西区油田义吴区长8储层砂岩成岩作用及对孔隙影响研究

2014-09-18许文波唐建云宋红霞李星红赵进义

地下水 2014年1期

许文波，唐建云，宋红霞，李星红，赵进义

(1.西北大学地质学系国家大陆动力重点实验室，陕西西安710069;2.延长油田西区采油厂，陕西延安716000)

西区油田义吴区块位于陕西省延安市志丹县西南部的吴堡乡境内，研究区占地面积98 km2，研究区地处鄂尔多斯盆地西部伊陕斜坡，地层倾角小于 1°，区域构造总体为一东高西低的单斜，在西倾单斜背景上发育一系列小型鼻状隆起，储集层主要受这些小型隆起、沉积相及成岩作用等因素的控制［1］。本文根据薄片观察、阴极发光、扫描电镜、X衍射等分析以及前人所做储层的研究资料基础上，深入分析了义吴地区储层的成岩特点，对研究区长8油层组的成岩作用及其对孔隙的影响进行了研究，以期为油田的合理开发提供地质依据。

1 储层砂岩岩石学特征

西区油田义吴区长8储层砂岩主要为一套湖泊三角洲相砂体，以中—细粒砂岩为主，其次为少量粉砂岩。通过铸体薄片等观察，并依据Folk的砂岩分类，研究区长8储层砂岩以长石质岩屑砂岩为主，岩屑质长石砂岩次之(见图1)。其中长石质岩屑砂岩体积分数占62.9%，岩屑质长石砂岩体积分数占37.1%。

图1 义吴区长8砂岩分类三角图

研究区长8储层砂岩的成分成熟度普遍较低，碎屑组合以石英、长石、岩屑含量近等，富含喷发岩及浅变质岩屑。碎屑中石英的体积分数为22.5% ～30.6%，平均约25.9%;长石体积分数为20.4% ～36.3%，平均约 27.1%;岩屑体积分数为 26.0%～40.3%，平均约31.9%，主要为喷出岩、千枚岩、石英岩、板岩与沉积岩岩屑。黑云母体积分数为2.2% ～10.4%。从粒度组成来看，研究区长8储层砂岩的粒级以细—中粒占优，粒径范围多在 0.13 ～0.4 mm 左右，大粒径一般为 0.5 ～0.6 mm，最大可达0.9 mm;砂岩的粒度在平面上的变化并不明显，仅正241井区和正3井区极细粒—细粒砂岩含量略偏高。颗粒分选中等，磨圆以次棱角状为主，反映了沉积区距离物源较近、沉积水动力较强的特点。通过岩石学、扫描电镜和X—射线衍射分析，西区油田义吴长8储层砂岩填隙物主要由绿泥石、高岭石、水云母、方解石及硅质组成，偶见铁白云石、泥铁质等，储层砂岩的填隙物总量为13.5%。

2 储层砂岩成岩作用特征

西区油田义吴区长8储层主要发生了压实—压溶作用、胶结作用和溶蚀作用等一系列成岩作用类型，成岩作用复杂，成岩现象丰富，并对储集层孔隙发育及物性影响显著［2－7］。

2.1 压实—压溶作用

一般的压实作用包括机械压实及化学压实(压溶)［8］。压实作用在义吴区延长组长8储层砂岩中表现明显，主要表现为:碎屑颗粒转动、稳定性排列，颗粒间紧密的线接触，长石矿物双晶滑动、机械断裂，塑性岩屑或矿物(如泥岩岩屑、云母等)的弯曲变形甚至被挤入粒间孔隙中形成假杂基。压实作用后期，砂岩中的主要粘土矿物绿泥石析出，主要呈薄膜状或栉壳状附着在碎屑颗粒表面并堵塞孔喉。薄片分析表明:黑云母、泥岩岩屑等塑性颗粒含量高的砂岩，受机械压实的影响较显著，其面孔率一般较低。随着上覆压力的增大，压实作用逐渐被压溶作用所代替，压溶作用是这一时期破坏粒间孔隙的主要因素之一，发生在早成岩晚期及晚成岩早期，表现为颗粒间由线状接触过渡为凹凸接触，长石、石英的次生加大，一般为II－III级，其结果不仅使原生粒间孔隙进一步缩小，同时也使喉道半径大大减小，降低储层的渗透能力，影响储层物性。经过压实、压溶作用，储层孔隙度大大降低 (见图2AB)。

2.2 胶结作用

随着上覆压力的增大，深度的增加，温度的升高和孔隙水化学性质的改变，使得各种成岩矿物依次析出，产生胶结充填作用［9］。西区油田义吴区长8油层组砂岩中的胶结物主要有自生粘土矿物、碳酸盐矿物、自生石英和长石等。

2.2.1 自生粘土胶结作用

包括绿泥石、伊利石、高岭石的胶结作用，其中以绿泥石胶结作用最为普遍。

1)绿泥石胶结。研究区长8砂岩中绿泥石主要的赋存状态是作为孔隙衬边方式产出的粘土膜，多以叶片状绿泥石垂直分布于碎屑颗粒表面，呈栉壳状结构(见图2C)，部分绿泥石胶结物多呈孔隙充填状产出，部分充填残余粒间孔及溶蚀空隙。

2)伊利石及伊/蒙混层胶结。研究区延长组长8砂岩中伊利石或伊/蒙混层常与自生绿泥石共生，多呈鳞片状或针状结构，电镜下晶形呈卷片状及丝发状(见图2D)，通常以颗粒包膜状或孔隙衬边的形式出现。

3)高岭石胶结。研究区延长组长8砂岩中高岭石胶结物多呈书页状集合体，大小10－20 μm，局部交代长石、云母、泥岩内碎屑和杂基，并充填于长石的溶孔中，为长石发生次生溶解并再沉淀的产物。

图2 义吴区长8砂岩的主要成岩作用(SEM照片)

2.2.2 碳酸盐胶结作用

碳酸盐胶结作用是影响储层物性的主要胶结物类型之一，碳酸盐胶结物在区内较为普遍。岩石薄片鉴定表明，研究区内85% 的砂岩薄片的胶结物的主要成分为方解石，其次为少量的铁方解石和白云石。方解石呈大片连晶分布，充填大部分甚至全部的粒间孔隙并交代长石、岩屑等碎屑颗粒及填隙物，凡乎使原生粒间孔丧失殆尽成为致密隔挡层(见图2E)。

2.2.3 硅质胶结作用

硅质胶结物在研究区砂岩中分布也较为广泛且分布不均匀，含量一般在4%左右。在扫描电镜下可观察硅质胶结物除部分以石英次生加大边的形式存在外，多数以石英微晶充填于残余粒间孔隙中。自生石英微晶充填绿泥石形成后的剩余孔隙，可以使原生孔隙减少，且其在后期酸性的介质中又不容易产生溶解性孔隙，所以也对次生孔隙的产生不利。硅质胶结作用损失的原生粒间孔仅占1%左右，但硅质胶结物将导致孔隙的永久性破坏。

2.3 溶蚀作用

溶蚀作用可将致密砂岩改造成储层，是形成储层最重要的建设性成岩作用之一［10］。西区油田义吴区长8储层的溶蚀作用较发育，由于溶蚀次生孔隙的形成，改变了砂岩孔隙特性，它是储层次生孔隙形成的最主要因素。溶蚀作用对储集砂岩的改造主要由长石、岩屑等骨架颗粒的溶蚀来体现。研究区溶蚀作用主要体现在钾长石的溶蚀，一般沿长石的解理缝溶蚀，部分长石颗粒全部溶蚀，形成长石铸模孔，仅残余有绿泥石泥晶套。长石的溶蚀作用与有机质的大量有机酸的排出有关［11］。烃源岩在成岩过程中，有机质向烃类转化可释放出大量CO2，使孔隙介质流体呈酸性;泥岩中干酪根的含氧官能团热裂解时可形成有机酸，有机酸进入储层砂岩后，发生溶蚀作用，并使铝硅酸盐中的 Al3+发生迁移，而 HCO－3、CO2－3形成的CaCO3可以沉淀下来，所以大规模的溶有机质演化中大量有机酸的排出有关(见图2F)。

2.4 交代作用

交代作用是一种矿物替代另一种矿物的现象［12］。西区油田义吴区长8储层砂岩的交代作用表现为碎屑颗粒的碳酸盐化与碎屑颗粒的高岭石化、伊利石化及绿泥石化等。显微镜下可以观察到颗粒边缘发生交代致使颗粒边缘极不规则;颗粒被整体交代，则形成矿物假象;颗粒大部分被交代，则有残余物包体现象和交代切割现象。碳酸盐通常对岩屑和长石交代作用较强，常见的岩屑或长石颗粒则被交代成筛网状，甚至整个颗粒可以完全被交代，但对石英颗粒交代很弱，多呈边缘交代。

3 储层砂岩成岩阶段及演化序列

依据裘怿南等人的对成岩阶段划分方案及标志，对西区油田义吴区长8储层砂岩成岩阶段进行了划分(见图3)。

图3 义吴区长8储层成岩序列

在成岩作用及自生矿物成因分析的基础上，并结合镜下观察，认为研究区成岩作用演化序列为:机械压实→早期粘土膜形成→石英次生加大开始→早期方解石沉淀→有机流体注人→长石颗粒溶解→自生高岭石形成→方解石溶解→烃类充注→伊利石、孔隙式充填绿泥石→石英、长石次生加大→晚期铁方解石充填→晚期铁白云石充填或交代碎屑颗粒。由于自生矿物的形成需要一定时间，因此上述各成岩作用必然会出现重叠。

研究区长8储层现今埋深约在1 800～2 050 m之间，镜质体反射率Ro值分布在0.65% ～1.15%之间，有机质已经处于低成熟—成熟阶段。此外，伊/蒙混层(I/S)中蒙脱石(S)的质量分数在10%～25%之间，依据Scholle等提出的伊/蒙混层对成岩温度的判别标准，研究区长8储层所经历的最大古地约为100～140℃［13］。

上述特征综合表明:研究区长8砂岩储集层的成岩阶段处于晚成岩A期。

4 孔隙类型及影响因素

4.1 孔隙类型

孔隙按成因可划分为原生孔隙和次生孔隙。在成岩过程中，经压实、胶结及压溶等作用的影响，原生孔隙将逐渐减少;与此同时，可溶性碎屑颗粒及易溶胶结物随着埋深增加发生的溶解和交代作用，促成碎屑岩中次生孔隙的发育［14］。

西区油田义吴区长8储层孔隙类型主要以粒间孔、长石溶孔、岩屑溶孔、微孔等为主，并有少量的裂缝，面孔率约为1.0%～19.0%，平均值 3.95%(见图4)。

图4 西区油田义吴区长8储层孔隙类型

1)粒间孔。由于上覆地层压力使颗粒旋转达到最稳定化排列，强烈的压实及自生矿物的充填作用使原生孔隙减小，因而称之为残余粒间孔。其形态较为简单，以三角形、四边形主，孔径一般40～70 μm，其面孔率最高可达13% ～14%，如研究区正405井1 813～1 823.10 m段，是研究区长8储层最主要的储集空间之一。

2)长石溶孔。亦为研究区较主要的储集空间之一。长石可沿解理缝选择性溶蚀，形态不规则，电镜下常呈空蜂窝状，部分长可石完全溶蚀，形成铸模孔，残留有以绿泥石为主的泥晶套，孔内有少量的沿解理蚀变的绢云母残余;部分长石的溶孔和粒间孔相连，形成超大孔隙，孔径大小相差悬殊，大者可达300～400 μm，小者数微米。

3)岩屑溶孔。溶蚀作用主要发生在易溶矿物中，义吴区长8储层易溶岩屑以中基性喷发岩岩屑为主，如角闪石、辉石和部分长石，由其提供的孔隙数量有限，其面孔率一般小于0.5%，孔径小于 10 μm。

4)晶间孔。多指高岭石晶间孔，西区油田义吴区长8储层砂岩微孔为原生孔隙的一种，孔径小于0.5 μm，显微镜下难于观察。一般存在于粘土矿物晶间，如绿泥石晶间。微孔隙连通性相对较差，可形成较高孔隙度、较低渗透率的致密储层。

5)微裂隙。微裂隙在研究区长8砂岩中发育不明显，仅在部分砂岩中存在少量微裂缝，多出现在碎屑颗粒内部，如石英、岩屑内，细且短。

4.2 影响孔隙发育的主要成岩作用

4.2.1 压实作用

强烈的机械压实是导致孔隙结构变差的主要因素之一。机械压实作用在成岩早期阶段，使碎屑沉积物迅速压实，导致原生孔隙大大降低。在研究区局部地区，由于刚性颗粒的支撑，使得机械压实作用有所减弱，而压溶作用有所增强。根据薄片观察，随着压实的不断增强，颗粒间由点接触变为点线接触和线接触，大大降低了孔隙度。

根据压实率计算公式:

压实率=原始孔隙度－(现存孔隙度－溶蚀孔隙度+胶结物质量分数)，

其中:原始孔隙度根据 Beard［l5］等的资料，Scherer［16］提出的湿砂在地表条件下的分选与孔隙度的关系

原始孔隙度=20.91+(22.9/Trask分选系数)

计算得:沉积物原始孔隙度大约为34.5% ～37.0%。而现今孔隙度仅为10.0% ～15.5%，溶蚀孔隙度为0.6% ～1.5%，胶结物质量分数为6.4% ～13.3%，得出压实率为9.7% ～19.7%。

4.2.2 胶结作用

自生粘土矿物胶结、硅质胶结和碳酸盐胶结是研究区最主要的胶结作用类型。高岭石、石英、碳酸盐等自生矿物的形成，主要是在粒间孔壁和粒内溶孔中结晶沉淀析出，从而使得研究区孔隙度不断减小，降低储层的储集性能。胶结作用对储层物性的影响相对复杂。一般而言，胶结物充填孔隙使储层物性变差，但早期胶结作用反而能抑制压实作用强度，胶结物的后期溶蚀作用能有效地改善储层物性。通过计算绿泥石、伊利石、高岭石、自生石英、钠长石、方解石等析出胶结的总量，西区油田长8储层组胶结作用使其孔隙度降低了5.4%、11.2%。

4.2.3 溶蚀作用

溶蚀作用是改善储层砂岩孔隙的重要因素之一。西区油田义吴地区溶蚀作用对储层的改善具有重要意义。晚期成岩阶段富含的酸性孔隙流体(有机酸与无机酸)是导致储层碎屑组份发生溶蚀的主要介质。酸性流体在砂岩的孔隙系统中流动并对其中骨架颗粒和早期碳酸盐胶结物进行溶蚀，形成大量的粒间和粒内溶蚀孔隙。研究区长8储层基本上以长石颗粒或含长石的碎屑颗粒溶解作用为主，而早期碳酸盐胶结物溶解形成的次生孔隙质量分数并不高。依据薄片中长石、碎屑溶孔的面孔率计算，溶蚀作用增加的孔隙度达0.6%、1.5%。

4.2.4 烃类的充注

研究区长8段在具有烃类充注的砂岩薄片中，大多数颗粒呈漂浮状，颗粒之间呈点接触或不接触，而沥青类基本只占据粒间孔而不占据长石溶蚀孔。这些反映了烃类充注在先，而溶蚀作用在后。烃类注入储层后占据孔隙空间，排出孔隙水，并且改变了孔隙介质的地球化学环境，能够使胶结作用和矿物的形成、转化受到抑制甚至停止［l7－18］。此外，储层中原油拌有一定数量的有机酸，有机酸进入储层后溶解于孔隙水中，使得孔隙水的pH值降低，促进了长石和岩屑的溶解以及次生孔隙的形成，将原来的水－岩两相系统改变为水－油－岩三相系统［19－20］，改变了岩石的地球化学环境及水润湿性，并使原来水－岩介质中发生的无机成岩反应(如石英增生、自生伊利石等)受到抑制，机械成岩作用(主要是压实作用)以及化学成岩作用(主要是胶结作用)相对减弱或停止，而加快了石英、长石和碳酸盐矿物的溶解。应此，烃类的充注有利于储集层中粒间孔隙的保存和次生孔隙的发育，使孔隙度得到一定程度的改善。