延安地区上三叠统长6期储层成岩作用及孔隙演化

思玉琥，郝世彦，张林森，童雪晨

(延长油田股份有限公司，陕西 延安 716000)

延安地区上三叠统长6期储层成岩作用及孔隙演化

思玉琥，郝世彦，张林森，童雪晨

(延长油田股份有限公司，陕西 延安 716000)

延安地区为湖泊三角洲前缘沉积，沉积作用和成岩作用控制着储层孔隙。储层中原生粒间孔和次生孔隙所占比例相当，其中，绿泥石膜对研究区储层孔隙的保存起重要作用，为后期次生孔隙的生成提供了先决条件。同时，浊沸石大量溶解是研究区储层的一大特点，而绿泥石膜和浊沸石溶孔的匹配关系有利于优质储层的形成，可构成研究区最好的储层类型，对进一步寻找浊沸石分布带有重要指导意义。

成岩作用;孔隙演化;储集层;长6油层组;延安地区

引 言

延安地区位于鄂尔多斯盆地中偏东部，构造上处于陕北斜坡，分布有南泥湾、甘谷译、青化砭、川口等一系列三叠系延长组碎屑岩特低渗油田。油田构造平缓，长6油层为其主要含油层系，孔隙度一般为8.1% ～13.5%，储层渗透率为0.2×10－3～1.1 ×10－3μm2，储层孔隙结构复杂，主要以残余粒间孔为主，同时次生孔隙发育较普遍［1］。研究区内原生粒间孔和次生溶蚀孔隙所占比例大体相当，按照曾大乾对中国低渗储层的分类［2－3］，区内长6储层属于原生低渗透储层和次生低渗透储层的结合体。其中，原生低渗透储层以沉积作用形成的原生孔隙为主，成岩作用产生的次生孔隙所占比例较少。而次生低渗透储层受成岩改造作用强烈，其次生孔隙所占比例较大，对改善储层渗流条件贡献巨大。本文主要对延安地区长6储层成岩作用及孔隙演化进行详细研究。

1 储层岩石学特征

研究区内长6储层矿物成分较接近，以细粒长石砂岩及粉砂岩为主，含少量细粒岩屑长石砂岩。长石成分为33% ～64%，平均为50%，主要包括钾长石和斜长石，从北向南钾长石含量逐渐减少;石英含量为15% ～50%，平均为28%，从北向南石英含量逐渐增多;岩屑组分为2% ～26%，平均为12%，主要以变质岩(如板岩、千枚岩、硅质岩等)和火山岩屑(如灰岩、片岩等)为主，几乎不含沉积岩屑;黑云母含量为0.4%～15.6%，平均为6.3%;填隙物含量平均为9%，其中杂基为2.5%，胶结物为6.5%，主要为各类碳酸岩、浊沸石、黏土岩、长英质等胶结物;重矿物成分较少，主要为锆石、石榴子石。

碎屑颗粒呈次圆—次菱角状，分选中等—好，颗粒支撑，线接触或点－线接触，部分呈现凹凸接触。胶结类型为孔隙式或薄膜－孔隙式，偶见方解石呈嵌晶式胶结，成分成熟度低，结构成熟度中等。平均孔隙度为9.4%～11.5%，平均渗透率为0.56×10－3～0.91 ×10－3μm2，孔喉半径小，连通性差，为典型特低渗透储层。

孔隙类型主要有原生粒间孔、溶蚀粒间孔、溶蚀粒内孔、晶间孔及裂隙孔等。其中，原生残余粒间孔和溶蚀孔面孔率大体相当，溶蚀粒内孔较为发育，晶间孔和裂隙孔只在局部区域发育。

2 储层成岩作用特征

2.1 机械压实作用

研究区长6储层的长石和岩屑含量较高，储层受压实程度剧烈。通过对区内储层薄片观察可知，储层颗粒以点－线接触、线接触为主，甚至出现凹凸接触，塑性岩屑如泥岩岩屑、云母等弯曲变形，甚至被挤入粒间孔形成假杂基，从而造成储层物性大幅下降。同时，成岩压实也造成了部分长石颗粒的脆性破裂，提高了储层的渗透性(图1a)。

图1 长6储层镜下薄片观察

2.2 胶结作用

延安地区长6储层的主要胶结物有自生黏土、浊沸石、碳酸岩、硅质、自生长石等。胶结类型繁多，作用强烈，大多数对储层物性表现出破坏性，也是储层孔隙度下降的重要原因。

(1)绿泥石胶结。绿泥石胶结物主要表现为孔隙环边衬里形式产出(图1b)，其次为孔隙充填式产出，后者一般是晚期绿泥石析出［4－5］。鄂尔多斯盆地属于含有一定盐度的碱性—半咸水湖泊，而一般河流均为淡水，所以在河口处的三角洲前缘无疑是最适合绿泥石析出的沉积环境(表1)。绿泥石含量与三角洲建设程度成正相关关系，从时间上来说，从长6期到长1期，随着盆地的夷平，物源供给的减少，自生绿泥石含量也逐渐减少。

表1 鄂尔多斯盆地长6油层部分胶结物分布

研究认为，绿泥石膜有助于防止储层物性变差，减少储层受压实作用的影响，抑制长石石英等次生加大。在绿泥石膜包裹的地方，一般看不到石英加大现象，而在绿泥石膜覆盖不到或者非常薄的局部，则能看见石英加大(图1c)。通过岩心薄片观察发现，长石溶孔外有完整的绿泥石薄膜，说明长石溶蚀作用发生在绿泥石薄膜生成之后，同时，绿泥石膜在整个长石溶蚀后对次生溶孔起到了支撑和保护作用，这主要得益于绿泥石膜析出的世代性，其厚度会随着后续绿泥石的析出而等厚增大，这点类似于长石石英加大。同时，绿泥石膜的元素构成也具有世代性，即绿泥石膜中铁离子逐渐减少和Fe/Mg比值的降低。

由于有绿泥石膜包裹的孔隙不容易被压实，从而增强了后期孔隙水的体积及其流动性，利于浊沸石析出，而浊沸石等胶结物的析出也降低了压实作用的影响。成岩阶段晚期，浊沸石大量溶蚀，绿泥石膜又为浊沸石溶孔提供了保护。因此，研究区绿泥石膜和浊沸石的匹配关系可形成物性较好的优质储层，故对区内进行勘探时，不仅要考虑砂体分布，也要着力寻找浊沸石分布带。

(2)浊沸石析出。研究区浊沸石主要在早期形成，火山物质主要来自阴山褶皱带的火山运动。其中，志靖、吴旗、安塞及延安等地区接受阴山物源的油田浊沸石含量一般较高，而西南物源的陇东地区长6储层浊沸石含量较低。

2.3 溶解作用

溶解作用是改善研究区储层物性的重要因素，主要有长石、岩屑、浊沸石溶解。溶解作用在区内主要分为3期。

(1)早期由于地层埋深不大，大气中的CO2溶解到地表水里，使得地表水产生碳酸，经过地表水的淋滤作用，储层形成了部分溶蚀孔，但碳酸本身对Ca2+和Al3+等溶解能力有限，所以生成的溶蚀孔不多，后期储层压实作用又使得表生溶蚀孔遭到破坏，所剩无几。因此，早期溶蚀作用对储层物性改善影响不大。

(2)中期由于受早白垩世燕山运动影响，地层沉降加快，生油岩开始生烃，排出大量有机酸，沿浊沸石和长石解理面对其进行溶蚀，产生大量次生溶蚀孔(图1d、e)，有机酸对铝硅酸盐的溶解度远大于碳酸岩的溶解度，表现出选择性溶蚀［6］。因此，有机酸对方解石的溶解作用较弱，其产生的溶蚀孔较少，对储层物性基本没有改善作用。

(3)晚期随着燕山末期和喜山运动改造，东部储层大幅抬升，研究区进入表生成岩阶段。

2.4 交代作用

根据区内薄片资料表明，岩屑主要被碳酸岩交代或蚀变为高岭石、伊利石。其中，常见整个岩屑颗粒完全被碳酸岩交代;蚀变作用主要表现为长石蚀变为高岭石、黑云母水化膨胀及绿泥石化、蒙皂石黏土向伊蒙混层、伊利石化以及方解石向铁方解石转化等。蚀变产物一般呈斑状充填孔隙，总体上来说，交代作用对研究区储层物性影响不大。

3 储层孔隙演化

根据对延安地区大量样品的物性分析及薄片镜下计点统计，定量研究了各成岩作用对孔隙度的影响以及孔隙度的演化过程［7－8］。

通常用beard［9］提出的公式计算砂岩初始孔隙度φ1:

用以下公式计算压实后砂岩孔隙度φ2:

式中:胶结物含量为样品岩矿分析的胶结物含量，%;物性分析孔隙度为样品进行物性分析所得到的孔隙度，%。

胶结与交代后砂岩孔隙度计算公式如下:

次生孔隙度是指次生孔隙所占据的那部分空间，主要为各类溶孔:

对南泥湾、川口、青化砭等321份薄片资料进行分析，结果见表2、3。

表2 延安地区长6油层组砂岩储集空间类型(321个样品)

表3 延安地区长6油层组孔隙分类统计结果

将以上统计数据代入公式(1)～(8)中，求出各成岩作用对储层孔隙度改造程度的量化结果(表4)。

表4 储层成岩过程中的孔隙度演化

通过粒度数据计算得出，延安地区长6储层原始孔隙度为36.5%，压实作用损失了22.74%的孔隙度，损失率为62%。根据压实等级划分，属于强压实［9］。早成岩阶段，绿泥石碳酸岩等矿物的胶结损失孔隙度为7.79%，损失率为21%;经历早成岩阶段的压实胶结等作用后，储层剩余孔隙度为5.97%;晚成岩阶段，溶蚀作用贡献了5.40%的孔隙度，再经过晚期成岩胶结，损失孔隙度为0.73%，微裂缝贡献了孔隙度0.06%，最终得到研究区现今的孔隙度为10.70%(图2)。

4 结论

(1)延安地区长6油层主要为三角洲前缘沉积，以细粒长石砂岩及粉砂岩为主，含少量细粒岩屑长石砂岩。石英含量从北向南逐渐增多，填隙物以胶结物为主，含少量杂基，胶结物中绿泥石、浊沸石含量较高，总体表现为低成分成熟度、中高结构成熟度的特点。

(2)研究区内储层原生粒间孔和次生孔隙所占比例相当，绿泥石膜对储层孔隙保存有着重要作用，为后期次生孔隙生成提供先决条件。而浊沸石大量溶解是研究区储层的另一大特点，绿泥石膜和浊沸石溶孔的匹配关系有利于形成优质储层，构成了研究区最好的储层类型，寻找浊沸石分布带对勘探意义重大。

(3)研究区成岩作用主要为压实、胶结、溶解和交代等作用。压实作用和胶结是储层孔隙减少的重要原因，溶解作用为储层提供了大量次生孔隙，对区内油气充注提供了优良通道和储集空间，裂隙孔有利于沟通粒间孔喉，增加储层渗流能力。

(4)通过对延安地区长6储层孔隙度演化模式的定量研究。认为砂岩初始孔隙度为36.7%，早成岩阶段的压实作用造成62%的原生孔隙损失，胶结作用又造成21%的原生孔隙的损失，而晚成岩阶段的溶解作用又给储层增加了5.40%的孔隙度，微裂缝增加了0.06%的孔隙度，从而得到现今10.70%的孔隙度。

［1］冯娟萍，李文厚，欧阳征健，等.河流相和三角洲相储层成岩作用及其对储层的影响——以青化砭油田长2油层组和长6油层组砂岩为例［J］.地球学报，2008，29(2):189－198.

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Diagenesis of the Upper Triassic Chang 6 formation in Yan’an area and pore evolution

SI Yu– hu，HAO Shi– yan，ZHANG Lin– sen，TONG Xue– chen
(Yanchang Oilfield Corp．Ltd，Yan’an，Shaanxi 716000，China)

Yan’an area belongs to lacustrine delta front sedimentation and the reservoir pores are controlled by sedimentation and diagenesis with almost equal amounts of primary intergranular pores and secondary pores．The chlorite membrane has played an important role in protecting the reservoir pores in the study area and provided the prerequisites for the development of secondary pores at a later stage．The reservoir in the study area is also characterized by dissolution of a large amount of laumontite．The matching of chlorite membrane with laumontite dissolved pores is helpful to the formation of high－quality reservoirs and also is helpful to forming the best reservoir type in the research area，which has important meanings for the further exploration in laumontite distributed areas．

diagenesis;pore evolution;reservoir;Chang 6 formation;Yan’an area

TE122.2

A

1006－6535(2011)06－0036－04

20110529;改回日期20110610

思玉琥(1959－)，男，高级工程师，2000年毕业于长安大学矿床学专业，获硕士学位，现任延长油田股份有限公司副总经理，主要从事油田生产管理工作。

编辑 黄华彪