下二门油田储层成岩作用类型及微观孔隙结构特征＊

谢 俊，孟宁宁，张金亮，姜建伟，曾 俊

（1.山东省沉积成矿作用与沉积矿产重点实验室，山东青岛266510；2.山东科技大学地质学院，山东青岛266510；3.北京师范大学资源学院，北京100875；4.中国石化河南油田分公司勘探开发研究院，河南南阳473132）

下二门油田储层成岩作用类型及微观孔隙结构特征＊

谢 俊1，2，孟宁宁2，张金亮3，姜建伟4，曾 俊4

（1.山东省沉积成矿作用与沉积矿产重点实验室，山东青岛266510；2.山东科技大学地质学院，山东青岛266510；3.北京师范大学资源学院，北京100875；4.中国石化河南油田分公司勘探开发研究院，河南南阳473132）

通过14口取心井普通薄片、铸体薄片的镜下观察及扫描电镜等资料的研究，认为影响下二门油田碎屑岩储层的成岩作用主要有3种：压实、胶结和溶蚀。其中，压实作用以机械压实为主，化学压实少见；胶结作用主要有碳酸盐胶结（如方解石、白云石等）、黏土矿物胶结（如高岭石、绿泥石等）；溶蚀作用主要有长石颗粒和少部分岩屑溶蚀、碳酸盐胶结物溶蚀。这3种成岩作用的共同改造形成了下二门油田以粒间孔、粒内溶孔和铸模孔为主的孔隙结构特征。根据微观孔隙结构特征，结合沉积相展布特点，认为下二门油田有利储层主要分布在辫状三角洲前缘亚相带水下分流河道和前缘砂坝等砂体。这些新认识为该油田调整挖潜提供了地质指导。

下二门油田；成岩作用；孔隙结构；储层特征

成岩作用研究是储层定性和定量评价的依据［1］。1980年代，国外对储层成岩作用的研究主要集中于次生孔隙产生的机理［2－3］。最近10a的研究则主要涉及孔隙保存的成岩作用机制［4］。国内成岩作用的研究主要以岩石学研究为基础，进行成岩标志、成岩事件、成岩序列、成岩相、成岩演化模式和有利孔隙发育带的预测等研究［5－9］。下二门油田成岩作用对砂岩储层性质的影响比较复杂，直接制约了该油田的勘探开发效果，急需明确影响储层性质的主控地质因素。

1 油田地质特征

下二门油田位于泌阳凹陷东部边界下降盘内侧，区域构造位于南襄盆地泌阳凹陷东部泌阳—栗园大断裂旁，构造形态为一轴向近南北的被断层复杂化的不完整短轴背斜，3条主控断层将整个短轴背斜切割为3个主要断块［10－11］。沉积地层自上而下划分为平原组＋凤凰镇组、廖庄组、核桃园组、大仓房—玉皇顶组，核桃园组又划分为3个地层段：核一段、核二段和核三段。下二门油田的油气主要聚集在核桃园组的核二段和核三段，油藏类型受构造控制明显，以断层－岩性油藏、断层－背斜油藏、断块油藏为主。

2 成岩作用特征分析

对下二门油田孔隙结构特征影响的成岩作用主要有压实作用、胶结作用和溶蚀作用。

2.1 压实作用

下二门油田属内陆源杂基含量高、分选较差的碎屑岩储层，压实后以杂基支撑为主，当压实作用比较强烈时，碎屑岩内部可以形成裂缝（见图1），储层物性变好，增强了流体的流动性。

图1 压实作用下的裂缝发育特征Fig.1 The fracture feature of the compaction

2.2 胶结作用

胶结作用往往导致孔隙度和渗透率降低，储层物性变差。根据胶结物不同，下二门油田碎屑岩中出现的胶结作用主要有碳酸盐（包括方解石、白云石胶结）和黏土矿物（如高岭石、绿泥石等）胶结两种。

2.2.1 碳酸盐胶结作用 下二门油田碎屑岩中碳酸盐矿物胶结作用主要有方解石、含铁方解石、白云石及含铁白云石胶结等。方解石和铁白云石是下二门油田最常见的碳酸盐胶结物。

在埋藏成岩过程中，碳酸盐胶结物可分为早期和晚期碳酸盐矿物。早期碳酸盐胶结物主要为方解石（见图2），其产出状态一般呈粗大晶形粒状，扫描电镜下方解石为立方体或者菱面体，早期碳酸盐胶结物一般充填原生孔隙，降低岩石的孔隙度及渗透率，破坏储集性能。

图2 方解石铸体薄片特征Fig.2 The cast thin slice feature of the calcite

2.2.2 硅质胶结作用 下二门油田碎屑储集岩中的硅质胶结作用表现为碎屑石英次生加大、粒间新生成石英微粒。据薄片观察，内碎屑石英次生加大开始出现深度约在1 400m。

石英次生加大与深度密切相关，表现在加大程度随深度的增加而逐渐增加。过厚的黏土膜会阻碍石英自生加大，黏土含量多时，有碍于硅质溶液的交替和沉淀。石英次生加大现象在杂基含量较高处，碎屑石英次生加大受到一定程度的抑制，加大边不连续，常见黏土膜痕迹。此外，由于粒细棱角多、较粗糙，有利于石英自生加大的发生，一般细粒石英的自生加大要比粗粒发育。长石的溶解为SiO2沉淀提供必要的物质来源，研究区长石含量高，并且普遍发生溶蚀，是SiO2最重要的来源。因此，石英加大普遍，并伴有丰富的自生高岭石充填于溶蚀孔隙中，降低了储层有效孔隙体积。2.2.3黏土胶结作用 下二门油田碎屑岩储层中的黏土矿物均有发育，几乎存在于所有的砂岩之中。它可分为它生和自生两种类型，它生的常具有沉积定向排列；而自生的则以分散的孔洞充填物形式出现，通常构成不规则的凝块。本区储层广泛分布有高岭石、绿泥石等。

（1）高岭石 高岭石是下二门油田储层中含量较高的黏土矿物，含量一般1%～5%，局部可达6%。在扫描电镜下，高岭石单晶体呈假六方板片状，并常构成书页状或蠕虫状集合体（见图3）。晶形发育良好的高岭石在一些分选较好和粒度较粗的长石砂岩中常见，以孔隙充填形态产出。多数粒间孔隙中不同程度地存在高岭石晶体，部分高岭石充填于喉道，减小了喉道宽度。高岭石的形成不仅降低了孔隙度和渗透率，而且固着力较弱，在流体作用下易发生迁移，堵塞孔喉。

图3 绿泥石、高岭石扫描电镜特征Fig.3 The scanning electronic microscope feature of the chlorite and the kaolinite

（2）绿泥石 绿泥石是本区储层中常见的自生矿物，铸体薄片鉴定含量一般为1%～4%。在扫描电镜下，绿泥石衬套呈针叶状集合体，向孔隙中心生长（见图3）。孔隙充填绿泥石则表现为较好的花朵状、叶片状和绒球状晶体，单晶呈近似六边形鳞片，表面平滑平整，轮廓清晰，大小均匀（直径一般在2～3μm），杂乱堆积（如片片散落的柳叶）。

2.3 溶蚀作用

由于溶蚀作用形成了碎屑岩中的次生孔隙，与压实作用和胶结作用相反，溶蚀作用对储集空间起到一种重要的建设性作用。

长石的溶蚀往往从碎屑颗粒内部开始，长石颗粒内的解理缝或双晶面首先产生机械破裂，形成微裂缝，粒间溶液沿着微裂缝渗透，溶解长石，在某种程度上形成了许多粒内溶蚀微孔缝。粒内溶蚀微孔进一步溶蚀，形成较大的溶蚀孔。该区长石不稳定矿物的溶蚀现象非常普遍，被溶的长石往往具有港湾状溶蚀边缘，有的沿解理缝进行溶解，形成齿状边缘，有的中部被溶去而形成残骸。

图4 孔隙发育特征Fig.4 The development of the intergranular pore

3 孔隙结构特征评价及有利储层预测

从微观孔隙结构特征来分析，喉道的大小和分布及其几何形状是影响储层渗流特征的主要因素。孔隙结构的好坏是储集层评价的重要依据。孔隙是存贮流体的基本空间，喉道则是控制流体在岩石中渗流的重要通道。

3.1 孔隙类型

根据铸体薄片和扫描电镜分析，下二门储层以原生孔隙和次生孔隙的混合类型发育为特点，据铸体薄片统计资料，该区面孔率0%～35%，平均13.8%。主要孔隙类型有粒间孔隙、粒内孔、铸模孔、特大孔、裂缝孔隙等（见图4），其中以粒间孔隙最为发育。

因为a与分子量无关,也可看成是链本质的特征参数,表示一条链保持某个特定方向的倾向,也反映了高分子链的刚性尺度.对于有限长度的分子链而言,持续长度不能反映其真实的链尺寸,此时就需要利用蠕虫状链模型,采用平均投影长度进行处理.

粒间孔隙 粒间孔是本区最为发育的孔隙类型，该类孔隙占总孔隙的47.5%。扫描电镜下的砂岩全貌照片可显示该区以粒间孔隙发育为特征，孔径主要分布在10～50μm之间。粒间溶孔主要是由于胶结物、黏土杂基和颗粒边缘的溶蚀形成的。

粒内孔 该类孔隙约占总孔隙的24.4%，由颗粒内部组分溶解而形成的，常见有长石和岩屑颗粒的溶孔。溶蚀强烈时，碎屑颗粒呈蜂巢状或呈残骸状。

铸模孔隙 该类孔隙约占总孔隙的24.5%，由不稳定颗粒完全被溶蚀掉后所形成的孔隙，常通过原来的泥质包壳而保留其外形，常见长石和岩屑溶蚀而形成的铸模孔隙。

特大孔隙 孔隙超过相邻颗粒直径1.2倍以上的孔隙可称之为特大孔隙或超大孔隙。多由骨架颗粒溶孔和粒间孔隙共同组成，本区这类孔隙在铸体薄片不常见，约占总孔隙的3.5%。

裂隙 本区可见各种开启的裂隙，如岩石裂隙、颗粒裂隙和胶结物裂隙。由于它们的出现，可大大提高岩石的渗透率。

3.2 喉道类型

在下二门油田的同一储层中，由于岩石的颗粒接触关系，颗粒大小、形状及胶结类型不同，喉道的类型也各不相同，主要包括：

孔隙缩小型喉道 这种喉道类型往往发育在以粒间孔隙为主或出现在扩大粒间溶孔的砂岩中。研究区内此类喉道比较发育。

收缩喉道 砂岩颗粒以点接触或点线接触时，喉道变窄，形成收缩喉道，这种喉道类型的大量发育，会使储层具有较高孔隙，而渗透率较低。

片状喉道 砂岩在遭受进一步压实作用或压溶作用时，晶体会发生再生长现象，其直接的结果就是导致存在于晶体与晶体之间的孔隙变窄，形成片状喉道，即晶间孔。当颗粒间发生后期的溶蚀作用时，又可形成较宽的片状或宽片状喉道。

微喉道 杂基和各种胶结物含量较高时，原生的粒间孔隙完全被堵塞，杂基及各种胶结物中的微孔隙就是喉道。这种类型孔隙度通常呈现低值，对应的渗透率值也偏低。

喉道形状和大小可产生不同的毛细管力，进而大大影响孔隙的储集性和渗透性。

3.3 有利储层预测

由于沉积环境、储层物性等因素的影响，砂体的孔隙度、渗透率在平面上分布也是不均匀的。结合储层微观孔隙分布特征，将有利储层分为3类：Ⅰ类储层（物性好）、Ⅱ类储层（物性中等）、Ⅲ类储层（物性差）（见图5），下二门油田储层物性变化趋势基本与沉积相带变化一致，即在前缘砂坝、分流河道和扇中前缘砂体发育区域孔隙度和渗透率较高，而在一些如前三角洲和分流间等砂体不发育的区域孔隙度和渗透率相对较低。

图5 储层物性分类图Fig.5 The classification map of reservoir property

4 结论

（1）在压实、胶结和溶蚀作用共同作用下，下二门油田主要孔隙类型以粒间孔隙最为发育，各种开启的裂隙大大增加了储层孔隙空间，提高了岩石渗透率。溶蚀作用形成了大量次生孔隙，是改善储层性质最重要的成岩作用。

（2）下二门油田核三段储层特征宏观上受沉积微相控制，微观上收缩喉道大量发育，使储层具有较高孔隙，而渗透率较低。储层物性变化趋势基本与沉积相带变化一致。

［1］ 张金亮，谢俊.储层沉积相［M］.北京：石油工业出版社，2008.

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The Diagenesis Type and the Pore Structure Feature in Xiaermen Oilfields

XIE Jun1，2，Meng Ning－Ning2，ZHANG Jin－Liang3，JIANG Jian－Wei4，ZENG Jun4
（1.Shandong Provincial Key Laboratory of Depositional Mineralization ＆Sedimentary Minerals，Qingdao 266510，China；2.Shandong University of Science and Technology，Qingdao 266510，China；3.College of Resources Science and Technology Beijing Normal University，Beijing 100875，China；4.Exploration and Development Research Institute of Henan Oilfield Branch Company，SINOPEC，Nanyang 473132，China）

By means of the datums，such as ordinary thin slice and cast thin slice of the core hole and the data of scanning electronic microscope，the main diagenesis affecting the clastic rock reservoir in Xiaermen oilfield are compaction，cementation and denudation.The machine compact is widespread and the chemistry compact is rare for the compaction.The cementation are mainly carbonate cement（including the cementation of calcite and dolomite and ferroan calcite and ferroan dolomite）and clay mineral cement as kaolinite and chlorite.The denudation are mainly feldspar grains，a little of detritus corrode and carbonate cement corrode.The common reformation of the three diagenesis formed the pore structure feature which extensively distribute intergranular pore，innergranular pore and lingot pore in Xiaermen oilfield.According to the micro－pore structure characteristics，the authors combined with the distribution of sedimentary facies believe that，the favorable reservoir of Xiaermen oilfield developes in the underwater distributary channel and foredelta sand bar of braided delta front sub－facies.These new understandings provide a geological guide for adjustment and tapping potential of the oilfield.

Xiaermen oilfield；diagenesis；pore structure；reservoir feature

TE122.2＋3

A

1672－5174（2012）1－2－122－05

国家自然科学基金面上项目（41172109）；山东省自然科学基金面上项目（ZR2011DM009）；山东科技大学科研创新团队计划（2010KYTD103）资助

2010－11－02；

2011－09－01

谢 俊（1968－），男，教授，石油地质专业。E－mail：xiejun0532＠163.com

责任编辑 徐 环