基于孔隙演化的特低滲透儲層成巖儲集相定量評價
——以GGY油田長4+5、長6儲層為例

白 遠，云彥舒，郭 華

(1.陜西延長石油(集團)有限責任公司研究院，陜西西安 710075；2.延安職業技術學院；3.延長油田股份有限公司青化砭采油廠)

基于孔隙演化的特低滲透儲層成巖儲集相定量評價
——以GGY油田長4+5、長6儲層為例

白 遠1，云彥舒2，郭 華3

(1.陜西延長石油(集團)有限責任公司研究院，陜西西安 710075；2.延安職業技術學院；3.延長油田股份有限公司青化砭采油廠)

針對鄂爾多斯盆地陜北斜坡東部特低滲透非均質儲層儲滲特征受成巖作用控制的特點，基于GGY油田長4+5、長6成巖作用特征、孔隙度演化及成巖儲集相有利因素和不利條件分析，將該區特低滲透儲層分為Ⅰ類弱膠結強溶蝕的粒間孔-溶孔型、Ⅱ類中膠結中溶蝕的溶孔-粒間孔型、Ⅲ類較高膠結弱溶蝕的剩余粒間孔型、Ⅳ類高膠結弱溶蝕微孔型共四類成巖儲集相，并闡明了該四類成巖儲集相在巖性、物性、沉積微相、孔隙類型、結構、壓汞圖像等方面的分類特征。通過不同類別成巖儲集相在壓實、膠結、溶蝕等主要成巖階段孔隙度演化模式的差異，建立了該區特低滲透儲層成巖儲集相評價劃分的指標體系。評價出的Ⅰ類、Ⅱ類成巖儲集相廣泛分布在水下分流河道及河道疊置型河口壩微相帶，且具有相對較好的孔隙結構和滲流、儲集特性，是篩選相對高產高滲儲集單元的有利層位和井區。

鄂爾多斯盆地;陜北斜坡;特低滲透儲層；成巖作用；成巖儲集相；定量評價

GGY油田位于鄂爾多斯盆地陜北斜坡東部，面積約740 km2，主要含油層系為三疊系延長組長4+5和長6段。該區長4+5和長6期發育由北東-南西向物源方向控制的三角洲前緣亞相沉積，其水下分流河道砂體主要為灰色長石細砂巖，碎屑顆粒以長石、石英和黑云母為主，膠結物以綠泥石、方解石及石英次生加大所形成的硅質為主，分選中等-較好，以殘余粒間孔為主。受沉積、成巖、構造等因素的影響，儲層致密(平均孔隙度8.5%，平均滲透率0.76×10-3μm2)，為典型的低孔、特低滲透、非均質巖性油藏，其成巖作用最終決定著儲集層的儲滲條件。因此準確有效圈定有利成巖儲集成因單元的規模和范圍已成為該區特低滲透儲層預測和篩選相對高滲高產含油有利區的重要保障[1-8]。

1 成巖作用特征及儲集相形成條件

1.1 成巖作用特征及其孔隙度演化分析

研究區長4+5和長6儲層成巖歷史長，成巖作用相對比較強烈，成巖作用類型齊全，對本區儲層的物性具有重要影響，其長石砂巖在埋藏成巖過程中，主要經歷的成巖作用有：① 早成巖階段初期的機械壓實和綠泥石薄膜析出；② 早成巖階段后期的石英、長石膠結壓溶及次生加大；③ 晚成巖階段初期的成巖自生礦物-濁沸石、鈉長石析出及其所引起的孔隙充填膠結和隨后發生濁沸石、長石等的溶蝕，形成次生孔隙。成巖序列大致為：壓實作用-綠泥石生成-石英、長石加大形成-濁沸石生成-溶孔產生。

利用本區大量分析化驗資料和鏡下鑒定成果，同時參考前人研究，該區儲層砂巖成巖演化經歷了早成巖A期-早成巖后(B)期-晚成巖初(A)期,最終體現為晚成巖初(A)期。長4+5和長6儲層砂巖孔隙經歷了原始孔隙大量縮減-殘余粒間孔少量保留-各類溶蝕孔逐漸發育的演化過程。提取該區目的層段273個樣品物性分析及儲集空間鑒定結果進行孔隙度演化分析推演[3-11]，提出區塊各成巖階段孔隙度演化模式(圖1)。以該區長61段為例，初始孔隙度計算37.32%(特拉斯克分選系數1.40)，壓實后剩余孔隙度8.37%，壓實損失孔隙度為28.95%，壓實過程孔隙度損失率為77.57%；該區長61段儲層膠結后剩余孔隙度4.93%，膠結造成3.44%孔隙度損失，膠結孔隙度損失率為9.21%；后期的溶蝕作用貢獻3.9%的孔隙度。為此，計算長61段儲層目前孔隙度為8.84%。

圖1 GGY油田長4+5、長6特低滲透儲層成巖過程孔隙度演化模式圖

1.2 成巖儲集相形成的有利因素和不利條件

GGY油田長4+5、長6期成巖作用時序和類型相當，共同經歷了早期壓實作用和中期膠結作用及溶蝕作用。其中壓實作用、膠結作用為破壞性成巖作用，不利于成巖儲集相形成和演化。廣泛發育的溶蝕作用、綠泥石膠結包膜和破裂縫為建設性成巖作用，有利于成巖儲集相形成。該區成巖儲集相分類特征形成的有利因素和不利因素有[6-13]：① 溶蝕作用極有利于成巖儲集相形成；② 環邊綠泥石膠結包殼有效保護成巖儲集相儲層孔隙；③ 壓實作用不利于成巖儲集相形成；④ 膠結作用也不利于成巖儲集相形成。

2 成巖儲集相分類特征

研究區目的層段主要成巖作用類型有壓實、壓溶、自生黏土膠結、硅質膠結、長石膠結、碳酸鹽膠結交代、濁沸石膠結交代及溶蝕等。綜合該區特低滲儲層成巖儲集相形成的有利因素和不利條件，分析成巖過程孔隙演化基本規律和演化參數變化及其孔隙組合、孔隙結構特征，在研究區劃分出Ⅰ類弱膠結強溶蝕的粒間孔-溶孔型、Ⅱ類中膠結中溶蝕的溶孔-粒間孔型、Ⅲ類較高膠結弱溶蝕的剩余粒間孔型、Ⅳ類高膠結弱溶蝕微孔型四類成巖儲集相類型。

該區成巖儲集相儲層微觀孔隙類型多樣，儲層孔隙喉道細小，孔喉排驅壓力、中值壓力、最大孔喉半徑、中值半徑、孔喉半徑均值、分選系數及孔喉組合等對該區成巖儲集相儲層巖性、物性影響都較大，它們共同作用形成了該區不同類型成巖儲集相微觀孔隙結構特征。這種成巖儲集相反映出巖石在沉積期所經歷的各種成巖作用改造疊加所形成的沉積記錄和綜合產物。因此，該四類成巖儲集相在其沉積微相、巖性、孔隙圖像、物性、壓汞曲線上都有其特征[9-15](圖2、表1)。

圖2 GGY油田長4+5、長6特低滲透儲層分類成巖儲集相毛管壓力曲線

3 孔隙演化的成巖儲集相定量評價

3.1 分類評價指標體系的建立

通過上述儲層成巖儲集相分類的有利因素和不利條件，分析了成巖過程孔隙度演化規律和演化參數變化，闡明了分類成巖儲集相的沉積微相、巖性、物性、孔隙類型、孔隙結構特征[14]。特別是采用灰色理論成巖儲集相的分類評價方法，利用區塊代表性的41個物性分析及儲集空間鑒定結果，計算初始孔隙度37.32%，沿上述成巖過程進行孔隙度演化分析推演，計算壓實損失孔隙度、膠結損失孔隙度、溶蝕增加孔隙度，以及剩余粒間孔面孔率、次生溶蝕孔面孔率和巖心分析孔隙度、滲透率，劃分該區儲層成巖儲集相Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ、Ⅳ類，給出評價成巖儲集相的各成巖階段孔隙度演化及其參數值(取平均值)。通過上述對該區長4+51、長4+52、長61、長62、長63、長64儲層四類成巖儲集相孔隙度演化過程參數反演，得出各類成巖儲集相各成巖階段孔隙度演化模式(圖3)。

表1 GGY油田長4+5、長6特低滲透儲層成巖儲集相分類綜合特征

圖3 GGY油田長4+5、長6特低滲透儲層分類成巖儲集相孔隙度演化模式

圖3中各項單一參數值不能準確表征儲層成巖

儲集相分類，例如壓實損失孔隙度大和溶蝕增大孔隙度小都可能導致成巖儲集相變差。因此利用灰色理論集成，綜合利用上述成巖過程各項參數對目的層段儲層成巖儲集相進行統計，采用統計平均數列為儲層成巖儲集相評價劃分標準[12-17]：

Xoi= {Xoi(1) ，Xoi(2) ，…，Xoi(n) }

式中，Xoi為統計平均數據列；i為1，2，…，n。

在計算上述各評價參數和劃分指標后，根據該區目的層段成巖儲集相分布特征及其“甜點”篩選分析方法，利用參數指標準確率與分辨率組合分析對各項參數賦予不同權值，建立起研究區長4+51、長4+52、長61、長62、長63、長64成巖儲集相分類評價標準及權值(表2)。

表2 GGY油田長4+5、長6特低滲透儲層成巖儲集相定量分類評價指標體系

3.2 成巖儲集相分類評價劃分

采用上述研究區長4+51、長4+52、長61、長62、長63、長64儲層成巖儲集相分類評價標準及權值，利用灰色理論儲層成巖儲集相綜合評價方法，對該區目的層段代表性38口井物性分析及儲集空間鑒定結果的273多個井點數據，進行綜合分析處理。利用矩陣分析、標準化、標準指標絕對差的極值加權組合放大技術[15-17]，實現對該區長4+51、長4+52、長61、長62、長63、長64儲層成巖儲集相的綜合評價和定量分析，確定和劃分出Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ、Ⅳ四類別成巖儲集相儲層。

對273多個井點成巖儲集相進行了評價和分類描述，各層段井點數據相差較大，其灰色理論儲層成巖儲集相劃分類型和分布規模也不均勻。通過制作該區長4+51、長4+52、長61、長62、長63、長64層段儲層成巖儲集相分類評價統計對比圖(圖4)看出，Ⅳ類占15.0%，Ⅲ類占18.3%，Ⅱ類占49.5%，Ⅰ類占17.2%，Ⅱ類分布規模和范圍占總體的一半。在其各個層段成巖儲集相分布發育中，Ⅱ類成巖儲集相所占比例相對較大，它在長4+52占38.64%，長61占53.17%，長62占62.07%，長63占36.84%，長64占33.33%。它們分別代表該區目的層段相對較好的成巖儲集相分布，特別是Ⅱ類成巖儲集相，廣泛分布在長61、長62、長63和長4+52的水下分流河道及河道疊置型河口壩微相帶，單滲砂層能量厚度大，形成了相對較好的孔隙結構和滲流、儲集特征，構成了該區僅次于Ⅰ類弱膠結強溶蝕類的又一類有利油氣富集區，它們控制著該區特低滲透最為廣泛的含油氣區域和范圍。

圖4 GGY油田長4+5、長6特低滲透儲層成巖儲集相分類評價統計對比

4 結論

(1) 通過對GGY油田長4+5、長6成巖作用特征、孔隙度演化及成巖儲集相有利因素和不利條件分析，將該區特低滲透儲層分為Ⅰ類弱膠結強溶蝕的粒間孔-溶孔型、Ⅱ類中膠結中溶蝕的溶孔-粒間孔型、Ⅲ類較高膠結弱溶蝕的剩余粒間孔型、Ⅳ類高膠結弱溶蝕微孔型共四類成巖儲集相，并闡明了該四類成巖儲集相在巖性、物性、沉積微相、孔隙類型和結構、壓汞圖像等方面的分類特征。

(2) 利用區塊代表性的41個物性分析及儲集空間鑒定結果，進行成巖過程孔隙度演化分析推演，利用不同類別成巖儲集相壓實損失孔隙度、膠結損失孔隙度、溶蝕增加孔隙度，以及剩余粒間孔面孔率、次生溶蝕孔面孔率和巖心分析孔隙度、滲透率等6個孔隙演化參數的差異，建立了該區特低滲透儲層成巖儲集相評價劃分的指標體系，并利用灰色理論集成，實現了利用孔隙演化，定量評價特低滲透儲層成巖儲集相。

(3) 評價出的Ⅰ類、Ⅱ類成巖儲集相廣泛分布在水下分流河道及河道疊置型河口壩微相帶，其單滲砂層能量厚度大，具有相對較好的孔隙結構和滲流、儲集特性，它們控制著該區特低滲透最為廣泛的含油氣富集區域和范圍，成為篩選相對高產高滲儲集成因單元的有利層位和井區，為該區增儲上產提供重要保障。

[1] 龐雯，郭德運，趙靖舟，等.甘谷驛油田延長組長6 油層沉積特征[J].西北大學學報：自然科學版，2004，34(4)：465-468．

[2] 張海濤，時卓，石玉江,等.低滲透致密砂巖儲層成巖相類型及測井識別方法——以鄂爾多斯盆地蘇里格氣田下石盒子組8段為例[J].石油與天然氣地質，2012，33(2)：256-264.

[3] 羅文軍，彭軍，杜敬安,等.川西坳陷須家河組二段致密砂巖儲層成巖作用與孔隙演化——以大邑地區為例[J].石油與天然氣地質，2012，33(2)：287-295.

[4] 劉媛，朱筱敏，張思夢，等.松遼盆地北部三肇凹陷下白堊統泉頭組4段儲集層成巖作用及孔隙演化[J].古地理學報,2010，12(4)：480-488.

[5] 楊克文，龐軍剛，李文厚.志丹地區延長組儲層成巖作用及孔隙演化[J].吉林大學學報(地球科學版),2009，39(4)：662-668.

[6] 樊婷婷，柳益群，李紅，等.鄂爾多斯盆地盤古梁地區長6低滲透儲層成巖相研究[J].陜西師范大學學報(自然科學版),2011，39(1):91-97.

[7] 丁曉琪，張哨楠，葛鵬莉，等.鄂爾多斯盆地東南部延長組儲層成巖體系研究[J].沉積學報,2011，29(1)：97-104.

[8] 鐘大康，周立建，姚涇利，等. 儲層巖石學特征對成巖作用及孔隙發育的影響——以鄂爾多斯盆地隴東地區三疊系延長組為例[J].石油與天然氣地質，2012，33(6)：890-899.

[9] 李淼，蒲春生，景成，等. GY 油田儲層成巖儲集相分類及測井響應特征[J].巖性油氣藏，2013，25(3)：48-52.

[10] 宋子齊，王靜，陸向偉，等.特低滲透油氣藏成巖儲集相的定量評價方法[J].油氣地質與采收率，2006，13(2)：21-23.

[11] 田繼軍，姜在興，陳振林，等. 江陵凹陷新溝嘴組下段砂巖成巖作用及孔隙演化[J].石油地質與工程，2007，21(4)：46-47.

[12] 宋子齊，王瑞飛，孫穎，等. 基于成巖儲集相定量分類模式確定特低滲透相對優質儲層[J].沉積學報，2011，29(1)：88-96.

[13] 田建鋒，陳振林，楊永利，等.下二門油田上層系三角洲前緣砂體成因組合和分布規律[J].石油地質與工程，2008，22(5)：18-21.

[14] 馬超.楊樓油田儲層成巖作用與孔隙演化測算[J].石油地質與工程，2007，21(3)：24-25.

[15] 王瑞飛，陳明強.儲層沉積-成巖過程孔隙參數演化的定量分析[J].地質學報，2007，81(10)：1432-1438.

[16] 宋子齊.灰色理論油氣儲層評價[M].北京：石油工業出版社，1995：26-79.

[17] 宋子齊，雷啟鴻，劉登飛，等.儲層定量評價指標和權系數[J].測井技術，1997，22 (5)：351-355.

編輯：吳官生

1673-8217(2015)01-0022-05

2014-06-17；改回日期：2014-08-15

白遠，碩士，1985年生，2012年畢業于西安石油大學，從事低滲透油氣藏開發地質、測井儲層評價等工作。

國家科技重大專項“復雜油氣田地質與提高采收率技術”(2009ZX05009)和國家自然科學基金“延時式可控高能氣體壓裂技術動力學機理研究”(51104173)聯合資助。

TE111.3

A