定邊油田長(zhǎng)2特低滲砂巖儲(chǔ)層成巖作用及物性影響因素

林紅先，屈展

1.西北工業(yè)大學(xué)航空學(xué)院 （陜西 西安 710072）

2.西安石油大學(xué)石油工程學(xué)院 （陜西 西安 710065）

0 引言

定邊油田位于鄂爾多斯盆地陜北斜坡中西部區(qū)域，油層主要為中生界三疊系延長(zhǎng)組和侏羅系延安組，具有多層系含油的特征，其中延長(zhǎng)組長(zhǎng)2油層組為其主力產(chǎn)層之一。目前，前人已對(duì)該區(qū)長(zhǎng)2油層組沉積和儲(chǔ)層特征做了一定的研究[1-4]，并有效指導(dǎo)了長(zhǎng)2油藏的勘探與開(kāi)發(fā)。但隨著勘探程度的提高和進(jìn)一步深化，認(rèn)為影響其物性差異的關(guān)鍵因素是成巖作用。然而，對(duì)長(zhǎng)2儲(chǔ)層成巖作用類型及特征、成巖階段劃分及孔隙演化、成巖作用與儲(chǔ)層物性間的關(guān)系等方面的研究比較薄弱，影響了長(zhǎng)2油藏的勘探開(kāi)發(fā)水平。鑒于此，基于前人研究的基礎(chǔ)，對(duì)10余口探井巖心的系統(tǒng)觀察與精細(xì)描述，系統(tǒng)采集了105塊長(zhǎng)2油層組巖樣，采用一系列的常規(guī)分析手段，如鑄體薄片分析、掃描電鏡分析、陰極發(fā)光分析、黏土礦物X衍射等分析測(cè)試項(xiàng)目，旨在通過(guò)對(duì)儲(chǔ)層基本特征的研究，重點(diǎn)分析長(zhǎng)2儲(chǔ)層成巖作用、孔隙演化及其物性影響因素。

研究區(qū)長(zhǎng)2油層組沉積期屬于三角洲平原亞相沉積[5]，巖性主要為淺灰色、灰白色中-細(xì)砂巖、細(xì)砂巖。根據(jù)標(biāo)志層及沉積旋回，長(zhǎng)2油層組自上而下細(xì)分為長(zhǎng)21、長(zhǎng)22和長(zhǎng)23等3個(gè)油層亞組，其中長(zhǎng)21和長(zhǎng)22為主力產(chǎn)層。長(zhǎng)2中部埋藏深度為1 760～2 140 m，平均為1 890 m，其頂面構(gòu)造特征總體呈西傾的單斜形態(tài)，傾角不足1°，在此背景上發(fā)育3～5排軸向近東西向的鼻狀構(gòu)造，最大構(gòu)造幅度可達(dá)30 m。研究表明這些鼻狀構(gòu)造對(duì)長(zhǎng)2油藏的分布具有重要的控制作用[6]，與巖性特征一起成為長(zhǎng)2儲(chǔ)層原油聚集的重要條件[7]。

1 儲(chǔ)層基本特征

1.1 巖石學(xué)特征

通過(guò)對(duì)研究區(qū)10余口取心井的巖心和37塊巖石薄片詳細(xì)地觀察和描述，認(rèn)為長(zhǎng)2段砂巖是以中-細(xì)長(zhǎng)石砂巖為主，其次為巖屑長(zhǎng)石砂巖（圖1），少量的粉砂巖和粗砂巖。薄片鑒定結(jié)果統(tǒng)計(jì)表明：碎屑顆粒主要是以石英為主，平均43.88%；其次為長(zhǎng)石，平均30.75%；巖屑主要為變質(zhì)巖屑和沉積巖屑，平均8.5%，且以塑性巖屑為主。填隙物中的黏土礦物是以高嶺石為主，次為綠泥石，伊利石和伊/蒙間層最少；膠結(jié)物主要為高嶺石，其次為硅質(zhì)，還含有少量的長(zhǎng)石質(zhì)和鐵白云石等；雜基成分主要包括綠泥石。

圖1 定邊油田長(zhǎng)2砂巖三角分類

1.2 孔隙類型及物性特征

根據(jù)156塊巖心鑄體薄片及其物性分析等資料的觀察和統(tǒng)計(jì)（圖2），研究區(qū)長(zhǎng)2儲(chǔ)層的儲(chǔ)集空間主要為粒間孔和溶蝕孔。面孔率平均為13.63%，其中粒間孔（47.68%）和長(zhǎng)石溶孔（48.70%）最為發(fā)育，另有少量晶間孔（3.68%）未見(jiàn)裂縫分布。表明研究區(qū)成巖作用是控制次生孔隙發(fā)育的主要原因之一。長(zhǎng)2砂巖實(shí)測(cè)的孔隙度13.00%～24.30%，平均16.04%，中值為15.76%；滲透率（0.5～145.158）×10-3μm2，平均8.946×10-3μm2，中值為5.13×10-3μm2。根據(jù)儲(chǔ)層分類評(píng)價(jià)標(biāo)準(zhǔn)[8]，長(zhǎng)2砂巖儲(chǔ)層屬于中孔-特低滲儲(chǔ)層。

圖2 定邊油田長(zhǎng)2砂巖儲(chǔ)層孔隙類型

2 成巖作用類型及特征

2.1 壓實(shí)作用

鑄體薄片觀察發(fā)現(xiàn)，局部顯示有云母類等塑性顆粒的壓實(shí)變形，碎屑顆粒間緊密接觸（圖3（b）、圖3（f）、圖3（h））；由線狀接觸過(guò)渡為凹凸接觸或點(diǎn)接觸（圖3（a）、圖3（b）），掃描電鏡下有明顯的剛性顆粒轉(zhuǎn)動(dòng)或位移，如圖3（i）所示。表明長(zhǎng)2砂巖儲(chǔ)層經(jīng)歷了較為普遍的壓實(shí)作用，但壓實(shí)作用相對(duì)較弱。因此使得原生粒間孔進(jìn)一步減小，喉道變細(xì)、迂曲度大，最大程度地降低了儲(chǔ)層的滲流能力[9]，進(jìn)而在經(jīng)歷了壓實(shí)作用后，仍使得長(zhǎng)2儲(chǔ)層部分原生孔隙得以保存。

2.2 膠結(jié)及交代作用

膠結(jié)及交代作用是使得砂巖孔隙度減小、滲透率降低的主要原因[10-11]。其表現(xiàn)是以黏土礦物中的高嶺石（圖3（e））、綠泥石黏土薄膜（圖3（d））和偶見(jiàn)鐵白云石和方解石（圖3（f）、圖3（g）、圖3（l））膠結(jié)。膠結(jié)方式有孔隙充填式、再生式等類型。另外，石英次生加大的硅質(zhì)膠結(jié)（圖3（j）、圖3（k））同樣不可忽視，其含量較低（平均為1.5%），但分布范圍廣。

2.3 溶蝕作用

鏡下觀察顯示溶蝕作用主要表現(xiàn)為碎屑顆粒（長(zhǎng)石、巖屑）的溶蝕（圖3（a）、圖3（i）、圖3（o））。由于溶蝕強(qiáng)烈，使得部分巖心層段的長(zhǎng)石形成鑄模孔（圖3（j）），偶見(jiàn)長(zhǎng)石、巖屑溶蝕形成粒內(nèi)溶孔。其溶孔直徑大小不一，溶蝕孔的形成促使部分孔隙、喉道及其之間的連通性得到明顯改善。研究認(rèn)為次生孔隙的形成主要是由于生烴作用釋放的有機(jī)酸使地層水呈酸性，加速了長(zhǎng)石等易溶礦物的溶解而形成[12]。

3 成巖階段與成巖演化

3.1 成巖階段

通過(guò)對(duì)成巖作用類型、自生礦物和膠結(jié)物類型及賦存狀態(tài)的研究，依據(jù)鑄體薄片、掃描電鏡以及黏土礦物X衍射等化驗(yàn)分析資料，確定了長(zhǎng)2砂巖儲(chǔ)層的成巖作用階段，判斷依據(jù)主要有：①機(jī)械壓實(shí)作用和壓溶作用，顆粒間點(diǎn)-線接觸關(guān)系，石英、長(zhǎng)石的次生加大普遍達(dá)到Ⅱ級(jí)以上；②自生礦物的析出和隨后發(fā)生的長(zhǎng)石、巖屑和方解石等礦物的溶蝕；③根據(jù)黏土礦物X衍射分析資料定量統(tǒng)計(jì)數(shù)據(jù)，延長(zhǎng)組長(zhǎng)2砂巖黏土礦物以高嶺石和綠泥石為主，高嶺石含量52.5%，綠泥石含量35%（表1），少量的伊/蒙間層和伊利石；碎屑顆粒間點(diǎn)-線接觸為主，次生孔隙比較發(fā)育。綜合以上分析，參照碎屑巖儲(chǔ)層成巖階段劃分標(biāo)準(zhǔn)[13]，認(rèn)為長(zhǎng)2儲(chǔ)層已普遍達(dá)到中成巖階段A期。

圖3 定邊油田長(zhǎng)2砂巖鑄體薄片與掃描電鏡特征

3.2 成巖序列與成巖演化

依據(jù)成巖作用的類型、特征及其鏡下觀察到的成巖現(xiàn)象，綜合確定成巖演化序列[14-15]，長(zhǎng)2砂巖顯微鏡常見(jiàn)到如下的成巖現(xiàn)象：①呈薄膜形式的綠泥石黏土礦物包圍了碎屑顆粒全部，綠泥石膜包圍的石英顆粒很少產(chǎn)生次生加大，表明綠泥石膜要早于石英加大而形成，視為成巖作用早期的產(chǎn)物；②碳酸鹽巖膠結(jié)物充填在長(zhǎng)石溶蝕孔隙內(nèi)，且碎屑顆粒呈孤立狀分布，說(shuō)明方解石的沉淀要晚于長(zhǎng)石顆粒的溶蝕；③在以連晶或孔隙式膠結(jié)方式分布的方解石膠結(jié)物中,可見(jiàn)鐵白云石交代方解石，鐵白云石的形成晚于方解石。綜上分析，長(zhǎng)2儲(chǔ)層的成巖序列為：早期機(jī)械壓實(shí)→綠泥石膜形成→石英質(zhì)加大→長(zhǎng)石顆粒溶蝕→烴類充注→晚期方解石膠結(jié)→鐵白云石交代（圖4）。

表1 定邊油田長(zhǎng)2砂巖黏土礦物含量統(tǒng)計(jì) /%

圖4 定邊油田長(zhǎng)2砂巖成巖階段與孔隙演化模式

4 成巖作用對(duì)儲(chǔ)層物性的影響

4.1 破壞性成巖作用對(duì)儲(chǔ)層物性的影響

埋藏深度控制著壓實(shí)作用，進(jìn)而對(duì)儲(chǔ)層物性產(chǎn)生影響。長(zhǎng)2儲(chǔ)層平均埋深達(dá)到1 800 m以上，壓實(shí)作用較為強(qiáng)烈。以長(zhǎng)2砂巖大量的鑄體薄片鑒定、孔隙類型、面孔率統(tǒng)計(jì)為基礎(chǔ)，定量計(jì)算了不同成巖作用對(duì)孔隙變化的貢獻(xiàn)。選取研究區(qū)長(zhǎng)2儲(chǔ)層5口井13塊典型樣品進(jìn)行孔隙演化的定量反演，參照相關(guān)的計(jì)算公式[16]，平均原始孔隙度為40.40%。根據(jù)壓實(shí)損失孔隙度計(jì)算公式[17]，計(jì)算僅壓實(shí)作用使得原始孔隙度損失高達(dá)22.18%，壓實(shí)作用后剩余18.22%。因此，壓實(shí)作用是造成研究區(qū)長(zhǎng)2砂巖儲(chǔ)層物性變差的主要因素之一。

碳酸鹽巖膠結(jié)對(duì)儲(chǔ)層具有明顯的破壞性。由圖5可知，當(dāng)碳酸鹽巖膠結(jié)物含量小于4%，孔隙度和滲透率分別是在12%～22%和（5～20）×10-3μm2之間，碳酸鹽巖含量對(duì)儲(chǔ)層沒(méi)有明顯的控制作用；當(dāng)碳酸鹽巖含量大于4%，隨著碳酸鹽巖的增加，儲(chǔ)層物性有著變差的趨勢(shì)，孔隙度均小于8%，滲透率均小于5×10-3μm2。研究表明，碳酸鹽巖膠結(jié)物主要是在油氣充注后或與其同時(shí)發(fā)生，將部分粒間孔和溶蝕孔充填。碳酸鹽巖膠結(jié)的破壞性成巖作用使得原始孔隙度損失了5.26%，剩余12.96%，此時(shí)長(zhǎng)2儲(chǔ)層已經(jīng)演化為特低滲儲(chǔ)層。

圖5 定邊油田長(zhǎng)2儲(chǔ)層碳酸鹽巖含量與物性關(guān)系

4.2 建設(shè)性成巖作用對(duì)儲(chǔ)層物性影響

建設(shè)性成巖作用形成的粒內(nèi)溶孔、粒間溶孔及鑄模孔是長(zhǎng)2儲(chǔ)集性能優(yōu)良的有力保證，將長(zhǎng)石顆粒溶蝕后可增加孔隙度3.18%。計(jì)算孔隙度為16.14%，實(shí)測(cè)孔隙度為16.04%，通過(guò)誤差分析與理論計(jì)算，進(jìn)一步證明研究成果具有一定的可靠性。

5 結(jié)論

1）定邊油田長(zhǎng)2特低滲砂巖儲(chǔ)層經(jīng)歷了機(jī)械壓實(shí)、碳酸鹽巖膠結(jié)和溶蝕作用，導(dǎo)致研究區(qū)儲(chǔ)層物性致密的主要原因之一是機(jī)械壓實(shí)作用，高嶺石和碳酸鹽巖的膠結(jié)進(jìn)一步對(duì)儲(chǔ)層物性進(jìn)行破壞，綠泥石膜有效保存了原生孔隙，溶蝕作用是改善儲(chǔ)層物性的重要途徑。

2）長(zhǎng)2儲(chǔ)層主要處于中成巖階段A期，其成巖序列為：早期機(jī)械壓實(shí)→綠泥石膜形成→石英質(zhì)加大→長(zhǎng)石顆粒溶蝕→烴類充注→晚期方解石膠結(jié)→鐵白云石交代。

3）長(zhǎng)2儲(chǔ)層孔隙演化定量研究結(jié)果表明，計(jì)算原始孔隙度為40.40%，機(jī)械壓實(shí)后剩余孔隙度18.22%，膠結(jié)作用后剩余孔隙度12.96%，溶蝕作用后孔隙度增至16.14%。