坪橋油區(qū)長6儲層成巖作用與有利成巖相帶研究

李 渭，白 薷，李文厚，劉佳慶

(1.西北大學 大陸動力學國家重點實驗室/地質學系，陜西 西安 710069;2.延長石油研究院，陜西西安 710075)

坪橋油區(qū)位于鄂爾多斯盆地安塞油田東部，地處陜西省安塞縣境內。長6油層組是坪橋油區(qū)的主要產油層位之一，埋藏深度為1 180～1 480 m。儲層砂體主要為三角洲前緣水下分流河道微相沉積[1]，物性較差，非均質性較強，屬于典型的低孔、低滲地層 －巖性油藏[2－5]。該區(qū)成巖作用對儲層物性、孔隙結構等影響復雜[6－7]，本文以物性、壓汞、鑄體薄片、掃描電鏡、X衍射等實驗測試結果為基礎，對低滲儲層的成巖作用、物性變化特征進行研究，揭示成巖作用與物性變化之間的關系，并在此基礎上劃分出有利的成巖相帶，對研究區(qū)下一步落實優(yōu)質儲層的平面分布，篩選有利建產區(qū)塊提供理論依據(jù)。

1 巖石學特征

坪橋油區(qū)長6儲層巖石類型主要為灰綠色細粒長石砂巖(見圖1)。巖石薄片鏡下鑒定結果表明，碎屑巖成分復雜，有石英、長石和暗色巖屑等;成分成熟度中等，結構成熟度較高。石英體積含量17% ～30%，平均23.2%，以單晶石英為主;燧石含量較少，部分可見波狀消光。長石碎屑體積含量55% ～68%，平均58.3%，以斜長石為主，次為正長石，少量微斜長石。巖屑體積含量5% ～15%，部分可達20%，平均10.3%，以變質巖屑和火山巖屑為主，少量沉積巖屑。其他碎屑主要為黑云母和少量綠泥石。

根據(jù)掃描電鏡、X衍射等資料分析，坪橋地區(qū)長6砂巖填隙物體積含量一般為6% ～20%，部分可達25%。以方解石、自生石英等自生礦物，綠泥石和伊利石等黏土礦物為主，含少量硅質膠結物，含量變化較大。掃描電鏡下還觀察到大量的濁沸石，體積含量一般1% ～6%，最大可達11%。這些濁沸石多以膠結物形式充填于粒度相對較粗和分選較好的砂巖中，但分布不均勻。此外，在鑄體薄片和掃描電鏡下皆可觀察到部分濁沸石膠結物有溶蝕現(xiàn)象。

圖1 坪橋油區(qū)長6砂巖成分分類Fig.1 Sandstone classification of Chang 6 reservoir in Pingqiao Oilfield

2 物性及孔隙結構特征

從孔隙度、滲透率直方圖(見圖2，3)可以看出，研究區(qū)長6儲層孔隙度主要分布范圍為6% ～13%，平均10.5%，孔隙度分布有2個峰值，分別為9% ～10%和11% ～12%;滲透率主要分布范圍為(0.01 ～1)×10－3μm2，平均 0.54 ×10－3μm2，滲透率的 2 個峰值分布于(0.01 ～0.05)×10－3μm2和(0.1 ～0.5)×10－3μm2。從孔隙度和滲透率的雙峰形態(tài)可以看出，本區(qū)儲層非均質性較強。另外，分析認為，研究區(qū)砂巖孔隙度較高而滲透率偏低的主要原因是成巖作用早期強烈的機械壓實和膠結作用及后期的溶蝕和破裂作用的不均一性，使得孔隙的連通性較差，砂巖滲透率較低。

根據(jù)巖心薄片、鑄體薄片及掃描電鏡等分析結果可知，該區(qū)長6儲層的主要儲集空間有原生粒間孔隙、濁沸石溶蝕粒間孔隙、粒內溶蝕孔隙、微孔隙和微裂隙等幾種(見圖4)。面孔率一般為2.6%～6%，平均3.9%。其中微孔隙為0.45%～4.5%，平均1.5%，是研究區(qū)長6儲層最主要的一種孔隙類型。沸石溶孔一般為0.4%～2.2%，平均1.2%，是本區(qū)長6儲層另一類重要的孔隙類型。這兩類孔隙平均占總孔隙的73%左右，是本區(qū)長6儲層的主要儲集空間。高壓壓汞實驗結果表明，排驅壓力多分布在0.14～5.79 MPa，飽和度中值壓力為0.71～14.95 MPa，孔喉半徑為 0.04～1.57 μm，分選系數(shù)為 0.04～10.63，退汞效率較低，一般為14.7% ～50.6%，反映出孔喉特征的各種參數(shù)變化較大，孔喉分布不均的特點。

圖2 長6砂巖孔隙度分布直方圖Fig.2 Histogram of porosity distribution of Chang 6 sandstone

圖3 長6砂巖滲透率分布直方圖Fig.3 Histogram of permeability distribution of Chang 6 sandstone

3 主要成巖作用及其特征

根據(jù)大量的薄片鏡下觀察和統(tǒng)計，研究區(qū)主要經歷的成巖作用有壓實壓溶作用、膠結作用、溶蝕作用和破裂作用，不同的成巖作用對儲層性質的影響存在較大差異[8]。

圖4 坪橋油區(qū)長6砂巖孔隙類型及含量圖Fig.4 Pore type and content of Chang 6 sandstones in Pingqiao Oilfield

3.1 壓實壓溶作用

長6儲層壓實壓溶作用十分強烈。壓實作用的結果使碎屑顆粒轉動，定向排列，軟碎屑變形及長石的雙晶滑動，機械斷裂十分常見，碎屑顆粒在壓力下形成線面接觸，凹凸狀接觸，產生致密鑲嵌結構。其后的化學壓溶作用形成長石、石英的次生膠結也很普遍，壓實壓溶作用使長6砂巖的原生孔隙損失過半(見圖5A)。

3.2 膠結作用

研究區(qū)常見的膠結作用有濁沸石膠結，綠泥石薄膜膠結，長石、石英加大膠結、方解石膠結等。各種膠結作用使砂巖孔隙損失近1/4。

3.2.1 自生黏土礦物的膠結 研究區(qū)長6儲層中自生黏土礦物膠結物主要以綠泥石為主(見圖5B)。據(jù)鏡下觀察，砂巖中綠泥石常以孔隙襯邊方式產出的黏土膜狀態(tài)賦存，黏土膜厚度一般3～5 μm，呈針狀、葉片狀沿著碎屑顆粒邊緣垂直生長。電鏡和探針分析表明，綠泥石較為富鐵，且自形程度較低。綠泥石膜對坪橋儲層的影響具有雙重性，一方面，它占據(jù)了一定的孔喉空間，使得孔隙體積減小，喉道變窄，從而降低了孔隙度和滲透率，致使巖石趨于致密。另一方面，它將顆粒與孔隙隔離，可以阻止顆粒的次生加大，也在一定程度上阻止了其他膠結物的沉淀。同時，它還可以支撐顆粒，抵抗一定的機械壓實作用，從而有利于保存粒間體積，并為后期溶蝕型次生孔隙的形成提供了有效的通道和空間。

3.2.2 硅質膠結 研究區(qū)長6儲層中最常見的硅質膠結物就是石英的自生加大(見圖5C)，自生加大邊厚0.01～0.04 mm，加大邊與碎屑石英間以很薄的黏土膜相分開。通過鏡下觀察可發(fā)現(xiàn)，石英的自生加大充填了孔隙并堵塞喉道，降低了儲層的孔、滲性能。

圖5 坪橋地區(qū)長6儲層特征圖片F(xiàn)ig.5 Pictures of Chang 6 reservoir in Pingqiao Area

3.2.3 碳酸鹽膠結 碳酸鹽膠結促使儲層物性變差，非均質性增強，對滲透率的控制尤其顯著(見圖5D)。研究區(qū)的碳酸鹽膠結主要起破壞作用，這一點明顯表現(xiàn)在巖石的滲透率方面，凡是滲透率略高的樣品，碳酸鹽含量都比較低(見圖6)。鏡下觀察含油層段的非均質性發(fā)現(xiàn)，凡是含油層段幾乎均是濁沸石和長石溶蝕孔發(fā)育段，凡是緊鄰的不含油段主要是方解石、鐵方解石膠結段，或是綠泥石和碎屑云母發(fā)育段。因此，無論是早期膠結的還是晚期膠結的碳酸鹽，對孔隙的保存均不利，對次生孔隙的形成貢獻也不大。

3.2.4 濁沸石膠結 研究區(qū)長6油層組砂巖中濁沸石的分布普遍(見圖5E)，體積含量一般2% ～5%，少部分可達10% ～25%。在陰極發(fā)光顯微鏡下，濁沸石通常不發(fā)光，可觀察到濁沸石交代長石顆粒，偶見方解石交代濁沸石的現(xiàn)象。濁沸石主要以膠結物的形式充填于粒度粗、分選好及雜基含量少的中細砂巖、細砂巖粒間孔隙中。濁沸石的形成堵塞了砂巖的原生粒間孔隙，使其孔滲物性變差，但充填粒間孔的濁沸石膠結物也可阻止骨架顆粒的壓實和壓溶，為成巖期的溶蝕提供了空間基礎。同時，由于濁沸石的解理發(fā)育，酸性水容易沿解理縫溶蝕，在研究區(qū)三角洲前緣水下分流河道儲層中形成次生孔隙。濁沸石溶蝕形成的次生孔隙發(fā)育帶也是長6主要富油區(qū)。

圖6 坪橋區(qū)長6儲層孔隙度、滲透率與方解石含量相關圖Fig.6 The relation between carbonate contents and physical properties

3.3 溶解作用

砂巖儲集層的溶解作用形成了各種類型的次生孔隙[9－10]，作為研究區(qū)儲層主要的孔隙類型之一，局部溶孔的發(fā)育對改善油氣的儲層物性作出了較大的貢獻[11－14]。然而，溶解作用又是有限的，沒有從根本上改變研究區(qū)長6儲層低孔低滲的狀況。根據(jù)顯微鏡及掃描電鏡分析，發(fā)現(xiàn)研究區(qū)溶蝕作用主要發(fā)生在長石顆粒表面及內部(見圖5F)，其次為濁沸石(見圖5G)和其他巖屑發(fā)生溶蝕，亦可見到石英發(fā)生溶蝕。顆粒的溶解有兩種情況:一種是長石、巖屑等不穩(wěn)定顆粒直接溶解形成溶蝕粒內孔;另一種是長石及巖屑等顆粒先為碳酸鹽礦物交代，后交代物發(fā)生溶解而使顆粒間接被溶，常形成溶蝕粒內孔及溶蝕粒間孔。

3.4 破裂作用

破裂作用是指成巖過程中巖石在外力的作用下發(fā)生破裂而產生裂縫孔隙的作用。在研究目的層的巖心和鑄體薄片時(見圖5H)，均發(fā)現(xiàn)砂巖具有一定裂縫，這在一定程度上改善了儲層的滲透性，但裂縫的分布極不均勻，在一定程度上造成了砂巖滲透率的非均質性。

4 成巖階段劃分

根據(jù)成巖作用及自生礦物成因分析，結合鏡下觀察到的各類成巖現(xiàn)象，進行成巖序列分析，其結果見表1。具體表現(xiàn)為:機械壓實→早期黏土膜形成→石英次生加大→微晶方解石沉淀→亮晶方解石和伊/蒙混層析出→長石顆粒、方解石膠結物溶解→自生高嶺石、綠泥石、伊利石形成→方解石溶解→晚期含鐵碳酸鹽充填。

研究區(qū)砂巖普遍經歷了較強的壓實作用，多以機械壓實為主，幾乎不受壓溶作用的影響;砂巖中原生孔隙大量喪失，次生孔隙普遍發(fā)育;早期方解石膠結物多為孔隙式膠結，晚期鐵方解石出現(xiàn)，多充填次生溶蝕孔隙;長石、巖屑等常發(fā)生明顯的溶蝕作用;砂巖中石英一部分呈次生加大膠結，一部分呈自形晶體充填孔隙;碳酸鹽以亮晶方解石為主;自生黏土礦物以綠泥石和伊利石為主，此外有伊/蒙混層，并可見到大量濁沸石發(fā)育。從上述成巖特征進行綜合判斷可知，坪橋地區(qū)長6砂巖目前應處于中成巖階段A期末—中成巖B期早階段。

5 成巖相劃分與有利成巖相帶

根據(jù)研究區(qū)長6成巖作用類型，結合沉積巖的結構和巖石的孔滲特征可將其劃分出5種成巖相:黑云母壓實相、泥質雜基壓實相、碳酸鹽膠結成巖相、自生綠泥石膠結與殘余孔隙相、不穩(wěn)定組分溶蝕成巖相。

5.1 黑云母壓實相

研究區(qū)抗壓實性差的巖屑含量高，機械壓實作用強烈。儲層中含有大量的黑云母碎屑，尤其在水下分流河道的砂巖頂部，體積百分含量可達12%，它是在碎屑沉積物沉積時形成的。此類砂巖儲層在埋藏成巖中，黑云母發(fā)生了強烈的壓實及水化水解作用，且變形強烈，導致儲層的有效空間大幅降低，形成致密型孔隙組合關系，不利于油氣的儲集。此類成巖相在研究區(qū)長6儲層中廣泛發(fā)育。

5.2 泥質雜基壓實相

泥質雜基壓實相主要發(fā)育在泥質粉砂巖、粉砂巖中，泥質雜基含量高(體積百分含量一般在10%以上)，碎屑顆粒細。此類砂巖在埋藏成巖過程中發(fā)生強烈壓實，碎屑顆粒多出現(xiàn)沿層的定向排列，使原生孔隙大大降低，且多為微孔隙，喉道極細，滲透率很低，一般在(0.015～0.1)×10－3μm2，為致密儲集巖。屬于這種結構的碎屑巖膠結物含量很低，儲集空間主要為泥質雜基中形成的微孔隙。該成巖相主要發(fā)育在水下分流間灣和水下分流河道邊緣相帶的薄層砂巖中。

表1 坪橋地區(qū)長6儲層成巖序列Tab.1 Diagenetic array of Chang 6 reservoir in Pingqiao Area

5.3 碳酸鹽膠結成巖相

屬于碳酸鹽膠結成巖相的儲層，碳酸鹽膠結物含量高，體積百分含量可達8% ～10%，主要為方解石和含鐵方解石呈充填孔隙式膠結或嵌晶式膠結。其代表早期膠結而晚期未發(fā)生明顯溶蝕的儲層類型，基本上屬于致密儲集層，物性通常很差，它們常常分布于碎屑巖分選較好、黏土礦物含量較低的河道側翼薄砂層、水下分流河道、河口壩砂體的邊部和席狀砂等相帶。

5.4 自生綠泥石膠結與殘余孔隙相

研究區(qū)內長6儲層普遍發(fā)育高含量的自生綠泥石膠結物，多在成巖早期呈綠泥石膜保護碎屑顆粒，阻礙了碎屑顆粒與孔隙水的接觸，使原生粒間孔大部分得以保留，形成殘余孔隙型組合關系。這類成巖相主要分布于水下分流河道中間部位和河口壩的高能量砂體中，其含油性好，是儲層發(fā)育的有利成巖相帶。

5.5 不穩(wěn)定組分溶蝕成巖相

該類成巖相中主要發(fā)育由不穩(wěn)定組分，如長石、濁沸石和碳酸鹽礦物等溶解產生的次生孔隙[15－18]。在偏光顯微鏡和掃描電鏡下，可見長石被溶蝕成蜂窩狀、殘骸狀，形成粒內溶孔、超大粒間孔及鑄?？椎?。這些溶解作用形成的次生孔隙連通性好，孔隙度相對較高，孔隙之間的喉道變寬從而使?jié)B透率得到改善。該成巖相一般在水下分流河道的主體部位相對發(fā)育，是原油富集的最主要地區(qū)，也是區(qū)內最重要的有利成巖相帶(見圖7)。

圖7 坪橋地區(qū)長6儲層成巖相分布預測圖Fig.7 Distribution of diagenetic facies of Chang 6 reservoir in Pingqiao Area

孔隙度與滲透率關系圖表明(見圖8)，不同成巖相類型具有不同的儲層性質。其中，黑云母壓實相儲層孔隙度平均為8.5%，滲透率平均為0.05×10－3μm2;泥質雜基壓實相儲層孔隙度一般小于6.5%，滲透率一般為(0.015～0.1)×10－3μm2;碳酸鹽膠結成巖相儲層孔隙度一般小于4.0%，滲透率一般小于0.1×10－3μm2;自生綠泥石膠結與殘余孔隙相儲層孔隙度平均為10.8%，滲透率平均為0.64×10－3μm2;不穩(wěn)定組分溶蝕成巖相儲層孔隙度平均為12.3%，滲透率平均為2.52×10－3μm2。雖然各成巖相的物性分布范圍有一些重疊，但樣點的集中分區(qū)現(xiàn)象表明，儲集物性受控于成巖相類型[19]。

從長6成巖相分布預測圖可以看出(見圖7)，三角洲前緣水下分流河道砂體中不穩(wěn)定組分溶蝕成巖相物性構成了本區(qū)最好的儲層，三角洲前緣水下分流河道和河口壩砂體中壓實充填成巖相的儲層物性次之，而三角洲前緣席狀砂和遠砂壩砂體中壓實壓溶成巖相儲層最差。

圖8 坪橋地區(qū)長6儲層不同成巖相類型的孔隙度與滲透率關系Fig.8 Plot of porosity vs.permeability showing the diagenetic control on reservoir properties in Pingqiao Area

6 結論

1)研究區(qū)長6儲層現(xiàn)今處于中成巖階段A期末—中成巖B期早階段，成巖作用對孔隙的喪失、形成及其演化具有重要的作用。壓實作用使儲集層的原始孔隙空間損失;膠結作用不僅破壞了原生孔隙，而且使部分次生溶孔遭到破壞;溶解和破裂作用能夠有效地改善儲層的儲集性能。

2)依據(jù)成巖作用對物性的影響，劃分出5種成巖相，優(yōu)質儲層與成巖相的關系密切。其中，不穩(wěn)定組分溶蝕成巖相物性最好，自生綠泥石膠結與殘余孔隙相次之，這兩個成巖相是儲層發(fā)育的有利成巖相帶。

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