渤海曹妃甸6-4油田東三段儲層孔隙演化定量分析*

孫藏軍 別旭偉 聶玲玲 黃 磊 姜 永

(中海石油(中國)有限公司天津分公司 天津 300459)

近年來，渤海海域油氣勘探已逐漸從淺層轉移到中深層甚至深層，并取得了一定成效[1-2]。有關渤海海域中深層儲層研究，大多學者多側重于古地貌、古物源、沉積作用等宏觀控制因素研究[3-5]，忽視成巖作用的影響。而成巖作用對于碎屑巖儲層孔隙的演化具有重要改造作用，直接影響著儲集層孔隙的演變[6-7]，尤其中深層碎屑巖儲層經(jīng)歷深埋藏，成巖改造過程較淺層而言更為復雜。因此，開展中深層儲層成巖作用研究，明確成巖改造過程中孔隙演化史，對于指導渤海海域中深層儲層的進一步勘探生產(chǎn)工作具有重要意義。本文利用鑄體薄片、掃描電鏡、常規(guī)物性、X射線衍射、流體包裹體等分析化驗資料，以曹妃甸6-4油田東三段儲層為研究對象，探索定量恢復其成巖演化過程中孔隙演化史，旨在為該區(qū)優(yōu)質儲層預測提供依據(jù)。

1 區(qū)域地質概況

曹妃甸6-4油田為近年來渤海中西部發(fā)現(xiàn)的優(yōu)質整裝中型油田(圖1)。區(qū)域構造上處于石臼坨凸起西段石南一號大斷層下降盤陡坡帶，南部緊鄰渤中凹陷西次洼，西靠南堡凹陷，成藏位置十分有利。自上而下揭示第四系平原組、新近系明化鎮(zhèn)組和館陶組、古近系東營組和沙河街組。其中，東三段為曹妃甸6-4油田主力含油層位，地層厚度300 m左右，埋深2 600～3 100 m，與下伏沙河街組呈平行不整合接觸。沉積相為近距離搬運的扇三角洲沉積，母巖為石臼坨凸起基巖中生界火成巖、太古界變質花崗巖和寒武—奧陶系碳酸鹽巖。

圖1 曹妃甸6-4油田所處區(qū)域構造位置[3]

2 巖石學特征

2.1 碎屑組分特征

通過4口井71個鑄體薄片樣品統(tǒng)計分析(圖2)，研究區(qū)東三段儲層以巖屑長石砂巖為主，其次為長石巖屑砂巖。碎屑顆粒中石英含量17%～44%，平均36.3%；長石含量21%～47%，平均36.8%，以鉀長石為主，斜長石次之；巖屑含量8%～55%，平均26.2%，成分以中酸性火成巖為主，其次為變質巖及碳酸鹽巖巖屑；成分成熟度較低，Q/(F+R)為0.20～0.83，平均為0.56；分選中等，磨圓度次棱角—次圓狀。

圖2 曹妃甸6-4油田東三段巖石類型[3]

2.2 填隙物特征

研究區(qū)東三段儲層填隙物含量1.0%～39.0%，平均10.3%。膠結物主要為碳酸鹽礦物(圖3)，含量1.0%～18.0%，平均4.4%，以鐵白云石為主，可見菱鐵礦、白云石、方解石和鐵方解石。黏土礦物以高嶺石為主，平均含量2.4%，其次為伊利石。石英次生加大極少發(fā)育，僅個別樣品見到。雜基以泥質為主，平均含量4.0%。

圖3 曹妃甸6-4油田東三段膠結物體積分數(shù)直方圖

3 成巖作用特征及成巖序列

3.1 成巖作用特征

通過研究區(qū)東三段儲層的鑄體薄片、掃描電鏡和陰極發(fā)光等資料分析，認為主要成巖作用包括壓實作用、膠結作用、交代作用和溶蝕作用，其中交代作用對儲層孔隙變化影響較小。主要呈現(xiàn)以下特征：

1) 壓實作用。鏡下主要表現(xiàn)為碎屑顆粒點-線接觸，偶見凹凸接觸，壓實中等(圖4a)。

a—粗粒長石巖屑砂巖，碎屑顆粒點-線接觸，局部凹凸接觸，粒間可見鐵方解石、菱鐵礦呈斑塊狀膠結，CFD6-4-A井，2 646.5 m，單偏光；b—礫質中粒長石巖屑砂巖，菱鐵礦呈斑塊狀膠結，局部見溶孔，CFD6-4-A井，3 141.7 m，單偏光；c—粗粒巖屑長石砂巖，早期方解石呈環(huán)帶狀膠結顆粒表面，CFD6-4-B井，3 052.5 m，單偏光；d—中粒巖屑長石砂巖，白云石和鐵白云石斑塊狀膠結、交代碎屑顆粒，部分泥晶白云石圍繞顆粒邊緣分布,CFD6-4-A井，2 877.3 m，正交偏光；e—細粒巖屑長石砂巖，鐵方解石呈斑塊狀膠結、交代碎屑顆粒，CFD6-4-A井，2 993.5 m，單偏光；f—細粒巖屑長石砂巖，鐵白云石充填長石溶孔，CFD6-4-A井，2 875.2 m，單偏光；g—粗粒長石巖屑砂巖，高嶺石呈小米粒狀充填粒間孔隙，溶蝕粒間孔、溶蝕顆?？准安糠指邘X石晶間微孔發(fā)育，CFD6-4-A井，3 139.76 m，單偏光；h—中粒巖屑長石砂巖，鱗片狀高嶺石和絲片狀伊利石充填粒間孔隙，CFD6-4-B井，2 875.1 m，掃描電鏡；i—細粒巖屑長石砂巖，搭橋狀伊利石和書頁狀高嶺石充填粒間孔隙，CFD6-4-B井，2 876.3 m，掃描電鏡；j—細—中粒巖屑長石砂巖，石英次生加大，CFD6-4-A井，2 646.5 m，正交偏光；k—細粒巖屑長石砂巖，次生石英加大(Q)、絲片狀伊利石(I)和鱗片狀高嶺石(K)充填粒間孔隙，見伊利石附著于自生石英表面生長，CFD6-4-A井，3 000.5 m，掃描電鏡；l—粗粒長石巖屑砂巖，菱鐵礦呈斑塊狀膠結、交代碎屑顆粒，鐵方解石交代菱鐵礦，CFD6-4-C井，2 946.5 m，單偏光；m. 中—細粒巖屑長石砂巖，白云石呈斑塊狀膠結、交代碎屑顆粒，鐵白云石交代白云石，CFD6-4-A井，2 928.1 m，正交偏光；n—細粒巖屑長石砂巖，長石顆粒沿解理溶蝕，CFD6-4-B井，3 142.6 m，單偏光；o—礫質中粒長石巖屑砂巖，碳酸鹽巖巖屑溶蝕孔,CFD6-4-B井，3 139.88 m，單偏光。

圖4 曹妃甸6-4油田東三段儲層成巖作用顯微照片

Fig.4 Reservoir diagenesis micrograph of Ed3in CFD6-4 oilfield

2) 膠結作用。主要為碳酸鹽膠結，黏土礦物膠結次之，硅質膠結極少見。①碳酸鹽膠結。鏡下可見碳酸鹽膠結物在東三段儲層普遍發(fā)育，早期多見菱鐵礦，方解石、白云石次之，呈微晶狀或斑塊狀膠結粒間孔(圖4b、c、d)，中晚期鐵方解石、鐵白云石呈斑塊狀膠結充填粒內(nèi)溶孔(圖4e、f)。②黏土礦物膠結。自生黏土礦物主要為高嶺石，主要呈小米粒狀充填粒間孔隙(圖4g)，掃描電鏡下以六方形集合體呈鱗片狀或蠕蟲狀充填粒間孔隙(圖4h)。伊利石主要呈絲片狀包裹在顆粒表面(圖4h)，偶見搭橋狀堵塞孔隙(圖4i)。③硅質膠結。偶見石英發(fā)生次生加大邊(圖4j)，可見伊利石附著于自生石英表面生長(圖4k)。

3) 交代作用?？梢娫缙诹忤F礦呈斑塊狀膠結、交代碎屑顆粒，中晚期鐵方解石交代菱鐵礦(圖4l)，白云石呈斑塊狀膠結、交代碎屑顆粒，鐵白云石交代白云石(圖4m)。

4) 溶蝕作用。受母巖巖性影響，鏡下主要見長石顆粒邊緣及內(nèi)部沿解理因溶蝕多形成殘余狀粒內(nèi)溶孔(圖4n)，中酸性火成巖巖屑、碳酸鹽巖屑及膠結物中不穩(wěn)定組分溶蝕形成粒內(nèi)溶孔或粒間溶孔(圖4o)。

3.2 成巖演化序列及階段

研究區(qū)東三段儲層所夾泥巖鏡質體反射率為0.54%～0.63%，有機質演化達到低成熟—成熟階段，且最大熱解峰溫Tmax介于437～441 ℃，儲層流體包裹體均一溫度介于98～120 ℃，主要為105～115 ℃，伊/蒙混層礦物中蒙皂石層含量介于15%～20%。綜合巖石結構、孔隙類型、自生礦物產(chǎn)出特征、溶蝕-充填關系以及相互交代關系特征，根據(jù)石油天然氣行業(yè)標準SY/T5477—2003，認為研究區(qū)東三段儲層所經(jīng)歷的成巖演化序列為壓實作用→早期碳酸鹽膠結→長石、巖屑、碳酸鹽膠結物溶蝕→高嶺石膠結/石英加大→伊利石膠結/晚期碳酸鹽膠結[8]，現(xiàn)主要處于中成巖A期(圖5a)。

圖5 曹妃甸6-4油田東三段儲層成巖階段劃分、埋藏史-古地溫史及孔隙綜合演化史

4 孔隙演化定量分析

4.1 孔隙演化模型的建立

沉積物進入埋藏成巖階段，儲層孔隙度的演變受壓實作用、膠結作用和溶蝕作用等成巖作用的共同影響，直至形成現(xiàn)今儲集空間特征。為了便于分析復雜成巖過程中各個階段儲層孔隙度演化及發(fā)育特征，本次研究在參考前人研究結果基礎上[9-12]，假設各個成巖階段是相對獨立的，同時考慮壓實作用貫穿整個埋藏成巖過程，設定研究區(qū)東三段扇三角洲沉積體埋藏成巖后，依次經(jīng)歷了早成巖A期壓實減孔→早成巖B期壓實+早期膠結減孔→中成巖A期壓實-溶蝕增孔→中成巖A期壓實+中晚期膠結/交代減孔4個孔隙演化階段，并建立相應的孔隙演化模型方程(表1)。

表1 曹妃甸6-4油田東三段儲層成巖演化過程中孔隙度定量計算公式

注：D25為粒度概率累積曲線上25%處對應的顆粒直徑，mm；D75為粒度概率累積曲線上75%處對應的顆粒直徑，mm；Φce為現(xiàn)今膠結物含量，%；Φce1為早期膠結物含量，%；Φce2為中晚期膠結物含量，%；Φori為鑄體薄片中粒間孔面孔率，%；Φmatr為鑄體薄片中雜基原生微孔面孔率，%；Φ為樣品實測孔隙度，%；Φpor為鑄體薄片中總孔隙面孔率，%；Φdiss為鑄體薄片中溶蝕孔面孔率，%；n為樣品編號，n=1，2,…，71。

因埋藏成巖過程中壓實作用導致儲層持續(xù)減孔，引入“時間深度指數(shù)”對埋藏成巖過程壓實減孔量進行校正[13]。Sombra和Chang認為時間深度指數(shù)(即埋藏史曲線與深度軸、時間軸所組成面積)綜合反映了儲層埋深的過程及其所經(jīng)歷的溫度和壓力變化，定量表征了埋藏過程對儲層壓實效應的影響[13]。根據(jù)埋藏史圖，分別計算不同埋藏階段的時間深度指數(shù)所占比率，以此來校正不同階段壓實減孔量[14]。因不同埋藏階段壓實減孔效應存在差異且埋藏越深壓實作用越強，選用埋藏因子(α)修正不同埋藏時期壓實減孔量[14-15]。劃分曹妃甸6-4油田東三段儲層經(jīng)歷4次埋藏壓實階段(圖5b)，式(1)為每次沉降壓實減孔比率計算式，表2為計算結果。

(1)

式(1)中:Ci為第i次沉降減孔比率；ΔHi為第i次沉降深度;ΔTi為第i次沉降所經(jīng)歷時間;α為埋藏因子(α=2m；早成巖期，m=0；中成巖期，m=1)。每次沉降埋藏減孔量為

ΔPi=P1×Ci(i=1,2,3,4) (2)

利用陰極發(fā)光及鑄體薄片資料，分析認為研究區(qū)膠結作用主要為碳酸鹽膠結物。以溶蝕作用為界，劃分早期膠結和中晚期膠結的2個相對獨立階段，統(tǒng)計膠結物含量并分別代表早期膠結損失孔隙度(J1)和中晚期膠結損失孔隙度(J2)。

研究區(qū)溶蝕作用主要為中成巖A期有機酸溶蝕期，以長石、巖屑等易溶組分發(fā)生選擇性溶蝕。根據(jù)鑄體薄片圖像統(tǒng)計資料，溶蝕增加的孔隙度Φ4=Φdiss×Φ/Φpor。

4.2 計算結果分析

利用71塊樣品鑄體薄片鑒定結果和常規(guī)物性分析資料，根據(jù)孔隙演化模型方程(表1)，推演計算各成巖階段的孔隙度演化(表3)?？梢钥闯?，研究區(qū)東三段各樣品初始孔隙度變化不大，介于27.75%～36.69%，平均32.24%，表明沉積體埋藏前碎屑顆粒的幾何堆積過程不是影響儲層孔隙度演變的關鍵因素。隨著埋深加大，4次埋深壓實階段導致孔隙度損失率平均分別為18.06%、30.00%、6.78%、11.87%，合計損失率平均值66.71%，表明隨著埋深加大，壓實作用增強，導致碎屑顆粒緊密接觸，粒間孔隙急劇減少，對儲層孔隙演化影響較大，尤其受早成巖階段機械壓實影響顯著。依據(jù)成巖演化序列，劃分研究區(qū)膠結作用為早期膠結作用(菱鐵礦、方解石、白云石)和中晚期膠結作用(高嶺石、伊利石、次生石英加大、鐵方解石、鐵白云石)，中間階段為溶蝕作用。早期膠結作用導致孔隙度損失為1.00%～13.00%，平均2.33%；中晚期膠結作用損失孔隙度為1.00%～21.00%，平均為3.90%。研究區(qū)常見長石顆粒溶孔，巖屑溶孔次發(fā)育。溶蝕作用導致孔隙度增加0%～20.60%，平均10.80%，溶蝕增孔率平均值為33.83%，可以看出，次生溶蝕受限于碎屑顆粒易溶組分，次生溶蝕孔不均勻發(fā)育，但是中深層儲層孔隙演化過程中重要的增孔階段。

根據(jù)孔隙演化模型，樣品計算孔隙度介于10.80%～24.30%，平均15.47%，與氣測孔隙度的相對誤差為0.21%～6.30%，平均2.52%，且二者數(shù)據(jù)點分布與基準線整體基本一致(圖6)，擬合系數(shù)較高(R2=0.97)，誤差較小，計算結果具有參考價值。

表3 曹妃甸6-4油田東三段樣品不同成巖過程孔隙度演化統(tǒng)計表

注：Φ1為初始孔隙度，%；P1為壓實損失孔隙度，%；Q1為早成巖A期壓實損失孔隙度，%；Q2為早成巖B期壓實+早期膠結損失孔隙度，%；Q3為中成巖A期壓實-溶蝕增加孔隙度，%；Q4為中成巖A期壓實+晚期膠結減少孔隙度，%；n為樣品編號，n=1,2,…，71；φn為計算孔隙度，%；Φ為樣品實測孔隙度，%；En為相對誤差，%。

圖6 孔隙演化模型計算孔隙度與氣測孔隙度關系

4.3 成巖過程中的孔隙演化

1) 早成巖A期壓實減孔階段。距今約28 Ma之前，東三段埋深約1 000 m左右，地層溫度小于50 ℃，處于早成巖階段A期(圖5)。主要發(fā)育早期機械壓實作用，表現(xiàn)為碎屑顆粒間以點接觸甚至未接觸為主，原生粒間孔發(fā)育，膠結作用欠發(fā)育。儲層孔隙度減少主要受控于早期機械壓實，減少孔隙度為5.79%。

2) 早成巖B期壓實+早期膠結減孔階段。距今10～25 Ma，東三段埋深為1 000～2 200 m，地層溫度50～80 ℃，處于早成巖階段B期(圖5)。隨著埋深加大，壓實作用增強，碎屑顆粒間逐漸呈現(xiàn)為點-線接觸。壓實作用導致孔隙度損失9.62%，仍為影響儲層孔隙演化的主要因素。粒間早期膠結物中，菱鐵礦絕對含量為1.27%，白云石絕對含量為0.81%，方解石絕對含量為0.25%，早期膠結作用損失孔隙度2.33%，對儲層孔隙演化直接影響較小，但間接增強了儲層的后期抗壓實性。同時，隨埋深增大，有機質逐漸半成熟，碎屑顆粒間成巖流體pH值降低，碎屑顆粒中長石、中酸性火山巖巖屑等易溶組分開始遭受早期微弱溶蝕，但對孔隙演化影響較小。

3) 中成巖A期壓實-溶蝕增孔階段。距今6～10 Ma，東三段埋深可達2 200～2 600 m，地層溫度80～95 ℃，處于早成巖階段B期晚期到中成巖階段A期(圖5)。隨著埋深進一步增大，壓實作用，但地層溫度、壓力隨之增大，有機質進入成熟生烴階段。大量有機酸進入東三段儲層，改變了碎屑顆粒間流體介質性質，導致長石等易溶組分大量溶蝕，形成儲層大量發(fā)育的次生溶蝕孔。同時，長石等溶蝕產(chǎn)物造成粒間酸性溶液中Si4+、Al3+濃度逐漸增至飽和[15]，為中晚期自生高嶺石和石英次生加大膠結物的產(chǎn)出提供物質基礎。該階段溶蝕作用增加的孔隙度為10.80%，受壓實作用影響減少孔隙度為2.16%。

4) 中成巖A期壓實+中晚期膠結/交代減孔階段。東三段儲層埋深達到最大，為2 600～3 500 m，地層溫度95～120 ℃，處于中成巖階段A期。受持續(xù)壓實+早期膠結固結成巖的影響，該階段壓實作用減小孔隙度僅為3.80%。流體包裹體資料分析表明該階段為東三段原油主要充注時期。隨著原油持續(xù)充注，碎屑顆粒間流體介質由酸性變?yōu)閴A性，加之泥巖孔隙水排放、黏土礦物轉化等作用釋放出Fe2+[9]，造成中晚期膠結主要為含鐵碳酸鹽膠結物沉淀。同時，地層溫度達80 ℃以上，會導致儲層中高嶺石向伊利石轉化[15]。該階段膠結作用減少孔隙度為3.90%，其中鐵白云石絕對含量為2.10%，鐵方解石絕對含量0.50%，伊利石絕對含量為0.10%，高嶺石絕對含量為1.16%，次生石英絕對含量0.04%。

經(jīng)過成巖過程中孔隙度演化模擬，最終得到的孔隙度平均15.47%，與常規(guī)物性氣測孔隙度15.50%接近(圖5)。

5 結論

分析表明，渤海石臼坨凸起曹妃甸6-4油田東三段儲層埋藏成巖后經(jīng)歷4個孔隙演化階段，模型計算初始孔隙度平均為32.24%；早成巖A期壓實減孔階段，儲層孔隙演化受控于早期機械壓實，減少孔隙度5.79%；早成巖B期壓實+早期膠結減孔階段，壓實作用減少孔隙度9.62%，早期膠結作用減少孔隙度2.33%；中成巖A期壓實-溶蝕增孔階段，溶蝕作用增加孔隙度10.80%，受壓實作用影響減少孔隙度2.16%；中成巖A期壓實+中晚期膠結/交代減孔階段，壓實作用減小孔隙度僅為3.80%，膠結作用減少孔隙度為3.90%。經(jīng)過成巖過程中孔隙度演化模擬，最終計算樣品孔隙度平均為15.47%，與氣測孔隙度相對誤差平均為2.52%，誤差相對比較小。本文研究成果對于該區(qū)優(yōu)質儲層預測具有一定參考意義。