板橋長6段低滲-超低滲儲層儲集空間定量分析

高 旭，孫 衛(wèi)，曹 雷，霍 磊，盛 軍，劉 毅

(1.西北大學(xué)大陸動力學(xué)國家重點實驗室；2.西北大學(xué)地質(zhì)學(xué)系，陜西西安710069；

3.中國石油長慶油田分公司第一采油廠吳堡采油作業(yè)區(qū)，陜西延安716000)

板橋長6段低滲-超低滲儲層儲集空間定量分析

高 旭1，2，孫 衛(wèi)1，2，曹 雷1，2，霍 磊1，，盛 軍1，2，劉 毅3

(1.西北大學(xué)大陸動力學(xué)國家重點實驗室；2.西北大學(xué)地質(zhì)學(xué)系，陜西西安710069；

3.中國石油長慶油田分公司第一采油廠吳堡采油作業(yè)區(qū)，陜西延安716000)

通過鑄體薄片、掃描電鏡、X線衍射、巖石圖像粒度分析及相關(guān)物性等資料，采用定性分析與定量計算相結(jié)合的方法，對板橋—合水地區(qū)長6段低滲-超低滲儲層儲集空間進行了定量分析。長石溶孔、原生粒間孔和巖屑溶孔等為研究區(qū)長6儲層主要發(fā)育的孔隙類型。運用Beard等對不分選情況下未固結(jié)砂實測的原始孔隙度計算公式，恢復(fù)得出研究區(qū)長6砂巖儲層原始孔隙度平均為38.16%。在對成巖過程的研究中，發(fā)現(xiàn)對儲層具有破壞性的成巖作用主要有機械壓實作用和膠結(jié)作用，受兩者作用影響，未固結(jié)砂巖72.9%的原生粒間孔被壓實損失，這是造成研究區(qū)長6砂巖儲層致密的首要原因，19.7%的孔隙被膠結(jié)作用所破壞。研究區(qū)內(nèi)晚期的溶蝕作用較為發(fā)育，形成大量的長石溶孔、巖屑溶孔以及粒間溶孔使得孔隙度提高了20.9%，有效的改善了長6儲層的物性特征?？紫抖扔嬎氵^程中誤差率為3.4%，顆粒分選系數(shù)的確定以及多期次成巖作用疊加是造成誤差的主要因素。

儲集空間；定量演化；長6儲層；板橋—合水地區(qū)

近年來，鄂爾多斯盆地伊陜斜坡西南部板橋—合水地區(qū)三疊系延長組長6段儲層勘探開發(fā)程度加深，為油田開發(fā)建產(chǎn)主要目的層段。目前，國內(nèi)對研究區(qū)長6低滲-超低滲儲層儲集空間的相關(guān)研究程度較低，嚴(yán)重制約了油田的發(fā)展。因此，對研究區(qū)長6儲層成巖作用類型及成巖過程中儲層儲集空間定量分析的重點研究，是為油田下一步進行儲層預(yù)測及提高采收率打好基礎(chǔ)。

1 區(qū)域地質(zhì)背景及主要成巖作用類型

鄂爾多斯盆地是一個穩(wěn)定沉降、拗陷遷移、扭動明顯的多旋回克拉通盆地，蘊含著豐富的油氣資源[1]。板橋—合水地區(qū)位于伊陜斜坡構(gòu)造單元的南西部的平緩鼻狀隆起帶上，研究區(qū)范圍西起蔡家廟，東至羅山府，北起大鳳川，南至和盛,面積約為5670 km2。研究區(qū)長6儲層的平均孔隙度為6.05%，平均滲透率為0.14×10-3μm2，屬于典型的低滲-超低滲儲層。

成巖作用對于巖石的孔隙度和滲透率有著極大的影響，是研究碎屑巖油氣藏形成和開發(fā)的關(guān)鍵因素。通過大量常規(guī)薄片、掃描電鏡并結(jié)合X衍射、陰極發(fā)光等基礎(chǔ)地質(zhì)資料分析，認(rèn)為研究區(qū)長6儲層主要經(jīng)歷了機械壓實(壓溶)作用、膠結(jié)作用，交代作用以及溶蝕作用等。

1.1 壓實(壓溶)作用

中成巖階段早期及中期的壓實作用是造成研究區(qū)長6儲層原始孔隙度顯著降低的主要因素，其主要表現(xiàn)有(1)顆粒緊密堆積并呈定向—半定向排列(2)顆粒間由點接觸變成點—線接觸或線接觸；(3)云母等塑性顆粒被壓扁變形或者呈假雜基狀態(tài)產(chǎn)出等(圖1-(A))。

1.2 膠結(jié)作用

研究區(qū)長6儲層膠結(jié)作用明顯，結(jié)果使得喉道縮小，儲層變得致密，粒間孔隙度進一步減小[2]。

1.2.1 碳酸鹽膠結(jié)

碳酸鹽巖膠結(jié)物在研究區(qū)長6儲層較普遍，成分上以鐵方解石和鐵白云石為主，平均含量分別為3.6%和2.1%。鐵方解石和鐵白云石在膠結(jié)作用中晚期通常呈微晶狀、晶粒狀及連晶狀產(chǎn)出[3]。(圖1-(B))。

1.2.2 硅質(zhì)膠結(jié)

研究區(qū)長6儲層在早成巖作用晚期及中成巖階段硅質(zhì)膠結(jié)作用強烈，硅質(zhì)含量介于0%～7%之間，其主要表現(xiàn)為石英次生加大(可達Ⅱ—Ⅲ期)，石英的次生加大改變了儲層的孔隙結(jié)構(gòu)，使得儲層的喉道變?yōu)榱似瑺罨驈澠瑺?，孔隙空間因此減小，同時極大的減弱了流體的滲流能力。其中碎屑石英顆粒間的壓溶作用是硅質(zhì)膠結(jié)物的主要來源,但含量相對較少，通常為1%～2%。(圖1-(C))。

1.3 粘土礦物膠結(jié)

1.3.1 伊利石膠結(jié)

伊利石也稱水云母或水白云母，研究區(qū)長6儲層伊利石大量出現(xiàn)于中成巖作用B期，平均含量為7.9%，相對粘土礦物含量為76.3%。鏡下可見伊利石形態(tài)多呈絲片狀、畫卷狀充填孔隙或絲縷狀垂直碎屑顆粒表面生長、搭橋狀充填于顆粒之間，使孔隙縮小，喉道堵塞彎曲，使儲層儲集能力及滲流能力都顯著降低(圖1-(D))。

1.3.2 綠泥石膠結(jié)

綠泥石在研究區(qū)長6儲層中大量賦存，平均含量為3.1%，相對粘土礦物含量為14.6%。據(jù)相關(guān)鏡下觀察，研究區(qū)綠泥石膠結(jié)以成巖早期的孔隙襯墊式為主，該膠結(jié)方式使儲層的原生粒間孔大量喪失，但同時形成的包繞在顆粒表面的綠泥石膜增強了早期儲層內(nèi)碎屑顆粒的抗壓實能力[4](圖1-(E))。

1.3.3 高嶺石膠結(jié)

高嶺石是研究區(qū)目的層含量最少的一種粘土礦物，體積分?jǐn)?shù)為0%～6%，平均為1.14%，相對粘土礦物含量為9.1%。高嶺石在各類孔道中多以孔隙充填式充填，呈典型的蠕蟲狀、分散片狀或書頁狀集合體存在[5](圖1-(F))。雖然高嶺石含量較少，但高嶺石集合體見水后易發(fā)生破碎，因此其對研究區(qū)儲層的滲流能力的影響還是極其嚴(yán)重的。

1.4 交代作用

鏡下觀察可以發(fā)現(xiàn)長石、石英碎屑顆粒以及膠結(jié)物經(jīng)常被碳酸鹽巖礦物所交代，除此之外還包括粘土礦物對碎屑長石顆粒等的交代作用，(圖1-(G))，從成巖階段的早期至后期，都發(fā)生著粘土礦物的交代以及粘土礦物間相互交代轉(zhuǎn)化。

1.5 溶蝕作用

通過大量的分析化驗資料研究發(fā)現(xiàn)，研究區(qū)長6儲層溶蝕作用強烈，主要是長石溶蝕，平均面孔率為2.67%，其次為少量巖屑溶蝕，也有易溶膠結(jié)物溶蝕。在酸性介質(zhì)條件下，碳酸鹽膠結(jié)物和粘土礦物膠結(jié)物等填隙物也發(fā)生溶蝕作用，但在連通性較差的部位仍可見早期的填隙物(圖1-(H))。

(A)云母擠壓變形，N78井，1612.18 m；(B)鐵方解石膠結(jié)，Z68井，1886.51 m；(C)石英次生加大，T14井，1545.84 m；(D)伊利石充填孔隙，X104井，2002.43 m；(E)綠泥石膜發(fā)育，N27井，1520.9 m；(F)高嶺石晶型良好，N27，1549.37 m；(G)鐵白云石交代碎屑，N76井，1982.15 m；(H)長石溶孔，X209井，1679.4 m

圖1 板橋—合水地區(qū)長6段儲層成巖作用鏡下特征

2 各類成巖作用對儲層孔隙度貢獻分析

通過研究區(qū)20塊樣品的實驗分析，對各個儲集空間對總孔隙的貢獻率進行了分析。其中長石溶孔是最主要的儲集空間，溶蝕孔的孔徑一般為10 μm～80 μm呈不均勻分布，常與其它孔隙伴生出現(xiàn)，長石溶孔對總儲集空間的貢獻率為36.86%。壓實作用對儲層儲集空間貢獻率較小，為28.41%，是造成儲層致密、物性變差的主要原因之一(見表1)。

表1 板橋—合水地區(qū)長6儲層薄片規(guī)模各類儲集空間比例(單位(%))

儲集空間中巖屑溶孔(22.4%)的大量發(fā)育是由于在中成巖階段之后溶蝕作用的顯著加強[6](圖2)。晶間孔及微裂隙對儲層儲集空間貢獻率較低，分別為10.5%和1.69%。

3 研究區(qū)儲層儲集空間定量分析

3.1 原始孔隙度恢復(fù)

通常利用Beard和Weyl[8]建立的恢復(fù)砂巖原始孔隙的計算公式來求取砂巖的原始孔隙度(φ1)，公式如下：

φ1=20.91+22.90/S0

(1)

式中，S0為分選系數(shù)，根據(jù)Trask公式知道，其值為粒度累計曲線上含量25%與75%處所對應(yīng)的粒徑之商的開方，巖石顆粒的粒徑大小可以通過長6儲層鑄體圖像粒度資料獲得。

在恢復(fù)原始孔隙度的過程中，運用篩析法和圖解法給出的砂巖分選系數(shù)進行原始孔隙度的恢復(fù)計算[9]。由公式(1)計算得出研究區(qū)長6儲層10個樣品的原始孔隙度φ1在35.88%～40.99%之間，平均值為38.16%(表2)。

3.2 儲集空間定量分析

計算的巖石孔隙度值φ2就應(yīng)當(dāng)包括原始損失孔隙及保留的殘余粒間孔孔隙，公式如下：

φ2=ω+(P1×PM/PT)

式中：ω—膠結(jié)物質(zhì)量分?jǐn)?shù)，%；P1—殘余粒間孔面孔率，%；PM—平均實測孔隙度，%；PT—總面孔率，%。

PCOMP=(φ1-φ2)×100%/φ1

式中：PCOMP—壓實作用減孔率，%；φ2—壓實作用之后孔隙度，%。

經(jīng)過計算，板橋—合水地區(qū)未固結(jié)砂巖經(jīng)歷機械壓實作用之后，其剩余孔隙度最大為11.45%，最小為9.21%，平均值為10.35%。壓實作用減孔率最大為75.4%，最小值為69.6%，平均值為72.9%。由此可看出壓實作用是造成本研究區(qū)長6儲層孔隙致密的主要原因。

砂巖在經(jīng)歷壓實、膠結(jié)作用后的孔隙度φ3，其計算公式為：

φ3=P1×PM/PT

膠結(jié)作用減孔率PCEM為：

PCEM=(φ2-φ3)×100/φ1

儲層中膠結(jié)物含量是儲層孔隙空間的決定性因素。在本次研究的10個樣品中，膠結(jié)孔隙平均損失19.7%，膠結(jié)作用后平均孔隙度為2.83%。

溶蝕過程對儲層具有建設(shè)性作用，能夠使得儲層的孔隙度得到增加，現(xiàn)今最終保留下來的次生孔隙度就是經(jīng)過溶蝕作用后的孔隙度[11]。溶蝕作用后所增加的孔隙度φ4，其計算公式如下：

φ4=(P1+P2+P3)×PM/PT

式中：P2—長石溶孔面孔率，%；P3—巖屑溶孔面孔率，%

經(jīng)過溶蝕作用，孔隙度增加了4.95%～11.4%，平均增加孔隙度為7.95%。研究區(qū)長6儲層儲集空間定量分析結(jié)果如表2所示。

表2 板橋—合水地區(qū)長6儲層儲集空間定量分析結(jié)果 單位：%

3.3 儲集空間演化結(jié)果及誤差分析

由前面定性的認(rèn)識可知：研究區(qū)低滲透砂巖儲層經(jīng)歷了中等-強壓實作用，膠結(jié)強度中等-強以及較強-強的長石溶蝕作用，沉積盆地中原始沉積物經(jīng)歷了埋藏壓實作用——膠結(jié)作用——溶蝕作用——再膠結(jié)作用的成巖演化過程，儲層孔隙的演化經(jīng)歷了原始粒間孔隙大量損失——早期膠結(jié)作用——次生孔隙大量發(fā)育——晚期膠結(jié)作用。定量分析計算結(jié)果與前期成巖作用定性認(rèn)識和實驗室內(nèi)物性測試分析相符合，由于顆粒分選系數(shù)的確定以及多期次成巖作用相互疊加等因素影響，造成本次定量分析有一定誤差，但誤差僅為3.4%。這表明，研究區(qū)長6儲層儲集空間定量分析結(jié)果具有一定的合理性和可靠性。

4 結(jié)論

1)板橋—合水地區(qū)長6段儲層多以巖屑長石砂巖為主，其次是長石巖屑砂巖。其中，長石溶孔為主要孔隙類型，粒間孔及巖屑溶孔次之。

2)研究區(qū)長6儲層成巖作用中，建設(shè)性成巖作用主要包括綠泥石膜膠結(jié)，交代作用，溶蝕作用等；而壓實作用、碳酸鹽膠結(jié)作用，硅質(zhì)膠結(jié)作用，綠泥石充填膠結(jié)等作用為典型的破壞性成巖作用。

3)在成巖作用及成巖序列研究的基礎(chǔ)上，根據(jù)Beard恢復(fù)砂巖原始孔隙度的計算公式，可以得出未固結(jié)砂巖初始孔隙度φ1為38.16%，儲層在經(jīng)歷過壓實作用后孔隙度降低到10.35%，減孔率為72.9%，因此壓實作用是造成研究區(qū)內(nèi)儲層孔隙致密的主要原因；成巖作用中后期，經(jīng)過多期膠結(jié)作用，19.7%的原始孔隙被破壞損失。由于研究區(qū)儲層溶蝕作用較為發(fā)育，形成的長石溶孔、巖屑溶孔及一系列粒間溶孔大大增加了砂巖的孔隙度，平均增孔率可達20.9%，儲層物性隨之改善。

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[責(zé)任編輯 李曉霞]

Quantitative Analysis of Chang 6 Low Permeability and Ultra-Low Permeability Reservoir Space in Banqiao-Heshui Area,Ordos Basin

GAO XU1,2,SUN WEI1,2,CAO LEI1,2,HUO LEI1,2SHENG JUN1,2,LUI YI3

(1.State Key Laboratory of Continental Dynamic;2.Department of Geology,Northwest University,Xi′an 710069,China;3.Wubao Operating Company of First Oil Production Plant,PetroChina Changqing Oilfield Company,Yan′an 716000,China)

Based on the casting thin-sections,scanning electron microscopy,X-ray diffraction,rock image granularity analysis and other physical data,the diagenesis and porosity evolution of Chang 6 reservoir was analyzed by adopting the combination of qualitative analysis and quantitative calculation method.The dominating pore type of Chang 6 reservoir was feldspar-dissolved pore,inter-granular pore and lithic-dissolved pore.Using statistical relationship between original porosity and sorting coefficient,the Chang 6 reservoir sandstone original porosity was calculated and the average was 38.16%.Mechanical compaction and cementation were destructive diagenesis, affected by this effect,the impact of compaction was greatest and its loss-rate of porosity was 72.9%,this was the main cause of reservoir densification,and the loss-rate of porosity of cementation was 19.7%.Dissolution of Chang 6 was more development,it improved porosity about 20.9%.In the process of calculation,the error rate was 3.4%,the main influencing factor of the error rate was sorting coefficient of detrital rock and more stages of diagenesis.

reservoir space; quantitative analysis; Chang 6 reservoir; Banqiao—Heshui area

2015-10-19

國家科技重大專項大型油氣田及煤層氣開發(fā)項目(2011ZX05044)

高 旭(1990—)，男，陜西西安人，西北大學(xué)碩士研究生。

P588.2

A

1004-602X(2015)04-0063-05