子洲气田北部山段储层成岩作用与有利成岩相带分析

2014-05-10魏颖郝松立张文婷张桉

重庆科技学院学报（自然科学版） 2014年1期

魏颖郝松立张文婷张桉

(1.西北大学大陆动力学国家重点实验室，西安 710069;2.中国石油长庆油田分公司勘探开发研究院，西安 710021;3.中国建筑材料工业地质勘查中心甘肃总队，甘肃天水 741000;4.中国石油长庆油田分公司超低渗透油藏第四项目部，甘肃庆阳745000)

子洲气田位于鄂尔多斯盆地伊陕斜坡(图1)，其山2期主要发育三角洲前缘水下分流河道［1-3］，是天然气勘探的重点目的层位。但由于成岩作用类型复杂多样［4-6］，储层物性影响因素复杂，成岩相类型及分布尚不明确，很大程度上制约了天然气勘探开发的进程。因此，开展储层成岩作用研究，划分并选择有利的成岩相带是指导下一步天然气勘探工作的关键。

本次研究在描述40余口气井取心资料的基础上，通过铸体薄片、扫描电镜、物性等多项测试方法，对子洲气田北部山段储层的岩石学特征、物性特征、孔隙结构特征和成岩作用进行研究，最终划分并指出有利的成岩相带，对指导研究区的天然气勘探工作具有重要意义。

1 岩石学特征

在薄片鉴定的基础上，采用三角形图解法，对砂岩进行分类，山段砂岩以石英砂岩、岩屑石英砂岩及岩屑砂岩为主(图2)。碎屑成分以石英为主，平均含量为74.3%;岩屑次之，平均含量为8.4%;长石含量最少，平均含量为0.1%。岩屑以变质岩岩屑为主，平均含量为7.1%;其次为火成岩岩屑，平均含量为1.1%;沉积岩岩屑平均含量为0.2%。碎屑颗粒以次棱角 — 次圆状为主，分选中等 — 好，以孔隙式和加大—孔隙式胶结为主。

图1 研究区位置图

图2 子洲气田北部山段砂岩分类图

2 物性和孔隙特征

3 主要成岩作用类型

对铸体薄片和扫描电镜资料进行观察统计，认为研究区储层埋藏过程中主要经历了压实作用、胶结作用、交代作用和溶蚀作用。

3.1 压实作用

压实作用是砂岩变为低孔特低渗透储集岩的主要原因之一，研究区山段主要以石英砂岩、岩屑石英砂岩及岩屑砂岩为主，常见的压实现象主要有塑性颗粒挤压变形、刚性颗粒破裂及缝合线等。子洲气田北部山段储层压实作用特征见图3。

3.2 胶结作用

研究区胶结作用强烈，是孔隙损失的主要因素之一，以自生黏土矿物胶结及碳酸盐胶结为主，黏土矿物中伊利石和高岭石含量最高，碳酸盐矿物中铁方解石含量最高，此外还有一定比例的硅质胶结物，子洲气田北部山段储层胶结作用特征见图4。

图3 子洲气田北部山段储层压实作用特征

图4 子洲气田北部山段储层胶结作用特征

3.3 交代作用

砂岩中的交代作用表现为碎屑颗粒被交代和胶结物相互交代两个方面，交代作用是矿物被溶解并被沉淀出来的矿物所置换，新老2种矿物具有不同的化学组分。子洲气由北部山段储层交代作用特征见图5。山段储层经历的交代作用类型复杂多样，主要有长石高岭石化、黏土矿物和硅质之间的相互转化、高岭石伊利石化和泥质方解石化。

图5 子洲气田北部山段储层交代作用特征

3.4 溶蚀作用

溶蚀作用是形成次生孔隙、改善储层物性的主要成岩作用［10］，可将其分为碎屑颗粒溶蚀和填隙物溶蚀，在研究区主要表现为岩屑颗粒、泥质填隙物和高岭石被溶蚀，由此形成的粒内溶孔、粒间溶孔构成了研究区主要的次生溶蚀孔隙(图6)。

图6 子洲气田北部山段储层溶蚀作用特征

4 成岩相划分与有利成岩相带

为了在低孔超低渗的背景下寻找相对高孔高渗的有利储层发育区，根据研究区沉积相特征、成岩作用特征，参照各项成岩指数，结合砂岩孔隙度与渗透率等各项参数，以“填隙物特征+(孔隙特征)+成岩作用特征”命名成岩相(注:孔隙特征若不明显则不参与命名)，将研究区山段储层划分出6种成岩相［7-13］。

4.1 粒间孔+石英弱加大胶结溶蚀相

该岩相分布范围较小，主要见于水下分流河道的石英砂岩，是优质储层发育的岩相带。由于石英的抗压能力强，使压实作用的效果相对减弱，有利于原生孔隙的保存。该成岩相含有一定数量的黏土膜，阻挡了石英加大边的形成。同时，砂岩中富含石英、火山岩岩屑以及火山灰，易于形成酸性水介质环境，酸性溶液进入砂岩对长石碎屑、火山岩岩屑等易溶组分进行溶蚀，在形成石英加大边和次生粒间溶孔的同时，还形成了晶形普遍较好的自生高岭石及大量高岭石晶间微孔隙，使砂岩具有良好的储集性能(图7(a))。该成岩相带孔隙度平均为9.4%，渗透率平均为0.91 ×10-3μm2。

图7 子洲气田北部山段储层成岩相特征

4.2 高岭石+石英加大胶结弱溶蚀相

该岩相分布范围很广，主要见于水下分流河道主河道上的石英砂岩和岩屑石英砂岩，是较有利储层发育的岩相带。由于石英的压溶作用以及黏土矿物的相互转化释放出大量SiO2，它们以石英次生加大边的形式充填于粒间孔隙中，使粒间孔隙明显减少，这些孔隙被后来的自生高岭石所充填，发育少量高岭石晶间孔隙，它们之间通过粒间缝连通起来，局部发生轻微溶蚀现象(图7(b))。该成岩相孔隙度平均为 6.8%，渗透率平均为0.88 ×10-3μm2。

4.3 杂基微孔溶蚀相

该岩相分布范围较小，常见于水下分流河道或河道侧翼的岩屑砂岩和岩屑石英砂岩中，是较优质储层发育的岩相带。由于凝灰质填隙物脱水和收缩形成收缩缝，在酸性水作用下，火山碎屑、凝灰质与黏土杂基发生溶解，形成不规则的粒内溶孔和杂基溶孔与溶蚀缝，明显改善了砂岩的储集性能(图7(c))。该成岩相孔隙度平均为7.0%，渗透率平均

为0.75 ×10-3μm2。

4.4 水云母胶结交代微孔相

该岩相分布范围较大，主要见于水下分流河道侧翼或分流河道侧翼的岩屑砂岩中，是较差的储集岩相。砂岩中的混层黏土在封闭条件下转化形成大量水云母，水云母呈搭桥状充填粒间孔隙并交代碎屑颗粒，虽发育有良好的微孔隙，但孔隙间连通性差，储集性能较差(图7(d))。该成岩相孔隙度平均为5.1%，渗透率平均为 0.55 ×10-3μm2。

4.5 钙质胶结交代致密相

该岩相分布范围较小，常见于河道侧翼或席状砂的岩屑砂岩和岩屑石英砂岩中，为非储集岩相。晚期成岩碳酸盐胶结物频繁沉淀并广泛分布于该岩相带砂岩中，形成横向上的碳酸盐胶结致密层。加之这类砂岩中碳酸盐广泛交代碎屑长石、石英、岩屑及黏土矿物、杂基、较早时期形成的微裂缝等，使得砂岩更加致密，储集性能几乎完全丧失(图7(e))。该成岩相孔隙度平均为3.2%，渗透率平均为0.15 ×10-3μm2。

4.6 硅质胶结致密相

该岩相分布范围较小，常见于水下分流河道及其侧翼的石英砂岩和岩屑石英砂岩中。砂岩主要发生石英的压溶作用形成石英次生加大边，镶嵌紧密使石英颗粒间呈凹凸接触，原生孔隙大量减少。颗粒表面发育较薄且不连续的黏土包膜，增强了粒间对石英颗粒的压溶作用，使孔隙喉道完全堵塞，砂岩变得更加致密，储集性能几乎完全丧失(图7(f))。该岩相带砂岩的孔隙度普遍小于5%，平均渗透率为0.36 ×10-3μm2。

通过以上分析可以看出，粒间孔+石英弱加大胶结溶蚀相、高岭石+石英加大胶结溶蚀相和杂基微孔溶蚀相这3种成岩相为有利成岩相;水云母胶结交代微孔相、钙质胶结交代致密相与硅质胶结致密相这3种成岩相为不利成岩相。