鄂尔多斯盆地正宁地区长6段储层成岩相与孔隙演化

2018-09-27李婧娟许克伟刘海锋苏中堂

成都理工大学学报（自然科学版） 2018年5期

乔博,李婧娟,许克伟,刘海锋,夏勇,苏中堂

(1.中国石油长庆油田分公司勘探开发研究院,西安 710018；2.油气藏地质及开发工程国家重点实验室(成都理工大学)，成都 610059)

鄂尔多斯盆地是一个大型含油气叠合盆地，三叠系延长组是其重要的含油层位，发现于1909年，20世纪80年代进入重要勘探时期[1-3]。湖相重力流形成的巨厚砂体是近十来年鄂尔多斯盆地延长组致密油勘探重点关注对象，取得了一系列认识[4-10]，使得延长组致密油勘探领域不断向陇东拓展，正宁地区成为其重要勘探区域之一[11-12]。正宁地区延长组在储层、沉积相、烃源岩和裂缝方面取得一些认识[11,13-14]，但主力产层延长组第2段(简称“长2段”)、第6段(简称“长6段”)、第8段(简称“长8段”)等产量高低不均，控储关键因素不明，致使该区深入油气勘探与评价受限。本文拟研究该地区长6段储层成岩相，定量计算储层孔隙演化过程，为深入认识该套储层提供地质依据。

1 地质背景

印支构造运动期，鄂尔多斯盆地开始进入“南北成带、东西分块”新构造格局背景大型陆内沉积盆地演化阶段[15]。南侧秦岭造山、北部兴蒙造山与西侧阿拉善地块推挤作用共同造就了晚三叠世盆地的古构造面貌。受印支期波动式活动影响，长6期盆地基底由下沉逐渐转为抬升，湖盆收缩，物源供给充足，形成一系列高建设性的河流-湖泊三角洲沉积体系，局域发生火山事件、地震事件、浊流事件沉积以及地区性缺氧事件等[16]。

因盆地基底不均衡升降，盆地南部长期持续拗陷，晚三叠世为一大型平缓内陆湖盆。延长组发育一套湖进-湖退完整沉积序列，盆地南部为河-湖三角洲沉积，岩石粒度细、厚度大(1～1.4 km)。依据沉积旋回、岩石组合特征，自上而下划分10段，长6段发育一套绿灰、灰绿色粉-细砂岩夹暗色泥岩、油页岩及薄层凝灰岩组成的岩石组合(图1)。

长6期开始收缩，水体加深，沉积作用增强，正宁地区呈现半深湖-深湖三角洲前缘沉积物失稳形成的重力流沉积，包括砂质碎屑流沉积、滑塌沉积和浊流沉积(图1)。三角洲前缘砂体厚度及坡度超过稳定休止角极限时，沉积物内部将形成超压，造成沉积物自重大于其下泥岩的承受力，此时，沉积界面超出稳定休止角，沉积物强烈液化，沿坡折带泥质沉积物表面顺斜坡向下发生重力滑塌与流动[9,16]。

2 储层基本特征

2.1 岩石学特征

正宁地区长6段储层以长石岩屑砂岩及岩屑长石砂岩为主，449个样品统计显示，砂岩主要成分的含量(质量分数)分别为：石英10%～78%，平均为41.9%；长石0%～60%，平均为23.5%；岩屑0%～80%，平均为19.96%：长石、岩屑含量高，成分成熟度较低。岩石以微-细粒砂岩为主，含少量中-细粒砂岩，分选性为中等-差，次棱角状居多，其次为次棱角-次圆状，磨圆度中等，结构成熟度偏低(图2-A)。砂岩颗粒间为点-线接触或线接触，孔隙式胶结为主。综上所述，正宁地区长6段细砂岩中长石、岩屑含量高，分选性和磨圆度中等，成分成熟度、结构成熟度偏低，表明岩石经历的搬运距离较短，沉积介质改造较弱。

长6段岩屑的质量分数可达19%～22%，主要为沉积岩和变质岩碎屑。沉积岩碎屑成分中常见泥岩、灰岩与白云岩(图2-B)，变质岩碎屑成分中常见千枚岩(图2-C)、板岩、石英岩与变质砂岩，偶见中基性、酸性喷出岩碎屑。填隙物总质量分数为13.53%，具有高杂基、低胶结物的特征。

图1 鄂尔多斯盆地正宁地区长6期沉积格局及地层综合柱状图Fig.1 The sedimentary framework and comprehensive stratigraphic column of Chang-6 reservoir in the Zhengning area,Ordos Basin

图2 正宁地区长6段储层岩石及孔隙类型Fig.2 Photographs showing the reservoir rocks and pore types of Chang-6 reservoir in Zhengning area(A)长63中-细粒岩屑砂岩,宁37井,深度1 381.76 m,(+); (B)长62白云岩碎屑,宁178井,深度1 519.15 m,(+); (C) 长62千枚岩碎屑,正19井,深度1 347.29 m,(+); (D)粒间孔,长63,正86井,深度970.7 m,(-);(E)粒间(溶)孔,长63 ,正86井,深度985.56 m,(-); (F)长石粒内溶孔,长63,正7井,深度1 630.72 m,(-)

2.2 储集空间类型

正宁地区长6段孔隙类型以粒间溶孔、长石溶孔、岩屑溶孔等次生孔隙占优势，原生粒间孔较差。

a.粒间孔：长6段中常见，孔隙呈长条状、三角状等(图2-D)，面孔率为0.93%～3.3%，平均为1.15%，孔壁常见绿泥石或伊利石衬里，利于孔隙保存。

b.粒间溶孔：粒间孔周缘颗粒或杂基、胶结物被溶蚀而形成粒间溶孔(图2-G)，最常见长石颗粒溶蚀形成粒间溶孔现象，偶见岩屑溶蚀。粒间溶孔的面孔率为0.3%～2.4%，平均为1.14%。

c.长石溶孔：是正宁地区常见的孔隙类型，存在2种形式：①长石颗粒部分被溶蚀形成溶孔(图2-F)，自生石英、有机质或白云石充填其内；②长石全部被溶蚀形成铸模孔，自生石英或白云石偶有充填。长石溶孔的面孔率为0.64%～1.24%，平均为1.04%。

d.岩屑溶孔：多数为喷发岩碎屑被溶蚀，偶见碳酸盐岩、千枚岩碎屑被溶蚀，形成港湾状溶孔或渣状孔隙，长6段平均面孔率为0.41%。

2.3 储层物性特征

孔隙度：正宁地区长6段孔隙度为0.16%～19.91%，平均为7.73%，表现为低孔储层特征。各层段孔隙度分布略有不同，长63油层中(9 282个数据)孔隙度为5%～8%者可达50.23%，8%～10%者达27.62%，而10%～15%的仅占11.79%；长62油层中(3 279个数据)孔隙度为5%～8%的占41.78%，8%～10%的占33.03%，10%～15%的占15.19%；长61油层中(688个数据)孔隙度为5%～8%者可达38.81%， 8%～10%的占35.90%，10%～15%的占16.42%。

渗透率：正宁地区长6段渗透率为(0.001～70.37)×10-3μm2，平均为0.22×10-3μm2，属超低渗储层。各段渗透率分布特征如下：长63油层(9 135个数据)渗透率主要集中在0.01～0.03×10-3μm2和0.05～1×10-3μm2，它们分别占样品总数的34.89%和35.18%；渗透率为(0.03～0.05)×10-3μm2的样品占21.97% ，其余7.59%的样品渗透率<0.01×10-3μm2。长62油层渗透率(3 231个数据)分布在0.01～0.03×10-3μm2与0.05～1×10-3μm2区间的比率分别为32.62%和39.15%，20.21%的样品分布在0.03～0.05×10-3μm2，其余7.64%的样品渗透率<0.01×10-3μm2。长61油层组(672个数据)渗透率主要集中在(0.05～1)×10-3μm2，占53.87%；(0.03～0.05)×10-3μm2与(0.01～0.03)×10-3μm2分别占12.65%和25.00%；<0.01×10-3μm2占7.89%。

3 储层成岩序列与成岩相

3.1 成岩作用类型及特征

3.1.1 压实作用

正宁地区长6段埋深0.8～2.1 km，成岩演化阶段，压实作用导致岩石致密，体现在：①云母弯曲变形且具有定向性，显微镜下见薄片中大量云母呈扭曲状，或受挤压环颗粒边缘分布，在低倍镜下可见云母具有定向排列特征；②颗粒塑性变形，岩石中常见泥岩、千枚岩、板岩碎屑甚至喷发岩碎屑发生形变呈椭圆形颗粒；③颗粒间呈点-线、线接触(图3-A)，长6段砂岩颗粒多呈点-线接触、线接触，极少数为点接触。

3.1.2 胶结作用

正宁地区长6段岩石胶结强烈，呈多类型、多期次胶结特征，胶结物成分有硅质、高岭石、伊利石、绿泥石、方解石、铁方解石、白云石和铁白云石。

①硅质胶结：449张薄片统计，硅质胶结物的质量分数为0.93%～6.7%，硅质来源少使硅质胶结不太发育，胶结物偶以次生加大边呈现(图3-B)或充填于孔隙间。②高岭石胶结为六方片状、粒状充填于颗粒之间世代生长，质量分数为0.53%～10%。③伊利石胶结在薄片中不易辨别，扫描电镜下呈丝状或片状，2类主要产状：泥岩碎屑或长石颗粒发生伊利石化向孔隙生长形成胶结物或呈搭桥状充填孔隙(图3-C)；高岭石胶结物转变为伊利石并向孔隙内继续生长。薄片资料统计，伊利石质量分数最高可达30%，平均为4.24%。④绿泥石胶结：主要以薄膜衬里样式包壳颗粒，矿物紧贴颗粒表面生长，扫描电镜下见绿泥石呈片状依附颗粒表面并向孔隙内生长，偶见包壳生长后孔隙被高岭石后续充填。薄片统计，绿泥石最高质量分数为19%，平均为0.89%。⑤方解石胶结呈2种方式：片状充填孤立孔隙，解理发育，茜素红-铁氰化钾混合液染成红色(图3-D)；连生胶结连通孔隙，高级白干涉色，混合液染成红色。方解石质量分数最高为29%，平均为0.62%。⑥铁方解石胶结：混合染色呈紫红色，粒状，充填孔隙并交代长石颗粒，边缘偶被铁白云石交代；交代方解石，见残余红色方解石矿物。铁方解石质量分数最高可达45%，平均为3.42%。⑦白云石胶结：产状有3类，分别是呈颗粒状或片状充填于孔隙内、菱形白云石漂浮状交代方解石胶结物、半自形白云石向孔隙生长胶结。白云石胶结物质量分数最高为25%，平均为0.55%。⑧铁白云石胶结有2种产状：青色铁白云石呈粒状胶结颗粒，表面有解理(图3-E)；交代早期白云石胶结物，后者呈菱形，铁白云石为半自形粒状。铁白云石胶结物质量分数最高为26%，平均为1.05%。

图3 正宁地区长6段储层典型成岩作用Fig.3 The microphotographs showing typical diagenesis of Chang-6 reservoir in Zhengning area(A)颗粒间点-线接触、线接触,长62,庄246井,深度1 722.5 m,(-); (B)石英次生加大,长63,宁37井,深度1 381.76 m,(-); (C)伊利石搭桥,长62,正72井,深度1 360.19 m,SEM; (D)方解石胶结,长62,正19井,深度1 546.2 m,(-); (E)铁白云石、白云石胶结,长62,宁71井,深度1 324 m,(-); (F)岩屑溶孔,长62 ,正19井,深度1 547.2 m,(-); (G)长石绿泥石化,长62,正156井,深度1 155.1 m,(-); (H)铁白云石交代方解石,长61,正93井,深度1 259.2 m,(-); (I)铁白云石交代白云石,长62,庄246井,深度1 715.5 m,(+)

3.1.3 溶蚀作用

常见长石或岩屑被溶蚀。长石沿解理产生线状微缝，而后扩溶，最终形成铸模孔。喷出岩碎屑及少量碳酸盐岩碎屑易被溶蚀形成港湾状或不规则溶孔(图3-F)。

3.1.4 交代作用

据交代矿物特征分为3类：①高岭石、绿泥石和绢云母交代长石，亦称长石蚀变，常见高岭石交代长石，呈颗粒状、蠕虫状，扫描电镜下观察可见高岭石转变为伊利石；绿泥石(图3-G)或绢云母部分交代斜长石。②碳酸盐交代长石、岩屑，前者常见后者偶见，见方解石、白云石、铁方解石、铁白云石交代长石和岩屑。碳酸盐沿长石颗粒边缘向内交代，或者沿解理向两侧交代，呈现长石、碳酸盐矿物共存现象。③铁碳酸盐交代碳酸盐，常见铁方解石交代方解石和铁白云石交代方解石、白云石现象。铁方解石交代方解石从孔隙中心向边缘交代，边缘残留方解石；铁白云石交代方解石，表现为方解石胶结物内析出自形铁白云石(图3-H)；铁白云石交代白云石从边缘向中心交代(图3-J)，表现为铁白云石包裹白云石。

3.2 成岩阶段与成岩序列

a.成岩阶段。正宁地区长6段岩石内伊利石(I)/蒙脱石(S)中wS<15%，Ro值为0.5%～1.3%，颗粒间为点-线接触，次生孔优于原生孔，见书页状高岭石、丝发状伊利石自生矿物，方解石、铁白云石胶结物多见，长石和岩屑易被溶蚀，偶见碳酸盐矿物被溶蚀，综合上述特征，根据SY/T 5477-2003[17]，正宁地区长6段处于中成岩A-B段，以A段为主。

b.成岩序次。根据前文成岩作用类型及特征、矿物交代序列及其相互关系、成岩阶段划分，确定成岩序次如下：准同生期绿泥石包壳；早成岩期发育石英次生加大，高岭石、方解石及较晚的伊利石胶结；中成岩期以碳酸盐胶结为特征，呈现方解石、铁方解石交代长石颗粒，铁方解石和白云石交代方解石，铁白云石交代方解石、白云石和长石颗粒的现象，故次生矿物序次为：方解石—铁方解石—白云石—铁白云石；碳酸盐胶结前、后均发生有机酸溶蚀，构造裂缝切割整个岩石，形成的时间最晚。

3.3 成岩相

3.3.1 成岩相确定方法

成岩相是沉积物在成岩环境内的产物，通常是岩石、胶结物、组构和孔洞特征及其演化的综合面貌[18-19]，直接反映现今的储层特征，可表征储层成因并直接确定优质储层的分布，因此可更有效地指导油气勘探。本文尝试采用定量手段确定成岩相：①分析成岩作用类型及特征，建立成岩序次；②根据自生矿物及其交代关系确定成岩环境；③根据Ro值、I/S值、颗粒接触关系等指标确定成岩阶段；④定量计算关键的成岩作用强度(压实、胶结和溶蚀作用)，定量化储层的成岩影响；⑤在具有代表性的储层段挑选样品磨制薄片，定量计算各类孔隙度，储集空间孔隙度=(单面孔率/总面孔率)×测试孔隙度；⑥选取优势成岩作用和孔隙类型共同命名成岩相，当有2个或2个以上同等贡献的成岩作用、孔隙类型时，则采用联合方式命名成岩相。我们试图采用这种方式反映储层经历的成岩变化，为储层预测提供更加精细的判断依据。

3.3.2 成岩相特征

据上述成岩相确定方法在正宁地区长6段各亚段划分出5种不同岩相，分别为绿泥石胶结粒间孔成岩相、长石溶孔成岩相、泥岩压实成岩相、碳酸盐胶结成岩相和黏土胶结成岩相(图4)。绿泥石胶结粒间孔成岩相由于绿泥石薄膜的存在减轻了压实作用对砂岩的影响，使得一些原生孔隙被保存下来。长石溶蚀孔为研究区主要次生孔隙类型，一定程度上改善了储层物性。长石溶解常形成粒内溶孔、粒缘溶孔，使长石呈网状、岛弧状，乃至形成铸模孔。泥岩压实成岩相是以强压实作用为主，物性较差。碳酸盐胶结相中碳酸盐胶结物使孔隙发育的碎屑岩变差成为非渗透层，甚至成为致密层。黏土矿物胶结同样使砂岩层孔隙度变差，不利于储层发育。

图4 正宁地区长6段成岩相图Fig.4 The maps showing diagenetic facies of Chang-6 reservoir in the Zhengning area(A)长63亚段; (B)长62亚段; (C)长61亚段

4 孔隙演化定量计算

为了定量表征正宁地区长6段孔隙演化过程，本文引入压实率、溶蚀率及胶结率计算公式，先确定原始孔隙度，而后定量计算各成岩作用的影响程度，进而计算该成岩事件后孔隙变化情况，最终计算出长6段储层孔隙度。

4.1 原始孔隙度

通过经验公式计算原始孔隙度：q0=20.91+22.90/S0(S0为Trask分选系数，S0=d25/d75；d25和d75分别为概率累积曲线上25%和75%处的粒径大小)[20-21]，正宁地区长6段初始孔隙度的计算结果为36.0%～40.4%，平均为38.4%。

4.2 孔隙演化过程定量计算

为了定量计算孔隙演化过程，先引入影响成岩作用的关键指标：压实率、溶蚀率、胶结率[22]。

其中：V0为原始孔隙体积(根据粒度和分选情况，应用Sneider图版进行估算[23])；V为压实后的粒间体积，包括孔隙体积、胶结物体积和杂基微孔体积，利用薄片估算获得。

其中：溶蚀孔隙指长石溶蚀形成的粒间溶孔和粒内溶孔；总孔隙指溶蚀孔隙和原生孔隙之和，通过显微镜下薄片鉴定估算。

以此为基础，正宁地区长6段岩石压实率处于50%～95%(460张薄片)。该区原始孔隙度(q0)为36.0%～40.4%，平均为38.4%。压实改造程度不同，压实率最低31.6%，甚至使原始孔隙消失，平均压实率可达74%；即原始孔隙经压实改造后消失74%左右，压实作用造成原始孔隙度由38%急剧减少到11%，表明压实作用是正宁地区长6段孔隙急剧减少的原因之一。

正宁地区长6段常见绿泥石胶结物，其胶结率为0.68%～91.89%，平均为36.8%；方解石胶结率平均为44.77%，铁方解石胶结率可达49.92%，白云石胶结率达44.12%，铁白云石胶结率为33.82%，计算总胶结率平均为33.17%。按成岩序列，储层先发生压实作用，再经历胶结作用，最后发生溶蚀作用(图5)。压实改造后岩石孔隙度仅为11%；胶结作用使孔隙度再度减少4.4%，原始孔隙度仅存6.6%左右。这表明胶结作用使仅有的原生孔隙再次骤减少，成为破坏储层质量的另一个主要因素。