砂巖成巖過程中的孔隙演化定量模擬
——以鄂爾多斯盆地安塞地區(qū)長8油層組儲(chǔ)層為例

廖朋，唐俊，王凱，楊希濮，王琪

砂巖成巖過程中的孔隙演化定量模擬
——以鄂爾多斯盆地安塞地區(qū)長8油層組儲(chǔ)層為例

廖朋1，2，唐俊3，王凱4，楊希濮5，王琪2

（1.中國石化江漢油田分公司物探研究院，武漢430223；2.中國科學(xué)院油氣資源研究重點(diǎn)實(shí)驗(yàn)室，蘭州730000；3.內(nèi)蒙古科技大學(xué)數(shù)理與生物工程學(xué)院，內(nèi)蒙古包頭014010；4.中國石油青海油田分公司勘探開發(fā)研究院，甘肅敦煌736202；5.中海油研究總院，北京100027）

孔隙度在埋藏成巖過程中的變化是一個(gè)連續(xù)的過程，對(duì)油氣成藏和區(qū)域儲(chǔ)層評(píng)價(jià)具有重要意義。目前大部分實(shí)測孔隙度在深度上都是斷續(xù)的，針對(duì)這一現(xiàn)狀，以鄂爾多斯盆地安塞地區(qū)長8油層組儲(chǔ)層砂巖為例，應(yīng)用數(shù)理統(tǒng)計(jì)和數(shù)字模擬方法來定量模擬整個(gè)埋藏成巖過程中的孔隙演化。在巖石學(xué)特征、成巖作用特征以及地層埋藏史和成巖史研究的基礎(chǔ)上，以現(xiàn)今孔隙度為約束條件，以埋藏深度和埋藏時(shí)間為變量，將研究區(qū)長8油層組孔隙演化進(jìn)程分為孔隙度減小和孔隙度增大2個(gè)過程，并分別建立了相應(yīng)的從埋藏初始至今的孔隙演化定量模型。結(jié)果表明，機(jī)械壓實(shí)作用階段的孔隙度減小過程是以埋藏深度為自變量的連續(xù)函數(shù)；壓實(shí)膠結(jié)作用階段的孔隙度減小過程、增孔窗口階段（65～100℃）及次生孔隙度保持階段均是埋藏深度和埋藏時(shí)間的連續(xù)函數(shù)。因此，分段模型疊加得到的總孔隙演化模型為一個(gè)四段式函數(shù)。利用研究區(qū)實(shí)際地質(zhì)資料對(duì)孔隙演化定量模型進(jìn)行的實(shí)例驗(yàn)證表明，該模型在砂巖孔隙演化模擬方面有較好的應(yīng)用效果。

孔隙演化；定量模擬；長8油層組；安塞地區(qū)

0 引言

孔隙度是儲(chǔ)層評(píng)價(jià)的重要參數(shù)之一，也是控制油氣運(yùn)移的關(guān)鍵因素之一，分析地史過程中的孔隙演化規(guī)律對(duì)油氣成藏機(jī)理研究具有重要意義，但它同時(shí)也是一個(gè)比較復(fù)雜的問題［1-3］。儲(chǔ)層孔隙的演化規(guī)律受沉積環(huán)境、成巖作用、構(gòu)造演化史、熱史及油氣生成史等諸多因素共同控制［2-7］。因此，綜合考慮各種實(shí)際影響因素，并采用合理的方法才能獲得相對(duì)符合地質(zhì)事實(shí)的孔隙演化模型。

Athy［8］提出了孔隙演化與埋藏深度的關(guān)系式；Maxwell［9］依據(jù)實(shí)驗(yàn)數(shù)據(jù)指明了時(shí)間和溫度對(duì)孔隙演化的作用。但是，他們只考慮了壓實(shí)作用對(duì)孔隙演化的影響，而忽略了膠結(jié)作用和溶蝕作用的影響。近年來，國內(nèi)學(xué)者在孔隙度模擬方面也做了大量的工作，并取得了一些研究成果。孟元林等［1-2，4］通過引入成巖指數(shù)，建立了孔隙演化模型并依此來對(duì)砂巖孔隙度進(jìn)行鉆前預(yù)測，但沒有分別討論各種成巖作用對(duì)砂巖孔隙演化的影響；王瑞飛等［10-11］、周曉峰等［12］討論了砂巖各成巖作用對(duì)孔隙度的影響，并對(duì)孔隙的演化做了定量分析，但都偏重區(qū)域上各成巖階段關(guān)鍵點(diǎn)上的孔隙度反演，而不能很好地反演各成巖階段關(guān)鍵點(diǎn)之間的孔隙演化過程；張榮虎等［6］綜合沉積、成巖及構(gòu)造等因素建立了一體化孔隙度預(yù)測模型，可用于預(yù)測未知地區(qū)現(xiàn)今地層的孔隙度，但其適用范圍比較局限，如該模型要求儲(chǔ)集層遭受的構(gòu)造擠壓力要弱、最大古構(gòu)造應(yīng)力可以量化且溶蝕作用不能太強(qiáng)等。

鄂爾多斯盆地長8油層組位于長9和長7烴源巖之間，具有良好的成藏條件，其可動(dòng)流體飽和度高達(dá)51.4%，具有較好的開發(fā)前景［13］。目前長8油層組的勘探開發(fā)主要集中在西峰和姬塬地區(qū)，受地質(zhì)認(rèn)識(shí)的制約，在安塞地區(qū)尚未取得大的進(jìn)展。豐富安塞地區(qū)的地質(zhì)資料，尤其是孔隙度方面的資料，有助于認(rèn)清該區(qū)的地質(zhì)狀況，有利于今后的儲(chǔ)層評(píng)價(jià)與勘探。筆者在安塞地區(qū)地質(zhì)背景分析的基礎(chǔ)上，以長8油層組薄片資料和校正的測井?dāng)?shù)據(jù)等為依據(jù)，借鑒國內(nèi)外一些學(xué)者的研究成果［3，7-8，14-16］，采用成巖作用效應(yīng)模擬［17］，并以現(xiàn)今砂巖段孔隙度為約束條件，利用多元線性回歸，按減孔作用階段和增孔作用階段，綜合分析埋藏深度、埋藏時(shí)間和成巖作用的影響，對(duì)鄂爾多斯盆地安塞地區(qū)孔隙演化進(jìn)行定量模擬，以建立該區(qū)長8油層組砂巖總孔隙演化定量模型。

1 地質(zhì)背景

鄂爾多斯盆地在晚三疊世延長期為一巨型內(nèi)陸淡水湖泊，經(jīng)歷了“產(chǎn)生—發(fā)展—消亡”的完整地質(zhì)歷史過程，主要發(fā)育三角洲沉積體系，整個(gè)延長期形成的地層自下而上被劃分為長10～長1共10個(gè)油層組（表1）［18］，在T3y2～T3y3期進(jìn)入湖盆全盛時(shí)期［19］。晚三疊世長8期，湖盆構(gòu)造穩(wěn)定，底形開闊，坡度小于0.5°，水體較淺［20］。安塞地區(qū)位于伊陜斜坡一級(jí)構(gòu)造單元的中東部偏南（圖1）［21］，在長8期鄰近湖盆腹地及匯水中心［22］，主要發(fā)育淺湖亞相、三角洲平原亞相和三角洲前緣亞相（圖2），巖性以灰綠色細(xì)砂巖、灰黑色泥質(zhì)粉砂巖以及粉砂質(zhì)泥巖為主。

表1 鄂爾多斯盆地上三疊統(tǒng)延長組地層劃分（據(jù)文獻(xiàn)［18］修改）Table 1Stratigraphic division of the Upper Triassic Yanchang Formation in Ordos Basin

圖1 鄂爾多斯盆地安塞地區(qū)位置（據(jù)文獻(xiàn)［21］修改）Fig.1Location of Ansai area in Ordos Basin

圖2 鄂爾多斯盆地安塞地區(qū)長8油層組沉積相Fig.2Sedimentary facies of Chang 8 oil reservoir set in Ansai area of Ordos Basin

2 儲(chǔ)層巖石學(xué)特征

儲(chǔ)層巖石類型主要為長石砂巖、巖屑長石砂巖和長石巖屑砂巖（圖3）［23］，碎屑成分以長石為主，巖屑和石英含量相對(duì)較低。通過對(duì)研究區(qū)12口井36個(gè)薄片樣品的分析發(fā)現(xiàn)，長石含量變化較大，體積分?jǐn)?shù)為18.33%～64.94%，平均為38.52%，以鉀長石為主；石英體積分?jǐn)?shù)為16.50%～39.32%，平均為24.17%；巖屑體積分?jǐn)?shù)為6.56%～42.48%，平均為25.03%，巖屑成分較為復(fù)雜，以云母和火成巖巖屑、沉積巖巖屑、變質(zhì)巖巖屑為主，其中云母含量尤其高，平均體積分?jǐn)?shù)為7.52%。

圖3 鄂爾多斯盆地安塞地區(qū)長8砂巖分類三角圖（模版據(jù)文獻(xiàn)［23］）Fig.3The triangular plot of sandstone component of Chang 8 oil reservoir set in Ansai area of Ordos Basin

鏡下薄片觀察發(fā)現(xiàn)，砂巖顆粒分選中等；磨圓以次棱—次圓狀為主；顆粒之間以點(diǎn)—線狀接觸為主；孔隙類型以粒間孔為主，長石溶孔次之，其他類型孔隙少見；膠結(jié)物主要為碳酸鹽膠結(jié)物，其次為綠泥石膜和伊利石，硅質(zhì)膠結(jié)物較少；雜基含量不高，平均體積分?jǐn)?shù)為0.3%，主要為泥質(zhì)。

圖4 安塞地區(qū)長8油層組成巖序列Fig.4The diagenetic sequence of Chang 8 oil reservoir set in Ansai area

3 成巖作用特征及成巖序列

在孔隙演化的進(jìn)程中，成巖作用起著主導(dǎo)作用［3］。有研究表明，壓實(shí)作用是碎屑巖孔隙演化的主要控制因素［8］。膠結(jié)作用和溶蝕作用也影響著孔隙演化的進(jìn)程［14，24-25］。因此，開展安塞地區(qū)成巖作用研究將為該區(qū)孔隙演化模型的建立提供有力的地質(zhì)依據(jù)。

3.1壓實(shí)作用

壓實(shí)作用的強(qiáng)弱主要表現(xiàn)為顆粒之間的接觸方式、顆粒的定向排列程度、剛性顆粒破裂或破碎的程度以及塑性顆粒的變形程度等。安塞地區(qū)長8油層組砂巖鏡下特征主要表現(xiàn)為：大部分薄片中顆粒以線狀接觸為主，少數(shù)薄片中顆粒呈凹凸?fàn)罱佑|；薄片中未見顆粒定向或半定向排列以及石英、長石等剛性顆粒的破裂紋，僅見云母和顆粒的塑性變形（圖版Ⅰ-1）?？傮w上，安塞地區(qū)長8油層組壓實(shí)作用中等—弱。

3.2 膠結(jié)作用

安塞地區(qū)長8油層組膠結(jié)作用相對(duì)較為復(fù)雜，主要有碳酸鹽膠結(jié)、黏土礦物膠結(jié)和硅質(zhì)膠結(jié)。

3.2.1 碳酸鹽膠結(jié)

碳酸鹽膠結(jié)物在鏡下可觀察到2期。第一期碳酸鹽膠結(jié)物為連晶方解石或連晶含鐵方解石（圖版Ⅰ-2），多為分散狀孔隙式膠結(jié)，其物質(zhì)來源主要為含鈣的長石或巖屑，因而一般形成于長石或巖屑的溶蝕之后，這種連晶（含鐵）方解石發(fā)育的砂巖在鏡下幾乎不見孔隙；第二期碳酸鹽膠結(jié)物為孔隙式膠結(jié)的含鐵白云石或鐵白云石（圖版Ⅰ-3），這種（含鐵）白云石一般形成于油侵之后，對(duì)砂巖儲(chǔ)集性能的破壞非常嚴(yán)重。

3.2.2 黏土礦物膠結(jié)

綠泥石是研究區(qū)長8油層組最主要的黏土礦物，其次是伊利石。綠泥石主要以孔隙襯墊的形式產(chǎn)出（圖版Ⅰ-4～Ⅰ-5），是從富Fe2+和Mg2+的堿性孔隙水中沉淀析出，并附著于孔隙周圍的顆粒表面的［26］，這種綠泥石形成的時(shí)間一般較早，形成溫度較低，為31～63℃［27］。薄片鏡下觀察發(fā)現(xiàn)，綠泥石發(fā)育的砂巖中粒間孔較多。一些研究認(rèn)為，孔隙襯墊綠泥石能夠提高巖石的抗壓實(shí)能力，并能夠從空間上阻止自生石英次生加大［28-30］，但近年來的研究認(rèn)為，綠泥石的莫氏硬度僅為2～3，在地下高溫高壓條件下的支撐能力有限，不足以提高巖石的抗壓實(shí)能力［26，31］，孔隙襯墊綠泥石也不能顯著地抑制石英的次生加大［26，32］。伊利石主要以彎曲片狀或絲縷狀產(chǎn)出于顆粒表面或孔隙之中（圖版Ⅰ-6），僅分布于少數(shù)樣品中，主要是由蒙脫石的伊利石化所形成，它使得孔隙結(jié)構(gòu)變得復(fù)雜，對(duì)儲(chǔ)層物性具有破壞作用。

3.2.3 硅質(zhì)膠結(jié)

研究區(qū)長8油層組砂巖中的硅質(zhì)膠結(jié)物以生長于孔隙空間的石英小晶體最常見，也可見少量長石的鈉長石化現(xiàn)象（圖版Ⅰ-7），未見石英次生加大邊。硅質(zhì)膠結(jié)物主要來源于長石和巖屑等顆粒的溶蝕或者來源于埋藏過程中綠泥石結(jié)構(gòu)式中Si的演化［33］。

3.3 溶蝕作用

總體來看，安塞地區(qū)長8油層組溶蝕作用較弱，主要表現(xiàn)為長石顆粒沿解理縫的溶蝕（圖版Ⅰ-8），但溶蝕并不徹底，且鏡下未見方解石被溶蝕的現(xiàn)象。這種溶蝕產(chǎn)生的次生孔隙相對(duì)于剩余粒間孔來說并不多，對(duì)改善儲(chǔ)層的儲(chǔ)集性能貢獻(xiàn)有限。

3.4 成巖序列

根據(jù)前述成巖現(xiàn)象描述和各種自生礦物形態(tài)特征、相互疊置關(guān)系以及成因分析，歸納總結(jié)出研究區(qū)長8油層組儲(chǔ)層各成巖事件出現(xiàn)的順序（圖4）大致為：壓實(shí)作用→綠泥石膠結(jié)→長石、巖屑溶解→自生石英小晶體形成→鈉長石化→（含鐵）方解石形成→油侵→自生伊利石、（含鐵）白云石形成。研究區(qū)長8儲(chǔ)層砂巖的成巖序列如圖4所示。

4 砂巖孔隙演化數(shù)學(xué)模型

安塞地區(qū)長8油層組的成巖作用特征表明，壓實(shí)和膠結(jié)作用對(duì)孔隙度的貢獻(xiàn)起著負(fù)面作用，溶蝕作用則起著積極作用，因而，筆者將長8油層組孔隙演化進(jìn)程分為孔隙度減小和孔隙度增大2個(gè)過程。依據(jù)成巖作用特征和成巖序列，結(jié)合構(gòu)造演化史、熱史和油氣生成史將研究區(qū)的成巖過程劃分為4個(gè)主要階段，即機(jī)械壓實(shí)階段、壓實(shí)膠結(jié)階段、增用階段的確定分別以膠結(jié)物和次生孔隙為判定準(zhǔn)則。研究區(qū)目的層段的膠結(jié)物主要因孔隙中含礦溶液濃度過飽和而沉淀或由于孔隙水的酸堿度平衡及氧化-還原電位平衡被打破而結(jié)晶析出；次生孔隙主要源自長石等礦物的溶解。結(jié)合研究區(qū)的成巖序列、構(gòu)造演化史、熱史及油氣生成史（參見圖4、圖5）可以判斷：膠結(jié)作用開始于早成巖階段A期，地層溫度為45～50℃；次生孔隙形成于早成巖階段B期，地層溫度為65～85℃，為早期生油階段，有機(jī)質(zhì)逐漸成熟，開始向地層中排出有機(jī)酸；中成巖階段A期為大量生油階段，地層溫度為85～120℃。當(dāng)?shù)貙訙囟冗_(dá)到100～120℃時(shí)，是石油的主要充注時(shí)期，此時(shí)有機(jī)酸濃度降低，抑制了溶蝕作用，孔隙度增大過程結(jié)束［34］。在地層溫度小于65℃時(shí)，地層中缺乏足夠的有機(jī)酸，不易形成次生孔隙；當(dāng)?shù)貙訙囟雀哂?00℃時(shí)，石油侵位和有機(jī)酸濃度的降低抑制了次生孔隙的形成，由此可確定溶蝕作用形孔窗口階段和次生孔隙保持階段，并以此作為孔隙演化模型建立的基礎(chǔ)。

4.1 膠結(jié)作用開始的時(shí)刻和溶蝕作用時(shí)間窗口的確定

為了建立完整的總孔隙演化模型，還必須了解孔隙度減小過程和增大過程開始的時(shí)刻和持續(xù)的時(shí)間。膠結(jié)作用階段和溶蝕作用階段需要結(jié)合研究區(qū)的成巖序列（參見圖4）及構(gòu)造演化史、熱史和油氣生成史（圖5）綜合確定。砂巖進(jìn)入埋藏成巖階段之后，一直遭受來自上覆地層的壓力，因此由壓實(shí)作用導(dǎo)致的孔隙度減小過程將貫穿整個(gè)成巖階段。

安塞地區(qū)長8油層組膠結(jié)作用階段和溶蝕作成的溫度窗口為65～100℃。根據(jù)膠結(jié)作用開始時(shí)的古地溫以及溶蝕作用的溫度窗口，再結(jié)合地層深度，在埋藏史圖（參見圖5）上就能夠很容易地找到對(duì)應(yīng)的時(shí)刻和時(shí)間窗口。

圖5 安塞地區(qū)長8油層組埋藏史、關(guān)鍵成巖階段Fig.5Burial history and key diagenesis stages of Chang 8 oil reservoir set in Ansai area

4.2 孔隙度減小模型

孔隙度減小是由于機(jī)械壓實(shí)作用和膠結(jié)作用引起的。Athy［8］指出，在機(jī)械壓實(shí)階段，孔隙度與埋藏深度存在指數(shù)關(guān)系；貝豐等［15］和陳發(fā)景等［16］的壓實(shí)模擬實(shí)驗(yàn)結(jié)果也支持了Athy的觀點(diǎn)，即減孔過程中機(jī)械壓實(shí)階段剩余孔隙度φn是深度h的指數(shù)模型［式（1）］［8］；潘高峰等［3］認(rèn)為，在壓實(shí)膠結(jié)作用階段，孔隙的演化同時(shí)受埋藏深度和埋藏時(shí)間的影響，壓實(shí)膠結(jié)階段剩余孔隙度是深度與時(shí)間的雙元指數(shù)模型［式（2）］。

式（1）～（2）中：φn為剩余孔隙度，%；φ0為原始孔隙度，%；a，b，c，d，e均為待定系數(shù)；h為埋藏深度，m；t0和t1分別為膠結(jié)作用和溶蝕作用開始的時(shí)刻，Ma，t∈［t0，t1］。

原始孔隙度φ0與分選系數(shù)S0之間有函數(shù)關(guān)系式［35］，即

式中：S0=（P25/P75）1/2，P25和P75分別代表粒度累積曲線上25%和75%處所對(duì)應(yīng)的顆粒直徑［36］。根據(jù)式（3）恢復(fù)的研究區(qū)長8油層組的原始孔隙度為37.10%～39.64%，平均為38.58%。

本次研究選取區(qū)內(nèi)6口典型井校正之后的全井砂巖段孔隙度數(shù)據(jù)（約束條件）作為因變量，與孔隙度相對(duì)應(yīng)的埋藏深度和年代數(shù)據(jù)作為自變量，經(jīng)過對(duì)數(shù)變換，進(jìn)行多元線性回歸，確定回歸系數(shù)，最后再進(jìn)行逆變換，得到

4.3 增孔窗口內(nèi)孔隙度增大模型

安塞地區(qū)長8油層組孔隙度的增大主要表現(xiàn)為次生孔隙的增加，即地層中礦物被溶蝕的體積量，而礦物的溶蝕量關(guān)于時(shí)間的變化率與地層中有機(jī)酸濃度具有線性函數(shù)關(guān)系［3］，即

式中：a=-0.000 64，b=-0.001 25，c=-0.005 37，d= 0.000 002 597，e=0.901 6，φ0=38.58，Δt=11.9，h為埋深，m；Δφ為溶蝕作用產(chǎn)生的孔隙度增量，%；t為距今埋藏時(shí)間，Ma；φ0為原始孔隙度，%；Δt=t1-t2，t1和t2分別為溶蝕作用開始和結(jié)束的時(shí)刻，即地層溫度分別達(dá)到65℃和100℃的時(shí)刻，Ma。

應(yīng)用所建立的總孔隙度演化模型［式（10）］，結(jié)合成巖序列圖（參見圖4）和地層埋藏史圖（參見圖5），即可恢復(fù)地層在任意地質(zhì)時(shí)刻的孔隙度值，再將這些孔隙度值按時(shí)間順序加以組合就構(gòu)成了一個(gè)連續(xù)的孔隙度演化過程。

式中：φs為溶蝕作用形成的孔隙度，%；k為比例系數(shù)；C為有機(jī)酸濃度，mol/L；c0為常數(shù)。

由Carothers等［37］的研究結(jié)果得到地層中有機(jī)酸濃度與溫度的關(guān)系為

式中：a，b，c均為待定系數(shù)；T為地層溫度，℃。

綜合得到增孔窗口內(nèi)孔隙度變化率模型，即

式中：a′，b′，c′均為待定系數(shù)。

設(shè)t1和t2分別為溶蝕作用開始和結(jié)束的時(shí)刻，則邊界條件為t=t1，φs=0，t=t2時(shí)，φs=Δφ，求解式（7）得到增孔窗口內(nèi)次生增孔量模型，即

式中：Δφ為溶蝕增孔量，%；Δt=t1-t2，t∈［t1，t2］為增孔窗口內(nèi)任一時(shí)刻，Ma。由此計(jì)算在沒有次生孔隙產(chǎn)生的情況下得到的剩余孔隙度φn，現(xiàn)今實(shí)測孔隙度φ和φn的差值就是Δφ。如果Δφ≤0，說明沒有次生孔隙產(chǎn)生；如果Δφ>0，則說明有次生孔隙產(chǎn)生。

4.4 總孔隙演化模型

總孔隙演化模型包括機(jī)械壓實(shí)作用下的減孔模型、壓實(shí)膠結(jié)作用下的減孔模型、增孔窗口階段模型以及次生孔隙保持階段模型，綜合后可以得到一個(gè)四段式分段函數(shù)的總孔隙演化模型，即

5 實(shí)例驗(yàn)證

為了檢驗(yàn)所建立總孔隙演化模型的應(yīng)用效果，筆者應(yīng)用Matlab軟件編制了該模型［式（10）］的相應(yīng)程序，然后對(duì)研究區(qū)丹42井長8油層組現(xiàn)今深度為1 616.17 m的地層進(jìn)行了孔隙演化模擬（圖6），結(jié)果表明：模擬地層開始沉積的時(shí)間是222.5 Ma，沉積初期原始孔隙度為38.58%；在持續(xù)埋藏距今208 Ma，且埋藏深度達(dá)到800 m時(shí)，由于機(jī)械壓實(shí)作用，孔隙度減小到23.12%；在距今208～185 Ma，地層經(jīng)歷了抬升和剝蝕之后繼續(xù)埋藏，由于機(jī)械壓實(shí)作用，孔隙度減小到20.34%；在距今185～148 Ma，地層抬升后繼續(xù)埋藏，在經(jīng)歷了機(jī)械壓實(shí)的同時(shí)，地層中也發(fā)生了膠結(jié)作用，孔隙度減小到13.60%；在距今148～117 Ma，地溫上升，進(jìn)入大量生油階段，地層中的干酪根熱解并開始產(chǎn)生酸性流體，長8油層組進(jìn)入增孔窗口，次生孔隙形成，增孔量達(dá)到1.08%，同時(shí)減孔作用使得孔隙度減小了2.71%，綜合后得到孔隙度為11.97%；在距今117～100 Ma時(shí)，地層持續(xù)埋藏并達(dá)到最大埋藏深度，石油侵位導(dǎo)致溶蝕作用停止；之后，地層抬升直至現(xiàn)今，因上覆壓力存在，時(shí)間效應(yīng)持續(xù)作用，孔隙度減小了1.13%，達(dá)到現(xiàn)今的9.76%，與巖心分析報(bào)告中丹42井實(shí)測孔隙度值9.97%相比，相對(duì)誤差為2.1%。

圖6 丹42井長8油層組砂巖孔隙度演化過程模擬Fig.6The simulation of sandstone porosity evolution of Chang 8 oil reservoir set in Dan 42 well

6 結(jié)論及建議

（1）鄂爾多斯盆地安塞地區(qū)長8油層組砂巖類型主要為長石砂巖、巖屑質(zhì)長石砂巖和長石質(zhì)巖屑砂巖，成分成熟度較低，結(jié)構(gòu)成熟度中等；儲(chǔ)集空間以粒間孔為主，長石溶孔次之；壓實(shí)作用中等—弱，膠結(jié)作用復(fù)雜，溶蝕作用較弱。各種成巖作用對(duì)研究區(qū)長8油層組砂巖孔隙演化模型的確立具有關(guān)鍵作用。

（2）在安塞地區(qū)成巖作用特征和成巖史研究的基礎(chǔ)上，依據(jù)大量的統(tǒng)計(jì)資料，并以現(xiàn)今孔隙度作為約束條件，以時(shí)間和深度作為參數(shù)，線性回歸出了4個(gè)不同階段的孔隙演化模型。實(shí)例驗(yàn)證表明，綜合所得的總孔隙演化模型的模擬結(jié)果與實(shí)際地質(zhì)情況較為吻合。

（3）本文所建立的孔隙演化模型可以推廣應(yīng)用到安塞地區(qū)其他沉積型儲(chǔ)層在任一地史時(shí)期的孔隙度近似模擬計(jì)算，具有操作簡單、結(jié)果較為合理的優(yōu)點(diǎn)。如果要將該模型推廣應(yīng)用到其他地區(qū)的沉積型儲(chǔ)層，則需要結(jié)合當(dāng)?shù)氐膶?shí)際地質(zhì)情況，并考慮埋藏史、成巖作用特征、成巖史和其他因素對(duì)孔隙演化的影響，綜合選擇模型參數(shù)，對(duì)模型進(jìn)行修正，以達(dá)到更加合理的應(yīng)用效果。

［1］孟元林，王粵川，牛嘉玉，等.儲(chǔ)層孔隙度預(yù)測與有效天然氣儲(chǔ)層確定——以渤海灣盆地鴛鴦溝地區(qū)為例［J］.天然氣工業(yè)，2007，27（6）：42-44.

［2］孟元林，王又春，姜文亞，等.遼河坳陷雙清地區(qū)古近系沙河街組四段孔隙度演化模擬［J］.古地理學(xué)報(bào)，2009，11（2）：125-132.

［3］潘高峰，劉震，趙舒，等.砂巖孔隙度演化定量模擬方法——以鄂爾多斯盆地鎮(zhèn)涇地區(qū)延長組為例［J］.石油學(xué)報(bào)，2011，32（2）：249-256.

［4］劉貴滿，孟元林，魏巍.松遼盆地北部泉三、四段低滲透儲(chǔ)層孔隙度演化史［J］.礦物巖石地球化學(xué)通報(bào)，2012，31（3）：266-274.

［5］王艷忠，操應(yīng)長，葸克來，等.碎屑巖儲(chǔ)層地質(zhì)歷史時(shí)期孔隙度演化恢復(fù)方法——以濟(jì)陽坳陷東營凹陷沙河街組四段上亞段為例［J］.石油學(xué)報(bào)，2013，34（6）：1100-1111.

［6］張榮虎，姚根順，壽建峰，等.沉積、成巖、構(gòu)造一體化孔隙度預(yù)測模型［J］.石油勘探與開發(fā)，2011，38（2）：145-151.

［7］劉震，邵新軍，金博，等.壓實(shí)過程中埋深和時(shí)間對(duì)碎屑巖孔隙度演化的共同影響［J］.現(xiàn)代地質(zhì)，2007，21（1）：125-132.

［8］Athy L F.Density，porosity and compaction of sedimentary rocks［J］.AAPG Bulletin，1930，14（1）：1-24.

［9］Maxwell J C.Influence of depth，temperature，and geologic age on porosity of quartzose sandstone［J］.AAPG Bulletin，1964，48（5）：697-709.

［10］王瑞飛，陳明強(qiáng).儲(chǔ)層沉積-成巖過程中孔隙度參數(shù)演化的定量分析——以鄂爾多斯盆地沿25區(qū)塊、莊40區(qū)塊為例［J］.地質(zhì)學(xué)報(bào)，2007，81（10）：1432-1440.

［11］王瑞飛，沈平平，趙良金.深層儲(chǔ)集層成巖作用及孔隙度演化定量模型——以東濮凹陷文東油田沙三段儲(chǔ)集層為例［J］.石油勘探與開發(fā)，2011，38（5）：552-559.

［12］周曉峰，張敏，呂志凱，等.華慶油田長6儲(chǔ)層砂巖成巖過程中的孔隙度演化［J］.石油天然氣學(xué)報(bào)（江漢石油學(xué)院學(xué)報(bào)），2010，32（4）：12-17.

［13］楊華，劉顯陽，張才利，等.鄂爾多斯盆地三疊系延長組低滲透巖性油藏主控因素及其分布規(guī)律［J］.巖性油氣藏，2007，19（3）：1-6.

［14］陳冬霞，龐雄奇，楊克明，等.川西坳陷中段上三疊統(tǒng)須二段致密砂巖孔隙度演化史［J］.吉林大學(xué)學(xué)報(bào)：地球科學(xué)版，2012，42（增刊1）：42-51.

［15］貝豐，王允誠.沉積物的壓實(shí)作用與烴類的初次運(yùn)移［M］.北京：石油工業(yè)出版社，1985：257-264.

［16］陳發(fā)景，田世澄.壓實(shí)與油氣運(yùn)移［M］.武漢：中國地質(zhì)大學(xué)出版社，1989：113-134.

［17］應(yīng)風(fēng)祥，羅平，何東博，等.中國含油氣盆地碎屑巖儲(chǔ)集層成巖作用與成巖數(shù)值模擬［M］.北京：石油工業(yè)出版社，2004：239-278.

［18］毛明陸，楊亞娟，張艷.試論鄂爾多斯盆地三疊系巖性油藏分析的幾項(xiàng)地質(zhì)關(guān)鍵技術(shù)［J］.巖性油氣藏，2007，19（4）：27-33.

［19］楊俊杰.鄂爾多斯盆地構(gòu)造演化與油氣分布規(guī)律［M］.北京：石油工業(yè)出版社，2002：104-129.

［20］李元昊，藺昉曉，杜金良，等.鄂爾多斯盆地三疊系延長組長8淺水三角洲沉積特征［J］.低滲透油氣田，2007，12（3）：19-24.

［21］鄭榮才，耿威，周剛，等.鄂爾多斯盆地白豹地區(qū)長6砂巖成巖作用與成巖相研究［J］.巖性油氣藏，2007，19（2）：1-8.

［22］劉化清，袁劍英，李相博，等.鄂爾多斯盆地延長期湖盆演化及其成因分析［J］.巖性油氣藏，2007，19（1）：52-56.

［23］雷卞軍，闕洪培.砂巖分類新方案［J］.西南石油學(xué)院學(xué)報(bào)，2002，24（5）：11-14.

［24］杜紅權(quán)，朱如凱，何幼斌，等.合川地區(qū)須二段砂巖儲(chǔ)層成巖作用及其對(duì)儲(chǔ)層的影響［J］.巖石礦物學(xué)雜志，2012，31（3）：403-411.

［25］朱國華.陜北濁沸石次生孔隙砂體的形成與油氣關(guān)系［J］.石油學(xué)報(bào)，1985，6（1）：1-8.

［26］姚涇利，王琪，張瑞，等.鄂爾多斯盆地華慶地區(qū)延長組長6砂巖綠泥石膜的形成機(jī)理及其環(huán)境指示意義［J］.沉積學(xué)報(bào)，2011，29（1）：72-79.

［27］楊獻(xiàn)忠，楊祝良，陶奎元，等.含油玄武巖中綠泥石的形成溫度［J］.礦物學(xué)報(bào)，2002，22（4）：365-370.

［28］Bloch S，Robert H L，Lander B.Anomalously high porosity and permeability in deeply buried sandstones reservoirs：Origin and predictability［J］.AAPG Bulletin，2002，86（2）：301-328.

［29］田建鋒，楊振林，楊友運(yùn).自生綠泥石對(duì)砂巖儲(chǔ)層孔隙的保護(hù)機(jī)理［J］.地質(zhì)科技情報(bào)，2008，27（4）：49-54.

［30］孫全力，孫晗森，賈趵，等.川西須家河組致密砂巖儲(chǔ)層綠泥石成因及其與優(yōu)質(zhì)儲(chǔ)層關(guān)系［J］.石油與天然氣地質(zhì)，2012，33（5）：751-757.

［31］公繁浩，鮑志東，范正平，等.自生綠泥石對(duì)砂巖儲(chǔ)集層影響的新認(rèn)識(shí)［J］.新疆石油地質(zhì)，2011，32（4）：338-341.

［32］楊威，魏國齊，趙杏媛，等.碎屑巖儲(chǔ)層中自生綠泥石襯邊能抑制石英次生加大嗎？——以四川盆地須家河組砂巖儲(chǔ)層為例［J］.石油學(xué)報(bào)，2013，34（增刊1）：128-135.

［33］潘燕寧，周鳳英，陳小明，等.埋藏成巖過程中綠泥石化學(xué)成分的演化［J］.礦物學(xué)報(bào)，2010，21（2）：174-178.

［34］羅靜蘭，劉小洪，林潼，等.成巖作用與油氣侵位對(duì)鄂爾多斯盆地延長組砂巖儲(chǔ)層物性的影響［J］.地質(zhì)學(xué)報(bào)，2006，80（5）：664-673.

［35］Beard D C，Weyl P K.Influence of texture on porosity and permeability of unconsolidated sand［J］.AAPG Bulletin，1973，57（2）：349-369.

［36］Scherer M.Parameters influencing porosity in sandstones：A model for sandstone porosity prediction［J］.AAPG Bulletin，1987，71（5）：485-491.

［37］Carothers W W，Kharaka Y K.Aliphatic acid anions in oil-field waters：Implications for origin of natural gas［J］.AAPG Bulletin，1978，62（12）：2441-2453.

圖版Ⅰ說明：安塞地區(qū)長8儲(chǔ)層主要成巖現(xiàn)象。1.云母和巖屑在壓實(shí)過程中發(fā)生塑性變形，使顆粒呈凹凸接觸，橋41井，985.80 m，單偏光，×25；2.連晶含鐵方解石（染色后呈紫紅色）膠結(jié)，高69井，1 698.79 m，單偏光，×50；3.含鐵白云石（染色后呈淡藍(lán)色）和鐵白云石（染色后呈天藍(lán)色）孔隙式膠結(jié)，高34井，1 671.63 m，單偏光，×50；4.孔隙襯里綠泥石，橋23井，1 074.35 m，單偏光，×100；5.顆粒表面的綠泥石，橋45井，1 397.73 m，掃描電鏡；6.彎曲片狀伊利石，有些部位已經(jīng)絲縷化，高72井，1 708.27 m，掃描電鏡；7.石英小晶體，長石部分被溶蝕和鈉長石化，高74井，1 744.12 m，掃描電鏡；8.長石沿解理縫被部分溶蝕，橋45井，1 397.73 m，掃描電鏡

（本文編輯：于惠宇）

Quantitative simulation on pore evolution in diagenetic process of sandstone:A case study from Chang 8 oil reservoir set in Ansai area,Ordos Basin

LIAO Peng1，2，TANG jun3，WANG Kai4，YANG Xipu5，WANG Qi2
（1.Research Institute of Geophysical Exploration，Jianghan Oilfield Company，Sinopec，Wuhan 430223，China；2.Key Laboratory of Petroleum Resources Research，Institute of Geology and Geophysics，Chinese Academy of Sciences，Lanzhou 730000，China；3.School of Mathematics，Physics and Biological Engineering，Inner Mongolia University of Science and Technology，Baotou 014010，Inner Mongolia，China；4.Research Institute of Exploration and Development，PetroChina Qinghai Oilfield Company，Dunhuang 736202，Gansu，China；5.CNOOP Research Institute，Beijing 100027，China）

The change of porosity in buried diagenetic process is a continuous process,which has important significance to hydrocarbon accumulation and regional reservoir evaluation.By using mathematical statistics and numericalsimulation method,this paper carried out quantitative simulation of pore evolution during the whole burial diagenetic process of Chang 8 oil reservoir set in Ansai area.Based on analysis of petrologic characteristics,diagenetic features, burial history and diagenesis history,with current porosity as boundary constraint conditions,geological time and burial depth as variables,the whole pore evolution of Chang 8 oil reservoir set from initial burial until nowadays was divided into two independent processes∶porosity decrease and porosity increase,for which two mathematical models were established respectively.The quantitative simulation result indicates that the porosity decrease model of mechanical compaction stage is a continuous function with burial depth as the independent variable,while that of compactioncementation stages and porosity increase model under temperature window conditions and secondary porosity preservation（65～100℃）are continuous functions with geological time and burial depth as the variables.The whole pore evolution quantitative simulation built from the superimposition of porosity decrease and increase is a piecewise function with four sections.Finally,through the exemplification,it is verified that this approach works well in sandstone pore evolution simulation.

pore evolution；quantitative simulation；Chang8 oil reservoir set；Ansai area

TE122.2+3

：A

2014-03-20；

2014-05-12

中國科學(xué)院西部行動(dòng)計(jì)劃項(xiàng)目“準(zhǔn)噶爾盆地東部低熟氣資源潛力與有利勘探區(qū)預(yù)測”（編號(hào)：KZCX2-XB3-12）資助

廖朋（1986-），男，博士，主要從事油氣地質(zhì)和儲(chǔ)層地質(zhì)研究工作。地址：（430035）湖北省武漢市硚口區(qū)南泥灣大道71號(hào)。E-mail：lpp3661@163.com

王琪（1967-），男，研究員，博士生導(dǎo)師，主要從事儲(chǔ)層地質(zhì)學(xué)與儲(chǔ)層地球化學(xué)方面的研究工作。E-mail：qiwang@lzb.ac.cn。

1673-8926（2014）05-0015-08