姬塬地区长6储层成岩作用及有利成岩相研究

2018-05-23吴育平

石油地质与工程 2018年2期

吴育平，孙卫，魏驰，吕可

1 研究区地质概况

姬塬地区位于鄂尔多斯盆地中西部，面积约为1 300 km2（图1）。长6储层沉积期为盆地三角洲沉积的主要建设时期，受北西和北东两大物源控制。研究区在此沉积期处于三角洲前缘的位置，主要发育水下分流河道和分流间湾微相，沉积了一套灰色、灰白色砂岩夹黑色、灰黑色泥岩[1–3]。长6油层组总厚度70～25 m,可进一步划分为长61、长62、长63三个油层。长6储层作为该区的主力油层，近年来取得较好的勘探开发效果。然而，该区处于广泛的低孔低渗背景，高渗透储层的展布尚不清楚。本文分析了影响该区长6储层物性的成岩作用，并划分出有利的成岩相带，为寻找该区相对高渗储层带提供依据。

2 储层特征研究

2.1 储层岩石学特征

姬塬地区长6储层岩石类型以长石砂岩与岩屑长石砂岩为主，发育少量的长石岩屑砂岩（图 2）。砂岩薄片镜下鉴定结果表明：长6储层碎屑成分复杂，碎屑中长石含量较高，平均为38%；石英含量平均为31.2%；岩屑含量低，平均为8.9%，以变质岩屑、火成岩屑为主。

砂岩中填隙物含量相对较高，平均含量为13.32%，以黏土矿物和碳酸盐矿物为主，其中黏土矿物中高岭石（3.45%）、绿泥石（3.89%）含量较高，碳酸盐矿物中铁方解石（4.3%）、方解石（1.54%）含量较高。

图1 研究区构造位置示意图

统计结果表明，姬塬地区长6储层岩石粒度细、分选好、磨圆差，以孔隙胶结和薄膜–孔隙胶结为主，颗粒支撑，点接触、点–线接触，整体上长6储层结构成熟度不高。

图2 姬塬地区长6储层砂岩分类

2.2 储层物性特征

岩心物性分析表明：姬塬地区长6储层物性普遍较差，孔隙度最小为0.22%，最大为22.62%，平均为9.38%；渗透率最小为0.1×10-3μm2，最大为3.0×10-3μm2，平均为 0.45×10-3μm2，整体上属于低孔、特低渗储层。

研究区孔隙类型以残余粒间孔（平均面孔率2.32%）、长石溶孔（1.28%）最为发育，岩屑溶孔（平均面孔率0.16%）、晶间孔（平均面孔率0.10%）次之，微裂隙发育最少(平均面孔率为0.03%)。

3 主要成岩作用及其特征

成岩作用是影响储集层物性的重要因素，对优质储层分布起着决定性作用[4–5]。研究区主要经历了压实（压溶）作用，胶结作用，交代作用和溶蚀作用等成岩作用。

3.1 压实（压溶）作用

压实作用往往是导致砂岩储层物性变差的主要因素。研究区长6砂岩压实作用普遍较强，表现为碎屑颗粒间的线接触，以及云母等塑性组分受到挤压被压扁变形，总体上呈定向排列（图3a）。由于经历了较强的压实作用，长6储层的原始孔隙度急剧减小，损失约13.57%。

研究区长6储层深度一般为2 000～2 700 m，压溶作用发育一般，表现为部分颗粒之间呈凹凸接触、线接触，其中石英压溶最常见，发育石英次生加大、长英质加大、自生石英（图3b）。

3.2 胶结作用

研究区长6储层主要发育碳酸盐胶结、硅质胶结、黏土矿物胶结三种胶结类型。

3.2.1 碳酸盐胶结

研究区长6储层碳酸盐胶结物常见，主要为铁方解石（图3c）、方解石，可见少量铁白云石。早期形成充填孔隙的方解石既抑制了储层的压实，又可以阻止外来胶结物的进入；晚期碳酸盐胶结物被有机酸溶解，大大增加储层孔隙体积，储层物性得到改善。然而，成岩阶段早期形成的以连晶式产出的方解石胶结和晚期形成的以连晶式产出的铁方解石、铁白云石对研究区储层的破坏是十分严重的，也是导致储层致密、低渗的重要原因。

3.2.2 硅质胶结

研究区长6储层硅质胶结物含量为0.1%～2.3%，以石英次生加大和自生石英的孔隙充填为主（图3d）。石英次生加大不仅减小了孔隙空间，而且使储层孔喉结构更为复杂，导致流体的渗流能力大大降低；自生石英的出现占据了大量的孔隙空间，使储层的孔隙度大大降低。

3.2.3 黏土矿物胶结

研究区长6储层黏土矿物主要有高岭石、绿泥石、伊利石等，其中，高岭石相对黏土矿物含量最高，达到41.7%；绿泥石次之，为35.8%；伊利石为14.90%。高岭石在整个长6地层中最为常见并且含量较高，高岭石多以孔隙充填式分布在各类孔隙中(图3e)，不仅占据储集空间，而且影响储层的渗流能力；但是，高岭石的存在往往能形成大量良好的晶间孔，对提高储层物性有积极作用。

绿泥石多呈绒球状附着在岩石颗粒表面，形成绿泥石膜。早期形成的绿泥石膜虽然占据部分孔隙空间（图3f），但同时可以起到抗压实作用，也抑制了石英次生加大及其他胶结物的沉淀，对储层孔隙空间得以保存具有重要作用。

储层中伊利石多呈搭桥状生长，使长6储层孔喉结构变得更为复杂，导致储层的储集能力和渗滤能力大大降低（图3g）。

3.3 交代作用

研究区交代现象较为少见，主要为伊利石、高岭石交代岩屑（图3h）。交代作用的发生使岩石的类型发生变化，同时会有少量溶蚀孔产生，但这些新产生的溶蚀孔往往被碳酸盐岩胶结作用所破坏。总体上，交代作用对长6储层物性影响不大。

3.4 溶蚀作用

研究区溶蚀作用强烈，较为常见的是长石溶蚀（图 3i）和岩屑溶蚀，均能产生大量的溶蚀孔隙，极大地改善了储集层物性条件。一般情况下，长石沿着解理缝方向溶解，岩屑沿着缝隙或者易溶方向溶解。

图3 鄂尔多斯盆地姬塬地区长6储层中的典型成岩现象

4 成岩阶段划分与演化序列

依据古地温、有机质成熟度、矿物成分、成岩作用等多项成岩阶段划分指标，结合前人研究成果[6–9]，并参照碎屑岩成岩阶段划分标准（中国石油天然气行业标准SY/T5477-2003），认为研究区长6砂岩整体上处于中成岩A期晚期，部分进入中成岩B期的早期。

在成岩阶段研究基础上，综合分析研究区长 6储层的成岩演化过程大致序列为：早成岩阶段强烈的机械压实—早期绿泥石黏土膜形成—早期硅质加大形成－早期碳酸盐胶结物（方解石）形成—伊蒙间层—绿泥石、伊利石充填孔隙—早期溶蚀开始（长石）—有机酸大量进入—发生强烈溶蚀—高岭石充填孔隙—晚期石英沉淀—铁方解石大量出现—铁白云石出现（表1）。

5 成岩相带及平面展布特征

目前，对于成岩相的划分尚未取得统一认识，不同学者有不同的划分方案[10–13]。本文依据影响储层物性的各成岩作用类型，并结合沉积学特征[14–15]，将长 6储层的成岩相划分为绿泥石膜胶结-残余粒间孔相、长石溶蚀相、高岭石胶结相、碳酸盐胶结相、压实压溶相（图4、图5）。

5.1 绿泥石膜胶结–残余粒间孔相

该成岩相以北西物源为主，主要位于水下分流河道部位，绿泥石薄膜普遍发育，顺着水下分流主河道的沉积方向，水动力较强，颗粒分选磨圆程度均较好。该类成岩相中保存了大量的粒间孔隙，物性较好，平均孔隙度为11.6%，平均渗透率为0.54×10-3μm2。此类成岩相物性最好，是油气富集的有利相带。

表1 研究区碎屑岩成岩阶段划分

图4 姬塬地区长6储层成岩相分布

5.2 长石溶蚀相

该成岩相在北西、北东两大物源方向均有发育，主要位于水下分流河道部位。储集空间主要为长石溶孔和粒间孔，平均孔隙度为11.25%，平均渗透率为 0.58×10-3μm2。该类成岩相中由于长石被溶蚀而产生大量次生孔隙，极大地改善了储层的物性，提高了其渗流能力。此类成岩相是研究区较有利的成岩相类型。

5.3 高岭石胶结相

该类成岩相受北西、北东两个方向物源共同控制，在水下分流河道和分流间湾均有发育。由于高岭石的填充，孔隙空间减少，储集空间主要为长石溶孔，平均孔隙度为10.07%，平均渗透率为0.51×10-3μm2。

图5 姬塬地区长6储层沉积微相分布

5.4 碳酸盐胶结相

该成岩相区域为北西源区，发育于分流间湾部位，早期的碳酸岩胶结对于储层物性具有建设性作用，但晚期形成的碳酸盐胶结物改变了孔喉结构，严重破坏了储层物性。该类成岩相最大的特点为碳酸盐矿物充填孔隙，平均孔隙度为7.32%，平均渗透率为 0.45×10-3μm2。

5.5 压实压溶相

该成岩相在北西、北东两大物源方向均有发育，主要发育在水下分流河道中。岩石中长石、云母等塑性矿物含量相对较高，而石英含量相对较低，使得该区部分层段在埋藏成岩过程中发生了强烈的机械压实作用，颗粒排列紧密，塑性岩屑变形强烈。该成岩相储层物性最差，平均孔隙度7.25%，平均渗透率 0.25×10-3μm2。