苏里格西部致密砂岩气藏储层成岩作用特征及孔隙度定量演化

2021-04-09魏千盛魏克颖李桢禄阳生国郝军慧董鑫旭朱玉双

地质与勘探 2021年2期

魏千盛，魏克颖，李桢禄，阳生国，郝军慧，庞强，董鑫旭，朱玉双

(1.中国石油长庆油田分公司第三采气厂，内蒙古鄂尔多斯 017300；2.中国石油勘探开发研究院西北分院，甘肃兰州 730020；3.西北大学大陆动力学国家重点实验室/地质学系，陕西西安 710069)

0 引言

苏里格气田是迄今为止国内发现的最大的气田，“三低”的特性使其难以用常规开采技术开采，严重阻碍了气田的高效开发(王晶晶，2014；张安达等，2014；冯小龙等，2016)。因而，明确其致密特征以及成因对进一步高效开发生产具有指导意见。

大量研究表明，苏里格气田受构造、沉积以及多种地质作用影响，使得该地区地质情况复杂，其中成岩作用是苏里格气田储层致密的主要原因，多因素共同作用形成了砂体展布多样、非均质性强的致密储层，严重制约了产能的提升。但不同地区、不同层位在物源沉积基础有所区别，使得不同地区的不同储层致密主控因素有所不同(陈凤喜等，2007；路中奇等，2015；赵元元，2016；李驰，2017；雒斌等，2019)。王凤娇等(2017)对苏里格东区储层特征进行分析认为，埋深大造成强烈的压实作用是储层致密的主要因素。唐颖等(2015)将沉积与成岩因素相结合分析得出，辫状河沉积下的盒8段储层物性较好，相比较埋深大、塑性物质较多的山1储层的抗挤压能力较弱，物性较差。侯明才等(2009)对成岩特征进行深入分析，认为苏北地区主要受建设性、抑制性以及保持性成岩作用三类作用，并指出保持性成岩作用对抗压实、溶蚀具有重要意义。高星等(2009)从成岩作用及其演化的角度出发，认为位于河道沉积微相上经溶蚀作用形成的次生孔隙储层是苏西地区的有利储层。

前人对苏里格地区的沉积相、成岩作用、储层特征做了大量研究，均表明不同区域在致密控制因素上差别较大(高星等，2009；侯明才等，2009；赵丁丁等，2019)，并且储层致密控制因素是制约气田合理开发的关键因素。因此，本文在成岩序列研究的基础上，借助铸体薄片、扫描电镜、高压压汞等实验测试分析手段，综合多种因素分析储层致密成因，进一步明确主控因素，为下一步储层综合评价以及有利区筛选提供理论基础。

1 区域地质概况

本次研究选取苏里格西部苏48区作为研究对象，该区块位于鄂尔多斯盆地苏西地区的中部(图1)，区块面积1135 km2。研究区盒8段顶部构造形态为宽缓西倾的单斜，与区域斜坡倾向一致，每千米平均坡降为3～5 m，倾角较小，普遍小于1°，在宽缓的坡带上分布较多的较为平缓的鼻隆。研究区在二叠纪盒8下沉积期受北部物源区抬升影响，水体能量不断增强供给较多的陆源物质，沉积相类型为辫状河三角洲平原亚相，演变为盒8上时水体能量逐渐减弱，沉积相过渡为辫状河三角洲平原亚相、辫状河三角洲前缘亚相(董越和石坚，2013；庞振宇等，2013，2014；刘毅等，2014)。

图1 研究区地理位置图Fig.1 Geographical location of the study area1-构造单元分界线;2-研究区;3-地名;4-省界线；5-盆地边界构造线；6-物探推测断层1-tectonic unit boundary;2-study area;3-place name;4-provincial border;5-basin boundary structure line;6-fault inferred by geophysical prospecting

2 储层岩石学特征

镜下鉴定统计结果表明(图2，表1)，研究区目的层段岩石种类大多为石英砂岩和岩屑石英砂岩，部分样品可见长石组分存在，但其含量较少不足以构成长石石英砂岩。盒8段平均碎屑含量达85%，以石英、岩屑为主，具“高石英、低岩屑、极少见长石”的特点，其中石英平均含量盒8上为78.2%(占碎屑颗粒的90.82%)，盒8下80.9%(占碎屑颗粒的94.95%)；岩屑含量盒8上高于盒8下，分别为7.9%(占碎屑颗粒的9.18%)和4.3%(占碎屑颗粒的5.05%，表1)。区内结构成熟度属中等级别，分选中等或中-好，颗粒边缘较不规则，磨圆程度一般。

图2 研究区盒8段砂岩岩石成分三角图Fig.2 Triangle diagram of sandstone composition of He 8 member in the study area

表1 研究区盒8段储层矿物组分相对含量统计表

研究区目的层填隙物皆占比14%左右，差别不大，种类主要为粘土矿物(水云母、高岭石、绿泥石)、硅质和碳酸盐胶结物(表2)。盒8段储层粘土矿物主要是伊利石、高岭石。硅质胶结在镜下清晰可见，其形态和产状各式各样，其理化性质稳定，难以溶解，对储层的物性影响较大；碳酸盐类以铁方解石为代表，盒8上、下两段的平均含量分别为1.4%、1.8%，以交代颗粒并大面积充填孔隙的形式产出。

表2 研究区盒8储层填隙物相对含量统计表

研究区盒8段储层受沉积、成岩等多因素控制，使得孔隙类型复杂多样，主要发育次生溶蚀孔，其次是粒间孔、晶间微孔。根据前人研究，局部地区存在裂缝，本次研究所采集的样品中未见微裂缝。研究区目的层样品孔隙组合类型主要以溶孔为主要孔隙的复合孔隙类型，整体面孔率较低，平均为1.03%。

3 成岩作用特征

区内成岩种类繁多，常见的主要有压实、胶结、溶解以及交代作用。其中压实、交代属抑制性作用，溶解作用为建设性作用，胶结作用则质兼具建设与破坏性质(刘建清等，2006；宋子齐等，2006)。

3.1 压实作用

压实是沉积物密度变大、物性变差的主要原因。机械压实的强度受沉积、碎屑颗粒组成、热演化史、构造主应力方向等因素影响，其影响因素众多造成压实作用机理较为复杂多样(朱春俊，2010；程卫华和邸文，2005；刘成林，2005；吴育平等，2019)。在分流河道主砂体发育的部位或河口坝砂体发育的部位水动力较强，云母等塑性组分含量较少，压实现象主要表现为颗粒呈紧密点、线接触(图3a)；在河道的边缘或水下天然堤、漫滩区域等水动力较弱的区域，塑性组分含量较多，颗粒间除呈现紧密接触外伴随着塑性软组分的强烈变形(图3b)，当云母形变后挤入粒间孔中形成假杂基，致使原生孔隙大量消失，结构更加致密。

图3 研究区成岩作用图版Fig.3 Photos showing varied diagenesis the study areaa-S17井,3356m,缝合线；b-S37井,3742.8 m,强烈压实及塑性颗粒变形；c-S361井,3695 m,毛发状伊利石；d-S61井,3611.49 m,绿泥石膜抑制石英次生加大；e-S48井,3632 m,石英次生加大；f-S301井,3646 m,方解石和铁方解石胶结；g-S49井,3651.52 m,铁白云石胶结；h-S109井,3658.11 m,岩屑溶孔；i-S139井,3636.83 m,晶间孔-溶孔a-well S17, 3356m, suture line；b-well S37, 3742.8m, strong compaction and plastic grain deformation；c-well S361, 3695m, hairy illite；d-well S61, 3611.49m, chlorite film inhibits quartz, secondary enlargement；e-well S48, 3632m, quartz, secondary enlargement；f-well S301, 3646m, calcite and iron calcite, cementation；g-well S49, 3651.52m, iron dolomite, cementation；h-well S109, 3658.11m, debris, dissolved pore；i-well S139, 3636.83m, intercrystalline pore-dissolved pore

3.2 胶结作用

胶结作用具有双重性质，既有建设作用也有抑制作用效果。研究区盒8段储层胶结物主要有伊利石、高岭石、绿泥石等胶结物质，硅质胶结物以及铁方解石和菱铁矿等碳酸盐胶结物。

3.2.1 自生粘土矿物的胶结作用

实验统计结果显示，自生粘土矿物中水云母含量最高，在研究区盒8段储层组中占比较高(图3c)。自生粘土矿物对储集层物性的影响机制较为复杂，上述成分首先使得储层的微观孔喉结构变得复杂，以孔隙式充填的自生粘土矿物以及碳酸盐质和硅质通常会占据有效储集空间破坏空隙间连通性。另一方面粘土膜可以抑制石英加大边的生长从而保留一定的残余粒间孔(图3d)，孔隙内充填的高岭石集合体为溶蚀作用的发生提供物质基础，有利于次生孔隙的形成。

3.2.2 硅质胶结

硅质生长是苏里格地区普遍可见的胶结类型，产出形态主要以次生加大边以及自形晶体的形态存在于储层的孔隙及其喉道中，平均含量在4%以上。硅质胶结对孔隙的改造同样具有两面性，一是次生加大的石英与自生石英均可以在压实致密的砂岩中起到堵塞孔隙的作用(图3e)；另一方面，硅质充填胶结后可承担一部分骨架颗粒承担的上覆地层荷载从而减轻了骨架颗粒上的有效应力，不仅起到保护储层原生粒间孔隙的作用，还改良了岩石骨架颗粒强度，增加了储层抗压实的能力。

3.2.3 碳酸盐矿物的胶结作用

研究区盒8段储集层碳酸盐类胶结物以方解石、白云石、菱铁矿为主，且以铁方解石含量为最高。通过薄片观察碳酸盐胶结物所存在的空间位置可以看出，方解石胶结物沿石英颗粒边缘分布于石英加大边外围呈孔隙式胶结(图3f)，铁方解石的产出要晚于方解石，赋存形式为基底式和孔隙式，铁白云石的出现应在成岩作用的后期，铁白云石一般是通过交代铁方解石出现，由于形成的时间与环境所限制，后期难以溶蚀(图3g)，因而碳酸盐胶结物的广泛出现极大增强了层内的非均质性。

3.3 溶蚀作用

溶蚀作用对研究区盒8段储层较大孔隙空间的发育起建设性作用，溶蚀作用产生的次生溶孔是研究区储层的主要孔隙类型，是天然气的主要储集空间。根据之前统计分析，研究区目的层未见或少见长石，因而溶蚀作用主要溶蚀的是岩屑组分(图3h)。其中溶蚀过程又可以分为两种：一是易溶成分直接溶蚀形成粒内孔隙；另一种则是岩石成分先被碳酸盐矿物交代后溶解，常形成粒内孔及溶蚀粒间孔(图3i)。

4 孔隙演化的定量分析

受沉积供给的碎屑颗粒组成以及后期地质历史时期所受的成岩作用，使得孔隙结构处于一种动态变化的过程中，通过定量表征各种成岩作用对孔隙空间大小的改变，并与埋藏史结合分析孔隙演变过程，可为优质储层的筛选提供理论基础。

本次对于成岩作用序列的研究是基于前人研究成果基础之上，通过实验分析观察孔隙类型、胶结物种类、产出状态、自生黏土矿物所处的空间位置及其相互关系，建立孔隙演化历史并对其进行定量化分析。

4.1 成岩序列

研究区影响砂岩储层孔隙演变的主要成岩方式是压实作用、胶结作用和溶蚀溶解作用。地层下降接受沉积时，最初所受的作用类型为压实作用，随着埋深逐渐增大、载荷增加，颗粒间间距缩小。颗粒接触部位可以观察到石英、高岭石、水云母等自生矿物的加大作用。紧邻颗粒的周围首先出现石英次生加大，部分加大边外围可见绿泥石膜抑制加大的扩展，向绿泥石外延伸在颗粒间孔隙中可见早期碳酸盐及粘土矿物沉淀。之后随着埋深逐渐增大，生气母质热演化程度不断提高，达成熟阶段并伴随着有机酸的析出，产出的有机酸进入孔隙将储层中的不稳定组分溶蚀形成次生溶孔，与此同时，部分次生溶孔中充填有铁方解石和铁白云石，证明溶蚀过程中伴随着碳酸盐的胶结(图4)。

4.2 孔隙度演化定量表征

根据常规薄片数据统计和镜下物质产出先后顺序鉴定，研究区胶结物与自生矿物共生序列为：绿泥石/次生加大石英/高岭石/自生石英/伊利石/铁方解石/铁白云石。在成岩作用类型、胶结物与自生矿物共生序列研究的基础上，结合成岩阶段划分标准，认为研究区所处的成岩阶段位于中成岩A期、B期，部分达到晚成岩期。根据主成岩期成岩事件的先后顺序，可依次划分为：压实作用-硅质胶结-绿泥石胶结-黏土矿物胶结-溶蚀溶解作用-碳酸盐胶结作用。明确成岩序列之后，在对原始孔隙度进行恢复的基础之上考虑不同成岩作用对孔隙度影响，从而对孔隙度演化进行定量表征(穆曙光和张以明，1994；毕明威等，2015；樊爱萍等，2016；尤丽等，2019)。

4.2.1 原始孔隙度恢复

目前对于原始孔隙度的恢复主要是根据Beard和Weyl提出的未固结砂岩湿法填充实验来确定(Beard and Weyl，1973)，依据未固结砂岩湿法填充实验得出拟合后的经验公式(1)：

φ0=20.91+22.9/S0

(1)

式(1)中φ0为砂岩的原始孔隙度；S0为Trask分选系数，该分选系数是粒度累计曲线上75%与25%处粒径的开根号之比，表征颗粒大小的均匀程度。利用区内5口井50个样品的粒度资料，对研究区沉积初始孔隙度进行计算，研究区盒8段储层特拉斯克分选系数(S0)介于1.41～1.83，平均值为1.62，求得目的层段初始孔隙度在33.42%～37.15%，平均值为35.04%。

图4 苏里格西部盒8段储层成岩作用与孔隙度演化模式图Fig.4 Model of reservoir diagenesis and porosity evolution of He 8 member in western Sulige area

4.2.2 定量分析成岩作用对孔隙度演化

(1)压实作用

压实作用是致密砂岩气致密化的主要因素。储层下降接受压实后，颗粒间紧密交接之外的区域一部分保留至今形成残余粒间孔，另一部则被早期胶结形成的胶结物和胶结物之间的晶间孔充填。因而压实作用的恢复是利用上述两部分进行反推，其中胶结物使用胶结物含量，残留空隙则用粒间孔面孔率加上晶间孔面孔率与总的面孔率的比值表征，两部分之和则为压实后的孔隙空间，见式(2)；通过对压实后孔隙度与原始孔隙度对比可以评价压实作用对孔隙度演化的压实率，见式(3)。

φ1=C+(P1+P2)×φave/Pt

(2)

Rcomp=(φ0-φ1)×100/φ0

(3)

其中，C为胶结物含量(质量分数)，φ1为压实后孔隙度，φave实测孔隙度的平均值，P1为铸体薄片所测得粒间孔面孔率，P2为铸体薄片所测得晶间孔面孔率，Pt为铸体薄片所测得总孔面孔率，Rcomp为压实作用的压实率。

结果显示，区内储层受压实作用后残余孔隙度分布在6.4%～15%，平均12.32%，压实作用造成孔隙度下降22%左右，损失率达到55%，因而可以看出压实作用是孔隙结构致密化的最突出因素。

(2)胶结作用

胶结作用发生后储集空间被胶结物所充填，储集空间的孔隙类型为残余的粒间孔以及未被胶结形成的晶间微孔，胶结引起的孔隙度丢失主要用胶结物的质量分数表示。因此胶结作用后的孔隙度(φ2)下降使用残余孔隙类型的面孔率之和与总的面孔率之比来计算，见式(4)，胶结产生的孔隙度下降可以用胶结率来表征，见式(5)即：

φ2=(P1-P2)×φave/Pt

(4)

Rc=C/(C+φ2)

(5)

其中，φ2为胶结作用减少的孔隙度，Rc为胶结作用的胶结率。经计算，研究区胶结作用后的孔隙度分布在0.73%～3.25%，平均2.18%，通过减孔率计算公式可以得出胶结作用使得储层孔隙减少了9.81%，与压实作用产生的下降率相比，胶结作用造成的孔隙度下降程度较低。

(3)溶蚀作用

溶蚀作用对孔隙度演化具有建设作用，组成岩石的颗粒成分和填隙物皆可被溶蚀。研究区常见的溶蚀孔隙类型有岩屑溶孔和杂基溶孔，可以用总溶蚀孔隙占总面孔率的比值代表溶蚀作用对孔隙度演化的贡献值，见式(6)，溶蚀体积与总孔隙体积之比可以代表溶蚀率，见式(7)(冯旭等，2017)。

φ3=Ptd×φave/Pt

(6)

R3=φ3/φ0

(7)

其中φ3为溶蚀作用增加的孔隙度，Ptd为溶蚀孔隙(包括粒间溶孔、长石溶孔、岩屑溶孔和杂基溶孔)的面孔率之和，R3为溶蚀作用的溶蚀率。

使用上述公式对溶蚀现象进行定量计算可以得出，溶蚀增加的孔隙空间占比介于2.12%～5.13%之间，平均3.88%。

5 孔隙度演化结果分析及应用

综合孔隙度成岩演化规律，储层原始未固结孔隙度为35.4%，在压实作用下降低22%，胶结作用又使得孔隙度下降9.81%，溶蚀作用使得储集空间有所改善，增加了3.88%的空间，最终形成了平均孔隙度为7.47%的致密砂岩储层(图4)。基于成岩序列对各种成岩作用的孔隙度演化程度进行了量化，将量化结果与所取样品的实际物性分析测试相对比，相对误差在3%以内，由于铸体薄片鉴定存在人为认识上的差异性因而存在一定的误差。综合结果来看，理论计算结果与实测物性的差值在可接受范围内，可为苏里格地区储层评价以及勘探开发提供理论依据。

通过成岩作用程度与面孔率散点图可以看出，研究区普遍接受压实作用影响，面孔率随压实作用的增强有下降的趋势，但下降幅度并不明显，大面孔率的样品同样受高压实率的影响(图5)；由于胶结作用对孔隙发育具有双重性，使得其相关关系并不明显，但总体来看减孔作用程度大于抑制压实的能力，面孔率随胶结作用增强而减小(图6)；溶蚀溶解作用则明显增强了岩石的储集空间，面孔率随溶解率的增大而增加，相关程度较高(图7)。基于定性观察判定成岩序列与定量计算各成岩类型作用程度，以压实率、胶结率和溶解率三种作用程度指标的分布对各类作用强度进行区分(表3)。

图5 面孔率-压实率相关关系Fig.5 Correlation between porosity and compaction ratio

图6 面孔率-胶结率相关关系Fig.6 Correlation between porosity and cementation ratio

图7 面孔率-溶蚀率相关关系Fig.7 Correlation between porosity and dissolution ratio

表3 研究区盒8段不同类型作用强度划分表

根据以上划分的作用强度，结合岩石特征分析可将研究区盒8段储层成岩相划分出4种，即弱-中胶结强溶蚀相、中胶结中溶蚀相、中溶蚀强胶结相和强压实致密相。其中，弱胶结-强溶蚀相(较优质储层)：该成岩相以石英砂岩为主，岩石受压实作用影响相对较小，颗粒表面粘土薄膜阻止了石英的次生加大，保留了部分粒间孔隙；岩石中的岩屑、基质等易溶组分的溶解进一步改善了储层的物性。中胶结-中溶蚀相：该成岩相以含岩屑石英砂岩为主，受压实作用、自生粘土、石英次生加大的影响，粒间孔隙消失；但易溶的岩屑、基质溶解形成的孔隙为天然气存储提供了可能。中压实-强胶结相：该成岩相以岩屑质石英砂岩为主，受压实作用的影响大，粒间孔隙消失；但部分岩屑蚀变，形成高岭石晶间孔。强压实致密成岩相：该成岩相岩石泥质含量高，受压实作用影响储层致密。在沉积相研究基础上，依据成强度划分的成岩相类型，采用“优势相”分析法绘制区内成岩相分布图(图8)。从图8可以看出中部和中南部成岩相类型较好，以弱-中胶结强溶蚀相为主，北部区域则以中溶蚀强胶结相和强压实致密相为主要成岩相类型。结合试气成果可以看出，弱-中胶结强溶蚀相区域试气结果较为可观(图8)，后续生产有较为稳定的工业油气流，因此可将弱-中胶结强溶蚀相区域作为天然气持续上产的主要研究对象。

图8 苏里格西部苏48区盒8段成岩相分布图Fig.8 Distribution of diagenetic facies of He 8 member in Su 48 area,western Sulige1-井位；2-强压实致密相；3-中溶蚀强胶结相；4-中胶结中溶蚀相；5-弱-中胶结强溶蚀相；6-产气量；7-产水量1-well;2-strong compaction tight facies;3-medium dissolution strong cementation facies;4-medium cementation medium dissolution facies;5-weak-medium cementation strong dissolution facies;6-gas production;7-water production