渤中凹陷南部低渗透储层成岩作用及孔隙演化

王 震，李敬松，刘汝敏，李换浦

（中海油田服务股份有限公司油田生产研究院，河北燕郊 065201）

渤中凹陷南部低渗透储层成岩作用及孔隙演化

王 震，李敬松，刘汝敏，李换浦

（中海油田服务股份有限公司油田生产研究院，河北燕郊 065201）

针对渤中凹陷南部低渗透储层成岩作用以及孔隙演化规律进行理论及实践研究。根据5口探井薄片、储集层物性分析等资料，进行成岩作用和成岩过程中孔隙演化的定量分析。研究表明，渤中凹陷南部沙河街组三段以低渗储层为主，长石含量高、埋藏深度大及孔隙结构复杂等是储集层物性变差的重要因素；沙三段储层经过了压实、胶结、溶蚀及交代等成岩作用改造，目前已处于中成岩阶段A2、B亚期，其中压实作用造成原生孔隙大量丧失，是储集层物性变差的最主要原因，为认清该渤中凹陷南部储层致密原因提供了可靠依据。

低渗透储层；成岩作用；孔隙演化；定量研究

渤中凹陷是渤海海域最大的凹陷，油气资源丰富、整体探明程度较低，未来勘探潜力巨大。但由于该区域古近系储层普遍埋深交大，凹陷南部在沙三段出现低渗乃至特低渗致密储层[1]。目前，渤中凹陷南部探井密度很低，沙河街组取心井仅有5口。经钻井揭示地层，渤中凹陷南部沙河街组自下而上划为三段：沙三段、沙二段和沙一段。沙三段孔隙度分布平均9.70%，渗透率平均1.72×10-3µm2，属于典型的低渗储层。时至今日，针对渤中凹陷南部沙河街组储层致密原因没有完全认清。海上油田由于其特殊条件，取心井有限，并不像陆地油田有着丰富的岩心资料。因此如何有效利用有限的岩心及其他测试资料来研究渤中凹陷南部沙三段储层成岩作用及其孔隙演化规律，就成了摆在技术人员面前的一大难题。因此，分析研究区沙三段砂岩成岩作用及其孔隙演化研究，利用定量—半定量的方法探讨其对砂岩孔隙演化的影响，这对了解渤中凹陷南部沙河街组低渗透储层致密成因、高效开发海上低渗透油藏、提高油气产量具有重大的经济效益。

1 岩石学特征

1.1 碎屑颗粒成分和岩性特征

研究区5口探井沙河街组沙三段106块岩石薄片、铸体薄片资料数据统计显示，砂岩骨架颗粒组分以石英、长石和岩屑为主，平均质量分数分别为石英43.84%、长石36.33%和岩屑17.18%；长石包含有钾长石和斜长石，以钾长石为主；岩屑包含有侵入岩、中性喷出岩和酸性喷出岩等岩块，以侵入岩为主。

研究区沙三段储层砂岩骨架颗粒组分也较为稳定，岩性主要为长石岩屑砂岩和岩屑长石砂岩，其成分三角图如图1所示。

图1 岩石成分三角图

1.2 碎屑颗粒粒度和结构特征

研究区153块粒度分析资料表明，岩性以中砂和细砂为主，分别为29.01%和27.80%，其次是粗砂和极细砂，粒度分布范围广；粒度标准偏差σ主要分布在1.0～2.0，部分分布在0.71～1和2～4，总体上分选性为较差～差，磨圆度以次棱状为主。

总之，该油田总体上砂岩储层结构成熟度低、岩性相对较粗、粗细混杂现象明显，说明该砂层沉积时期不仅近源且成因可能发生了变化[2]。

1.3 填隙物特征

对研究区78块岩石薄片、铸体薄片资料数据统计显示，胶结物主要为碳酸盐，白云石、方解石平均质量分数分别为4.61%和3.54%，菱铁矿为1.47%，含少量黄铁矿，偶见石英加大；杂基主要成分为水云母，平均为4.20%。

2 成岩作用类型

根据研究区铸体薄片、电镜扫描、黏土矿物分析等资料对该区矿物组分、孔隙类型和自生矿物组合等进行了详细观察，沙三段储集层经历了压实、早期绿泥石形成黏土膜、石英次生加大、长石及火成岩岩屑溶蚀和晚期含铁碳酸盐岩胶结等多重改造[3,4]。

（1）压实作用

通过岩石薄片和扫描电镜的观察，研究区低渗储层压实作用以机械压实为主，随着地层埋深加大，岩石颗粒骨架逐渐紧密，岩层储集物性逐渐变差；压溶现象不明显。

依据颗粒接触关系，研究区低渗储层砂岩颗粒之间的接触关系以点—线或线接触为主，部分凹凸—线接触，点接触少见，表明砂岩经受较强的压实作用[5]。依据埋深，研究区低渗储层埋藏较深，深度范围3 214～4 000 m（图2）。

图2 颗粒紧密接触

本次研究采用了“视压实率”的概念半定量地表征压实作用强度，它可在一定程度上反映原始沉积物孔隙空间被压实的程度（表1）。

视压实率＝（原始孔隙体积－压实后粒间体积）/原始孔隙体积×100%。压实后粒间体积＝粒间孔体积+胶结物体积。

应用上式对该区5口探井的薄片资料分析数据进行了视压实率的计算，储集层压实作用特征为：

表1 储层压实强度与视压实率的关系

①沙三段储层平均视压实率为72.6%，储层平均以中等—强压实为主；

②随着埋深的加大，表现为弱压实量降低，中等压实、强压实量升高；

③岩屑含量越高，压实程度越高，沙三段岩石样品岩屑平均组分为23.73%，对应视压实率为强压实72.6%，这与沉积岩屑抗压能力较弱有很大的关系。

（2）胶结作用

研究区低渗储层经历的胶结作用主要有：碳酸盐胶结、硅质胶结、黏土矿物胶结三种类型。研究区低渗储层碳酸盐胶结作用也常见，主要成分为方解石、白云石，平均质量分数分别为8.15%，碳酸盐胶结作用明显比其他层段强烈。

研究区低渗沙三段储层石英次生加大现象较常见，碳酸盐胶结物亦常见（图3）。依据扫描电镜资料，研究区低渗储层石英加大一般处于Ⅲ级，石英颗粒表面被较完整的石英自行晶面及石英小雏晶包围，进一步缩小了储集空间，使储层物性变差[6]。

图3 石英次生加大呈自生晶体存在于粒间孔隙中BZ-5井，E2S3，3 573.9 m，1 000倍

研究区低渗储层黏土矿物胶结物类型有伊利石、伊/蒙混层、高岭石和少量绿泥石。根据X-衍射资料，储层主要以伊利石居多，平均相对质量分数为80.74%，其次为伊/蒙混层，平均相对质量分数为11.11%，高岭石、绿泥石和绿/蒙混层平均相对质量分数均小于5%（图4）。

图4 高岭石向伊利石转化BZ-1井，E2S3，3 553 m，900倍

（3）溶蚀作用

溶蚀作用具有建设性成岩作用，砂岩储层经溶蚀作用改造可形成多种类型的次生孔隙。被溶解的主要是长石、岩屑及碳酸盐胶结物等不稳定成分[7]。

根据铸体薄片资料，研究区低渗储层长石、岩屑溶蚀现象较普遍，扩大粒间孔、缩小粒间孔、粒内孔、铸模孔等发育（图5）。混合孔隙、次生孔隙分别占总孔隙的63.48%和17.97%，其中混合孔隙以扩大粒间孔为主（图6）。

图5 长石粒内溶孔(-)10×10，BZ-2井，E2S3，3 641.6 m

图6 沙三段储层孔隙类型

3 孔隙演化史分析

碎屑岩进入埋藏成岩阶段后经历了压实、胶结、溶解及交代等成岩作用，储集空间的再分配受这些成岩作用的控制。各种成岩作用都是相互联系、相互影响的，其综合作用影响着储集层孔隙发育史[8]。根据对于研究区各取心井铸体薄片鉴定资料综合分析、计算，对沙三段储层进行孔隙演化定量计算。

3.1 砂岩孔隙度计算

（1）估算未固结砂岩原始孔隙度（Φ1）

按照湿砂在地表条件下的分选系数与孔隙度的关系[8]：

式中：S0 — 特拉斯克分选系数，S0=（Q1/Q3）1/2；

Q1 — 第一四分位数，即相当于25%处的粒径大小；

Q3 — 第三四分位数，即相当于75%处的粒径大小。

通过研究区各类资料整理及统计得出沙三段平均分选系数为2.02，据此筛选粒度数据根据以上公式计算出研究区沙三段储集层平均原始孔隙度为32.25%。

（2）压实后砂岩孔隙度（Φ2）

压实后剩余粒间孔隙度可根据下式求得：Φ2=（粒间孔面孔率+胶结物溶孔面孔率）/总面孔率×物性分析孔隙度+胶结物总量。压实损失孔隙度=Φ1－Φ2。经计算压实后剩余粒间孔隙为：沙三段Φ2为14.46%，压实损失孔隙度为17.79%。

（3）胶结、交代后砂岩孔隙度（Φ3）

经压实、胶结及交代后的剩余粒间孔隙度Φ3为：Φ3=粒间孔面孔率/总面孔率×物性分析孔隙度；胶结交代后损失孔隙度=Φ2－Φ3。经计算交代、胶结后剩余粒间孔隙为：沙三段Φ3为11.46%，胶结损失孔隙度为3%。

（4）溶蚀后砂岩孔隙度（Φ4）

溶蚀作用产生的孔隙度Φ4指总储集空间中溶蚀孔所占据的那部分储集空间。Φ4=（溶蚀粒间孔+溶蚀粒内孔） /总面孔率×物性分析孔隙度。经计算溶蚀后增加的孔隙为：沙三段Φ3增加孔隙2.5%

3.2 孔隙演化分析

沙三段储集层初始孔隙度为32.25%，经压实作用、早期胶结、晚期胶结和溶蚀作用改造，计算现今孔隙度13.96%，与现今实测平均孔隙度13.7%相近，符合程度较高（表2）。

表2 渤中凹陷南部沙三段储层孔隙演化 %

利用孔隙演化半定量分析结果数据，计算研究区沙三段储层成岩作用中压实与胶结物对储层孔隙演化的相对影响。结果可以看出沙三段储集层绝大部分样品均落在以压实作用为主的区域，表明在砂岩储集层孔隙消亡过程中均以压实作用占优势，压实改造是该区储集层致密低渗的最主要原因（图7）。

图7 压实作用与胶结作用对孔隙演化的影响

4 结论

（1）渤中凹陷南部沙三段储层物性差且致密，储集层以长石岩屑砂岩和岩屑长石砂岩为主，储集层粒度分选差、填隙物含量较高、孔隙结构复杂、孔喉细且分选差等均是其物性变差的原因。

（2）该区储集层经过了压实、胶结、溶蚀及交代等成岩作用改造，目前已处于中成岩阶段A2、B亚期。

（3）研究区沙三段储层孔隙演化定量计算可知，压实作用改造是储集层物性变差的最主要原因，碳酸盐、硅酸盐等胶结物充填作用也一定程度造成了储层进一步变差，长石等矿物的溶蚀能起到改善储集层物性的作用，但是总体上对增加孔隙度贡献有限。

[1] 傅强，庆龙，周心怀，等. 渤中凹陷古近系沙河街组相对高孔渗储层成因分析——以QHD35-2-1井为例[J]. 中国海上油气，2010，22(4):221-224.

[2] 刘志刚，宋章强，郭涛，等. 渤海海域盆地内低凸起周边近缘砂体形成条件及预测方法——以辽东湾JZ-A构造区沙一、沙二段为例[J]. 海洋石油，2011，31(1):22-27.

[3] 杨海博，武云云. 致密储层岩石的微观结构和力学性质试验分析[J]. 复杂油气藏，2011，23(1): 10-15.

[4] 庞雯，赵靖舟. 塔北隆起中、新生界陆相碎屑岩储集层特征及评价[J]. 石油勘探与开发，2004，31(4):36-39.

[5] 郭长敏，施振生. 歧口凹陷沙一段砂岩成岩作用及孔隙演化[J].岩性油气藏，2009，21(1):34-39.

[6] 苏国英. 东营凹陷低渗透油藏分布规律及储层改造效果[J]. 海洋石油，2010，30(4):21-25.

[7] 张建培，葛和平，漆滨汶，等. 西湖凹陷砂岩自生高岭石发育特征及其对储层物性的影响[J]. 海洋石油，2009，29(1):1-8.

[8] Beard D C, Weyl P K. Influence of Texture on Porosity and Permeability of Unconsolidated Sand[J]. AAPG Bulletin, 1973, 7(2):349-369.

我国加强油气微生物勘探技术研究

由中国地质科学院水文地质环境地质研究所承担的“油气勘探的现代微生物技术及应用研究”项目野外工作日前结束。

据悉，该项目主要是针对现阶段油气勘探难度大、成本高等实际问题，开展油气勘探的现代微生物技术及应用研究，建立油气微生物异常的分子生物学检测技术，进行油气藏与微生物异常特征关系研究，构建油气微生物异常判别的参考体系，选择典型油气藏地区，对建立的现代微生物技术进行方法验证，并进一步完善这一技术。

项目组通过5个月的努力，目前已完成了我国典型油气田（华北油田、胜利油田、中原油田、江汉油田、西南气田、大庆油田、辽河油田、长庆油田和江苏油田）的野外调查和取样工作，包括路线调查15条，采集样品343组等。通过开展以上工作，该项目取得了初步成果：采集到油田区、油气田区和气田区的样品，为建立油气指示菌种类型数据库，以及区分油田、气田和带气顶的指示菌提供了基础；采集到不同地理位置的油气田区的样品，包括华北平原区、东北平原区、西北黄土区、南方地区及滨海、河湖边岸沼泽湿地区，为研究环境条件对油气指示菌的影响、确定取样深度等奠定了基础；采集到油气田区、干井区和对照区的样品，为建立油气微生物勘探的参考体系提供了条件。

摘编自《中国矿业报》2012年10月11日

全球油气勘探呈现新趋势

巴西深水被动陆缘盆地盐下发现大油气田，加拿大油砂全面投入勘探开发等等说明了什么？又意味着什么？11月2日，为期3天的第八届亚非石油地球化学与勘探国际会议（简称AAAPG-2012）在杭州举行，与会人员就全球油气勘探形势及发展趋势展开讨论。

全球油气勘探正朝着新层系—深层超深层、新区域—海洋深水、新类型—非常规油气资源的方向发展，这是与会代表的共识。与会专家认为，致密油、致密气和页岩气的突破，证明原有油气成藏模式是有局限性的。对于近两年备受关注的页岩气开发问题，与会专家指出我国应在“选好核心区、建好试验区、规划好生产区”的基础上，提高理论认识，攻克技术难关，控制开采成本，加大环保力度，才能实现中国页岩气持续、稳定的工业化发展。

会上，来自15个国家和地区的200多位专家代表，围绕亚非地区油气资源与勘探战略、油气勘探开发地球化学与实例研究，烃源岩系统与非常规资源，地球化学新技术新方法等主题，就油气地球化学研究及相关学科领域所取得的新进展和发展方向进行交流。

摘编自《中国石油报》2012年11月6日

Diagenesis and Pore Evolution of Low Permeability Reservoirs in Southern Bozhong Depression

WANG Zhen, LI Jingsong, LIU Rumin, LI Huanpu
（Oil fi eld Optimization Research & Development Institute of COSL, Yanjiao Hebei 065201, China）

Theoretical and practical research has been conducted on diagenesis and porosity evolution of low permeability reservoir in southern Bozhong depression. Based on thin-section and reservoir property data from fi ve exploration wells, diagenesis study and quantitative analysis on pore evolution have been fi nished. It is shown that in southern Bozhong depression, E2S3Fm is dominated by low permeable reservoir ,with high feldspar contents, deep buried depth and complicated pore structure, which are important factors for poor reservoir quality. Through reformation of compaction, cementation, dissolution and metasomatism, the reservoirs are now in the middle diagenesis periods of A2 and B sub-phase, during which reservoir pores were lost due to compaction, and the reservoir quality became poor. This study has provided a reliable basis for understanding the reasons of tight reservoirs in this region.

low permeability reservoir; diagenesis; pore evolution; quantitative study

TE122.2

A

10.3969/j.issn.1008-2336.2012.04.023

1008-2336（2012）04-0023-05

中海石油（中国）有限公司研究项目“低渗油田开发油藏及工艺方案”（SC08TJ-XSZ-071）。

2012-02-05；改回日期：2012-03-12

王震，男，1981年生，工程师，硕士，从事油气田开发地质相关研究工作。E-mail：wangzhen1@cosl.com.cn。