鄂爾多斯盆地胡尖山地區長61 致密砂巖儲層成巖特征與孔隙度定量恢復

王繼偉，朱玉雙，饒欣久，周樹勛，吳英強，楊紅梅

（1.中國石油長慶油田分公司勘探開發研究院，西安 710018；2.西北大學大陸動力學國家重點實驗室/地質學系，西安 710069；3.中國石油長慶油田分公司油田開發事業部，西安 710018；4.中國石油長慶油田分公司第二采油廠，甘肅慶陽 745100）

0 引言

由于世界各國能源需求的增加和常規石油的枯竭，致密砂巖儲層逐漸成為石油勘探的重要領域，然而，在致密砂巖儲層中很難找到相對高滲的區域［1-2］。儲層質量主要受構造、沉積及成巖作用的控制［3-4］。鄂爾多斯盆地上三疊統延長組致密砂巖儲層在沉積后經歷了多種復雜的成巖環境，這些成巖變化在碎屑巖儲層的孔隙形成、保存以及破壞中起著關鍵作用，導致孔滲演化過程極其復雜。不少學者對鄂爾多斯盆地延長組成巖作用、孔隙演化以及儲層致密影響因素開展過諸多研究［5-9］，認為機械壓實作用在早成巖階段對儲層破壞程度較大，孔隙度損失較高，貫穿整個成巖演化階段的膠結作用，造成孔隙度損失相比壓實作用較少，而溶蝕作用對于物性和面孔率的改善具有重要作用。目前對于胡尖山地區長6 儲層的研究多停留在沉積與成巖較為簡單的描述上，關于儲層差異性成巖作用及其對孔隙演化的影響以及成巖相方面缺乏相關深入研究，而成巖特征作為碎屑組分、填隙物特征、孔喉結構特征及其演化歷史的直接綜合反映，對于油氣勘探起著重要指導作用［10-13］。

針對該現狀，在前人研究的基礎上，通過開展巖心物性分析及描述、鑄體薄片、掃描電鏡及陰極發光等實驗測試，分析胡尖山地區致密砂巖儲層的巖性特征、孔隙類型和成巖類型，建立該區長61儲層的孔隙度演化模擬方程，定量描述成巖作用對儲層孔隙度演化的影響，對長61致密砂巖儲層成巖特征及孔隙定量演化進行研究，進而劃分成巖相，并利用不同成巖相的測井響應特征，預測全區成巖相平面展布規律，以期對研究區致密油儲集層的勘探開發提供指導。

1 地質概況

胡尖山地區位于鄂爾多斯盆地中西部（圖1），構造上位于伊陜斜坡內部，北至長茂灘，南達王洼子，西起磚井，東抵周家灣，毗鄰天環生油坳陷，勘探面積3 260 km2，區內地層平緩，傾角為0.4°～0.6°，總體構造較簡單，為西傾平緩大單斜［14］。

圖1 鄂爾多斯胡尖山地區地理位置圖Fig.1 Geographical location of Hujianshan area，Ordos Basin

研究區內延長組主要發育內陸坳陷型湖泊三角洲沉積［15］，以巖性及沉積旋回為依據，自上而下劃分為長1—長10，其中長10 至長7 沉積期湖盆擴張，到長7 沉積期時湖盆達到鼎盛，之后長6 至長2 沉積期湖盆漸趨收縮，直到長1 沉積期湖盆衰亡為準平原化期［16-18］。對目的層長61巖心觀察顯示，巖性以灰色、深灰色細砂巖為主，構造發育，多為沙紋層理和平行層理（圖2），主要發育淺水三角洲前緣亞相沉積，河道較發。

圖2 胡尖山地區巖心觀察照片（a）沙紋交錯層理，H185 井，2 220.35 m；（b）平行層理，H262 井，2 154.58 m；（c）植物碎片化石，H387 井，1 893.05 mFig.2 Core photos of Hujianshan area

2 儲層巖石學特征

根據30 口井的巖心觀察、211 個樣品鑄體薄片及掃描電鏡實驗結果統計，鄂爾多斯盆地胡尖山地區長61儲層以細粒長石砂巖和巖屑長石砂巖為主（圖3），具有低石英、高長石的特征，長石體積分數平均約占碎屑總量的45.8%；石英類含量次之，體積分數平均為26.2%；巖屑類含量相對較少，平均體積分數為15%。研究區巖屑以火成巖和變質巖為主，填隙物平均體積分數為12.5%，主要為綠泥石、高嶺石、伊利石、碳酸鹽及硅質（圖4）。在結構上以細砂巖為主，同時夾雜有少許泥質。分選性以中等—好為主，磨圓度以次棱角狀為主，膠結方式主要為薄膜—孔隙式膠結，結構成熟度中等；巖石的支撐類型為顆粒支撐；顆粒之間以線接觸為主［圖4（b）］。研究區孔隙類型以粒間孔為主（3.66%），其次為長石溶孔（0.72%）、巖屑溶孔（0.13%），還有少量的沸石溶孔（0.12%，鏡下未見明顯現象）及極少量的晶間孔（0.09%），面孔率平均為4.79%（圖5）。

對1755 個樣品的巖心物性資料統計分析表明，胡尖山地區長61儲層物性普遍較差，平均孔隙度為12.2%，平均滲透率為0.69 mD。根據國家石油天然氣行業標準［19］，胡尖山地區長61儲層總體為低孔、特低滲儲層（圖6）。

對研究區92 個樣品的高壓壓汞實驗數據統計分析表明，胡尖山地區長61儲層排驅壓力較小（平均為1.32 MPa），中值壓力較高（平均為8.66 MPa），中值半徑較小（平均為0.25 μm），退汞效率低（平均為23.91%），整體表現為低排驅壓力微—細喉道型的特征。

圖3 胡尖山地區長61 儲層砂巖組分Ⅰ.石英砂巖；Ⅱ.長石石英砂巖；Ⅲ.巖屑石英砂巖；Ⅳ.長石巖屑質石英砂巖；Ⅴ.長石砂巖；Ⅵ.巖屑長石砂巖；Ⅶ.長石巖屑砂巖；Ⅷ.巖屑砂巖Fig.3 Sandstone components of Chang 61reservoir in Hujianshan area

圖4 胡尖山地區長61 儲層鏡下特征（a）發育粒間孔和長石溶孔，顆粒邊緣見綠泥石膜，A233 井，1 927.8 m；（b）見線接觸、鐵方解石膠結和石英次生加大，A72 井，2 225.9 m；（c）高嶺石和綠泥石充填孔隙，H174 井，2 063.8 m；（d）伊利石、自生石英充填孔隙，X62 井，2 027.6 m；（e）殘余粒間孔發育，Y159 井，2 005.2 mFig.4 Microscopic characteristics of Chang 61 reservoir in Hujianshan area

圖5 胡尖山地區長61 儲層孔隙類型統計Fig.5 Pore types of Chang 61reservoir in Hujianshan area

圖6 胡尖山地區長61儲層物性相關性圖Fig.6 Relationship between permeability and porosity of Chang 61reservoir in Hujianshan area

3 成巖作用及成巖相

3.1 成巖作用

通過對胡尖山地區長61儲層樣品進行鑄體薄片、掃描電鏡以及陰極發光等實驗分析，發現其主要經歷了機械壓實—壓溶、膠結及溶蝕等成巖作用，一方面壓實—壓溶作用和膠結作用對儲層物性造成了破壞，而另一方面溶蝕作用則對儲層物性起到了一定的改善作用［20-22］。

3.1.1 壓實-壓溶作用

研究區的壓實作用主要表現為機械壓實作用，大大地破壞了原生孔隙空間，是造成原生孔隙減少的重要原因［23-24］。鏡下觀察碎屑顆粒多為線接觸［圖7（a）］，可見巖屑、云母等發生塑性變形［圖7（b）］。成巖早期的原生孔隙受壓實作用的影響相對較大，后期由于膠結物的作用使碎屑顆粒間的黏合力得到了增強，巖石顆粒對上覆地層造成的壓力具有一定的抵抗能力，從而保存了剩余粒間孔隙空間［25-26］，整體經歷了較強的壓實過程。

3.1.2 膠結作用

圖7 胡尖山地區長61 儲層典型樣品成巖現象的鏡下特征（a）云母塑性變形，H261 井，2 032.8 m；（b）剛性顆粒破裂，J17 井，2 057.8 m；（c）綠泥石薄膜，H188 井，2 248.1 m；（d）綠泥石薄膜充填孔隙，A169 井，2 146.4 m；（e）蠕蟲狀高嶺石充填孔隙，H157 井，2 017 m；（f）毛發狀伊利石充填孔隙，H156 井，2 107.4 m；（g）鐵方解石充填孔隙，A265 井，1 996.6 m；（h）石英次生加大充填孔隙，Y99 井，2 188.6 m；（i）長石溶蝕改善孔隙，H256 井，2 248.7 mFig.7 Microscope figures of typical diagenetic phenomena of samples of Chang 61reservoir in Hujianshan area

膠結作用將松散沉積物固結起來充填于顆粒間，根據211 個薄片及電鏡實驗等結果統計分析，胡尖山地區長61儲層砂巖填隙物平均體積分數為12.5%（表1），主要為黏土礦物、碳酸鹽及硅質，體積分數分別為7.8%，2.9% 和0.9%，此外研究區薄片中發現少量的濁沸石和長石質，體積分數分別為0.4%和0.1%。黏土礦物主要為綠泥石、高嶺石和伊利石，體積分數分別為4.6%，2.2%和1.0%；碳酸鹽膠結物主要為早期的方解石和中晚期的鐵方解石，體積分數分別為0.4%和2.5%；硅質膠結物主要以微晶石英他型和石英顆粒次生加大等2 種方式充填孔隙。

表1 胡尖山地區長61儲層碎屑巖填隙物含量Table 1 Statistics of interstitial matters in clastic rock of Chang 61reservoir in Hujianshan area

（1）黏土礦物膠結

電鏡觀察顯示，長61儲層綠泥石在早期主要為薄膜方式包裹著顆粒［圖7（c）］，呈環邊狀，厚度一般小于20 μm，其周圍存在較多的孔隙空間，而中晚期孔隙充填式綠泥石一般呈葉片狀［圖7（d）］，微孔相對較少。對于自生綠泥石和孔隙演化之間的影響關系，一般認為綠泥石阻塞孔隙，導致孔隙空間減小，造成了破壞性作用［27-30］，但是隨著孔隙空間方面的研究不斷深入，也有許多人認為環邊狀綠泥石膜對孔隙空間起著一定的保護作用［31-35］。高嶺石主要以書頁狀及蠕蟲狀堆積充填于研究區孔隙空間內［圖7（e）］。伊利石在研究區體積分數為1.1%，主要以絲縷狀及卷片狀形態充填在粒間孔隙中［圖7（f）］，一般形成于較晚的成巖階段。

（2）碳酸鹽膠結

碳酸鹽以微晶狀和連晶狀為主，根據其分布特征分析，形成時間可分為2 期。早期方解石以孔隙式膠結為主，形成于淺埋藏成巖環境。Surdam 等［36］指出，在有機質低成熟—成熟階段（80～120 ℃），早期方解石與泥巖中干酪根形成的有機酸（草酸、醋酸和酚等）發生溶解反應，形成次生孔隙；晚期的碳酸鹽膠結物主要為鐵方解石，以充填次生溶蝕孔隙為主。同時，當有機質處在高成熟階段（120～160 ℃）時，由于CO2濃度隨著有機質的演化而升高，造成碳酸鹽被溶解的可逆反應向相反（碳酸鹽沉淀）方向進行［37］：2H++CaCO3?Ca2++H2CO3?Ca2++H2O+CO2而鐵方解石一般不易被溶解，因此中晚期常以嵌晶式膠結在孔隙中［圖7（g）］。

（3）硅質膠結

研究區硅質膠結物以石英次生加大膠結為主［圖7（h）］，主要來自于大量的長石溶蝕，擠占孔隙從而降低了儲層物性［38-40］。此外，該區還可見少量的濁沸石以及極少量的長石質膠結物，對儲層物性的影響相對較小。

3.1.3 溶蝕作用

溶蝕作用是次生孔隙發育的重要因素，孔隙中的流體促使不穩定碎屑顆粒及填隙物進行溶解，對改善儲層孔隙空間具有建設性作用［37］。研究區溶蝕作用比較普遍，長石含量最多且穩定性差，因此主要為長石溶蝕，偶爾可見巖屑溶蝕現象。長石在被溶解后常呈港灣狀和鋸齒狀邊緣，強烈溶解則會出現殘骸狀或鑄模狀［圖7（i）］。

3.2 成巖演化序列

在前述研究的基礎上，結合薄片觀察及掃描電鏡中各成巖現象的分析顯示，研究區長61儲層成巖序列大致經歷了機械壓實作用—石英次生加大—早期綠泥石薄膜膠結—早期方解石析出—長石溶蝕—自生高嶺石形成—烴類充注—伊利石及孔隙充填式綠泥石形成—晚期鐵方解石膠結。依據成巖階段劃分標準［41］，胡尖山地區長61儲層成巖階段處于中成巖階段A 期（圖8）。

3.3 孔隙度演化定量恢復

通過以上研究表明，壓實、膠結及溶蝕作用依次對研究區長61儲層的孔隙度造成不同程度的影響，因此在恢復砂巖原始孔隙度的前提下，結合211塊樣品數據統計，計算出各成巖作用后的孔隙度大小，進而對不同成巖作用進行定量評價分析。

3.3.1 原始孔隙度恢復

根據Beard 等［40］提出的未固結砂巖原始孔隙度模型對儲層原始孔隙度進行恢復，計算公式為

圖8 胡尖山地區長61儲層孔隙度演化模擬圖Fig.8 Simulation of porosity evolution of Chang 61reservoir in Hujianshan area

式中：Φ1為未固結砂巖的原始孔隙度，%；Sd為Trask分選系數，Sd=（其中的P25和P75分別為粒度概率累計曲線上顆粒體積分別為25%和75%時所對應的顆粒直徑，mm）。

根據粒度資料，得出胡尖山地區長61儲層的分選系數Sd為1.11～1.73，平均為1.43，原始孔隙度為32.96%～39.68%，平均為36.92%。

3.3.2 壓實階段

壓實作用主要表征原始孔隙在早成巖階段過程中經歷壓實作用后［42-43］，一部分原始孔隙度因壓實而損失，一部分被膠結物占據，因此壓實后孔隙度為剩下的殘余粒間孔隙與早期膠結作用所占據孔隙之和［44］，壓實后孔隙度Φ2采用如下公式計算：

式中：Φ2為壓實后孔隙度，%；C為現膠結物體積分數，%；P1為粒間孔面孔率，%；P2為孔面孔率，%；P3為樣品實測孔隙度，%；P4為總孔隙面孔率，%；Pa為壓實損失孔隙度，%；Fa為壓實孔隙度損失率，%。

計算結果顯示（表2），壓實后孔隙度為10.23%～30.14%，平均為18.51%，壓實孔隙度損失率為38.22%～73.83%，平均為56.62%，表明成巖早期的壓實作用對胡尖山地區長61儲層物性具有很大的破壞作用，壓實程度較強［45］，是導致儲層致密的重要原因。

表2 胡尖山地區長61 儲層不同成巖演化階段孔隙度演化統計Table 2 Porosity evolution in different diagenetic stages of Chang 61 reservoir in Hujianshan area %

3.3.3 膠結階段

理論上膠結作用因膠結物充填孔隙而造成的孔隙度損失與膠結物含量大致相等，因此壓實、膠結作用后的孔隙度Φ3=Φ1—C，膠結作用損失孔隙度Pb=C，膠結孔隙度損失率

計算結果顯示（表2），膠結后的剩余孔隙度為3.39%～10.52%，平均為8.13%，膠結孔隙度損失率為7.26%～28.31%，平均為19.78%。膠結階段進一步破壞了孔隙空間。

3.3.4 溶蝕增孔階段

溶蝕作用通過對碎屑顆粒及填隙物等不穩定組分的溶解而產生大量的次生孔隙，從而改善儲層的物性，溶蝕作用增加的孔隙度Φ2=P5×P3/P4，P5為總的溶蝕孔面孔率。

計算結果顯示（表2），溶蝕后增加的孔隙度為0.34%～7.47%，平均值為2.26%。研究區溶蝕階段對儲層起到的改善作用相對較弱。

3.4 成巖相劃分及分布特征

成巖相是在一定成巖環境下，各成巖作用對沉積物綜合作用的結果，能夠比較準確地預測研究區儲層的性質、規模及展布，是儲層研究和油氣勘探的重點［46-47］。根據成巖作用的影響，結合鑄體薄片及掃描電鏡下的成巖礦物以及孔隙度演化發育特征，采取“優勢相法”將胡尖山地區長61儲層的成巖相劃分為6 種：①綠泥石膜剩余粒間孔相；②剩余粒間孔相；③長石溶蝕相；④黏土礦物膠結相；⑤碳酸鹽膠結相；⑥壓實相。在此基礎上分析各成巖相的測井響應特征，選取相關性較強的自然伽馬、密度、聲波時差和中子這4 類測井曲線確定全區測井成巖相（表3）。基于成巖相差異，對胡尖山地區長61儲層平面成巖相分布進行了預測（圖9）。

（1）綠泥石膜剩余粒間孔相。與剩余粒間孔相相比，由于黏土礦物中綠泥石膜占主導地位，保護了原生孔隙，因而其面孔率是所有成巖相中最大的，孔隙度和滲透率也相對好于剩余粒間孔相，但是在研究區分布有限，密度小于2.5 g/cm3，聲波時差大于226 μs/m，中子大于19.6%，自然伽馬小于80 API，是原油富集的最主要區域，也是研究區最有利的成巖相帶。

表3 胡尖山地區長61儲集層成巖相測井參數特征Table 3 Logging parameters of diagenetic facies of Chang 61reservoir in Hujianshan area

圖9 胡尖山地區長61 儲層成巖相平面展布Fig.9 Distribution of diagenetic facies of Chang 61 reservoir in Hujianshan area

（2）剩余粒間孔相。該成巖相帶剩余粒間孔占主導地位，長石溶孔相對含量較低，黏土礦物等含量普遍較低。該成巖相粒間孔較發育，孔隙間連通性較好，含油性較好，屬于相對高孔、高滲有利成巖相帶，孔隙度主要為10.8%～15.6%，滲透率平均為1.46 mD，密度小于2.52 g/cm3，聲波時差大于222 μs/m，中子大于19.8%，自然伽馬小于85 API，在研究區分布較為廣泛。

（3）長石溶蝕相。在這類成巖相中，長石在酸性條件下發生溶解，長石溶孔含量相對較高，面孔率較高，對儲集物性有較大的改善作用，在研究區分布有限，孔隙度主要為9.1%～13.2%，滲透率平均為0.82 mD，密度小于2.51 g/cm3，聲波時差大于221 μs/m，中子大于19.6%，自然伽馬小于90 API。

（4）黏土礦物膠結相。此類成巖相自生黏土礦物很發育，充填孔隙造成剩余粒間孔較少。巖相面孔率一般小于3%，儲集性能也相對較差。研究區長61儲層中以綠泥石和伊利石膠結充填孔隙為主，孔隙度平均為11.37%，滲透率平均為0.58 mD，密度大于2.48 g/cm3，聲波時差小于222 μs/m，中子小于20.9%，自然伽馬小于95 API。

（5）碳酸鹽膠結相。顆粒之間主要為孔隙式膠結和基底式膠結，物性一般比較差，孔隙度平均為10.75%，滲透率小于0.32 mD，密度大于2.51 g/cm3，聲波時差小于223 μs/m，中子小于20.9%，自然伽馬小于100 API。

（6）壓實相。該成巖相帶孔隙度平均為9.43%以下，滲透率平均為0.27 mD，在巖屑、云母含量較高的區域，孔隙度可降至5.2%，滲透率降至0.2 mD以下，不利于油氣儲集。密度大于2.51 g/cm3，聲波時差小于220 μs/m，中子小于20.3%，自然伽馬大于110 API。

4 結論

（1）胡尖山地區長61儲層巖性以巖屑長石砂巖為主，其次為長石砂巖，以孔隙式膠結為主，物性普遍較差，屬低孔、特低滲儲集層。儲集空間以粒間孔為主，其次為長石溶孔、巖屑溶孔，還有少量的沸石溶孔。

（2）胡尖山地區長61儲層處于晚成巖階段。早期的壓實作用和膠結作用對儲集層孔隙空間造成破壞，而綠泥石膜的抵抗壓實作用和方解石對儲層的改善起到了積極的作用；晚期的鐵方解石充填孔隙降低了儲層物性，而隨后長石溶蝕產生的大量次生孔隙為儲層儲集空間的改善起到了重要作用。

（3）不同成巖作用影響并控制了胡尖山地區長61儲層的孔隙發育。壓實作用造成孔隙度減少18.41%，孔隙空間損失率達56.62%；膠結作用使孔隙度降低10.38%，孔隙空間損失率達19.78%；溶蝕作用改善了儲集層的物性，增加的孔隙度為2.26%。

（4）將胡尖山地區長61砂巖儲層劃分為6 種成巖相，其中綠泥石膜剩余粒間孔相的物性和含油性最好，剩余粒間孔相次之，這2 種成巖相往往發育優質儲集層，是研究區較有利的油氣儲集相帶。