基于定量成岩作用分析的成岩储集相研究——以老君庙油田古近系M油组为例

王旭影，吴胜和，岳大力，姜在兴，喻 宸，杨 光，陈 诚，秦国省

(1.中国地质大学(北京)能源学院，北京100083;2.中国石油大学(北京)地球科学学院，北京102249)

老君庙油田位于酒西盆地酒西坳陷的老君庙构造带上，为一个完整的穹窿背斜构造。研究目的层M油组位于古近系渐新统白杨河组间泉子段底部，与白垩系不整合接触，自下而上分为3个砂组M3、M2、M1，进一步细分为8个小层，即。M油组是一套高杂基、强碳酸盐胶结的低渗透块状冲积扇储层，粗细粒混杂堆积，分选差，整体呈块状，几乎无纯泥岩隔夹层，内部非均质性非常复杂。其中小层发育扇根连片状的片流砂坝和离散的漫洪带(漫洪砂体和漫洪细粒)，片流砂坝呈典型的泛连通体，覆盖整个老君庙油田向上至的7个小层发育扇中条带状辫流水道和透镜状漫流带(漫流砂体和漫流细粒)，漫流带呈环带状围绕辫水道分布。

老君庙油田被誉为“石油工业的摇篮”，是玉门油田最早发现的油田，也是玉门油田的主力开发区块。随着油田进入后期低产开发阶段，其二次开发也越来越多地受到重视，逐渐成为开发阶段的重要工作。

M油组作为典型的低渗透油藏，储层的低渗透性多由后期成岩作用的改造和破坏造成。随着石油勘探开发程度的加深，低渗透油气藏日益占据非常重要的地位，其所占的比例也在不断增大［1-2］。目前，地质工作者往往通过定性的方法描述成岩作用类型和特征，对于成岩作用的定量研究相对较少［3-6］。本文则利用铸体薄片、扫描电镜等岩心分析化验资料定量统计分析、定量计算储层成岩作用强度，并在此基础上分析成岩储集相类型和特征，为老君庙油田后期勘探开发提供地质依据。

1 储层基本特征

1.1 岩石组分特征

研究区M油组岩石类型主要为岩屑质长石砂岩和长石质岩屑砂岩，成分成熟度［φ(Q)/φ(F)+φ(R)］不高，主要分布在 0.4 ～0.7，均值为 0.54。碎屑成分主要由陆源碎屑组成，包括石英、长石和岩屑。石英体积分数主要分布在25% ～45%，均值为34%。长石包括斜长石和钾长石，体积分数主要分布在15%～35%，均值为28%。岩屑包括沉积岩岩屑、变质岩岩屑、中酸性岩浆岩岩屑，体积分数主要分布在25% ～50%，均值为42%。填隙物成分包括杂基和胶结物2类，由沉积作用和成岩作用共同控制，杂基主要为泥质和泥微晶碳酸盐，胶结物成分为方解石和白云石。

1.2 岩石组构特征

M油组砂岩分选差，所含粒级分布区间大，以粉—细砂、中—细砂2种粒级为主，质量分数介于25% ～50%，同时含有少量其他粒级砂，质量分数为5%～25%。自下而上，粒度逐渐变细，M3砂组以中—细砂、中—粗砂为主，M2砂组以粉—细砂、中—细砂为主，M1砂组以粉—细砂为主。颗粒分选以差为主，其次为中等，分别约占63%、37%。颗粒磨圆度以次圆、圆为主，圆占35%，次圆占30%，次圆—圆占18%。泥质杂基含量高，质量分数在2% ～7%，均值5%。

1.3 储层质量特征

M油组储层孔隙度在15% ～25%，渗透率基本小于50 ×10—3μm2，(5 ～50)×10—3μm2占50.6%，(0～5)×10—3μm2占25.2%，属于中孔 —低渗储层。自下而上，储层物性有变好的趋势。孔隙类型包括原生粒间孔、粒间溶孔、组分溶孔、晶间微孔和微裂缝，其中以原生粒间孔最为发育。颗粒接触方式以点接触和点—线接触为主，喉道类型主要为缩颈型喉道和片状喉道，少量管束状喉道。孔隙结构类型以中孔—细喉型为主，少量微孔—微喉型孔隙结构。

2 成岩作用类型及定量表征

研究区储层成岩作用类型主要有压实作用、胶结作用和溶解作用，其强度可以引用视压实率、视胶结率、视溶解率来表征。

2.1 压实作用和视压实率

机械压实贯穿于整个成岩过程，M油组常见的压实现象包括:碳酸盐岩屑、火山岩岩屑等塑性颗粒发生压扁和弯曲(图1(a));石英、长石等刚性颗粒发生破碎(图1(b))。随深度增加，压实作用增强，点接触减少，点—线接触增多，面孔率随之降低。

压实作用强度可以通过视压实率定量表征。视压实率在一定程度上反映了原始沉积物孔隙空间被压实的程度。

其中，原始孔隙体积可综合考虑岩石粒度和分选，利用Sneider图版进行估算［8］。压实后粒间体积包括孔隙体积、胶结物体积和泥质杂基微孔体积，可以在薄片上进行估算。

利用式(1)对老君庙油田M油组366个铸体薄片进行视压实率计算，并依据成岩作用强度分级标准［7］(表1)对压实强度进行分级。M油组埋深较浅，储层压实作用以中压实为主(68%)，弱压实其次(32%)。压实作用强度与杂基、碳酸盐含量关系密切，杂基含量高，碳酸盐含量低，压实作用变强。

表1 主要成岩作用强度分级表(据吴胜和，2010，略有修改)Tab.1 Intensity classification of main diagenesis(Wushenghe，2010，slightly modified)

2.2 胶结作用和视胶结率

铸体薄片、扫描电镜分析结果表明，M油组胶结作用有黏土矿物胶结、碳酸盐胶结及少量的硅质胶结。

2.2.1 黏土矿物胶结 M油组黏土矿物种类包括蒙皂石、伊/蒙混层、高岭石、伊利石、绿泥石(表2)。蒙皂石形态呈蜂窝状和网状，位于粒表(图1(d)、图1(e))，随深度增加，蒙皂石含量降低，向伊/蒙混层转变。伊/蒙混层呈蜂窝状、卷片状，以孔隙衬垫式或充填式产出(图1(f)、图1(g))，处于蒙皂石向伊利石转变过程中的中间混层阶段。伊利石呈弯曲片状，以原生沉积产物为主(图1(g))。高岭石呈单晶晶假六方片状，晶格不完整，集合体呈书册状、蠕虫状，多呈孔隙充填式产出(图1(d))。高岭石含量随深度加深而增大，这与长石溶蚀作用密切相关，在酸性水介质中，长石溶蚀生成自生高岭石。绿泥石少见，为单晶针叶片状，呈孔隙衬垫状产出。整体上，黏土矿物胶结物含量较低，体积分数平均在1%左右。

表2 老君庙油田M油组黏土矿物含量Tab.2 Clay mineral mass fraction of M oil layers in Laojunmiao Oilfield

图1 老君庙油田M油组储层成岩作用特征Fig.1 Reservoir diagenetic characteristics of M oil layers in Laojunmiao Oilfield

2.2.2 碳酸盐胶结 碳酸盐是M油组普遍发育的胶结物类型，碳酸盐体积分数最高可达30%。碳酸盐类胶结物主要为方解石和白云石，方解石呈局部连晶胶结(图1(c))，白云石呈半自形粉—隐晶均匀分布或局部富集，嵌晶胶结(图1(j))。垂向上，M3砂组白云石胶结物含量明显超过M1砂组和M2砂组。碳酸盐胶结与泥质杂基含量呈明显的负相关，泥质杂基含量高，胶结强度变弱。

2.2.3 硅质胶结 M油组存在少量自生石英，主要是石英次生加大，加大级别为Ⅰ级(图1(h))，次为微晶石英(图1(i))，分布于粒间及粒表，硅质胶结并不常见。

整体来看，胶结作用以碳酸盐胶结为主，次为黏土矿物胶结。胶结作用强度引用视胶结率来进行表征，视胶结率反映胶结作用对储层原始孔隙空间的影响程度，通过下述公式估算:

其中，胶结物体积和粒间孔隙体积可以通过岩石薄片进行估算。

利用式(2)视胶结率计算结果，并依据成岩作用强度分级标准(表1)进行胶结强度分级。研究区胶结作用强度差异性大，弱、中、强胶结都发育，以强胶结为主，占58.06%，其次为中等胶结强度，占38.71%。

2.3 溶解作用和视溶解率

M油组存在长石、岩屑等骨架颗粒的溶解(图1(k))以及碳酸盐胶结物的溶解(图1(l))。

溶解作用强度定量分析主要通过计算视溶解率进行。视溶解率可以定量描述溶解作用对储层孔隙网络的影响程度，计算公式

其中，溶解孔隙体积包括粒间溶孔体积和粒内溶孔体积，溶解孔隙体积和原生孔隙体积都通过岩石薄片估算。通过计算，M油组视溶解率在14% ～50%，均值27%，溶解强度为弱。

3 成岩阶段及成岩序列

根据2003年最新修订的碎屑岩成岩阶段划分标准(标准号:SY/T5477—2003)，结合岩石结构、孔隙类型、自生矿物分布和形成顺序、黏土矿物类型及混层黏土矿物的演化结果，认为老君庙油田M油组处于早成岩B阶段(表3)。划分依据如下:①碎屑颗粒以点、点—线接触为主，孔隙类型主要以原生孔隙为主，少量次生孔隙主要是由溶蚀作用和成岩缝产生;②黏土矿物以蒙皂石和伊/蒙混层为主，书页状自生高岭石普遍发育，见Ⅰ级石英加大，扫描电镜下可见石英小雏晶，零星分布;③蒙皂石开始向伊/蒙混层转化，伊/蒙混层中蒙皂石占50% ～90%。

表3 老君庙油田M油组成岩阶段划分Tab.3 Diagenetic stage division of M oil layers in Laojunmiao Oilfield

通过薄片和扫描电镜观察各类成岩现象的分析，依据自生矿物的类型、产出形式、先后次序以及各种自生矿物的相互关系，归纳总结出M油组成岩作用序列:早期快速机械压实—蒙皂石胶结/伊利石胶结—蒙皂石向伊蒙混层转化/方解石、白云石胶结—酸性环境下高岭石胶结/石英加大/长石、岩屑、碳酸盐胶结物的弱溶解。

4 成岩储集相类型及特征

成岩储集相是沉积物在沉积、成岩作用下形成的储集特征的综合反映，是其在整个沉积成岩过程中所经历的一系列变化的结果［9-14］。在定量成岩作用研究的基础上，综合考虑杂基含量、岩石类型、冲积扇沉积微相［15-19］、储集空间类型等因素，将M油组储层划分为4种成岩储集相(图2)。

A相表示低杂基、中压实、弱碳酸盐胶结相，为相对优质储集相。主要为中—粗砂岩、中—细砂岩相。主要发育于扇中辫流水道、扇根流沟微相，沉积时水动力强，杂基含量低，原始储集性能好，后期碳酸盐胶结程度弱。孔隙类型以粒间原生孔隙为主，孔隙结构类型为中孔—细喉型，孔隙度介于16% ～25%，渗透率基本大于20×10—3μm2，为 M 油组最好的成岩储集相。

B相表示低杂基、弱中压实、中碳酸盐胶结相，为较有利低渗储集相。主要为中—粗砂岩、中—细砂岩相。发育于扇中辫流水道、漫流砂体和扇根流沟微相，杂基含量低，原始物性好，后期碳酸盐部分胶结，胶结强度中等。发育少量原生粒间孔和溶孔，孔喉结构类型为中孔—细喉型，孔隙度介于15% ～20%，渗透率介于(5～20)×10—3μm2。原始储集空间被碳酸盐部分胶结，储集性能中等。

C相表示低杂基、弱压实、强碳酸盐胶结相，为特低渗—致密储集相。岩石相类型为中—粗砂岩相、中—细砂岩相。发育于扇中辫流水道、扇根流沟微相中，杂基含量低，原始物性好，但是后期碳酸盐胶结程度很强。孔喉结构类型为微孔—微喉型，发育少量粒间和粒内溶孔，孔隙度介于12% ～16%，渗透率小于5×10—3μm2。此类成岩储集相被碳酸盐强胶结，储层性能很差。

D相表示高杂基、中压实、弱碳酸盐胶结相，为低渗—致密储集相。发育于扇根片流砂坝、漫洪细粒、漫洪砂体沉积微相以及扇中漫流砂体和漫流细粒沉积微相中，杂基含量很高。孔喉结构类型为微孔—微喉型，发育少量粒间和粒内溶孔，孔隙度介于14% ～21%，渗透率小于10×10—3μm2。由于大量细粒杂基的充填，导致大颗粒间的孔隙损失，储层性能很差。

图2 M油组成岩储集相薄片特征Fig.2 Slice characteristics of the reservoir facies of M oil layers

5 成岩储集相平面分布样式

总结研究区成岩储集相平面分布样式可以归纳为2类:①在扇根片流砂坝和流沟沉积环境控制下，高杂基的D相呈连片状，发育于片流砂坝中，A、B、C相发育于流沟中，呈环带状分布于D相中，环带由内向外依次为C、B、A相，环带的长轴方向与古水流方向平行，呈发散状，发育层位为小层(图3(a))。②在扇中辫流水道和漫流带(漫流砂体和漫流细粒沉积)沉积环境控制下，A、B、C 3种成岩储集相发育于辫流水道中，以A相为主，B、C相组合呈条带状或离散分布，D相发育于漫流带中，D相易与B相组合呈透镜状，与辫流水道拼接的位置易发育B相，与漫流细粒拼接的位置易发育D相，发育层位为小层(图3(b)，图3(c))。

图3 老君庙油田M油组成岩储集相平面分布样式Fig.3 Plane distribution modes of diagenetic reservoir facies of M oil layers in Laojunmiao Oilfield

6 结论

(1)研究区主要成岩作用类型为压实作用、胶结作用及溶解作用。其中压实作用强度以中等压实为主，胶结作用强度为中—强胶结，且以碳酸盐胶结为主，溶解作用强度弱，目前处于早成岩B阶段。

(2)划分了A—D共4种成岩储集相类型。其中，A相储集性能最好，C相和D相最差，B相居中。

(3)成岩储集相平面分布样式为2种:扇根片流砂坝和流沟沉积环境控制下，高杂基的D相呈连片状，A、B、C相呈环带状分布在D相中，环带的长轴方向与古水流方向平行，呈发散状;扇中辫流水道和漫流带控制下，A、B、C 3种成岩储集相发育于辫流水道中，以A相为主，B、C相组合呈条带状或离散分布，B、D相组合呈透镜状。

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