渤海曹妃甸6-4油田东三段储层孔隙演化定量分析*

孙藏军 别旭伟 聂玲玲 黄 磊 姜 永

(中海石油(中国)有限公司天津分公司 天津 300459)

近年来，渤海海域油气勘探已逐渐从浅层转移到中深层甚至深层，并取得了一定成效[1-2]。有关渤海海域中深层储层研究，大多学者多侧重于古地貌、古物源、沉积作用等宏观控制因素研究[3-5]，忽视成岩作用的影响。而成岩作用对于碎屑岩储层孔隙的演化具有重要改造作用，直接影响着储集层孔隙的演变[6-7]，尤其中深层碎屑岩储层经历深埋藏，成岩改造过程较浅层而言更为复杂。因此，开展中深层储层成岩作用研究，明确成岩改造过程中孔隙演化史，对于指导渤海海域中深层储层的进一步勘探生产工作具有重要意义。本文利用铸体薄片、扫描电镜、常规物性、X射线衍射、流体包裹体等分析化验资料，以曹妃甸6-4油田东三段储层为研究对象，探索定量恢复其成岩演化过程中孔隙演化史，旨在为该区优质储层预测提供依据。

1 区域地质概况

曹妃甸6-4油田为近年来渤海中西部发现的优质整装中型油田(图1)。区域构造上处于石臼坨凸起西段石南一号大断层下降盘陡坡带，南部紧邻渤中凹陷西次洼，西靠南堡凹陷，成藏位置十分有利。自上而下揭示第四系平原组、新近系明化镇组和馆陶组、古近系东营组和沙河街组。其中，东三段为曹妃甸6-4油田主力含油层位，地层厚度300 m左右，埋深2 600～3 100 m，与下伏沙河街组呈平行不整合接触。沉积相为近距离搬运的扇三角洲沉积，母岩为石臼坨凸起基岩中生界火成岩、太古界变质花岗岩和寒武—奥陶系碳酸盐岩。

图1 曹妃甸6-4油田所处区域构造位置[3]

2 岩石学特征

2.1 碎屑组分特征

通过4口井71个铸体薄片样品统计分析(图2)，研究区东三段储层以岩屑长石砂岩为主，其次为长石岩屑砂岩。碎屑颗粒中石英含量17%～44%，平均36.3%；长石含量21%～47%，平均36.8%，以钾长石为主，斜长石次之；岩屑含量8%～55%，平均26.2%，成分以中酸性火成岩为主，其次为变质岩及碳酸盐岩岩屑；成分成熟度较低，Q/(F+R)为0.20～0.83，平均为0.56；分选中等，磨圆度次棱角—次圆状。

图2 曹妃甸6-4油田东三段岩石类型[3]

2.2 填隙物特征

研究区东三段储层填隙物含量1.0%～39.0%，平均10.3%。胶结物主要为碳酸盐矿物(图3)，含量1.0%～18.0%，平均4.4%，以铁白云石为主，可见菱铁矿、白云石、方解石和铁方解石。黏土矿物以高岭石为主，平均含量2.4%，其次为伊利石。石英次生加大极少发育，仅个别样品见到。杂基以泥质为主，平均含量4.0%。

图3 曹妃甸6-4油田东三段胶结物体积分数直方图

3 成岩作用特征及成岩序列

3.1 成岩作用特征

通过研究区东三段储层的铸体薄片、扫描电镜和阴极发光等资料分析，认为主要成岩作用包括压实作用、胶结作用、交代作用和溶蚀作用，其中交代作用对储层孔隙变化影响较小。主要呈现以下特征：

1) 压实作用。镜下主要表现为碎屑颗粒点-线接触，偶见凹凸接触，压实中等(图4a)。

a—粗粒长石岩屑砂岩，碎屑颗粒点-线接触，局部凹凸接触，粒间可见铁方解石、菱铁矿呈斑块状胶结，CFD6-4-A井，2 646.5 m，单偏光；b—砾质中粒长石岩屑砂岩，菱铁矿呈斑块状胶结，局部见溶孔，CFD6-4-A井，3 141.7 m，单偏光；c—粗粒岩屑长石砂岩，早期方解石呈环带状胶结颗粒表面，CFD6-4-B井，3 052.5 m，单偏光；d—中粒岩屑长石砂岩，白云石和铁白云石斑块状胶结、交代碎屑颗粒，部分泥晶白云石围绕颗粒边缘分布,CFD6-4-A井，2 877.3 m，正交偏光；e—细粒岩屑长石砂岩，铁方解石呈斑块状胶结、交代碎屑颗粒，CFD6-4-A井，2 993.5 m，单偏光；f—细粒岩屑长石砂岩，铁白云石充填长石溶孔，CFD6-4-A井，2 875.2 m，单偏光；g—粗粒长石岩屑砂岩，高岭石呈小米粒状充填粒间孔隙，溶蚀粒间孔、溶蚀颗粒孔及部分高岭石晶间微孔发育，CFD6-4-A井，3 139.76 m，单偏光；h—中粒岩屑长石砂岩，鳞片状高岭石和丝片状伊利石充填粒间孔隙，CFD6-4-B井，2 875.1 m，扫描电镜；i—细粒岩屑长石砂岩，搭桥状伊利石和书页状高岭石充填粒间孔隙，CFD6-4-B井，2 876.3 m，扫描电镜；j—细—中粒岩屑长石砂岩，石英次生加大，CFD6-4-A井，2 646.5 m，正交偏光；k—细粒岩屑长石砂岩，次生石英加大(Q)、丝片状伊利石(I)和鳞片状高岭石(K)充填粒间孔隙，见伊利石附着于自生石英表面生长，CFD6-4-A井，3 000.5 m，扫描电镜；l—粗粒长石岩屑砂岩，菱铁矿呈斑块状胶结、交代碎屑颗粒，铁方解石交代菱铁矿，CFD6-4-C井，2 946.5 m，单偏光；m. 中—细粒岩屑长石砂岩，白云石呈斑块状胶结、交代碎屑颗粒，铁白云石交代白云石，CFD6-4-A井，2 928.1 m，正交偏光；n—细粒岩屑长石砂岩，长石颗粒沿解理溶蚀，CFD6-4-B井，3 142.6 m，单偏光；o—砾质中粒长石岩屑砂岩，碳酸盐岩岩屑溶蚀孔,CFD6-4-B井，3 139.88 m，单偏光。

图4 曹妃甸6-4油田东三段储层成岩作用显微照片

Fig.4 Reservoir diagenesis micrograph of Ed3in CFD6-4 oilfield

2) 胶结作用。主要为碳酸盐胶结，黏土矿物胶结次之，硅质胶结极少见。①碳酸盐胶结。镜下可见碳酸盐胶结物在东三段储层普遍发育，早期多见菱铁矿，方解石、白云石次之，呈微晶状或斑块状胶结粒间孔(图4b、c、d)，中晚期铁方解石、铁白云石呈斑块状胶结充填粒内溶孔(图4e、f)。②黏土矿物胶结。自生黏土矿物主要为高岭石，主要呈小米粒状充填粒间孔隙(图4g)，扫描电镜下以六方形集合体呈鳞片状或蠕虫状充填粒间孔隙(图4h)。伊利石主要呈丝片状包裹在颗粒表面(图4h)，偶见搭桥状堵塞孔隙(图4i)。③硅质胶结。偶见石英发生次生加大边(图4j)，可见伊利石附着于自生石英表面生长(图4k)。

3) 交代作用。可见早期菱铁矿呈斑块状胶结、交代碎屑颗粒，中晚期铁方解石交代菱铁矿(图4l)，白云石呈斑块状胶结、交代碎屑颗粒，铁白云石交代白云石(图4m)。

4) 溶蚀作用。受母岩岩性影响，镜下主要见长石颗粒边缘及内部沿解理因溶蚀多形成残余状粒内溶孔(图4n)，中酸性火成岩岩屑、碳酸盐岩屑及胶结物中不稳定组分溶蚀形成粒内溶孔或粒间溶孔(图4o)。

3.2 成岩演化序列及阶段

研究区东三段储层所夹泥岩镜质体反射率为0.54%～0.63%，有机质演化达到低成熟—成熟阶段，且最大热解峰温Tmax介于437～441 ℃，储层流体包裹体均一温度介于98～120 ℃，主要为105～115 ℃，伊/蒙混层矿物中蒙皂石层含量介于15%～20%。综合岩石结构、孔隙类型、自生矿物产出特征、溶蚀-充填关系以及相互交代关系特征，根据石油天然气行业标准SY/T5477—2003，认为研究区东三段储层所经历的成岩演化序列为压实作用→早期碳酸盐胶结→长石、岩屑、碳酸盐胶结物溶蚀→高岭石胶结/石英加大→伊利石胶结/晚期碳酸盐胶结[8]，现主要处于中成岩A期(图5a)。

图5 曹妃甸6-4油田东三段储层成岩阶段划分、埋藏史-古地温史及孔隙综合演化史

4 孔隙演化定量分析

4.1 孔隙演化模型的建立

沉积物进入埋藏成岩阶段，储层孔隙度的演变受压实作用、胶结作用和溶蚀作用等成岩作用的共同影响，直至形成现今储集空间特征。为了便于分析复杂成岩过程中各个阶段储层孔隙度演化及发育特征，本次研究在参考前人研究结果基础上[9-12]，假设各个成岩阶段是相对独立的，同时考虑压实作用贯穿整个埋藏成岩过程，设定研究区东三段扇三角洲沉积体埋藏成岩后，依次经历了早成岩A期压实减孔→早成岩B期压实+早期胶结减孔→中成岩A期压实-溶蚀增孔→中成岩A期压实+中晚期胶结/交代减孔4个孔隙演化阶段，并建立相应的孔隙演化模型方程(表1)。

表1 曹妃甸6-4油田东三段储层成岩演化过程中孔隙度定量计算公式

注：D25为粒度概率累积曲线上25%处对应的颗粒直径，mm；D75为粒度概率累积曲线上75%处对应的颗粒直径，mm；Φce为现今胶结物含量，%；Φce1为早期胶结物含量，%；Φce2为中晚期胶结物含量，%；Φori为铸体薄片中粒间孔面孔率，%；Φmatr为铸体薄片中杂基原生微孔面孔率，%；Φ为样品实测孔隙度，%；Φpor为铸体薄片中总孔隙面孔率，%；Φdiss为铸体薄片中溶蚀孔面孔率，%；n为样品编号，n=1，2,…，71。

因埋藏成岩过程中压实作用导致储层持续减孔，引入“时间深度指数”对埋藏成岩过程压实减孔量进行校正[13]。Sombra和Chang认为时间深度指数(即埋藏史曲线与深度轴、时间轴所组成面积)综合反映了储层埋深的过程及其所经历的温度和压力变化，定量表征了埋藏过程对储层压实效应的影响[13]。根据埋藏史图，分别计算不同埋藏阶段的时间深度指数所占比率，以此来校正不同阶段压实减孔量[14]。因不同埋藏阶段压实减孔效应存在差异且埋藏越深压实作用越强，选用埋藏因子(α)修正不同埋藏时期压实减孔量[14-15]。划分曹妃甸6-4油田东三段储层经历4次埋藏压实阶段(图5b)，式(1)为每次沉降压实减孔比率计算式，表2为计算结果。

(1)

式(1)中:Ci为第i次沉降减孔比率；ΔHi为第i次沉降深度;ΔTi为第i次沉降所经历时间;α为埋藏因子(α=2m；早成岩期，m=0；中成岩期，m=1)。每次沉降埋藏减孔量为

ΔPi=P1×Ci(i=1,2,3,4) (2)

利用阴极发光及铸体薄片资料，分析认为研究区胶结作用主要为碳酸盐胶结物。以溶蚀作用为界，划分早期胶结和中晚期胶结的2个相对独立阶段，统计胶结物含量并分别代表早期胶结损失孔隙度(J1)和中晚期胶结损失孔隙度(J2)。

研究区溶蚀作用主要为中成岩A期有机酸溶蚀期，以长石、岩屑等易溶组分发生选择性溶蚀。根据铸体薄片图像统计资料，溶蚀增加的孔隙度Φ4=Φdiss×Φ/Φpor。

4.2 计算结果分析

利用71块样品铸体薄片鉴定结果和常规物性分析资料，根据孔隙演化模型方程(表1)，推演计算各成岩阶段的孔隙度演化(表3)。可以看出，研究区东三段各样品初始孔隙度变化不大，介于27.75%～36.69%，平均32.24%，表明沉积体埋藏前碎屑颗粒的几何堆积过程不是影响储层孔隙度演变的关键因素。随着埋深加大，4次埋深压实阶段导致孔隙度损失率平均分别为18.06%、30.00%、6.78%、11.87%，合计损失率平均值66.71%，表明随着埋深加大，压实作用增强，导致碎屑颗粒紧密接触，粒间孔隙急剧减少，对储层孔隙演化影响较大，尤其受早成岩阶段机械压实影响显著。依据成岩演化序列，划分研究区胶结作用为早期胶结作用(菱铁矿、方解石、白云石)和中晚期胶结作用(高岭石、伊利石、次生石英加大、铁方解石、铁白云石)，中间阶段为溶蚀作用。早期胶结作用导致孔隙度损失为1.00%～13.00%，平均2.33%；中晚期胶结作用损失孔隙度为1.00%～21.00%，平均为3.90%。研究区常见长石颗粒溶孔，岩屑溶孔次发育。溶蚀作用导致孔隙度增加0%～20.60%，平均10.80%，溶蚀增孔率平均值为33.83%，可以看出，次生溶蚀受限于碎屑颗粒易溶组分，次生溶蚀孔不均匀发育，但是中深层储层孔隙演化过程中重要的增孔阶段。

根据孔隙演化模型，样品计算孔隙度介于10.80%～24.30%，平均15.47%，与气测孔隙度的相对误差为0.21%～6.30%，平均2.52%，且二者数据点分布与基准线整体基本一致(图6)，拟合系数较高(R2=0.97)，误差较小，计算结果具有参考价值。

表3 曹妃甸6-4油田东三段样品不同成岩过程孔隙度演化统计表

注：Φ1为初始孔隙度，%；P1为压实损失孔隙度，%；Q1为早成岩A期压实损失孔隙度，%；Q2为早成岩B期压实+早期胶结损失孔隙度，%；Q3为中成岩A期压实-溶蚀增加孔隙度，%；Q4为中成岩A期压实+晚期胶结减少孔隙度，%；n为样品编号，n=1,2,…，71；φn为计算孔隙度，%；Φ为样品实测孔隙度，%；En为相对误差，%。

图6 孔隙演化模型计算孔隙度与气测孔隙度关系

4.3 成岩过程中的孔隙演化

1) 早成岩A期压实减孔阶段。距今约28 Ma之前，东三段埋深约1 000 m左右，地层温度小于50 ℃，处于早成岩阶段A期(图5)。主要发育早期机械压实作用，表现为碎屑颗粒间以点接触甚至未接触为主，原生粒间孔发育，胶结作用欠发育。储层孔隙度减少主要受控于早期机械压实，减少孔隙度为5.79%。

2) 早成岩B期压实+早期胶结减孔阶段。距今10～25 Ma，东三段埋深为1 000～2 200 m，地层温度50～80 ℃，处于早成岩阶段B期(图5)。随着埋深加大，压实作用增强，碎屑颗粒间逐渐呈现为点-线接触。压实作用导致孔隙度损失9.62%，仍为影响储层孔隙演化的主要因素。粒间早期胶结物中，菱铁矿绝对含量为1.27%，白云石绝对含量为0.81%，方解石绝对含量为0.25%，早期胶结作用损失孔隙度2.33%，对储层孔隙演化直接影响较小，但间接增强了储层的后期抗压实性。同时，随埋深增大，有机质逐渐半成熟，碎屑颗粒间成岩流体pH值降低，碎屑颗粒中长石、中酸性火山岩岩屑等易溶组分开始遭受早期微弱溶蚀，但对孔隙演化影响较小。

3) 中成岩A期压实-溶蚀增孔阶段。距今6～10 Ma，东三段埋深可达2 200～2 600 m，地层温度80～95 ℃，处于早成岩阶段B期晚期到中成岩阶段A期(图5)。随着埋深进一步增大，压实作用，但地层温度、压力随之增大，有机质进入成熟生烃阶段。大量有机酸进入东三段储层，改变了碎屑颗粒间流体介质性质，导致长石等易溶组分大量溶蚀，形成储层大量发育的次生溶蚀孔。同时，长石等溶蚀产物造成粒间酸性溶液中Si4+、Al3+浓度逐渐增至饱和[15]，为中晚期自生高岭石和石英次生加大胶结物的产出提供物质基础。该阶段溶蚀作用增加的孔隙度为10.80%，受压实作用影响减少孔隙度为2.16%。

4) 中成岩A期压实+中晚期胶结/交代减孔阶段。东三段储层埋深达到最大，为2 600～3 500 m，地层温度95～120 ℃，处于中成岩阶段A期。受持续压实+早期胶结固结成岩的影响，该阶段压实作用减小孔隙度仅为3.80%。流体包裹体资料分析表明该阶段为东三段原油主要充注时期。随着原油持续充注，碎屑颗粒间流体介质由酸性变为碱性，加之泥岩孔隙水排放、黏土矿物转化等作用释放出Fe2+[9]，造成中晚期胶结主要为含铁碳酸盐胶结物沉淀。同时，地层温度达80 ℃以上，会导致储层中高岭石向伊利石转化[15]。该阶段胶结作用减少孔隙度为3.90%，其中铁白云石绝对含量为2.10%，铁方解石绝对含量0.50%，伊利石绝对含量为0.10%，高岭石绝对含量为1.16%，次生石英绝对含量0.04%。

经过成岩过程中孔隙度演化模拟，最终得到的孔隙度平均15.47%，与常规物性气测孔隙度15.50%接近(图5)。

5 结论

分析表明，渤海石臼坨凸起曹妃甸6-4油田东三段储层埋藏成岩后经历4个孔隙演化阶段，模型计算初始孔隙度平均为32.24%；早成岩A期压实减孔阶段，储层孔隙演化受控于早期机械压实，减少孔隙度5.79%；早成岩B期压实+早期胶结减孔阶段，压实作用减少孔隙度9.62%，早期胶结作用减少孔隙度2.33%；中成岩A期压实-溶蚀增孔阶段，溶蚀作用增加孔隙度10.80%，受压实作用影响减少孔隙度2.16%；中成岩A期压实+中晚期胶结/交代减孔阶段，压实作用减小孔隙度仅为3.80%，胶结作用减少孔隙度为3.90%。经过成岩过程中孔隙度演化模拟，最终计算样品孔隙度平均为15.47%，与气测孔隙度相对误差平均为2.52%，误差相对比较小。本文研究成果对于该区优质储层预测具有一定参考意义。