合水地區長8超低滲透儲層成因分析

段曉晨，劉聯群，康立明，宋曉莉，任夏宏

（1.中國石油長慶油田公司超低滲透油藏第一項目部，甘肅合水 745400；2.長安大學地球科學與資源學院；3.陜西延長石油國際勘探開發工程有限公司）

合水地區長8超低滲透儲層成因分析

段曉晨1，劉聯群2，康立明3，宋曉莉1，任夏宏1

（1.中國石油長慶油田公司超低滲透油藏第一項目部，甘肅合水 745400；2.長安大學地球科學與資源學院；3.陜西延長石油國際勘探開發工程有限公司）

合水地區長8超低滲透油藏是長慶油田一個重要勘探開發潛力區，不斷有新的油氣富集區發現，因此，需要對儲層進行不斷地追蹤研究。在前人研究基礎上，根據新的鉆井巖心、砂巖薄片、鑄體薄片、掃描電鏡和X-衍射等資料，從沉積、成巖等方面對長8儲層成因主控因素進行了分析，認為合水地區長8超低滲透儲層的形成，主要受沉積微相、碎屑成分、碎屑粒度、壓實作用、膠結作用和溶蝕作用等因素控制；壓實及膠結作用是儲層致密化的最主要控制因素，溶蝕作用是局部儲層物性改善的關鍵因素。

長慶油田；合水地區；長8儲層；超低滲透儲層

1 概況

合水地區長8超低滲透油藏位于甘肅省慶陽市境內，工區范圍南起寧縣，北至張岔，西從白馬，東至太白鄉，面積12 000 km2，是長慶油田的一個重要勘探開發潛力區，不斷有新的油氣富集區發現，目前已發現6個油氣富集區。構造位置處于鄂爾多斯盆地伊陜斜坡區西南緣，區內地層展布相對平緩，為一平緩的近南北向展布的西傾單斜，傾角僅半度左右，平均坡降（8～10）m／km［1-2］。沉積環境為三角洲前緣亞相沉積環境，主要沉積微相類型為水下分流河道。

研究區儲層巖性致密，主要為細粒巖屑長石砂巖、長石砂巖，富含變質巖巖屑及碎屑云母；膠結物多見綠泥石膜、伊利石、鐵方解石及硅質。主要的成巖作用有壓實作用和膠結作用。儲層孔隙類型主要有粒間孔、長石溶孔、巖屑溶孔等，以殘余粒間孔和長石溶孔為主，孔隙組合類型主要為長石溶孔＋粒間孔、微孔型。儲層物性較差，是典型的特低滲透、超低滲透儲層［3-4］。

本文通過系統總結合水地區長8超低滲透儲層的沉積、儲層、成巖等方面特征，分析了長8超低滲透儲層的主要成因，為合理高效開發該區塊提供了科學依據。

2 沉積因素對儲層影響

2.1 沉積微相對儲層影響

沉積環境是影響儲層儲集性能的地質基礎，不同沉積微相砂巖儲集性能之間存在明顯的差異。沉積微相對儲集性能的影響主要是對原生孔隙含量的影響，因為不同沉積環境的水動力條件不同，演化特征也有差異，因而所發育的砂體在物質成份、粒度、分選性、雜基含量及砂體的組合類型等方面各不相同，時空的展布規律亦不盡相同，導致不同沉積微相的砂體內具有不同的物性特征和分布規律［5-8］。

合水地區長8儲層水下分流河道微相發育，水下分流河道側緣、河口壩砂體，由于其沉積時水動力條件較弱，砂巖粒度較細，其中含較多的云母礦物及泥質雜基，致儲層物性較差。在壓實作用下，發生變形充填粒間孔隙，破壞原始粒間孔，后期溶蝕改造作用不強，導致物性較差。在沿水下分流河道方向長期發育的部位，砂體厚度大，其物性也相對較好，在主河道微相上取的146塊巖樣中，孔隙度在10%～12%的樣品占50%，孔隙度大于12%的樣品占37%，最小孔隙度8%，最大孔隙度達到17%，平均孔隙度11.8%；滲透率一般也都大于0.7×10-3μm2，平均滲透率達到0.85×10-3μm2。在垂直主河道的方向上，向河道兩側逐漸變細為微-細粒巖屑長石砂巖、粉砂巖和泥質粉砂巖與泥巖的互層組合，儲集物性迅速變差，儲層孔隙度從10%迅速降到4%以下，滲透率從0.7×10-3μm2迅速降到0.3×10-3μm2以下，且往往又因水道頻繁地分流和側向遷移活躍，遷移疊置的水道砂體之間斜交泥巖夾層較為發育，因此，往往存在側向上的嚴重非均質性。

水下分流河道砂體由于沉積時水動力強度大，砂巖粒度較粗，云母礦物及泥質含量相對較低，原始粒間孔隙較發育，在成巖作用后期，酸性流體易在其間滲流，溶蝕作用相對較發育，因此，物性相對較好，但部分層段原始孔滲條件好，孔隙流體比較活躍，碳酸鹽膠結物含量高，導致物性變差。

2.2 碎屑成分對儲層影響

合水地區長8儲層砂巖主要為長石砂巖、巖屑長石砂巖，這些砂巖具有剛性碎屑含量較高、塑性碎屑及填隙物含量低等特點（圖1）。石英含量較高的中、細砂巖和長石含量較高的中-細粒長石砂巖，顆粒骨架呈剛性，有較強的抗壓實作用，使得原生孔隙能得以較好地保留，物性較好；塑性巖屑和雜基含量高的細砂巖、粉細砂巖，巖屑及云母等柔性組分受到擠壓作用而發生彎曲變形，呈假雜基填塞于孔隙中，物性較差。

圖1 合水地區延長組儲層碎屑的剛塑性直方圖

2.3 碎屑粒度對儲層影響

長8儲層主要為中、細砂巖，塑性巖屑和雜基含量相對較低。該區的顆粒大小將對儲油物性起重要作用。其中，中、細-中粒、細粒長石砂巖和中、細粒巖屑砂巖物性相對較好，微-極細粒長石砂巖中等，粉砂巖物性相對較差。

為說明粒度對儲層物性的影響，對長8儲層中粒、細-中粒級的砂巖樣品進行了統計，結果表明面孔率越高，中、細-中粒砂巖樣品數所占的比列越大，粒度大小對儲集物性起到重要作用（表1）。

表1 合水地區長8儲層砂巖粒度與面孔率的關系統計

3 成巖作用對儲層影響

成巖作用對儲層儲集性能具有明顯的控制作用，合水地區對長8儲層物性改造較大的成巖作用主要有壓實作用、膠結作用和溶解作用。

3.1 壓實作用和膠結作用對儲層影響

壓實作用和膠結作用是合水地區長8儲層物性變差的主要因素。壓實作用和膠結作用的強度與深度、地溫、間隙溶液及碎屑組成有關。長8儲層最大埋深在2 700 m左右，所測定的鏡質體反射率Ro在0.94%～0.97% 。對方解石及石英次生加大邊中流體包裹體進行均一法測溫為90～130℃，主體為100～120℃，伊-蒙混層礦物中蒙脫石體積分數為20%～38% 。由此可見，長8儲層已進入晚成巖階段A期，而且部分指標進入了B期。早期成巖階段的壓實作用導致砂巖碎屑顆粒的緊密排列、位移及再分配、云母類礦物及塑性巖屑發生膨脹和塑性變形并充填粒間孔隙；早期的綠泥石膜、晚期的碳酸鹽膠結及硅質加大等膠結物的形成總是占據殘余粒間孔隙，縮小或堵塞喉道，降低了巖石的孔隙度和滲透率。碎屑巖中的膠結物的增大是使儲油物性向差的方向變化，大大降低了儲層的孔滲性能。

在合水地區長8儲層中可觀察到的壓實現象有：一是塑性的云母碎片發生繞曲、塑性顆粒（如千枚巖、板巖、泥巖和粉砂質泥巖巖屑，以及同沉積的泥晶碳酸鹽顆粒）壓扁變形或變成假雜基；二是碎屑顆粒長軸甚至表現出壓實定向的傾向；三是剛性碎屑石英及長石顆粒在陰極發光下可看見破裂和微裂縫；四是碎屑顆粒接觸關系發生變化，顆粒接觸關系漸趨緊密，碎屑顆粒由彼此分離到相互靠近，出現由點到線等接觸形式。以上這四種作用導致原生孔隙大幅度減少。根據85塊巖石鑄體薄片中碎屑顆粒間的接觸類型統計，可計算出長8儲層砂巖壓實強度主要分布在1.5～3.5之間，為中等～強壓實階段，壓實作用使長8儲層原生孔隙度損失16%左右，是物性變差的主要因素。

合水地區延長組長8儲層中常見的膠結作用主要有碳酸鹽膠結作用、自生粘土礦物膠結作用及硅質膠結作用。膠結作用使儲集層原始孔隙度損失8%左右，碳酸鹽致密膠結是低滲透儲層形成的另一個主要原因。

碳酸鹽膠結物在合水地區延長組碎屑巖中非常普遍，主要以粒間膠結物、交代物或次生孔隙內填充物形式出現。常見微晶狀、晶粒狀或連晶狀產出，成分上主要為方解石、鐵方解石、白云石和鐵白云石，并且有明顯的多期次形成特征。由于碳酸鹽溶蝕程度較弱，因此，往往形成低孔低滲的致密儲集層。

研究區的自生粘土礦物主要是高嶺石、綠泥石、伊利石。自生高嶺石多呈書頁狀、蠕蟲狀集合體賦存在原生粒間孔或次生溶蝕孔中，造成孔隙堵塞；綠泥石多呈葉片狀集合體沿碎屑顆粒表面呈環狀分布，形成薄膜式膠結；伊利石常呈片狀、絲縷狀集合體充填于粒間孔隙或吸附于顆粒表面，其膠結作用類似于晚期的綠泥石膠結。

硅質膠結物在研究區砂巖中含量相對較少（1～2%），呈零星分布，主要以石英次生加大和自形石英晶體產出在碎屑石英顆粒表面、粒間孔壁和粒內溶孔中來破壞粒間孔和粒內溶孔，起到減小孔隙度的作用。

3.2 溶蝕作用對儲層影響

溶蝕作用主要有兩種，分別是鄰近不整合面附近儲層遭受大氣淡水淋濾作用造成溶解和烴源巖成熟期生烴產生的有機酸作用形成溶解［9］。溶蝕作用是在合水地區延長組砂巖中常見的一種成巖作用類型，常見長石、巖屑溶蝕作用等。一方面，合水地區位于生油洼陷中心，長7湖相泥頁巖中含豐富的有機質，在其熱演化的過程中，有機質可以通過脫羧基作用生成一元、二元有機酸，并釋放出CO2和氮等組份，這些物質可以溶入泥巖成巖演化過程釋放的壓實水和層間水中，并運移到砂巖的孔隙系統中，對其中的易溶組份進行溶蝕；另一方面，本區儲層砂巖中可供溶蝕的組分非常豐富。首先砂巖成分成熟度較低，主要為巖屑長石砂巖和長石砂巖，砂巖中均含有豐富的長石顆粒和巖屑顆粒，同時巖屑顆粒中噴發巖巖屑非常豐富，噴發巖巖屑中含有豐富的易發生溶解的長石類礦物。因此，在研究區長8儲層砂巖中并不缺乏可溶蝕的組份。

溶蝕作用對砂巖物性條件的改善起到了積極作用，主要表現在各種易溶的砂巖組份發生部分、甚至全部溶解，并形成多種類型的次生孔隙。

研究區延長組長8砂巖主要為三角洲相沉積物，在沉積時水體中含有較高含量的懸浮粘土物質，當三角洲相沉積物沉積下來，砂粒間就含有相當比例的粘土雜基（10%）。當沉積物進入埋藏成巖環境時，機械壓實很容易使大量原生粒間孔隙破壞、甚至消失，加之砂質沉積物中含較多的半塑性顆粒和粘土雜基的潤滑作用，易導致砂粒間彼此緊密接觸。因此，砂巖中的流體滲流的孔隙體系連通性較差，使酸性流體不易與易溶顆粒和填隙物發生反應，即使反應后，也不利于被溶蝕物質及時搬運到其它場所沉淀下來，而往往在附近的粒間孔中沉淀下來，形成結晶較好的高嶺石集合體［10］，并未有效地改善砂巖的孔滲條件，因此，長石、巖屑溶蝕作用弱，對面孔率大小變化無關（圖2），而粒間孔則是影響面孔率的主要因素，面孔率隨粒間孔的增加而增加，基本上是正比關系。

圖2 合水地區長8儲層長石溶蝕與面孔率關系

4 結論

鄂爾多斯盆地合水地區長8超低滲透儲層的成因主要受沉積因素及成巖作用因素控制；水下分流河道砂體由于沉積時水動力強度大，砂巖粒度較粗，云母礦物及泥質含量相對較低，原始粒間孔隙較發育，在成巖作用后期，酸性流體易在其間滲流，溶蝕作用相對較發育，因此，物性相對較好，但部分層段原始孔滲條件好，孔隙流體比較活躍，碳酸鹽膠結物含量高，導致物性變差。成巖作用中壓實及膠結作用是儲層致密化的最主要因素，溶蝕作用在局部可以改善儲層物性，從而形成局部相對高孔高滲區，這也是超低滲透油藏局部富集的關鍵因素。

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Chang 8 ultra-low permeable reservoir of Heshui area is an important potential exploration and development area in Changqing oilfield，with constant newly discovered hydrocarbon enrichment zones，and therefore，follow-up study should be carried out necessarily.Based on the existing research，in accordance with new drilling core，sandstone thin section，cast body thin section，scanning electron microscopy（sem）and X-diffraction data，the analysis has been carried out from the sedimentary and lithologic aspects.The results indicate the Chang 8 ultra-low permeable reservoir development is mainly affected by sedimentary microfacies，clastic composition，detrital grain size，compaction，cementation，dissolution and denudation action factors control，and among which，the compaction and cementation of reservoir densification are the main controlling factors，dissolution effect is a key factor to improve local reservoir physical property.

52 Genetic analysis of Chang 8 ultra-low permeable reservoir of Heshui area

Duan Xiaochen et al（The First Project Department of Ultra-Low Permeable Reservoirs of Changqing Oilfield Company，PetroChina，Heshui，Gansu 745400）

Changqing oilfield；Heshui area；Chang 8 reservoir；ultra-low permeable reservoir 59 Technical bottleneck and research effect analysis of seismic exploration of Yili basin

TE112.221

A

1673-8217（2012）06-0052-03

2012-06-30；改回日期：2012-09-21

段曉晨，工程師，1974年生，1996年畢業于長慶石油學校，2009年畢業于中國石油大學石油工程專業，現主要從事油氣田地質與開發研究工作。

劉洪樹