鄂爾多斯盆地華慶地區長63儲層成巖作用及其對儲層物性的影響

張 帆，孫 衛，王 斌，馬 淼，張 茜，戶 彬

(1.西北大學地質學系·大陸動力學國家重點實驗室，陜西西安 710069;2.中國石油長慶油田分公司第九采油廠)

鄂爾多斯盆地華慶地區長63儲層成巖作用及其對儲層物性的影響

張 帆1，孫 衛1，王 斌1，馬 淼1，張 茜1，戶 彬2

(1.西北大學地質學系·大陸動力學國家重點實驗室，陜西西安 710069;2.中國石油長慶油田分公司第九采油廠)

根據鑄體薄片、掃描電鏡、X-衍射等多種實驗資料，對鄂爾多斯盆地華慶長63地區儲層的巖石學特征及成巖作用進行了研究。結果表明：研究區巖石類型主要是長石砂巖、巖屑長石砂巖，其次有少量的長石巖屑砂巖；研究區主要的成巖作用為壓實作用、膠結作用、溶蝕作用，其中，壓實作用是儲層物性變差的主要原因，使儲層的孔隙度平均降低23%，膠結作用使儲層物性進一步變差，溶蝕作用使儲層物性得到改善，使研究區儲層平均面孔率提高0.7%。研究認為華慶長63儲層成巖階段主要處于中成巖A期的晚期，部分進入中成巖B期的早期。

鄂爾多斯盆地；華慶地區；長63儲層；成巖作用；儲層物性

鄂爾多斯盆地華慶地區長63儲層屬于低孔低滲儲層[1-2]，地理位置位于甘肅隴東地區，構造位置位于天環坳餡和伊陜斜坡過渡地區，地層產狀平緩(地層傾角小于1°),研究區總厚度35～50 m，可以分為三個小層：長631，長632，長633。研究認為長6時期，華慶地區沉積相主要以半深湖-深湖相、淺湖相為主,該地區是長慶油田近年來重點開發的區塊之一[3-5]。華池以北地區的物源來自東北，主要受曲流河三角洲沉積體系控制；華池以南地區的物源主要來自西南，受辮狀河三角洲沉積體系控制。隨著研究區開發進入中后期，開發難度逐漸增大，開發建產矛盾突出。本次以區域巖石學特征為基礎,運用掃描電鏡、鑄體薄片等多種實驗手段來分析研究區不同成巖作用階段對儲層物性的影響[6]，進而為開發提供合理建議。

1 儲層巖石學特征

觀察巖心和鑄體薄片，按Folk的砂巖分類[7]，華慶長63儲層的砂巖類型以長石砂巖和巖屑長石砂巖為主，其次為長石巖屑砂巖。砂巖陸源碎屑組分體積分數平均值為78.69%，長石含量最高，平均值為38.34%，以鉀、斜長石為主；石英次之，平均值為28.69%；巖屑含量最低，平均值為11.39%，其中變質巖巖屑含量最高，主要包括石英巖、千枚巖、板巖;火山巖屑次之，主要包括噴出巖，隱晶巖;以及較少的沉積巖巖屑。填隙物中膠結物類型主要為：黏土類大約9.31%，以高嶺石、伊利石為主；碳酸鹽類為4.5%，以鐵方解石為主；硅質類為1.35%，以石英加大為主。砂體粒度以細粒為主，細粉砂、泥次之。碎屑顆粒以次棱角狀為主，接觸方式以點-線接觸為主。膠結物類型以孔隙式膠結、加大孔隙式膠結為主，還包括少量薄膜-孔隙、孔隙-基底、壓嵌-孔隙式膠結。

2 成巖作用及對儲層物性的影響

通過鏡下實驗觀察和研究，發現該地區的成巖作用[8-10]主要有3種：壓實作用、膠結作用和溶蝕作用，前兩種對儲層具有破壞性，而溶蝕作用對儲層具有建設作用。

2.1 壓實作用

研究區目的層屬中等埋藏(1 600～2 400 m)，隨深度增加，壓實作用越來越強烈，進而使巖石物性變差。在鏡下觀察發現樣品中巖石剛性骨架顆粒及巖屑礦物發生變形、變位，孔隙縮小，接觸關系變得緊密等明顯特征[11]。如圖1所示，部分長石顆粒發生破裂且顆粒間接觸以線狀為主。如圖2云母等礦物受壓實作用發生變形并分布于巖石孔隙中。壓實作用使儲層物性變差，主要表現在礦物體積縮小，孔隙度減小。

圖1 剛性顆粒緊密接觸，B150井1 911.76 m

圖2 云母變形及軟組分雜基化，B209井1 942.28 m

為了進一步探究壓實作用對儲層物性的影響，對研究區目的層的碎屑顆粒半徑、砂巖有效厚度、塑性組分含量、巖石密度、孔隙度進行探討。結果表明：①碎屑顆粒粒徑與塑性組分含量呈一定的負相關性，負相關趨勢明顯(圖3)，在同等壓力下塑性組分含量越高，顆粒變形程度越大，對儲層物性的影響越大。②塑性組分含量與孔隙度呈較弱的負相關性(圖4)，當塑性組分體積分數大于20 %時，負相關趨勢明顯，表明在儲層中塑性組分含量高，不利于孔隙保存。③巖石密度能有效反映儲層的致密程度，巖石密度大，儲層品質差，巖石密度和孔隙度有較好的負相關性(圖5)，R2=0.725 6。這也進一步說明在研究區成巖早期壓實作用對儲層的物性影響大。④孔隙度與砂巖的有效厚度呈正相關性(圖6)，表明沉積砂體厚度大，砂體中心部位抗壓能力強。經統計，在該地區壓實作用使儲層的平均孔隙度損失約23%。總的來說研究區儲層受壓實作用破壞明顯。

圖3 塑性組分含量與碎屑顆粒粒徑關系

圖4 孔隙度與塑性組分體積分數關系

圖5 孔隙度與巖石密度關系

圖6 孔隙度與有效砂厚關系

2.2 膠結作用

研究區長63儲層的主要膠結類型為碳酸鹽膠結、硅質膠結、黏土礦物膠結。伴隨膠結作用的進行，儲層的物性發生改變。

2.2.1 碳酸鹽膠結

研究區長63段砂體中碳酸鹽類膠結普遍發育，但具有不均一性，體積分數主要集中在1.5%～20.0%，部分薄砂體或厚砂體頂底部碳酸鹽體積分數高達35.0%以上。研究區有鐵方解石、方解石、鐵白云石膠結3種碳酸鹽膠結物類型，其中以鐵方解石膠結為主。在研究區成巖作用早期方解石多呈泥晶和微晶狀，部分表現為重結晶體，導致孔隙被充填或堵死，同時固結硬化具有抑制壓實作用[12]。

中晚期的鐵方解石多呈晶粒狀，以斑狀或港灣狀分布于粒間孔與溶孔中，染色后呈紫紅色。晚期的鐵方解石與鐵白云石主要呈粉晶-細晶狀充填于孔隙中，長石、巖屑、石英被少量的鐵白云石交代，對儲層孔隙產生較弱的破壞作用。研究區碳酸鹽含量越高，儲層物性越差(圖7)。

圖7 碳酸鹽巖含量與孔隙度關系

2.2.2 硅質膠結

在研究區所選的900個樣品中，硅質類最高體積分數為9.6%，部分樣品幾乎缺少，硅質類體積分數集中在0.5%～4.0%，平均體積分數為1.2%。樣品中硅質加大，以次生石英加大為主，少量的長石質加大。次生石英或長石晶體多充填于粒間孔或少量次生溶孔，堵塞孔隙。鏡下特征顯示，成巖早期石英加大主要呈環邊加大，多見Ⅱ級加大，這類加大有利于抑制壓實作用[13]，中晚期隨著成巖作用進行石英加大呈六方錐狀的晶柱、刺狀、鑲嵌狀等充填孔隙，使原來連通完整的孔隙被分割成若干個小孔隙導致儲層孔隙度，滲透率大大降低[14]。總體來看，研究區的硅質膠結對儲層孔隙度的破壞作用相對較弱，規律性不明顯，但由于受成巖作用的影響，硅質膠結堵塞孔隙、喉道使儲層物性變差。

2.2.3 黏土礦物膠結

(1)綠泥石膠結作用。通過掃描電鏡和X-衍射等實驗分析，研究區黏土礦物以伊利石、綠泥石為主。隨著深度的增加，這兩類礦物逐漸增多。因為隨埋深增加，溫度變高，地層水性質發生改變(從酸性變成堿性)，導致許多高嶺石轉化為伊利石和綠泥石[15]。通過對樣品的鏡下鑒定，發現華慶長63段砂體中綠泥石膠結普遍發育，但具有不均一性，主要體積分數為0.6%～14.0%，部分砂層段綠泥石體積分數高達30.0%以上；在研究區成巖作用早期，綠泥石呈細玫瑰或鱗片狀，以包殼或者襯邊形式附于顆粒表面堵塞儲層孔隙，研究區的樣品顯示，當粒間孔較發育時，可見呈假雜基化的黑云母轉成為綠泥石和鈦鐵質并填充粒間孔。在鑄體中連晶膠結的碳酸鹽與顆粒間存在綠泥石“脈線”，綠泥石膜被油浸染而呈褐色，由此說明早期綠泥石膜具有固結顆粒、保護原生孔隙、抑制水巖反應等作用，表現出對儲層物性有利的方面。成巖中后期，隨著埋深增加、地溫增高，成巖強度增強，綠泥石自生“晶簇”發育，多呈“朵狀”或單晶針葉狀；該類綠泥石的形態也往往不規則且連續性變差，綠泥石與伊利石、硅質等伴生；其薄膜厚度一般為4.0～9.5 μm，易于堵塞小孔隙或喉道，使儲層物性變差。

根據研究區的樣品，分別統計出綠泥石體積含量和儲層孔隙度、碳酸鹽巖膠結物含量、面孔率、硅質之間的關系(圖8)，反映出綠泥石對儲層的影響有兩面性。一方面對儲層具有損壞作用，由于自身的生長使儲層的孔隙減小[16]，特別是厚層綠泥石膜(膜厚大于5.0 μm)。另一方面，綠泥石自身提高了儲層的抗壓能力，阻礙了后期膠結物的沉淀[17]。經統計，研究區的綠泥石體積含量與碳酸鹽膠結物和硅質含量呈中等偏弱的負相關性，而與孔隙度、面孔率呈中等偏弱的正相關性(圖8)。如圖8a當綠泥石含量大于6%時，相關性變強，說明研究區綠泥石含量高，對儲層物性有明顯的改善作用。

(2)伊利石膠結作用。長63段砂體中伊利石類膠結普遍發育，且發育程度最高，主要體積分數為0.3%～26.3%，部分砂層段伊利石體積分數高達32.5%以上。通過鑄體薄片及電鏡掃描鑒定，樣品主要呈薄膜絲縷、“蒲公英”絲狀、“玉米顆粒”碟片狀及少量蜂巢狀，伊利石多與綠泥石、碳酸鹽巖、硅質等伴生，整體連續性差。研究區早期成巖作用伊利石呈絲縷狀分布于孔隙喉道壁內，隨溫度壓力增高，伊利石由壁內逐漸向孔隙內部生長，導致孔隙兩邊絲縷狀的伊利石連接起來形成搭橋；搭橋狀的伊利石對孔隙度，滲透率的影響更為強烈[18](搭橋狀伊利石使完整連續的孔隙、喉道被分割成許多小孔隙)。

如圖9，研究區伊利石和孔隙度的相關性不強，但當伊利石含量大于5%時，相關性明顯增強，這是由于伊利石含量增高，搭橋狀更容易形成，使儲層物性急劇下降。統計研究區伊利石含量與孔隙度、滲透率之間的關系，發現它們呈較弱的相關性。說明在研究區隨伊利石含量增高，儲層物性逐漸變差。

2.3 溶蝕作用

圖9 樣品伊利石膠結與孔隙度、滲透率關系

對致密砂巖類儲層，溶蝕作用形成的次生孔隙對儲層具有積極的建設作用。通過巖心及鏡下分析，華慶長63的長石碎屑等溶蝕作用主要發生在中成巖階段A期。長石溶蝕形成了大量的次生孔隙,在研究區長石溶孔及巖屑溶孔將儲層的平均面孔率提高0.7%。如圖10a所示，溶蝕孔含量與孔隙度具有正相關性。在鑄體薄片與掃描電鏡下，溶蝕作用形成的溶蝕縫較發育，成巖應力釋放產生的顆粒破裂微縫在部分井可見。經統計分析,長6油層組砂巖平均裂縫密度為0.61條/m。從大量統計資料來看，溶蝕微裂縫條數與滲透率具有正相關性(圖10b)，因此，這些微裂縫一旦在后期壓裂開發中開啟，成為油氣運動的良好通道，將會提高油藏開發效果。

3 定性及定量分析研究區的儲層物性

3.1 負膠結物投點法

在華慶長63研究區，儲層物性(孔隙度)變差的成巖作用主要是壓實作用和膠結作用。本次利用負膠結物投點法[19]來判斷在該區域那種成巖作用對孔隙度的破壞較大。

從圖中可以看出(圖11)，90%的投點都位于圖的左下角處，這說明在研究區的壓實作用是導致儲層孔隙度減小的主要因素。假設在該研究區儲層砂巖的原始孔隙度是40%，經計算則原始孔隙的48%是被壓實作用破壞，而膠結作用破壞的原始孔隙度大約12%。

圖10 樣品溶蝕孔及微裂縫與物性相關性

圖11 6研究區總投點圖

3.2 孔隙度的演化

在負膠結物投點法的基礎上進一步定量計算在研究區成巖作用導致儲層孔隙度損失的比重。依次計算儲層的初始孔隙度，壓實作用、膠結作用導致儲層損失的孔隙度以及溶蝕作用產生的新孔隙度。經計算研究區的初始孔隙度為39%，壓實作用使儲層孔隙度平均損失23%，膠結作用使孔隙度損失4.5%，溶蝕作用產生4.4%的新孔隙。不同成巖作用階段對應孔隙度演化模式(圖12)。壓實作用是使該地區儲層物性變差的主要原因，這與前面負膠結物投點法所得的結果相吻合。

4 確定成巖序列及成巖階段

4.1 成巖階段確定

根據Alaa等[20]成巖階段劃分方案以及統計樣品的鏡質體反射率(Ro)、古溫度、最高熱解溫度、黏土礦物膠結作用程度以及流體包裹體溫度來確定研究區的成巖階段。華慶長63儲層Ro為0.7%～1.05%，平均為0.86%；樣品古溫度為50.70～163.40 ℃，平均為117.8 ℃；最高熱解溫度為376～468 ℃，平均為441.5 ℃；流體包裹體均一溫度主要分布為76.80℃～171.20 ℃，分布呈雙峰態，峰值1溫度為90～110 ℃，峰值2溫度為120～130 ℃。根據樣品的鏡下特性所顯示，樣品中鐵方解石呈基底式膠結，鐵白云石發育，碳酸鹽巖充填粒間孔及部分溶蝕孔隙；在黏土礦物膠結中伊利石膠結最發育，綠泥石膠結次之，幾乎沒有高嶺石膠結；石英及長石硅質加大，多為Ⅱ級，少部分達到Ⅲ級加大；溶蝕現象普遍。根據碎屑成巖作用的劃分標準(SY/T5477-2003)，華慶油田長63段儲層現今成巖期次主要為中成巖A期的晚期，部分進入中成巖B期的早期。

圖12 不同成巖作用階段對應孔隙度的變化

4.2 成巖序列

通過對華慶地區長63儲層巖心樣品的鏡下特征鑒定、X-線衍射、包裹體溫度、鏡質組反射率、最高熱解溫度等資料分析，華慶地區長63儲層主要成巖演化序列表現為：機械壓實→綠泥石膜產生→石英及長石次生加大→伊/蒙混層、高嶺石等伊利石化→溶蝕作用→少量鐵方解石充填孔隙→鐵質碳酸致密充填→黏土礦物、碳酸鹽及硅質交代及蝕變作用→整體致密演化。

5 結論

(1)研究區長63儲層的巖石學類型主要是長石砂巖和巖屑長石砂巖，其次有少量的長石巖屑砂巖，接觸方式以點-線狀接觸為主。膠結物類型以孔隙式膠結和加大孔隙式膠結為主。

(2)壓實作用是華慶長63儲層物性變差的主要原因。壓實作用使儲層孔隙度平均損失23%，膠結作用使儲層孔隙度平均降低4.5%。溶蝕作用對儲層有積極建設作用，使平均面孔率增加0.7%，并產生4.4%的新孔隙。

(3)研究區成巖作用階段為：中成巖A期的晚期，部分進入中成巖B期的早期。研究區的成巖序列為：機械壓實→綠泥石膜產生→石英及長石次生加大→伊/蒙混層、高嶺石等伊利石化→溶蝕作用→少量鐵方解石充填孔隙→鐵質碳酸致密充填→黏土礦物、碳酸鹽及硅質交代及蝕變作用→整體致密演化。

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編輯：趙川喜

1673-8217(2017)01-0001-06

2016-07-26

張帆，1991年生，礦產普查與勘探專業在讀碩士研究生，主要從事低滲透油氣藏的開發與研究。

國家科技重大專項“大型油氣田及煤層氣開發”(2011ZX05044)。

TE112.12

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