特低渗透砂岩储层成岩作用对储层性能影响

李 凡，闫 肃

(1.西安石油大学 地球科学与工程学院；2.陕西省油气成藏地质学重点实验室，陕西 西安 710065)

鄂尔多斯盆地油气资源丰富，中生界延长组长6油层组为其主要储集层，油气资源丰富。在经历长期的埋藏，发生复杂的成岩作用后，储层物性变差，为典型的低孔特低渗储层，开采难度大，采收率低，油井单井产量低。成岩作用作为影响储层性能的最主要因素，具有极高的研究价值。前人关于成岩作用对于储层物性的影响已经做了大量研究，认为压实作用与胶结作用是使孔隙度、渗透率降低的主要因素，溶蚀作用使储层得到改善[1-6]。本文选取成岩作用特征、储层物性及微观结构特征有差异的志丹双河、横山魏家楼两个地区，通过研究不同层位、不同区位成岩作用特征，将储层物性及微观结构参数与反映成岩作用特征的参数相结合，分析成岩作用对特低渗透砂岩储层性能的影响，以期为特低渗透砂岩储层的研究提供理论依据。

1 区域地质背景

研究区位于鄂尔多斯盆地内伊陕斜坡中东部的志丹双河、横山魏家楼地区，如图1所示，伊陕斜坡构造平缓，平均坡降为1～2 °/km，广泛发育低幅度构造。鄂尔多斯盆地在上三叠世为一面积广大的湖泊，受印支运动的影响，盆地整体先沉降后抬升，从长10到长7为沉降期，湖泊面积不断扩大，在长7达到鼎盛，之后面积不断缩小，长7成为优质的广覆盆地的烃源岩，长6期在湖盆周围发育了广大的三角洲沉积，成为优质的储集层和盖层。本次的研究层位即为长6层，为研究区所在油田的主力产油层。双河与魏家楼研究区在长6期都为三角洲沉积相，靠近湖盆的双河区为三角洲前缘亚相，魏家楼区为三角洲平原亚相。

图1 研究区所在位置图

2 岩石学特征

根据矿物成分鉴定结果，绘制研究区砂岩储层矿物成分三角图，如图2所示。双河研究区的岩石岩性主要为细粒长石砂岩，部分中砂质细粒长石砂岩，有少量中粒长石砂岩和岩屑长石砂岩。石英体积分数为23%～40%，平均为33.5%；长石体积分数为44%～65%，平均为54.6%；岩屑含量相对较少，含量为7%～25%，平均含量为11.9%，岩屑成分多样，主要为黑云母，及少量的变质岩屑、火山岩屑、泥岩屑。黑云母常见定向排列，部分可见泥化及绿泥石化。填隙物以自生矿物为主，含量变化较大，常见的自生矿物有绿泥石、伊利石、方解石、钠长石、自生石英等。

图2 研究区砂岩储层矿物成分三角图

魏家楼研究区的岩石岩性主要为中粒长石砂岩和岩屑长石砂岩，岩屑长石砂岩含量相对少于长石砂岩，部分为细砂质中粒砂岩，少量的极细质细砂岩和粗砂质中砂岩。石英体积分数为15%～30%，平均为28.7%；长石体积分数为42%～66%，平均为53.5%；岩屑含量相对于志丹地区较多，体积分数为11%～25%，平均为17.6%，以黑云母为主，其他岩屑为变质岩、泥岩屑、火山岩以及少量的重矿物，如电气石、榍石、锆石。自生矿物与双河地区相似，部分薄片可见自生浊沸石及其溶蚀现象。

根据密闭取井岩心资料分析可知，双河研究区砂岩储层孔隙度为2.6%～18.8%，平均为10.38%，渗透率为(0.012～5.288)×10-3μm2，平均为0.41×10-3μm2；魏家楼研究区砂岩储层孔隙度为1.4%～15.2%，平均为10.68%，渗透率为(0.067～38.7)×10-3μm2，平均为2.18×10-3μm2。2个研究区孔隙度与渗透率交会图如图3所示，均为特超低渗砂岩储层。

图3 孔隙度渗透率交汇图

3 成岩作用特征

双河油田与魏家楼油田长6储层都是鄂尔多斯盆地内相对产量较高的油田，其中双河油田产量相对较高。2个研究区储层的物源区相同，来源于盆地东北部，矿物成分相似，由于沉积环境不同，搬运距离有差异，导致储层成岩作用有差异。部分成岩作用在两个研究区的表现形式区别不大，不进行区分描述，具有差异的特征，对其进行区分描述。

3.1 压实作用

在研究区压实作用表现较为明显，对储层的孔隙度影响较大，在薄片观察以及扫描电镜下均容易识别，如图4A所示。主要表现形式为刚性颗粒受压实破裂、变形；塑性颗粒黑云母的弯曲变形，泥岩岩屑压实形变并形成假杂基；矿物颗粒沿长轴定向排列；颗粒间接触关系由点接触到线接触再到凹凸接触。

3.2 胶结作用

研究区的胶结作用主要为钙质胶结、黏土矿物胶结、硅质胶结以及浊沸石胶结。胶结作用对孔隙的保存有双重的影响，一方面减少了原生孔隙使储层变得致密；另一方面也会对压实作用起到抑制作用，保存部分原生孔隙，而且部分胶结物的溶蚀会产生大量的溶蚀孔，增加储层孔隙度。

3.2.1 硅质胶结

2个研究区中常见的硅质胶结包括石英次生加大(见图4B)，自生石英、长石颗粒、长石再生长。双河石英次生加大等级为一级，加大现象较不明显，魏家楼研究区部分薄片内可见二级次生加大，加大现象较普遍。在原生孔隙内常可见自生自形石英、长石颗粒，或者在颗粒间独立生长，或沿着颗粒边缘生长，如图4C所示。硅质胶结的发育会降低储层孔隙度，后期溶蚀现象不明显，对储层的破坏作用较强。

A.黑云母压实变形(魏12-8井，897.78 m，×200) B.石英次生加大(魏1-2井，844.75 m，×100) C.粒状自生石英与绿泥石(HT11井，724.94 m，×1800)

D.方解石胶结(魏24-13#，917.21 m，×200) E.绿泥石膜与自生长石(魏55-46井，1009.8 m，×100) F.颗粒间充填片状、丝状伊利石(双882井，1523.08 m，×650)

G.颗粒边缘溶蚀孔(魏12-8井，911.39 m，×100) H.浊沸石溶蚀孔(横探14井，781.01 m，×100)

3.2.2 碳酸盐胶结

研究区碳酸盐岩胶结主要包括方解石胶结和白云石胶结，成岩早期胶结物为基底式胶结的泥晶方解石，其含量较多，成岩作用晚期胶结物为含铁方解石、铁白云石，其含量较少。

双河砂岩储层碳酸盐含量为0.2%～38.3%，平均为10.35%；魏家楼砂岩储层碳酸盐含量为0.23%～37.96%，平均为2.64%，含量小于5%的样品占总样品数的96%，相对含量小于双河研究区，碳酸盐胶结作用不强。薄片观察可知双河区碳酸盐胶结物以早期泥晶微晶基底式胶结的碳酸盐为主，魏家楼以晚期碳酸盐胶结物为主，如图4D所示。碳酸盐胶结所需的物质基础为Ca2+和C，早期呈基底式胶结的碳酸盐中Ca2+来源于湖盆中原始沉积底水、C来源于溶解在湖水中的大气中的CO2，双河研究区所在位置为三角洲前缘，上覆湖水可以提供碳酸盐胶结所需的物质，是早期碳酸盐胶结形成的有利区带，与薄片观察的结果一致。晚期碳酸盐胶结物中Ca2+主要来源于长石岩屑等含钙碎屑的溶蚀，碳酸盐胶结物常与溶蚀的碎屑所伴生。白云石胶结物较少，常呈较小的自形粒状出现。

3.2.3 黏土矿物胶结

两个研究区的黏土矿物种类相同，但含量上有较大的差异，如表1所示。主要黏土矿物包括绿泥石、伊利石、高岭石和伊蒙混层。双河研究区黏土矿物含量为1.57%～31.54%，平均为5.15%。魏家楼黏土矿物含量为1.9%～3.8%，平均为2.81%。

表1 研究区黏土矿物成分统计表

绿泥石胶结物是鄂尔多斯盆地最常见的自生黏土矿物，常呈孔隙衬里产出(见图4E)。前人研究表明，绿泥石膜对储层可以起到保护作用，表现为阻止石英自生加大，抑制长石质碎屑颗粒溶蚀，保护原生孔隙，抑制硅质流体进入原生粒间孔隙，抑制碳酸盐胶结[7-11]。伊利石在扫描电镜下主要为片状集合体和毛发状填充喉道，如图4F所示，使大孔隙被分割，喉道被缩小，是使储层物性变差、孔喉结构复杂化的原因。高岭石常呈粒状填充于孔隙内，在扫描电子显微镜下，自生高岭石单晶呈假六方板状，集合体呈书页或蠕虫状。高岭石的孔隙填充，会直接造成孔隙度的丧失，使孔隙结构复杂化。伊蒙混层在2个研究区含量均较高，双河研究区含量占黏土矿物总量较高；魏家楼研究区伊蒙混层含量占黏土矿物总量较低。

3.3 溶蚀作用

溶蚀作用是岩石成分中的不稳定矿物或胶结物在特定流体环境下发生溶解的现象，会使岩石的孔隙度增大，改善储层物性。岩石成分中常见的易溶矿物为长石及岩屑，以及部分填隙物。研究区中长石、岩屑以及浊沸石胶结物溶蚀现象较为发育，如图4G和图4H，常沿解理缝发生溶蚀作用，形成粒间溶蚀扩大孔、粒内溶孔，部分溶蚀较强烈会产生铸膜孔。部分易溶蚀的胶结物如方解石和浊沸石，常沿解理缝发生溶蚀。溶蚀作用在压实及胶结作用之后发生会改善储层物性。双河研究区溶蚀作用强度由于靠近油源，受烃源岩排酸影响，溶蚀作用强于魏家楼研究区。

4 成岩作用对储层性能的影响

4.1 对储层物性的影响

储层的孔隙度和渗透率是决定油气是否能够进入储层、赋存在储层中，并最终成藏的先决条件，良好的物性基础是油气成藏的基本条件。

压实作用是使孔隙大量降低的主要成岩作用，压实作用强度主要受原始矿物成分尤其是塑性岩屑颗粒含量的影响，塑性岩屑含量可间接体现压实作用的强弱，塑性岩屑含量越多压实作用越强，通过绘制岩屑含量与孔隙度交会图(见图5A)可以发现，岩屑含量越多，孔隙度越低，据此可以反映压实作用对于储层物性主要起破坏作用。

胶结作用是研究区的主要成岩作用，碳酸盐胶结物与自生黏土矿物是研究区主要的自生矿物，其相对含量对储层的物性起着决定性影响。通过碳酸盐岩含量与孔隙度交汇图(见图5B)可以发现，碳酸盐岩胶结物含量越多，储层孔隙度越小，物性越差。碳酸盐岩胶结物通过填充孔隙，使原生粒间孔隙大量丧失，孔隙度大量降低，物性变差。部分薄片中可见碳酸盐岩成片基底式胶结，形成局部发育的钙质砂岩，成为隔层，增强了储层的非均质性。自生黏土矿物也是影响储层储集空间及渗流能力的重要自生矿物。绿泥石、伊利石、伊蒙混层是主要的影响储层物性的3种黏土矿物。绘制黏土矿物总量与渗透率的关系图(见图5)可知，黏土矿物总量的增加会导致储层渗透率的降低，使储层物性变差。分别分析每一种黏土矿物与渗透率的关系图(图5D-F)，可以发现绿泥石、伊利石、伊蒙混层含量与渗透率均呈负相关，对储层起破坏作用，造成储层物性变差。

图5 研究区岩石组分与孔渗关系图

在纵向上成岩作用对物性影响也有表现，双河研究区双882井单井综合柱状图如图6所示，同一井位相同沉积微相的储层由于所处深度的不同，其成岩作用类型有所不同，整体上随着埋藏深度的加大，压实作用不断增强，储层的孔隙度及渗透率变差，从长61到长64，每个小层的平均孔隙度依次减小。同一小层内沉积微相的差别也会导致成岩作用有所差异，水下分流河道微相与河口坝微相由于水动力较强，储层矿物分选性较好、颗粒较大，该沉积微相的储层原始条件较好，自生矿物发育较少，易形成良好的储层；水下分流河道间湾泥质含量多，原始孔隙结构差，难以形成良好的储层。

图6 双河研究区(双882井)单井综合柱状图

4.2 对储层微观结构的影响

选取双河研究区58个样本和魏家楼研究区29个样本进行储层微观结构参数的统计分析，如表2所示。

表2 研究区长6储层压汞曲线特征参数统计表

根据表2可知，双河研究区储层排驱压力、中值压力均大于魏家楼研究区，中值半径、最大进汞效率均小于魏家楼研究区，表明双河研究区储层孔隙半径小，孔隙结构复杂，整体上差于魏家楼研究区。绘制黏土矿物含量、碳酸盐含量与压汞参数交会图(见图7)可知，单独的某一种自生矿物对压汞参数影响较小，压汞参数受储层内自生碳酸盐岩与自生黏土矿物含量共同影响。自生碳酸盐岩与自生黏土矿物总量与中值压力、排驱压力正相关，与最大进汞饱和度负相关。因此可知研究区的碳酸盐岩胶结物与自生黏土矿物共同影响储层的微观结构，使储层性能变差。

图7 碳酸盐岩+黏土矿物含量与压汞参数交会图

5 结论

(1)双河研究区的岩石主要为细粒长石砂岩，魏家楼研究区的岩石主要为中粒长石砂岩；成岩作用类型主要为压实作用、胶结作用和溶蚀作用；双河研究区碳酸盐岩胶结物含量、黏土矿物含量均高于魏家楼研究区。

(2)压实作用对于储层物性主要起破坏作用，碳酸盐岩、黏土矿物含量与渗透率均呈负相关，对储层起破坏作用，造成储层物性变差，溶蚀作用使储层物性变好；不同层位的成岩作用有所差异，埋藏越深压实作用强烈，储层物性越差。

(3)碳酸盐岩+黏土矿物含量与排驱压力、中值压力为正相关，与最大进汞饱和度呈良好的负相关，两者含量共同影响储层的微观物性，使储层性能变差。