青平川油田长2储层成岩作用研究

2016-12-12刘伟才李艳芳杨贤军

地下水 2016年6期

关键词：平川绿泥石长石

刘伟才，李艳芳，杨贤军，杨波

(1.延长股份有限公司青平川采油厂，陕西延安 716000；2.陕西恒晟源能源科技有限公司，陕西西安 710077)

青平川油田长2储层成岩作用研究

刘伟才1，李艳芳1，杨贤军1，杨波2

(1.延长股份有限公司青平川采油厂，陕西延安 716000；2.陕西恒晟源能源科技有限公司，陕西西安 710077)

根据铸体薄片、扫描电镜、阴极发光等分析测试手段研究了青平川油田长2储层成岩作用特征及演化。研究表明：长2储层岩石类型主要为细粒长石砂岩，碎屑含量高达90%，填系物含量主要以铁方解石和绿泥石为主，其次为长英质加大；长2储层主要成岩作用类型有压实和胶结作用，二者联合作用使孔隙减少量平均高达70%，溶解作用对储层物性起到一定的改善作用；综合认为长2储层已经达到中成岩A期演化阶段。

鄂尔多斯盆地；青平川油田；长2储层；成岩作用；成岩演化

青平川油田位于鄂尔多斯盆地陕北斜坡东部，地理位置位于延川县境内，开采层位为长2油层组，开发面积约100 km2。长2油层组沉积时期研究区属于辫状河沉积，心滩砂体极其发育，单井累积厚度最大可达90 m以上，砂/地比值平均高达0.65。根据标志层和沉积旋回特征长2油层组自上而下细分为长21、长22和长23三个油层亚组，研究区大部分井未钻穿长23，油层主要分布在长22亚组中。随着开发的进行，暴漏出的开发矛盾突出，对影响长2储层物性的成岩作用认识薄弱，影响了长2油藏开发进程。本研究通过岩石薄片、铸体薄片、扫描电镜、阴极发光等多种分析测试资料重新认识长2储层成岩作用特征，以期为长2油藏有效开发提供理论依据。

1 长2储层岩石学特征

根据青平川油田212块长2储层岩石和铸体薄片鉴定统计，长2储层主要为浅灰色—灰色中粒、细-中粒、中-细粒、细粒长石砂岩，少量的细粒岩屑长石砂岩(图1)，碎屑颗粒含量为68%～96%，均值为90.4%，以长石为主，其次为石英、岩屑和云母。

图1 青平川油田长2砂岩分类三角图

石英含量20%～28%，平均23.5%，石英以单晶石英为主，常见均一消光石英，也见波状消光石英。长石含量一般为37%～59%，平均52.5%，长石类型主要以钾长石为主(平均45.2%)，其次为斜长石。岩屑含量一般为6%～14%，平均为11.5%，主要为变质岩岩屑，次为岩浆岩岩屑，未见沉积岩岩屑。变质岩岩屑含量一般为4%～10%，平均8.0%，主要为石英岩、千枚岩和片岩，其次为板岩和变质砂岩；岩浆岩岩屑含量一般为2%～5%，平均3.6%，主要为喷发岩。砂岩中云母普遍可见，含量为1%～7%，平均含量2.7%，主要为黑云母，少量白云母。

长2油层组填隙物组分最高为32%，最低含量为4%，平均含量9.6%。陆源泥质杂基含量极低，胶结物主要为铁方解石，其次为绿泥石和硅质，还有少量的长石质，常见黄铁矿，偶见锐钛矿、重晶石、浊沸石。胶结物中铁方解石含量高，分布范围宽，其含量为1～32%，平均含量4.7%；含油岩心中方解石含量为1%～7%，平均为2.4%；绿泥石胶结物含量为0～7%，平均为2.3%；硅质胶结物含量位于0～5%之间，平均为1.6%，其次为少量的长石次生加大(平均为0.6%)胶结物(图2)。

图2 青平川油田长2储层填隙物含量分布直方图

2 长2储层成岩作用类型及特征

根据大量的岩石薄片、铸体薄片、扫描电镜、图像分析等观察发现，研究区长2砂岩储层经历的成岩作用主要有压实作用、胶结作用、交代作用和溶解作用，这些成岩作用对储层孔隙发育情况具有重要的影响。

2.1 压实作用

机械压实作用贯穿于埋藏成岩阶段的整个过程，是引起砂岩孔隙度降低的主要原因之一。压实作用在青平川油区长2砂岩中的表现有：塑性颗粒(云母、泥岩、浅变质岩、火山岩岩屑)的塑性变形、扭曲及假杂基化；刚性颗粒(石英、长石等)表面的脆性微裂纹及其位移和重新排列；压实定向组构，长石、云母常沿长轴方向定向排列；碎屑颗粒的紧密填集(图3)。总体来看，长2含油砂岩压实程度相对较低，粒间孔发育。

2.2 胶结作用

粘土矿物胶结包括绿泥石、伊利石、伊/蒙混层，其中以绿泥石的胶结作用最为普遍，占粘土胶结物总量的58.7%，几乎所有油层组储层砂岩中均有发育。自生绿泥石多呈微细叶片状或纤维状晶体垂直碎屑颗粒表面或孔喉壁生长，常发育成孔隙内衬，在碎屑颗粒接触处缺失，可见部分绿泥石薄膜包围整个碎屑颗粒，说明绿泥石薄膜形成于压实作用的同时或稍后，是成岩作用早期阶段的产物。

碳酸盐胶结作用在长2储层砂岩中较为发育，是影响研究区储层物性的主要胶结物类型之一。砂岩薄片鉴定结果表明，90%以上的砂岩样品中含有数量不等的碳酸盐胶结物，成分主要为方解石、铁方解石。碳酸盐胶结物在油层段砂岩中含量较低，一般为0.5%～4%，呈局部孔隙充填或斑块状、补丁状连晶分布，对孔隙度的损失较小。差储层及致密层砂岩中的碳酸盐含量较高，其含量可达10%～20%，甚至更高，呈大片的连晶分布(钙质砂岩)(图3)。

石英和长石质胶结作用在长2储层砂岩中也较为常见，自生石英常以次生较大边(宽度一般为10～50 μm)和石英微晶两种产出形式，其中石英次生加大一般仅达II～Ⅲ级，多见于中粒度、分选好、碳酸盐和粘土胶结物不发育及黑云母含量低的砂岩中(图3)。

C431井，黑云母压实变形，长22 C431井，绿泥石膜发育，长22

C431井，绿泥石膜发育，长22 C431井，伊利石发育，长22

C431井，方解石连晶胶结，长22，干层 C431井，孔隙充填的方解石，长22

C431井，长石石英加大，长22 C431井，长石石英加大，长22

2.3 溶蚀作用

溶蚀作用是形成次生孔隙，改善研究区长2储层砂岩储渗条件的主要成岩方式之一。溶蚀作用主要表现为碎屑颗粒(长石、岩屑)的溶蚀。总体来看，长2砂岩储层长石溶蚀程度较弱，对改善储层物性具有一定的积极意义(图3)。

3 长2储层成岩阶段划分与演化

结合自生矿物的类型及其生成顺序、岩石的结构、构造、孔隙类型、有机质的特征及埋藏-演化史，按照石油行业碎屑岩成岩阶段划分规范(SY/T 5477-2003)，研究区长2储层砂岩普遍达到中成岩阶段A期。在埋藏成岩过程中，经历的成岩序列如下：

3.1 早成岩A期

本区长2地层早期成岩作用发生于晚三叠世—晚侏罗世(225～157 Ma)近地表(深度<2 km，温度<65℃)环境，砂岩的物性主要受沉积相、砂岩碎屑成分和古气候控制。早期成岩作用主要为机械压实作用导致颗粒间的紧密排列、云母类及塑性岩屑的假杂基化，以及I型微晶方解石胶结物和机械渗滤蒙脱石粘土衬边的形成。

假定砂岩的原始孔隙度为40%，本区长2砂岩由压实作用造成的平均孔隙度丧失主要集中在28.5%～72.7%之间，平均55.6%。压实作用是导致长2砂岩孔隙丧失的主要原因。在钙质砂岩中由压实作用造成的平均孔隙度丧失较低15%～40%。

3.2 早成岩B期

本区沉积间断之后，早白垩世盆地的沉降速度加快，随埋藏深度的加大(深度>2 km，温度>65℃)，长2地层进入早成岩B期。其成岩作用包括化学压实作用和由此产生的自生石英的形成和碳酸盐胶结物的形成，以及斜长石的钠长石化、蒙脱石衬边向绿泥石衬边和伊利石的转变。

渗滤蒙脱石衬边在早成岩B期由早成岩A期形成的中间产物蒙脱石/绿泥石混层粘土(S/C)转变为绿泥石衬边。黑云母和火山岩岩屑提供了形成绿泥石所需的Fe和Mg。自生石英形成于一个宽广的埋藏深度范围，但主要发生于绿泥石化之后。Si主要来自碎屑石英的压溶作用。本区大部分长2砂岩中石英碎屑的压溶作用和由此产生的石英自生加大现象非常明显。石英的自生加大导致砂岩丧失约0.5%～5%的原生孔隙并由此使渗透率降低。本区长2砂岩由胶结作用造成的平均孔隙度丧失集中于6.1%～28.5%，平均13.6%。钙质砂岩由胶结作用造成的平均孔隙度丧失较高，达45%～70%。

绿泥石衬边粒间充填物通过堵塞一部分孔隙喉道及造成粒间微孔隙增加而使砂岩的渗透率稍有降低。但是大量石英颗粒周围的绿泥石衬边的存在阻止了次生石英加大的)形成以及一部分粒间碳酸盐胶结物的沉淀，从而使相当一部分原生剩余粒间孔得以保存。

3.3 中成岩A期

根据镜煤反射率和最高热解峰温测定结果，研究区长2地层的Ro平均为0.8%左右，反映该区储层已处于中成岩A期。该阶段(65～0 Ma)沉积物被抬升到深度<2 km，在大气降水的影响下，主要的成岩作用事件是碎屑长石的溶解和次生孔隙的形成，与此同时，形成次生高岭石胶结物充填于长石粒内溶孔中及其周围粒间孔中。此阶段由于是本区生油高峰期大量有机酸性溶液进入储层对长石及碳酸盐等易溶胶结物进行溶蚀，形成少量粒间溶孔和长石粒内溶孔，从而对储层物性的改造起到了一定作用。