志丹地区延长组长61亚段储层成岩相类型及测井识别方法

2018-05-23杜美馨鱼博伟

石油地质与工程 2018年2期

杜美馨，鱼博伟

志丹油田义正南部地处陕西省志丹县境内，区域构造位于鄂尔多斯盆地陕北斜坡带的中部，面积约75 km2，构造简单，在区域西倾单斜构造背景下发育一系列由东向西倾没的小型鼻状隆起构造。研究区各层构造具有一定继承性，构造特征大体一致，为一系列西倾单斜，坡度不足 1o，主要含油层位为上三叠统延长组长6油层组，自上而下分为长61、长62、长63、长64四个亚层，长61油层细分为长三个小层，其中以长含油性最好，长611基本不含油。

1 储层特征

1.1 储层岩石学特征

研究区长61沉积期储层主要发育三角洲前缘亚相的水下分流河道沉积，岩石类型以细粒长石砂岩、岩屑长石砂岩为主，含有少量的岩屑质石英砂岩（图1）。碎屑主要为石英、长石，含有少量岩屑；石英含量 15.0%～28.0%，平均 21.0%；长石含量平均为51.2 %；岩屑含量平均为11.8%，且以沉积岩岩屑为主；云母平均7.9%，最大可达15%，以黑云母最为常见。碎屑分选性较好，颗粒呈次棱角状–次圆状，磨圆度中等。填隙物主要为各种自生胶结物，包括绿泥石、石英次生加大、长石次生加大和自生伊利石等；杂基体积分数一般小于6.1%。

图1 志丹地区长61亚段砂岩成分三角图

1.2 储层物性特征

通过对研究区长61亚段有效储层物性的统计分析，长61亚段有效储层平均孔隙度为11.63%，平均渗透率为 1.73×10-3μm2，属于典型的中低孔、特低渗储层。分析认为该层段砂岩在成岩作用早期经历了强烈的机械压实作用，破坏了砂岩中的原生孔隙；后期自生绿泥石充填原生孔隙，石英次生加大和钙质胶结使储层孔隙度和渗透率变小，因此破坏性成岩作用是导致该区储层物性变差的主要因素[1-4]。

1.3 储层物性及孔隙结构特征

高压压汞、铸体薄片分析表明，长61亚段储层孔隙类型主要有残余粒间孔、粒间溶孔、粒内溶孔、铸模孔及多种微小孔隙。平均孔隙度为9.1%，平均渗透率为0.95×10-3μm2，平均面孔率为3.9%，平均孔隙半径10～40 μm，平均吼道半径0.46～1.50 μm。高压压汞实验表明，排驱压力较高，为0.33～0.61 MPa，中值压力平均1.00～2.47 MPa，孔喉分选较好，粗歪度。储层孔隙组合类型以中孔细喉型为主。

2 储层成岩作用

通过岩石薄片及扫描电镜的观察，志丹地区义正南部长61亚段成岩作用较强烈，类型较复杂。成岩作用包括导致储层孔隙致密化的破坏性成岩作用（如压实作用、胶结作用等）和有改善储层孔隙结构的建设性成岩作用（如不稳定组分在酸性介质下的溶解作用等[3]）。

2.1 机械压实作用

志丹地区长61亚油层组主要压实作用表现为：颗粒呈线–凹凸紧密接触，表现为压实定向排列现象；石英和长石等硬性颗粒局部受应力作用发生脆性破裂与错位；云母等塑性颗粒受压弯曲变形，出现假杂基化现象，堵塞粒间孔隙。研究区强烈的机械压实作用使原生粒间孔几乎丧失殆尽，孔隙度降低，储层致密[5–6]（图 2a）。

2.2 胶结作用

根据胶结物成分的不同可将研究区划分为硅质胶结、钙质胶结、黏土矿物胶结。

2.2.1 硅质胶结

志丹地区长61储层硅质胶结物主要以石英次生加大的形式出现，充填孔隙，破坏粒间孔和粒内溶孔。镜下薄片可以观察到石英次生加大Ⅲ级现象（图2b）。总的来说，硅质胶结使孔隙度减小。但一定量的硅质胶结物的形成，也可以增强砂岩的抗压实强度，阻止压实作用对剩余原生粒间孔的破坏，具有一定的积极意义[7-8]。

2.2.2 钙质胶结

本区碳酸盐矿物是主要的胶结物, 主要含铁方解石及少量的白云石，平均含量分别为5.6%和0.4%。前者多呈斑状、分散晶粒状充填在颗粒之间，颗粒呈线接触，可见交代或包裹早期泥微晶碳酸盐胶结物的现象，充填于长石溶蚀孔隙中，使储层孔隙度降低，物性变差[9–10]（图 2c）。

2.2.3 黏土矿物胶结

研究区黏土矿物胶结较为常见，以绿泥石胶结为主，其平均含量为2.9%，此外可见伊利石的搭桥式胶结以及伊/蒙混层。绿泥石胶结形式主要为绿泥石环边衬里和充填与孔隙中的自生绿泥石。环边绿泥石的沉淀开始于早成岩阶段早期。这种绿泥石薄膜均匀地包绕在碎屑颗粒外面，抑制石英次生加大边的形成，减少了其他胶结物的沉淀，使原生孔隙得以保留。然而，随着绿泥石薄膜继续向粒间生长，一部分绿泥石呈叶片状充填于粒间孔、残余粒间孔，部分充填溶蚀孔隙，堵塞喉道。这部分绿泥石形成时间较晚，为中成岩B期的产物[11–15]（图2d、e）。

2.3 溶蚀作用

研究区长61亚油层组砂岩储层长石含量较高，长石稳定性较差，在酸性水介质条件下极易发生溶解，显微镜下可观察到长石边缘常呈港湾状溶蚀（图2f）。

2.4 成岩阶段划分

参照石油天然气行业标准（SY/T5477–2003）将成岩阶段划分为同生成岩阶段、早成岩A期、早成岩B期和中成岩A期、中成岩B期以及晚成岩阶段、表成岩阶段5个阶段6个期次。根据成岩矿物组合及成岩矿物的反应条件和关系，结合有机酸的演化特征和成岩环境等因素，确定志丹地区长61储层成岩序列[16]（表1）。

2.5 成岩相类型与测井响应特征

成岩相是成岩环境的物质表现，是沉积物在特定沉积和物理化学环境中，在成岩与构造等作用下，经历一定成岩作用和演化阶段的产物，包括岩石颗粒、胶结物、组构和孔洞缝等综合特征[17–18]。测井技术获取的地层信息主要包括地层岩石各种物理性质，如密度、电阻率、含氢指数、声波传播速度等[18–19]。因此，根据岩心资料、岩石薄片等来确定成岩相类型，找出不同成岩相储层对应的常规测井响应特征，建立成岩相测井识别及评价方法，对低渗透砂岩储层的识别和评价及预测和寻找有利含油区具有重要意义。

在成岩作用和成岩演化阶段分析的基础上，总结出研究区长61亚段的成岩相主要有早期绿泥石膜胶结相、长石溶蚀相，绿泥石充填成岩相、较强石英次生加大相、方解石胶结相5种成岩相类型（图3）。

图2 志丹地区长61亚段储层成岩特征

表1 鄂尔多斯盆地志丹地区长61亚油层组成岩演化序列（据应凤祥等，2003）

（1）早期绿泥石膜胶结相。早期形成的环边状绿泥石胶结物由于一方面能够增加颗粒的抗压实能力抵御压实作用的影响，另一方面还可以阻止石英次生加大的进行，因此，绿泥石环边胶结是对储层储集物性起建设性的成岩作用。绿泥石环边胶结相呈“一高二中等一低”特征，即较高自然伽马，低–中等密度，中等声波时差，较低电阻率。

（2）长石溶蚀相。随着埋深的增加和有机质成熟度的不断提高，一定量的有机质生烃脱羧产生有机酸和 CO2，使长石等在酸性条件下的易溶组分发生溶蚀。结合薄片鉴定结果，将研究区长石溶蚀相的测井响应特征概括为“二低一中等一高”，即低密度，低声波时差，低–中等自然伽马，深浅侧向组合正幅差大。

（3）绿泥石充填相。绿泥石充填成岩相主要发育于三角洲前缘分支河口坝微相，河流会带来丰富的溶解铁，在河口砂坝沉积环境中因沉积盆地电解质的加入发生絮凝而形成含铁沉积物，这种含铁沉积物为成岩过程中绿泥石沉淀提供丰富的铁的来源。此外，在有Fe2+和Mg2+存在的还原条件下，伊利石等黏土矿物也可转变为绿泥石和黑云母的组合。在志丹地区长61段储层中，绿泥石颗粒沉淀充填了一部分孔隙，使储层物性变差，因此为破坏性成岩作用，在测井响应特征上表现为“二高二低” 的特征，即高自然伽马，高声波时差，低密度，低电阻率。

（4）较强石英次生加大相。研究区硅质胶结物最常见的是石英的次生加大，也可见少量的自生石英充填粒间孔隙。据前文所述，该区石英次生加大级别可达Ⅲ级。石英次生加大造成该成岩相具有“二低二中等” 的特征，即中–高电阻率，中–高密度，中–低声波时差，自然伽马值低。

（5）方解石胶结相。研究区碳酸盐胶结相主要发育于水下分流河道较厚砂体的顶部或底部，岩性为细砂岩、粉砂岩等，分选较好，连晶胶结。据大量的岩石薄片和扫描电镜观察，钙质胶结主要为方解石，含量一般在5.6%以上，最大可达25.0%，形成与成岩阶段的早、晚期。早期多以粒状或镶嵌状结构出现，晚期形成自形程度较高的铁方解石。测井上钙质胶结相呈现“二高二低”的特征，即电阻高、密度值大、声波时差小、自然伽马值低。

图3 志丹地区正544井长61段储层成岩相测井识别结果

3 测井识别成岩相的地质意义

不同成岩相的测井响应特征差异显著，通过测井相分析取心井段以外的成岩相类型，利用测井资料实现成岩相的连续划分，得到成岩相的剖面与平面展布规律，从而利用有利成岩相的展布优选优质储层分布区，最终达到储层的区域评价与预测的目标。与传统的方法相比，用测井资料识别成岩相的方法具有快速经济精确的优势。

长石溶蚀相和绿泥石薄膜胶结相对储层具有建设性作用，二者所形成的孔隙度较大，渗透率较高，孔喉结构以中孔细喉型为主，对有效储层的形成具有积极影响。而起破坏作用的成岩相，如石英次生加大相、绿泥石充填相、方解石胶结相使储层物性变差，导致储层孔隙度减小、渗透率降低，喉道部分甚至完全被阻塞，储集流体的能力较差或很差。根据上述特征，建立孔隙度–实测渗透率交会图，并据赵靖舟对储层的分类标准，将志丹地区长61亚段分为3类（图4）。第Ⅱ、Ⅲ类储层具有相对较高的储集能力，孔喉组合常以较大孔粗喉为主，常见长石溶蚀相和绿泥石薄膜胶结相；Ⅳ类储层孔隙度、渗透率较低，以小孔细喉为主，常见石英次生加大相、绿泥石充填相及方解石胶结相。

经试油、试产资料证实，Ⅱ类、Ⅲ类储层具有较好的产能，Ⅳ类储层产油能力很弱。因此预测长石溶蚀相和绿泥石薄膜胶结相可能为研究区储集的有利相带，而石英次生加大相、绿泥石充填相和方解石胶结相不利于油气的储集。