YD油田延長組長4+5、長6砂巖儲層成巖特征

劉子豪， 嚴(yán)偉堯， 王 野

(中國石油大學(xué)(北京)，北京 102249)

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YD油田延長組長4+5、長6砂巖儲層成巖特征

劉子豪， 嚴(yán)偉堯， 王 野

(中國石油大學(xué)(北京)，北京 102249)

通過對YD油田延長組長4+5、長6砂巖儲層薄片樣品的系統(tǒng)研究，并結(jié)合樣品的巖石學(xué)特征，詳細(xì)分析了研究區(qū)所經(jīng)歷的成巖作用類型，建立了研究區(qū)延長組長4+5、長6砂巖的成巖演化序列，并劃分了研究區(qū)的成巖階段及孔隙演化。結(jié)果表明，研究區(qū)砂巖的成巖作用異常強烈且類型較多，其中對延長組砂巖儲層原生孔隙大量消失起到關(guān)鍵作用的是壓實、壓溶和膠結(jié)作用，這些作用可使地下酸性流體失去流動能力，導(dǎo)致溶蝕作用發(fā)育較差，儲層致密；根據(jù)碎屑巖成巖階段劃分規(guī)范，延長組砂巖目前已處于晚成巖初(A)期；砂巖孔隙的演化過程從原始孔隙的縮減演化到粒間孔的少量保留，最后演化為各類溶蝕孔發(fā)育，其中長4+5上儲層更有利于油氣的滲流與儲集。

YD油田； 延長組； 成巖作用； 成巖演化序列； 成巖階段； 孔隙演化

YD油田構(gòu)造位于鄂爾多斯盆地陜北斜坡帶東部，總體為一不對稱矩形臺坳型盆地，且臺坳型盆地內(nèi)部的構(gòu)造簡單，邊緣僅多發(fā)育褶皺斷裂。YD油田所在的陜北斜坡為鄂爾多斯盆地的主體部分，形成于早白堊世，為一西傾單斜，坡降為7～10 m/km，傾角小于1°。YD油田不發(fā)育斷層與構(gòu)造，僅局部發(fā)育由于差異壓實作用形成的不規(guī)則的低幅度鼻狀構(gòu)造，該低幅度鼻狀構(gòu)造的方向性較差，其傾角和閉合面積均不大于2°和10 km2，閉合度在10～20 m[1-3]。

本文以YD油田的主力油層延長組長4+5、長6砂巖儲層作為研究對象，在對研究區(qū)儲層基本特征分析的基礎(chǔ)上，深入研究了長4+5和長6油層組砂巖儲層在地質(zhì)歷史時期所經(jīng)歷的成巖作用類型、成巖演化序列及孔隙演化，可為該區(qū)儲層描述、評價以及預(yù)測提供理論依據(jù)。

1 儲層基本特征

研究區(qū)延長組長4+5、長6屬于湖泊三角洲沉積體系，巖石類型主要為灰色細(xì)粒長石砂巖和中-細(xì)粒長石砂巖、粉細(xì)砂巖及粉砂巖等，巖石組分主要由長石、石英和黑云母構(gòu)成。長石含量變化在45%～54%，其中鉀長石含量25%～39%，斜長石含量13%～28%；石英占15%～27%；黑云母含量為3%～15%；巖屑含量較少，一般為3.0%～15.6%，平均6.6%，由泥質(zhì)巖巖屑及巖漿巖、變質(zhì)巖巖屑組成；研究區(qū)儲層中的膠結(jié)物多為方解石、高嶺土以及方解石等組成。儲層中的砂巖顆粒分選中等-較好，顆粒的形狀多為次棱角狀。薄膜-孔隙-鑲嵌式復(fù)合膠結(jié)是研究去主要的膠結(jié)類型，部分膠結(jié)類型為孔隙-接觸式。砂巖顆粒間接觸方式主要為線接觸，因而支撐方式為點-線接觸支撐。綜合分析，研究區(qū)長4+5和長6油層組的礦物成分成熟度低，儲層巖石的孔隙類型主要為殘余粒間孔，不同類型的溶孔和晶間微孔、微裂縫等也有發(fā)育，儲層總體物性較差，巖心分析滲透率最大值9.4×10-3μm2，峰值范圍(0.6～0.8)×10-3μm2，平均0.73×10-3μm2；巖心分析孔隙度最大值12.07%，峰值范圍7%～8%，平均7.74%?？傊?，該區(qū)延長組長4+5、長6砂巖儲層屬于成分成熟度低、結(jié)構(gòu)成熟度較高的低孔隙度、超低滲透率致密砂巖儲層[4-6]。

2 成巖作用類型

研究區(qū)長4+5、長6儲層成巖歷史長，通過薄片觀察及X-衍射結(jié)果顯示，儲層砂巖成巖作用異常強烈，且類型較多[7]，研究區(qū)儲層成巖作用描述如下：

2.1 機械壓實作用

機械壓實作用是指碎屑物被埋藏后，在上覆沉積物或水的重壓下，碎屑物排列更加緊密，同沉積水分被部分排出的全過程[8]。理論與實驗研究表明，在機械壓實之前，碎屑沉積物原始孔隙度一般為40%左右，壓實損失孔隙度約29%～30%，且隨著埋藏深度增加，砂巖原始孔隙度有規(guī)律地逐漸減少，孔隙度衰減梯度為1.3%/(100 m)。如圖1所示，在研究區(qū)可看到機械壓實作用過程中碎屑所發(fā)生的微觀變化，例如在研究區(qū)砂巖薄片中，常見黑云母壓實變形及假雜基化。

圖1 延長組鑄體薄片Ⅰ

Fig.1 Yanchang formation casting thin sections Ⅰ

2.2 壓溶作用

當(dāng)儲層砂體深度達到一定值時，砂體內(nèi)部的壓力與泥巖的突破壓力相平衡，砂體很難進行壓實作用，這時其它類型的成巖作用開始出現(xiàn)并產(chǎn)生影響。在研究區(qū)長4+5、長6油層砂巖薄片中，單偏光鏡下觀察巖心薄片發(fā)現(xiàn)，巖心薄片中的大多數(shù)巖石顆粒渾然一體；正交偏光鏡下觀察巖心薄片發(fā)現(xiàn)，巖石顆粒之間呈鑲嵌狀緊密結(jié)合在一起，犬牙交錯，鑄體無法進入到巖石顆粒之間(如圖2所示)。這直接說明了儲層巖石碎屑間發(fā)生了較強的壓溶作用。壓溶作用可以大幅度地減小粒間孔隙和喉道的大小，明顯降低儲層孔隙結(jié)構(gòu)和儲滲能力。

圖2 延長組鑄體薄片Ⅱ(顆粒粒間膠結(jié)物不明顯)

Fig.2 Yanchang formation casting thin sections Ⅱ (Not obvious particle intergranular cement)

2.3 膠結(jié)作用

研究區(qū)延長組長4+5、長6油層組儲層的膠結(jié)物主要有自生黏土和自生長石等，研究區(qū)的膠結(jié)作用強烈，類型較多。

自生黏土膠結(jié)中主要的膠結(jié)物為綠泥石，自生綠泥石晶體會附著在碎屑顆粒的表面，主要以孔隙充填或孔隙襯墊的形式存在，形成薄膜狀膠結(jié)或孔隙的黏土襯里(如圖3(a)、(b)所示)。對于長石類碎屑，由于其化學(xué)性質(zhì)的不穩(wěn)定性，容易被孔隙介質(zhì)溶解形成鈉長石，形成的鈉長石可以形成兩部分，即自形晶體和次生加大邊，如圖3(c)、(d)所示。研究區(qū)早期的碳酸鹽膠結(jié)物主要為方解石，膠結(jié)類型主要為基底式膠結(jié)。研究區(qū)長6儲層砂巖成巖過程中，游離出來形成膠結(jié)物的硅質(zhì)并不多，因此在孔隙中較少看到標(biāo)準(zhǔn)的石英次生加大現(xiàn)象，但根據(jù)在孔隙中較多見的自形石英晶體判斷，研究區(qū)石英次生加大級別較高。不同于硅質(zhì)膠結(jié)，研究區(qū)濁沸石膠結(jié)較為常見。研究區(qū)長6儲層油層中，有三分之一的樣品均含有濁沸石，在濁沸石集中的地方，會形成濁沸石連晶式膠結(jié)[9](如圖3(e)所示)。

圖3 延長組鑄體薄片Ⅲ

Fig.3 Yanchang formation casting thin sections Ⅲ

2.4 交代作用

交代作用是指在成巖階段的中后期，兩種礦物相互替代的現(xiàn)象。研究區(qū)延長組長4+5、長6油層組儲層內(nèi)常見的可發(fā)生交代作用的礦物主要黏土礦物、濁沸石和碳酸鹽。研究區(qū)內(nèi)的黏土礦物的交代作用主要包括兩部分，第一部分為成巖初期發(fā)生的黑云母綠泥石化作用，第二部分為成巖初期發(fā)生的長石表面高嶺土化，這兩部分作用均可對儲層的孔隙結(jié)構(gòu)有著一定的影響。鈣質(zhì)砂巖的碳酸鹽礦物交代作用中，主要有兩步，第一步為儲層中的方解石交代長石，第二步為儲層中的碳酸鈣會交代方解石等(如圖4所示)。而研究區(qū)儲層濁沸石的交代作用也為兩步，第一步為濁沸石首先交代長石，第二步為充填孔隙形成濁沸石連晶式膠結(jié)。

儲層巖石的交代作用在整個過程中由于基本遵循“體積和質(zhì)量守恒定律”，因此儲層巖石的交代作用對儲層巖石孔隙度和滲透率的影響程度有限。

2.5 溶蝕作用

溶蝕作用在研究區(qū)延長組長4+5、長6油層組的成巖作用中很普遍，存在于成巖過程的各階段。隨著時間和埋深的增加，溶蝕作用通?？梢苑譃闇?zhǔn)同生期、淺埋期、深埋期3個時期：在準(zhǔn)同生期時沉

積介質(zhì)對碎屑表面有著微弱的溶蝕作用，淺埋期時主要是孔隙流體對巖屑產(chǎn)生溶蝕，深埋期時主要的溶蝕作用是有機酸對膠結(jié)物及碎屑的溶蝕[10-11]。通過對膠結(jié)物及碎屑的溶蝕作用，可以形成大量的次生溶蝕孔隙，這些次生溶蝕孔隙主要有粒間溶孔(見圖5(a))和粒內(nèi)溶孔(見圖5(b))等。由此可見溶蝕作用對研究區(qū)特別是濁沸石溶解形成的儲集孔隙空間起到了重要作用。

圖4 延長組鑄體薄片Ⅳ

Fig.4 Yanchang formation casting thin sections Ⅳ

圖5 延長組鑄體薄片Ⅴ

Fig.5 Yanchang formation casting thin sections Ⅴ

3 成巖作用序列及孔隙演化

3.1 成巖作用序列及其演化

在借鑒前人研究的基礎(chǔ)上，通過對研究區(qū)的化驗資料和鑄體薄片的分析，編制出研究區(qū)成巖階段劃分及砂巖孔隙演化模式[12-16]。由此可以看出，研究區(qū)延長組長4+5、長6油層組儲層砂巖成巖階段演化歷程為：早成巖初(A)期—早成巖后(B)期—晚成巖初(A)期。成巖階段終結(jié)為晚成巖初(A)期。至于在砂巖結(jié)構(gòu)中出現(xiàn)的局部鑲嵌接觸，是由兩個因素引起的，即研究區(qū)長石砂巖成分成熟度低、經(jīng)歷的地質(zhì)歷史長(形成于三疊紀(jì))，并不代表本區(qū)的長石砂巖已進入晚成巖中(B)期(見表1)。

根據(jù)研究區(qū)長4+5、長6油層組儲層各種成巖作用類型的特點分析，研究區(qū)的成巖序列為：壓實作用—綠泥石生成—石英、長石加大邊形成—濁沸石生成—溶孔產(chǎn)生。研究區(qū)延長組長4+5、長6油層組儲層砂巖孔隙的演化過程從原始孔隙的縮減演化到粒間孔的少量保留，最后演化為各類溶蝕孔發(fā)育。

表1 碎屑巖成巖階段劃分規(guī)范

Table 1 Clastic rock diagenetic stage division standard

3.2 儲層成巖過程中孔隙度演化分析

(1) 未固結(jié)砂巖

未固結(jié)砂巖初始孔隙度φ1可用下式表示：

φ1=20.91+22.90/So

式中，So為特拉斯克分選系數(shù)，Trask=(Q1/Q3)1/2|，其中Q1為25%處的粒徑大小；Q2為75%處的粒徑大小。

(2) 壓實、壓溶后砂巖

壓實后剩余粒間孔隙度φ2可用以下關(guān)系求得：

物性分析孔隙度+膠結(jié)物含量

(3) 膠結(jié)、交代后砂巖

砂巖壓實、膠結(jié)、交代后的剩余粒間孔隙度φ3可用以下關(guān)系計算：

膠結(jié)、交代損失孔隙度=φ2-φ3

(4) 溶蝕作用的次生孔隙度

次生孔隙度φ4可用以下關(guān)系計算：

以研究區(qū)長4+5上段為例，分析儲層成巖過程中的孔隙度演化，結(jié)果見表2。

表2 研究區(qū)長4+5、長6油層組儲層成巖過程孔隙度演化分析

從表2中可以看出，在前期的壓實和膠結(jié)階段，孔隙度減小，后期溶蝕和裂縫發(fā)育階段孔隙度增加。未固結(jié)砂巖的初始孔隙度φ1和壓實后剩余孔隙度φ2分別為37.32%和13.18%，在整個壓實階段，孔隙度損失較大，損失率高達64.69%。在膠結(jié)階段，孔隙度損失較小，膠結(jié)后的剩余孔隙度為4.85%，膠結(jié)僅造成8.33%孔隙度損失，在整個膠結(jié)階段，孔隙度的損失率為22.33%，后期的溶蝕作用使孔隙度增加，增加的孔隙度為4.48%。加上裂縫發(fā)育，最終研究區(qū)長4+5上孔隙度為10.57%。從表2中還可以看出，YD油田長4+5上期儲層成巖過程中，壓實作用相對較弱，溶蝕作用相對較強，在成巖過程中保留了較高的孔隙度，反應(yīng)儲層具有較好的孔隙結(jié)構(gòu)。相較于長4+5下、長6儲層，長4+5上儲層更有利于油氣的滲流與儲集。

4 結(jié)論

(1) 研究區(qū)長4+5、長6油層組砂巖的成巖作用異常強烈且類型較多，其中對延長組砂巖儲層原生孔隙大量消失起到關(guān)鍵作用的是壓實、壓溶和膠結(jié)作用，這些作用可使地下酸性流體失去流動能力，導(dǎo)致溶蝕作用發(fā)育較差，儲層致密。

(2) 研究區(qū)延長組長4+5、長6油層組儲層的成巖序列為：壓實作用—綠泥石生成—石英、長石加大邊形成—濁沸石生成—溶孔產(chǎn)生。研究區(qū)砂巖孔隙的演化過程從原始孔隙的縮減演化到粒間孔的少量保留，最后演化為各類溶蝕孔發(fā)育。

(3) 對研究區(qū)長4+5、長6儲層層成巖過程中孔隙度演化進行分析，其中長4+5上儲層壓實損失孔隙度為24.14%，膠結(jié)損失孔隙度8.33%，后期溶蝕次生孔隙度增加4.48%。相較于長4+5下、長6儲層，長4+5上儲層更有利于油氣的滲流與儲集。

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(編輯 宋官龍)

Diagenesis Characteristics of Sandstone Reservoir in Chang 4+5 and Chang 6 of YD Oilfield

Liu Zihao, Yan Weiyao, Wang Ye

(ChinaUniversityofPetroleum,Beijing102249,China)

Based on the research of sandstone slice samples and its petrological characteristics in Chang 4+5，Chang 6 sandstone reservoir of YD oilfield, diagenesis and the influence degree of diagenesis on porosity and permeability of reservoir were studied. Diagenetic evolution sequence in Chang 4+5，Chang 6 sandstone reservoir was established and diagenetica stage, pore evolution of the study area were devided. The results indicated that sandstone diagenesis this area was strong and abundant. Mechanical compaction, pressure solution, cementation and metasomatism were the key factors which led to loss of the primary pores in Yanchang Group sandstone reservoir. Also, the above factorsresulted in flow ability lost of acidic ground fluids, which made dissolution become poor and reservoir become particularly tight. According to the classification discipline of clastics diagenesis phase, the sandstone of Yanchang Group experienced sorts of diagenesis, where its intensity was significant and was now in the early period of late diagenetic (A). Sandstone pore had experienced many evolution processes, which were the initial pore slashed. A small amount of residual intergranular pores was retained and all kinds of pores gradually developed into corrosion pores. Diagenesis in upper Chang 4+5 was more favorable for hydrocarbon transfusion and reservoir.

YD Oilfield； Yanchaug group； Diagenesis； Diagenetic evolution sequence； Diagenetic stage； Pore evolution

1006-396X(2015)04-0035-05

2015-04-07

2015-05-11

國家自然科學(xué)基金項目(90210022)。

劉子豪(1989-)，男，碩士研究生; 從事石油地質(zhì)研究；E-mail：278433581@qq.com。

TE122

A

10.3969/j.issn.1006-396X.2015.04.008