火山碎屑沉积岩储层次生孔隙岩石物理定量评价——以海拉尔盆地贝尔凹陷为例

徐芳，宋新民，张文旗，肖毓祥，侯秀林 （中国石油勘探开发研究院，北京100083）

火山碎屑沉积岩油气藏作为一种特殊的油气藏类型，在鄂尔多斯盆地、海拉尔盆地、松辽盆地、准葛尔盆地以及酒泉盆地等沉积盆地中广泛分布［1］。随着油气勘探开发程度的提高，火山碎屑沉积岩油气藏已经成为勘探的一个新领域。近年来国内一些学者对该类油气藏做了较深入的研究，研究的内容主要有［1～8］：①火山碎屑成分对砂岩储集性能的影响；②火山碎屑沉积岩成因探讨；③火山碎屑成分的溶蚀作用特征；④特殊矿物特征与储层改造的关系。

针对火山碎屑沉积岩次生孔隙的研究，目前主要是利用岩心和薄片分析资料，且主要侧重于成因、控制因素、分布特征等方面［9～14］。由于取心资料非常有限，仅限于定性评价。从次生孔隙的成因机理来看，次生孔隙具有不同于原生孔隙的特征，并且与测井信息有着非常密切的联系。因此，加强测井信息的研究和使用是评价次生孔隙的重要手段。

该次研究的目的在于通过岩心和薄片分析资料标定测井，建立次生孔隙发育程度与岩石物理测井的定量关系，对火山碎屑沉积岩储层次生孔隙进行定量评价，为贝尔凹陷内火山碎屑沉积岩油气藏进一步的滚动勘探开发提供地质依据并指出有利目标。

1 岩石学特征

贝尔凹陷位于海拉尔盆地南部，面积约400km2。钻遇的地层从上到下依次为第四系，新近系、古近系，白垩系青元岗组、伊敏组、大磨拐河组、南屯组 （K1n）、铜钵庙组和侏罗系布达特组。其中K1n为主力含油地层，从下至上划分为南屯组一段 （K1n1）、二段 （K1n2）。

K1n储层岩石类型主要为火山碎屑沉积岩 （55．22%）、陆源碎屑岩 （33．54%）、正常火山碎屑岩（11．23%）。砂岩主要为岩屑砂岩和长石岩屑砂岩，少量岩屑长石砂岩。纵向上，从K1n1到K1n2，表现为火山碎屑物质含量逐渐降低、陆源碎屑含量逐渐增高的演变趋势。碎屑组分以岩屑 （平均55%）为主，长石 （平均26．9%）和石英 （平均17．8%）为次。岩屑主要为喷出岩岩屑和火山碎屑 （如安山岩、英安岩、流纹岩、流纹质凝灰岩、凝灰岩），变质岩岩屑、沉积岩岩屑极少，见少量黑云母。长石以微斜长石、正长石为主，斜长石为次。微斜长石表面较光洁，见格子双晶；斜长石常见聚片双晶；正长石，绢云母化较强，表面较混浊。长石的边缘常见高温溶蚀现象，说明主要来源于火山喷发。石英较干净明亮，含较多气液包裹体，次生加大少见，常见高温熔蚀现象，中心熔蚀呈空心圆形，或边缘熔蚀呈浑圆状，为火山喷发来源的高温石英。填隙物包括胶结物和杂基2部分。胶结物有方解石、硅质、方沸石、钠长石、火山灰，以及少量伊利石、伊－蒙混层、绿泥石、高岭石；杂基主要为伊利石 （水云母）。由于长石、岩屑和火山碎屑等欠稳定组分含量较高，为溶蚀作用生成次生孔隙奠定了物质基础［14，15］。

2 次生孔隙发育类型与发育程度

通过对贝尔凹陷29口井179个普通薄片及铸体薄片观察分析，研究区K1n储层孔隙可以分为原生孔隙和次生孔隙2大类。原生孔隙是指岩石原始沉积下来就已经形成并保存至今的孔隙，该类孔隙可细分为压实剩余的原生粒间孔隙和胶结剩余粒间孔隙；次生孔隙是指岩石在埋藏过程中由于各种成岩作用或其他地质因素形成的孔隙，其中溶蚀作用产生的各种溶蚀孔隙是主要的次生孔隙类型。

2.1 次生孔隙发育类型

1）溶蚀粒间孔隙 溶蚀沿碎屑颗粒边缘进行，碎屑颗粒边缘往往被溶蚀成圆化的锯齿状（图1（a）），港湾状。该种溶蚀作用主要发育于岩屑、长石颗粒边缘。

2）长石粒内溶蚀孔隙 溶蚀沿长石颗粒边缘、解理缝或双晶纹发生，有时在长石晶体的背景上形成残架状结构的粒内溶孔，根据长石残架的偏光特性，还可辨别出长石的原始轮廓 （图1（b））。

3）岩屑粒内溶蚀孔隙 是岩屑中的不稳定组分被溶解形成的孔隙 （图1（c）），该种孔隙一般只能形成粒内微孔隙，在孔隙系统中所占比例较小。

4）铸模孔 溶蚀作用具有比较严格的选择性时，相对易溶的颗粒被完全溶解后就会留下一个大小和形态等同于已溶颗粒的溶孔，称为铸模孔 （图1（d））。

5）胶结物内孔隙 主要指自生黏土矿物的晶间、晶内孔隙和部分胶结物组分溶蚀形成的微孔隙。如方沸石溶孔、方解石溶孔 （图1 （e）、（f））。

图1 贝中凹陷K1n主要次生孔隙类型铸体薄片照片

2.2 次生孔隙发育程度

镜下铸体薄片观察统计资料表明，研究区K1n储层的平均原生孔隙面孔率为2．66%。原生粒间孔反映的是沉积时期孔隙的大小和形状，形态多为三角形和不规则多边形。利用原生孔隙面孔率，通过立体模型可推算出原生孔隙度。根据粒度分析中的中值半径和分选系数，通过Sneider图版，可推测出贝尔凹陷K1n火山碎屑沉积岩储层的初始孔隙度大致为33．0%［16］。以初始孔隙度为基础，可得到原生孔隙度随着深度增加而 （压实作用）减小的规律。埋深小于1200m处缺少铸体薄片数据，可根据初始孔隙度大小和岩心分析孔隙度的最大外包络线得到原生孔隙度随埋深的变化图。

由研究区孔隙度与埋深关系图 （图2）可以看出，当埋深大于1500m时，原生孔隙度与埋深呈指数递减规律；原生孔隙在1300～2000m是一个突变带，原生孔隙度急剧减小，表明该带的压实作用非常强烈；而埋深大于2000m后，原生孔隙度减小非常缓慢，表明压实作用比较弱，对孔隙的影响非常小。将原生孔隙置于岩心分析孔隙度与埋深的关系图中，可以得到次生孔隙随埋深变化的关系图，可以看出，在纵向上可分为2个次生孔隙发育带：第1个次生孔隙发育带位于1600～2000m，该发育带原生孔隙度分布范围为13%～25%，次生孔隙仅占总孔隙度1／4左右，原生孔隙依然是主要的储集空间；第2个次生孔隙发育带位于2000～3000m，该发育带原生孔隙度分布范围为2．6%～13%，而次生孔隙占总孔隙度的一半以上。研究区K1n主要位于第2个次生孔隙发育带，大量次生孔隙的存在为油气的富集提供了有效的储集空间。

2.3 次生孔隙成因分析

研究区K1n次生孔隙发育带储层在经历了强烈的压实作用和胶结充填作用后，原生孔隙遭到严重破坏。通过单偏光和正交偏光下的薄片观察，可发现溶孔中钠长石微晶生长、方沸石溶蚀及残余边等现象，可判断研究区储层在埋藏成岩期碱性热液活动；有机质在热演化过程中生成大量的有机酸和碳酸，同时黏土矿物中的蒙皂石向伊－蒙混层转化过程中，也会释放出大量的富含硅酸的酸性水。酸性孔隙水使方沸石发生溶蚀。因而，研究区储层埋藏成岩期孔隙水性质是碱性－酸性交替转化，大量的次生孔隙是在酸性孔隙水条件下大量溶蚀形成的。

图2 贝尔凹陷孔隙度与埋深关系图

3 次生孔隙测井响应机理及解释模型

测井方法不同，其物理本质和探测特征也不同。要对火山碎屑沉积岩储层进行次生孔隙测井定量评价，必须深入分析该类储层的岩石物理响应机理。

3.1 次生孔隙测井定量评价机理

次生孔隙的产生增加了研究区K1n火山碎屑沉积岩储层的孔隙度。密度、中子和声波时差都可用以反映储层孔隙度发育程度，但它们对储层孔隙结构的岩石物理响应机理不同。

1）密度测井 密度测井利用的是光子撞击地层原子核所产生的康谱顿散射效应，通过检测散射光子强度的变化，来反映地层的电子密度进而反映体积密度的变化。根据光子的散射理论、圆周角和三角形外角的性质可以证明，密度测井的响应范围主要来源于以源距为直径的半球地层体积，反映的是该体积中地层密度 （孔隙度）的大小和变化。

2）中子测井 中子测井是通过反映一定范围 （约30～40cm）地层体积中含氢量的变化，直接反映储层孔隙度的大小，但需要消除储层中泥质的影响。

3）声波时差测井 声波时差测井是通过测量滑行波沿井壁岩石滑行的时差反映储层孔隙度的大小。因此，声波时差测井反映的是地层中分布较均匀的基质孔隙。

图3 不同孔隙类型密度与声波时差关系图

岩石矿物组分的抗溶蚀能力不同，与较均匀的原生孔隙相比，次生孔隙的发育是不均匀的。结合“三孔隙度测井”岩石物理响应机理，利用密度／中子测井孔隙度与声波时差测井孔隙度的差值可以反映储层次生孔隙度的大小。

3.2 次生孔隙识别图版及解释模型

根据铸体薄片标定提取的次生孔隙不发育 （主要是原生孔隙）和次生孔隙发育的岩心分析数据，建立声波时差与密度的交会图（图3），可以看出，次生孔隙不发育的点与次生孔隙发育的点存在比较明显的界限；次生孔隙发育的储层声波时差范围在65～75μs／ft之间，密度一般不大于2．45g／cm3。

图4 原生孔隙度与声波时差关系图

通过建立声波时差与原生孔隙度关系图 （图4）以及密度与总孔隙度关系图 （图5），可以回归得到次生孔隙度的解释模型：

式中：Øs为次生孔隙度，%；Øt为总孔隙度，%；Øp为原生孔隙度，%；Δt为声波时差，μs／m；ρ为密度，g／cm3。

3.3 次生孔隙度解释结果分析

根据测井解释出的次生孔隙发育程度，能很好地识别出高产油层的分布段。图6是研究区火山碎屑沉积岩储层段每米产油指数与次生孔隙度的关系图，可以看出，两者之间的正相关性非常明显，随着次生孔隙度的增大，每米产油指数呈指数递增趋势，这表明次生孔隙的发育程度是火山碎屑沉积岩储层油气富集的重要控制因素。

图5 总孔隙度与密度关系图

4 次生孔隙分布规律及有利目标区优选

利用次生孔隙度解释模型对单井进行解释，得到贝尔凹陷K1n1火山碎屑沉积岩储层次生孔隙平面分布预测图 （图7）。目前研究区已经投入开发的井区有X55-51井区、Xx1井区、X46-46 井 区、X49-61井 区、X47-89 井 区、X13井区和X2井区。各开发区开发井的生产情况与预测图中次生孔隙发育程度符合度较高。例如：研究区西北部X55-51井区和X46－46井区次生孔隙发育最好，该区高产井多、递减缓慢，生产状况最好；研究区东南部次生孔隙发育整体较差，局部地区 （X2-1井区和X13井区）次生孔隙发育相对较好，但规模不大，该区除少量开发井高产、稳产外，大部分井生产情况都较差。在此基础上，综合考虑沉积、构造等因素对下一步精细勘探目标进行筛选，优选出2个精细勘探目标区。

图6 每米产油指数与次生孔隙度的关系图

1）X54-48井区 （Ⅰ）

该区位于主力开发区西北部低幅度断鼻，沉积环境为三角洲前缘亚相，预测图显示该区次生孔隙发育较好，是下一步挖潜的优选目标区。

2）X57-81井区 （Ⅱ）该区为紧邻主力生油凹陷的小断块，沉积环境为三角洲前缘亚相，预测图显示该区次生孔隙较发育，是下一步挖潜的目标区。

图7 贝尔凹陷K1n1火山碎屑沉积岩储层次生孔隙发育程度分布与预测

5 结论

1）火山碎屑沉积岩储层中含量较高的长石、岩屑和火山碎屑等欠稳定的组分为溶蚀作用产生次生孔隙奠定了物质基础。

2）贝尔凹陷K1n1火山碎屑沉积岩储层溶蚀粒间孔隙和溶蚀粒内孔隙等次生孔均有发育，次生孔隙占总孔隙度的一半以上，是主要的储集空间。

3）根据次生孔隙识别图版，火山碎屑沉积岩储层次生孔隙可通过测井响应进行识别，并可建立次生孔隙的解释模型；根据测井解释的次生孔隙发育程度，能很好地识别出高产油层的分布段。

4）预测出2个次生孔隙发育区 （X54-48井区和X57-81井区），这2个区块油源充足，构造和沉积位置有利，是下一步挖潜的优选目标区。

本文受中国石油勘探开发研究院中青年创新基金 （2010-B-16-14）资助。

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