作用形成系列低幅度鼻隆構造[1]。近年來，安塞油田樓坪區延長組“下組合”油層組勘探取得了新的突破，發現了長10巖性油氣藏，表明該區具有巨大的勘探潛力，同時也拉開了“深層勘探”的序幕。

圖1　研究區構造位置圖Fig.1　Tectonic setting of Louping area

國內許多學者對該類致密巖性油氣藏進行了深入的研究，李克永對安塞油田長10優質儲層特征進行過詳細的研究，認為鄂爾多斯盆地安塞油田長 10優質儲層主要發育在三角洲平原高能分流河道發育帶[2]；劉正偉曾利用安塞油田長10油層組的粒度分析資料，對安塞油田長10油層組砂巖粒度與沉積環境的關系進行了研究，識別出安塞油田長10油層組為河流-三角洲沉積[3]；李紅艷，在前人研究成果的基礎上，采用巖相和測井相分析相結合的方法對安塞地區長 10 期沉積相進行了整體研究，認為長 10 期安塞地區主要發育三角洲平原亞相，沉積微相主要有分流河道、天然堤、決口扇、河漫灘等，并且指出較有利的儲集砂體為分流河道[4]；然而大多數專家學者只對安塞油田的沉積相、儲層特征及油藏的分布規律開展了整體性研究，而對于安塞油田樓坪區一個“特殊”的區域及“新”發現層位的地質作用是否遵循前述學者的研究結論，亦或是有自身的特殊規律?新層位與其他層位的成巖作用有什么相同和不同之處?有利成巖相帶是什么類型?此外，多年以來，受“低孔-(超)低滲”因素的影響，鄂爾多斯的“深層勘探”以及“高效開發”發展較為緩慢[5-7]。

筆者正是基于以上考慮，綜合應用鑄體薄片、掃描電鏡、X-衍射等技術和儲層綜合評價方法對安塞油田樓坪區延長組長10致密儲層的成巖作用及成巖相等進行系統研究，以期為樓坪區的儲層評價和制定合理的開發方案提供地質依據。

1儲層巖石學特征

通過樓枰區11口井200余份長10層點的鑄體薄片鏡下鑒定，延長組長10儲層巖性以灰色細粒長石砂巖和巖屑長石砂巖為主(圖2)。巖石礦物成分以石英、長石為主，石英含量介于21.4%～32.1%，均值為26.1%；長石含量介于37%～58%，均值為46.35%；巖屑多為變質巖、火成巖巖屑及少量沉積巖巖屑，含量介于6.5%～13.5%，均值為10.25%(圖3)，填隙物主要為粘土礦物、濁沸石、碳酸鹽膠結物和硅質膠結物，其成分含量為13.67%(圖4)。

樓坪區長10儲層砂巖的碎屑顆粒成分成熟度和結構成熟度都較低，分選中等～好，顆粒磨圓度以棱角狀～次棱角狀為主，顆粒呈線狀或點-線接觸；膠結類型多以孔隙式為主，次為薄膜式。

圖2　樓坪區長10砂巖成分分類圖Fig.2　Classification of Chang10 in Louping areaⅠ石英砂巖　Ⅱ長石石英砂巖　Ⅲ巖屑石英砂巖Ⅳ長石砂巖　Ⅴ巖屑長石砂巖Ⅵ長石巖屑砂巖　Ⅶ巖屑砂巖

圖3　樓坪區長10儲層碎屑含量直方圖Fig.3　Debris content of Chang10 in Louping area

圖4　樓坪區長10儲層填隙物含量直方圖Fig.4　Reservoir filling contentsof Chang 10 in Louping area

2物性及孔隙結構特征

據樓坪區11口井200余份長10層點的鑄體薄片鑒定分析表明：儲層孔隙類型主要以粒間孔、長石溶孔和濁沸石溶孔為主，粒間孔多以三角形或多邊形為主，而次生溶蝕孔隙以長條形或不規則形狀為主。儲層平均面孔率為φ=3.85%.Rφmin≤5 μm，Rφmax=50 μm，Rφ均=26.25 μm.

據樓坪區長10儲層恒速壓汞實驗結果表明：儲層Rmax=0.68 μm；P50=10.52 MPa；R50=0.07 μm；Sp=2.56；Smax=82.87%；Dr=0.25；a=10.62；We=33.72%，R主流=0.40 μm，屬于細小孔、微細喉道類型。

據樓坪區長10儲層物性測試分析結果表明：儲層φmin=6.42%，φmax=13.66%，φ均=10.50%；K[min，max]=0.10×10-3～2.0×10-3μm2，K均=0.38×10-3μm2，屬于典型的低孔、(超)低滲致密儲層。

3主要成巖作用及其特征

不同的成巖作用對儲層物性(φ，K)的影響存在較大差異[8]；根據研究區大量的薄片鏡下觀察和統計，長10儲層主要成巖作用為壓實-壓溶作用、膠結作用以及溶蝕作用，其中壓實作用、膠結作用屬破壞性成巖作用，溶蝕作用屬建設性成巖作用。

3.1　壓實-壓溶作用

樓坪區長10儲層砂巖經受了較強程度的壓實作用。主要表現為在成巖作用期間：①剛性碎屑顆(如石英、長石等)發生重新排列，局部可見微裂縫；②柔性組分(如巖屑、云母等)發生彎曲變形，呈假雜基形式填塞于孔隙中或者沿長軸方向定向緊密排列。③碎屑顆粒由原先點接觸→線接觸狀。機械壓實是造成研究區長10儲層孔隙損失的主要原因之一(圖5(a)～(b))。

隨著研究區沉積物埋深的不斷增加，壓力(P)和溫度(T)也隨之升高，壓實作用逐漸被壓溶作用所代替，表現為：①碎屑顆粒由線接觸→凹凸接觸②石英、長石的次生加大(圖5(c))。石英、長石的次生加大，使儲層φ，K進一步變差。因此，壓實-壓溶對研究區儲層物性起到了破壞性作用。

3.2　膠結作用

隨著研究區沉積物埋深(D)、壓力(P)、溫度(T)以及儲層孔隙水的化學性質改變，使得各種成巖礦物依次析出，并產生了相應的膠結作用，從而使儲層φ，K進一步變差[9-12]。

安塞油田樓坪區長10油層組砂巖中的膠結類型有粘土礦物膠結、硅質膠結、碳酸鹽膠結以及濁沸石膠結等。

3.2.1粘土礦物膠結

樓坪區長10儲層的粘土礦物主要為伊/蒙間混層、伊利石和綠泥石。據X-射線衍射粘土礦物含量分析，樓坪區長10儲層伊/蒙混層分布比較穩定，相對含量介于1.75%～19.55%，平均值為10.75%；伊利石的含量相對較高，介于48.90%～80.17%，平均值為61.94%；綠泥石含量介于12.65%～40.90%，平均值為27.34%.

掃描電鏡下伊/蒙混層多呈卷片狀或蜂窩狀，自生伊利石和蝕變伊利石多呈葉片狀或毛發狀充填于孔隙之中，造成儲層孔滲下降。而綠泥石呈現出2種賦存狀態：(①作為孔隙襯邊方式產出的粘土膜，②是充填于孔隙中的填隙物)。綠泥石膜雖然能將碎屑與孔隙水隔開，阻止顆粒(如石英、長石等)自生加大，甚至還能增強砂巖的抗壓能力，但其自身尤其是吸附了烴類之后，占據了不少的孔隙空間，使得喉道變細、曲折迂回甚至消失，從而使儲層φ，K進一步變差。在堿性條件下(pH>7)，伊/蒙混層→伊利石、綠泥石發生轉化，據研究區相關資料統計，長10儲層伊利石、綠泥石含量隨著深度加大呈現逐漸增加的趨勢(圖5(d)～(e))。

圖5　樓坪區長10儲層的主要成巖作用Fig.5　 Main diagenesis of Chang10 reservoir in Louping area(a)杏6036井，長10，1 568×3 000，微裂縫　(b)杏6036井，長10，1 570.88，柔性組分變形　(c)高10井，長10，1 691.6，顆粒間縫合線接觸　(d)杏6036井，長10，1 570.88×1 200，伊利石　(e)杏6036井，長10，1 565.4×1 525，綠泥石　(f)杏6036井，長10，1 565.45×1 600，自生石英　(g)6155井，長10，1 668.77×2 000，自生石英　(h)杏6036井，長10，1 568.18，石英次生加大　(i)杏6155井，1 668.77，方解石充填裂縫　(j)高52井，1 657.47，長10，濁沸石膠結　(k)杏6036井，長10，1 568.18×1 200，長石溶孔　(l)杏6155井，長10，1 666.75，濁沸石微溶

3.2.2硅質膠結作用

樓坪區長10儲層中硅質膠結物也較為普遍，體積分數為0.4 %～5.6 %，主要為石英以及石英次生加大(Ⅱ～Ⅲ級)。掃描電鏡下自生石英呈六方雙錐狀晶體充填于孔隙之中，而石英加大邊往往沿石英顆粒邊緣生產，其結晶程度要弱于自生石英。由于石英次生加大邊的存在，極易使儲層的喉道變成片狀或彎片狀喉道。此外，石英次生加大后，會使原來顆粒之間的接觸方式方式發生變化，由原來的點接觸→線接觸轉化，從而造成儲層的φ，K值不同程度降低[13-15]，而自生石英膠結物占據孔隙空間，使得面孔率值減小，也使得儲層孔隙度有所下降[16](圖5(f)～(h))。

3.2.3碳酸鹽膠結作用

樓坪區長10砂巖中碳酸鹽膠結作用普遍存在，含量變化較大。多以粒間膠結物、交代物和次生孔隙內填充物形式出現，膠結物成分主要為方解石和鐵方解石。碳酸鹽多以嵌晶式、薄膜式和櫛殼狀產出，并有明顯的多期次形成特征，可分為早、中、晚3期：①成巖早期(泥晶碳酸鹽膠結)；②成巖中期(櫛殼狀細粉晶膠結)；③成巖晚期(碳酸鹽重結晶形成連晶式膠結)。碳酸鹽膠結物不僅可以充填于原生粒間孔中，亦可充填于次生孔隙內(長石和巖屑溶蝕孔)，使面孔率減小，從而造成儲層的φ，K值下降。特別是樓坪區東北部地區碳酸鹽膠結十分強烈，儲層物性很差。因此，碳酸鹽膠結是研究區低孔-(超)低滲儲層形成的另一個主要原因(圖5(i))。

3.2.4濁沸石膠結

樓坪區長10儲層砂中巖濁沸石主要以斜長石假象、雜基成分和膠結成分3種賦存方式存在，具有不規則形狀、無色透明(薄片條件下)、兩組解理(不完全消光角為15°～25°，干涉色為一級白，略帶黃)的特征。濁沸石多數情況下在孔隙中以充填形式存在，對儲層的孔隙起堵塞作用，但當其后期被溶蝕后，又會形成次生孔隙，使儲層的孔滲性得到改善(圖5(j))。

3.3　溶蝕作用

溶蝕的結果主要是形成次生孔隙，可將致密砂巖改造成儲層，是形成儲層最重要的建設性成巖作用之一[17-18]。

樓坪區長10砂巖中溶蝕作用也非常普遍，主要為長石和濁沸石溶蝕作用，其次為巖屑顆粒以及方解石膠結物的溶蝕(圖5(k)～(l))。長石溶蝕可以形成粒間溶孔、粒內溶孔以及鑄模孔。據研究區相關資料統計，長石溶蝕產生次生孔隙占面孔率可達46.5%.在晚成巖階段，烴源巖在溫度(T)、壓力(P)以及Fe3+作用下，發生無機氧化脫羧反應，形成大量有機酸與CO2，而這些酸性物質進入孔隙，導致孔隙流體pH值的大幅降低。在早成巖期形成的不穩定自生礦物及長石等鋁硅酸鹽礦物在酸性條件下極易發生大規模的溶解，同時析出Si4+，Al3+等陽離子，而又由于機酸對Al3+有較強的絡合能力，因此這些離子往往通過絡合物的形式隨孔隙流體發生遷移，并且這種溶解具有持續性。

濁沸石的溶蝕現象在研究區長10儲層中也較為明顯。鏡下觀察，濁沸石邊緣多呈不規則狀以及內部發育粒內孔，這是由于酸性流體沿著濁沸石的{110}解理面溶蝕的結果。在研究區所取巖石樣品中，濁沸石的溶蝕作用強度是不同的，有的濁沸石溶蝕強烈，有的則幾乎不溶，或者溶蝕甚微，這主要是溶蝕作用所需的酸性介質由于研究區巖性較為致密，缺乏流動通道所致。由于長石和濁沸石的溶蝕，使得研究區儲層物性(φ，K)得到很大改善。

3.4　成巖期次劃分

根據鑄體薄片、掃描電鏡以及X-衍射等實驗結果：①樓坪區長10儲層砂巖遭受了較強的機械壓實作用，碎屑顆粒多以線狀接觸；②次生孔隙發育(尤其是以長石、濁沸石溶蝕為主，其次為伊利石、綠泥石次生孔隙)；③缺乏高嶺石粘土礦物；④石英次生加大多(Ⅱ～Ⅲ級)；⑤Ro[min，max]=0.78～1.03，Ro均=0.90(表1)。

表1　樓坪區長10儲層砂巖Ro測試結果

根據碎屑巖成巖階段劃分標準(SY/T5477-2003)并結合樓坪區儲層多項成巖序列劃分指標以及前人研究成果，綜合判定樓坪區長10儲集層砂巖的成巖階段處于中成巖A期(圖6)。長10砂體在埋藏成巖過程中，經歷了機械壓實作用(未成熟期)→成巖礦物析出及其所引起的膠結作用(次成熟期)→溶蝕和次生孔隙的形成(成熟早期)→晚成巖期成巖強化4個階段。

圖6　樓坪區長10砂巖成巖作用類型Fig.6　Diagenetic types of Chang10reservoir in Louping area

3.5　成巖作用對孔隙演化的影響

沉積物在進入埋藏成巖環境后，其孔隙演化不僅受沉積物本身的內在特征的制約，也受各種成巖作用的控制，它們共同影響著孔隙的演化進程[19-20]；通過對樓坪區11口井200余份長10層點的鑄體薄片進行了詳細觀察與統計，并計算了不同成巖作用的對孔隙演化的影響和演化模式(圖7)。

通過計算，樓坪區長10儲層初始孔隙度φp=35.15；壓實后剩余粒間孔隙度φr=20.76，壓實后損失孔隙度φL=14.39；由膠結作用引起的砂巖損失孔隙度φc=13.67；由溶蝕作用引起的增加孔隙度φd=3.65；膠結過程中孔隙損失率為38.89%；壓實、膠結后僅剩余的原生粒間孔隙度為7.09%，目前平均孔隙度為10.74%.

圖7　樓坪區長10砂巖孔隙演化模式圖Fig.7　Diagram of Chang 10 sandstonepore evolution in Louping area

4成巖相劃分及其特征

4.1　成巖相

成巖相代表了成巖面貌，由成巖作用組合特征所決定，反映了不同成巖環境和成巖礦物的組合特征，儲層的成巖相分布(平面與縱向)特征，有助于儲層區域性評價[21-24]。根據樓坪區長10儲層砂巖中成巖作用對儲集層物性的影響，劃分出5種成巖相帶，其中綠泥石膠結相、綠泥石-長石濁沸石溶蝕相是主要的有利成巖相帶。

4.1.1壓實-壓溶相

由機械壓實作用和壓溶作用共同作用的區域稱之為壓實-壓溶相。該相帶是樓坪區長10砂巖低孔-低(超)滲儲層的主體。既發育在分流河道相砂巖中，又可在河道側翼相的薄砂互層中發育，具有分布面具廣的特征。通常情況下，此相帶砂巖物性較差(φ≤14%，K≤1.50×10-3μm2，)為致密儲層，無油氣顯示，特別是在研究區北東向與西南向上，儲層的物性更低(φ≤6.42%，K≤0.11×10-3μm2)，主要是與該區域內含有較多的巖屑、泥質雜基和云母有關(圖8)。

4.1.2碳酸鹽膠結相

碳酸鹽膠結作用強烈的區域稱之為碳酸鹽膠結相，碳酸鹽膠結相通常發育在分流河道主砂體邊部位置以及河道側翼的薄砂層之中。由于樓坪區長10儲層碳酸鹽強烈膠結作用強烈而溶蝕作用相對微弱，通常情況下該相帶物性更差(φ≤3.11%，K≤0.002×10-3μm2)，為致密儲層，無油氣顯示(圖8)。

4.1.3硅質膠結相

硅質充填膠結相主要發育分流河道砂巖頂部的粉砂巖及部分粉細砂巖中，這是因為粉砂巖中發生壓實、壓溶作用，而壓實、壓溶作用提供的SiO2含量相對較高，從而在石英、長石顆粒邊緣形成次生加大邊或充填在粒間孔中，堵塞孔隙。通常情況下，自生石英與粒間孔隙成負相關關系。硅質充填膠結相發育的區域，φ=6.54%～10.12%，K=0.117 5×10-3～0.23×10-3μm2(圖8)。

4.1.4綠泥石膠結相

綠泥石膜不僅能將碎屑與孔隙水隔開，阻止顆粒(如石英、長石等)自生加大，甚至還能增強砂巖的抗壓能力，對原生粒間孔起到保護作用。受沉積微相的控制，綠泥石膜膠結相主要在三角洲平原分流河道砂巖中發育，該相帶儲層物性相對較好(φ=7.22%～12.34%，K=0.186×10-3～2.007×10-3μm2)，含油性也較好，屬于低孔-(超)低滲透儲層背景下相對高滲的較有利儲層(圖8)。

圖8　樓坪區長10成巖相平面分布圖Fig.8　Diagenetic facies of Chang10 in Louping area

4.1.5綠泥石膠結-長石、濁沸石溶蝕相

綠泥石膜對原生粒間孔起到保護作用，再加之長石、濁沸石溶蝕產生的次生孔隙構成了樓坪區長10儲層主要的有利成巖相帶。綠泥石膠結-長石、濁沸石溶蝕相主要發育在多期分流河道相互疊置的厚砂層中。該相帶儲層物性好(φ=10.22%～14.34%，K=0.2×10-3～2.0×10-3μm2)，含油性最好，是研究區油氣富集的場所(圖8)。

4.2　有利成巖相帶

根據上述分析可以看出，綠泥石膠結-長石、濁沸石溶蝕相的儲集性是樓坪區主要的有利成巖相帶，其次為綠泥石膠結相，再次為壓實壓溶相、碳酸鹽充填膠結相和硅質充填膠結相。

這是因為壓實-壓溶相、碳酸鹽充填膠結相和硅質充填膠結相往往都會使粒間孔大量喪失，或形成之后很難溶蝕，無法為次生孔隙的形成提供物質基礎，所以一般多為無利成巖相帶。而綠泥石膠結-長石、濁沸石溶蝕相當中的不僅發育綠泥石育保存下來的大量的粒間孔，而且還有長石和濁沸石溶蝕而產生的大量次生孔隙，這2種不同類型的孔隙同時存不僅增加了儲層的孔隙度，還在很大程度上改善了儲層的滲透性，因而是是樓坪區最有利的成巖相帶(圖8)。

5結論

1)樓坪區長10儲層巖性以灰色細粒長石砂巖和巖屑長石砂巖為主；碎屑顆粒成分成熟度和結構成熟度都較低，分選中等～好，顆粒磨圓度以棱角狀～次棱角狀，顆粒呈線狀或點-線接觸；膠結類型多以孔隙式為主，次為薄膜式；孔隙類型主要以粒間孔、長石溶孔和濁沸石溶孔為主，喉道以細小孔-微細喉為主；儲層屬于典型的低孔-(超)低滲致密儲層；

2)樓坪區長10儲層主要成巖作用為壓實-壓溶作用、膠結作用以及溶蝕作用，其中壓實作用、膠結作用屬破壞性成巖作用，溶蝕作用屬建設性成巖作用，儲層砂巖目前處于中成巖A期；

3)根據樓坪區長10儲層砂巖中成巖作用對儲集層物性的影響，對研究區劃分出5種成巖相帶，其中綠泥石膠結相、綠泥石-長石濁沸石溶蝕相是主要的有利成巖相帶，壓實-壓溶相、碳酸鹽充填膠結相和硅質充填膠結相為樓坪區不利的成巖相帶。

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Diagenesis of Chang10 dense reservoir of Louping area in Ansai oilfield

TANG Jian-yun1，4，SONG Hong-xia2，ZHANG Xing1，4，CHEN Yu-bao3

(1.DepartmentofResourceExplorationEngineering，ChinaUniversityofPetroleum(Beijing)KaramayCampus，Karamay834000,China；

2.TheInstituteofExplorationandDevelopment，TuhaOilfieldPetroChina，Hami839009,China；

3.YanchangPetroleumCo.，Ltd.Yan’an716005,China；

4.DepartmentofPetroleumEngineering，KaramayVocationalandTechnicalCollege，Karamay834000,China)

Abstract：Integrated application of the casting thin sections，SEM，X-ray diffraction，mercury injection and the reservoir comprehensive evaluation method，the diagenesis and Impact on Chang10 sandstone reservoir of louping area in AnSai oilfield were analyzed.The results show that：The Chang10 reservoir is lithology in gray in-grained feldspar sandstone and lithic feldspar sandstone；Clastic particles component maturity and knot structural maturity are low；Pore types mainly intergranular pores，feldspar dissolved pore and laumonite dissolution pore；Throat with tiny Hole-micrfine throat is prior；Reservoir belongs to the typical low hole-(ultra)low permeability reservoir；The Chang10 reservoir main diagenetic reservoir is compaction，pressolution，cementation and dissolution，with the compaction and cementation is destructive，and dissolution is constructive，The Chang10 reservoir is in A-period of the diagenesis；On the basis of research and investigation on sedimentary characteristics and diagenesis，the diagenetic facies of Louping area is divided into five types，including chlorite cementation facies，green debris consolidation-feldspar，laumonite dissolution facieis the main favorable diagenetic facies belt.

Key words：Chang10 reservoir；diagenesis；Louping area

中圖分類號：TE 122.2

文獻標志碼：A

通訊作者：唐建云(1980-)，男，陜西寶雞人，講師，E-mail：tangjy0808@163.com

基金項目：國家重大專項(2011ZX05005-004-007HZ)

收稿日期：*2015-08-21責任編輯：李克永

文章編號：1672-9315(2016)01-0031-09

DOI：10.13800/j.cnki.xakjdxxb.2016.0106