王 震，李敬松，劉汝敏，李換浦

（中海油田服務(wù)股份有限公司油田生產(chǎn)研究院，河北燕郊 065201）

渤中凹陷南部低滲透儲(chǔ)層成巖作用及孔隙演化

王 震，李敬松，劉汝敏，李換浦

（中海油田服務(wù)股份有限公司油田生產(chǎn)研究院，河北燕郊 065201）

針對(duì)渤中凹陷南部低滲透儲(chǔ)層成巖作用以及孔隙演化規(guī)律進(jìn)行理論及實(shí)踐研究。根據(jù)5口探井薄片、儲(chǔ)集層物性分析等資料，進(jìn)行成巖作用和成巖過程中孔隙演化的定量分析。研究表明，渤中凹陷南部沙河街組三段以低滲儲(chǔ)層為主，長(zhǎng)石含量高、埋藏深度大及孔隙結(jié)構(gòu)復(fù)雜等是儲(chǔ)集層物性變差的重要因素；沙三段儲(chǔ)層經(jīng)過了壓實(shí)、膠結(jié)、溶蝕及交代等成巖作用改造，目前已處于中成巖階段A2、B亞期，其中壓實(shí)作用造成原生孔隙大量喪失，是儲(chǔ)集層物性變差的最主要原因，為認(rèn)清該渤中凹陷南部?jī)?chǔ)層致密原因提供了可靠依據(jù)。

低滲透儲(chǔ)層；成巖作用；孔隙演化；定量研究

渤中凹陷是渤海海域最大的凹陷，油氣資源豐富、整體探明程度較低，未來勘探潛力巨大。但由于該區(qū)域古近系儲(chǔ)層普遍埋深交大，凹陷南部在沙三段出現(xiàn)低滲乃至特低滲致密儲(chǔ)層[1]。目前，渤中凹陷南部探井密度很低，沙河街組取心井僅有5口。經(jīng)鉆井揭示地層，渤中凹陷南部沙河街組自下而上劃為三段：沙三段、沙二段和沙一段。沙三段孔隙度分布平均9.70%，滲透率平均1.72×10-3μm2，屬于典型的低滲儲(chǔ)層。時(shí)至今日，針對(duì)渤中凹陷南部沙河街組儲(chǔ)層致密原因沒有完全認(rèn)清。海上油田由于其特殊條件，取心井有限，并不像陸地油田有著豐富的巖心資料。因此如何有效利用有限的巖心及其他測(cè)試資料來研究渤中凹陷南部沙三段儲(chǔ)層成巖作用及其孔隙演化規(guī)律，就成了擺在技術(shù)人員面前的一大難題。因此，分析研究區(qū)沙三段砂巖成巖作用及其孔隙演化研究，利用定量—半定量的方法探討其對(duì)砂巖孔隙演化的影響，這對(duì)了解渤中凹陷南部沙河街組低滲透儲(chǔ)層致密成因、高效開發(fā)海上低滲透油藏、提高油氣產(chǎn)量具有重大的經(jīng)濟(jì)效益。

1 巖石學(xué)特征

1.1 碎屑顆粒成分和巖性特征

研究區(qū)5口探井沙河街組沙三段106塊巖石薄片、鑄體薄片資料數(shù)據(jù)統(tǒng)計(jì)顯示，砂巖骨架顆粒組分以石英、長(zhǎng)石和巖屑為主，平均質(zhì)量分?jǐn)?shù)分別為石英43.84%、長(zhǎng)石36.33%和巖屑17.18%；長(zhǎng)石包含有鉀長(zhǎng)石和斜長(zhǎng)石，以鉀長(zhǎng)石為主；巖屑包含有侵入巖、中性噴出巖和酸性噴出巖等巖塊，以侵入巖為主。

研究區(qū)沙三段儲(chǔ)層砂巖骨架顆粒組分也較為穩(wěn)定，巖性主要為長(zhǎng)石巖屑砂巖和巖屑長(zhǎng)石砂巖，其成分三角圖如圖1所示。

圖1 巖石成分三角圖

1.2 碎屑顆粒粒度和結(jié)構(gòu)特征

研究區(qū)153塊粒度分析資料表明，巖性以中砂和細(xì)砂為主，分別為29.01%和27.80%，其次是粗砂和極細(xì)砂，粒度分布范圍廣；粒度標(biāo)準(zhǔn)偏差σ主要分布在1.0～2.0，部分分布在0.71～1和2～4，總體上分選性為較差～差，磨圓度以次棱狀為主。

總之，該油田總體上砂巖儲(chǔ)層結(jié)構(gòu)成熟度低、巖性相對(duì)較粗、粗細(xì)混雜現(xiàn)象明顯，說明該砂層沉積時(shí)期不僅近源且成因可能發(fā)生了變化[2]。

1.3 填隙物特征

對(duì)研究區(qū)78塊巖石薄片、鑄體薄片資料數(shù)據(jù)統(tǒng)計(jì)顯示，膠結(jié)物主要為碳酸鹽，白云石、方解石平均質(zhì)量分?jǐn)?shù)分別為4.61%和3.54%，菱鐵礦為1.47%，含少量黃鐵礦，偶見石英加大；雜基主要成分為水云母，平均為4.20%。

2 成巖作用類型

根據(jù)研究區(qū)鑄體薄片、電鏡掃描、黏土礦物分析等資料對(duì)該區(qū)礦物組分、孔隙類型和自生礦物組合等進(jìn)行了詳細(xì)觀察，沙三段儲(chǔ)集層經(jīng)歷了壓實(shí)、早期綠泥石形成黏土膜、石英次生加大、長(zhǎng)石及火成巖巖屑溶蝕和晚期含鐵碳酸鹽巖膠結(jié)等多重改造[3,4]。

（1）壓實(shí)作用

通過巖石薄片和掃描電鏡的觀察，研究區(qū)低滲儲(chǔ)層壓實(shí)作用以機(jī)械壓實(shí)為主，隨著地層埋深加大，巖石顆粒骨架逐漸緊密，巖層儲(chǔ)集物性逐漸變差；壓溶現(xiàn)象不明顯。

依據(jù)顆粒接觸關(guān)系，研究區(qū)低滲儲(chǔ)層砂巖顆粒之間的接觸關(guān)系以點(diǎn)—線或線接觸為主，部分凹凸—線接觸，點(diǎn)接觸少見，表明砂巖經(jīng)受較強(qiáng)的壓實(shí)作用[5]。依據(jù)埋深，研究區(qū)低滲儲(chǔ)層埋藏較深，深度范圍3 214～4 000 m（圖2）。

圖2 顆粒緊密接觸

本次研究采用了“視壓實(shí)率”的概念半定量地表征壓實(shí)作用強(qiáng)度，它可在一定程度上反映原始沉積物孔隙空間被壓實(shí)的程度（表1）。

視壓實(shí)率＝（原始孔隙體積－壓實(shí)后粒間體積）/原始孔隙體積×100%。壓實(shí)后粒間體積＝粒間孔體積+膠結(jié)物體積。

應(yīng)用上式對(duì)該區(qū)5口探井的薄片資料分析數(shù)據(jù)進(jìn)行了視壓實(shí)率的計(jì)算，儲(chǔ)集層壓實(shí)作用特征為：

表1 儲(chǔ)層壓實(shí)強(qiáng)度與視壓實(shí)率的關(guān)系

①沙三段儲(chǔ)層平均視壓實(shí)率為72.6%，儲(chǔ)層平均以中等—強(qiáng)壓實(shí)為主；

②隨著埋深的加大，表現(xiàn)為弱壓實(shí)量降低，中等壓實(shí)、強(qiáng)壓實(shí)量升高；

③巖屑含量越高，壓實(shí)程度越高，沙三段巖石樣品巖屑平均組分為23.73%，對(duì)應(yīng)視壓實(shí)率為強(qiáng)壓實(shí)72.6%，這與沉積巖屑抗壓能力較弱有很大的關(guān)系。

（2）膠結(jié)作用

研究區(qū)低滲儲(chǔ)層經(jīng)歷的膠結(jié)作用主要有：碳酸鹽膠結(jié)、硅質(zhì)膠結(jié)、黏土礦物膠結(jié)三種類型。研究區(qū)低滲儲(chǔ)層碳酸鹽膠結(jié)作用也常見，主要成分為方解石、白云石，平均質(zhì)量分?jǐn)?shù)分別為8.15%，碳酸鹽膠結(jié)作用明顯比其他層段強(qiáng)烈。

研究區(qū)低滲沙三段儲(chǔ)層石英次生加大現(xiàn)象較常見，碳酸鹽膠結(jié)物亦常見（圖3）。依據(jù)掃描電鏡資料，研究區(qū)低滲儲(chǔ)層石英加大一般處于Ⅲ級(jí)，石英顆粒表面被較完整的石英自行晶面及石英小雛晶包圍，進(jìn)一步縮小了儲(chǔ)集空間，使儲(chǔ)層物性變差[6]。

圖3 石英次生加大呈自生晶體存在于粒間孔隙中BZ-5井，E2S3，3 573.9 m，1 000倍

研究區(qū)低滲儲(chǔ)層黏土礦物膠結(jié)物類型有伊利石、伊/蒙混層、高嶺石和少量綠泥石。根據(jù)X-衍射資料，儲(chǔ)層主要以伊利石居多，平均相對(duì)質(zhì)量分?jǐn)?shù)為80.74%，其次為伊/蒙混層，平均相對(duì)質(zhì)量分?jǐn)?shù)為11.11%，高嶺石、綠泥石和綠/蒙混層平均相對(duì)質(zhì)量分?jǐn)?shù)均小于5%（圖4）。

圖4 高嶺石向伊利石轉(zhuǎn)化BZ-1井，E2S3，3 553 m，900倍

（3）溶蝕作用

溶蝕作用具有建設(shè)性成巖作用，砂巖儲(chǔ)層經(jīng)溶蝕作用改造可形成多種類型的次生孔隙。被溶解的主要是長(zhǎng)石、巖屑及碳酸鹽膠結(jié)物等不穩(wěn)定成分[7]。

根據(jù)鑄體薄片資料，研究區(qū)低滲儲(chǔ)層長(zhǎng)石、巖屑溶蝕現(xiàn)象較普遍，擴(kuò)大粒間孔、縮小粒間孔、粒內(nèi)孔、鑄模孔等發(fā)育（圖5）?；旌峡紫?、次生孔隙分別占總孔隙的63.48%和17.97%，其中混合孔隙以擴(kuò)大粒間孔為主（圖6）。

圖5 長(zhǎng)石粒內(nèi)溶孔(-)10×10，BZ-2井，E2S3，3 641.6 m

圖6 沙三段儲(chǔ)層孔隙類型

3 孔隙演化史分析

碎屑巖進(jìn)入埋藏成巖階段后經(jīng)歷了壓實(shí)、膠結(jié)、溶解及交代等成巖作用，儲(chǔ)集空間的再分配受這些成巖作用的控制。各種成巖作用都是相互聯(lián)系、相互影響的，其綜合作用影響著儲(chǔ)集層孔隙發(fā)育史[8]。根據(jù)對(duì)于研究區(qū)各取心井鑄體薄片鑒定資料綜合分析、計(jì)算，對(duì)沙三段儲(chǔ)層進(jìn)行孔隙演化定量計(jì)算。

3.1 砂巖孔隙度計(jì)算

（1）估算未固結(jié)砂巖原始孔隙度（Φ1）

按照濕砂在地表?xiàng)l件下的分選系數(shù)與孔隙度的關(guān)系[8]：

式中：S0 — 特拉斯克分選系數(shù)，S0=（Q1/Q3）1/2；

Q1 — 第一四分位數(shù)，即相當(dāng)于25%處的粒徑大??；

Q3 — 第三四分位數(shù)，即相當(dāng)于75%處的粒徑大小。

通過研究區(qū)各類資料整理及統(tǒng)計(jì)得出沙三段平均分選系數(shù)為2.02，據(jù)此篩選粒度數(shù)據(jù)根據(jù)以上公式計(jì)算出研究區(qū)沙三段儲(chǔ)集層平均原始孔隙度為32.25%。

（2）壓實(shí)后砂巖孔隙度（Φ2）

壓實(shí)后剩余粒間孔隙度可根據(jù)下式求得：Φ2=（粒間孔面孔率+膠結(jié)物溶孔面孔率）/總面孔率×物性分析孔隙度+膠結(jié)物總量。壓實(shí)損失孔隙度=Φ1－Φ2。經(jīng)計(jì)算壓實(shí)后剩余粒間孔隙為：沙三段Φ2為14.46%，壓實(shí)損失孔隙度為17.79%。

（3）膠結(jié)、交代后砂巖孔隙度（Φ3）

經(jīng)壓實(shí)、膠結(jié)及交代后的剩余粒間孔隙度Φ3為：Φ3=粒間孔面孔率/總面孔率×物性分析孔隙度；膠結(jié)交代后損失孔隙度=Φ2－Φ3。經(jīng)計(jì)算交代、膠結(jié)后剩余粒間孔隙為：沙三段Φ3為11.46%，膠結(jié)損失孔隙度為3%。

（4）溶蝕后砂巖孔隙度（Φ4）

溶蝕作用產(chǎn)生的孔隙度Φ4指總儲(chǔ)集空間中溶蝕孔所占據(jù)的那部分儲(chǔ)集空間。Φ4=（溶蝕粒間孔+溶蝕粒內(nèi)孔） /總面孔率×物性分析孔隙度。經(jīng)計(jì)算溶蝕后增加的孔隙為：沙三段Φ3增加孔隙2.5%

3.2 孔隙演化分析

沙三段儲(chǔ)集層初始孔隙度為32.25%，經(jīng)壓實(shí)作用、早期膠結(jié)、晚期膠結(jié)和溶蝕作用改造，計(jì)算現(xiàn)今孔隙度13.96%，與現(xiàn)今實(shí)測(cè)平均孔隙度13.7%相近，符合程度較高（表2）。

表2 渤中凹陷南部沙三段儲(chǔ)層孔隙演化 %

利用孔隙演化半定量分析結(jié)果數(shù)據(jù)，計(jì)算研究區(qū)沙三段儲(chǔ)層成巖作用中壓實(shí)與膠結(jié)物對(duì)儲(chǔ)層孔隙演化的相對(duì)影響。結(jié)果可以看出沙三段儲(chǔ)集層絕大部分樣品均落在以壓實(shí)作用為主的區(qū)域，表明在砂巖儲(chǔ)集層孔隙消亡過程中均以壓實(shí)作用占優(yōu)勢(shì)，壓實(shí)改造是該區(qū)儲(chǔ)集層致密低滲的最主要原因（圖7）。

圖7 壓實(shí)作用與膠結(jié)作用對(duì)孔隙演化的影響

4 結(jié)論

（1）渤中凹陷南部沙三段儲(chǔ)層物性差且致密，儲(chǔ)集層以長(zhǎng)石巖屑砂巖和巖屑長(zhǎng)石砂巖為主，儲(chǔ)集層粒度分選差、填隙物含量較高、孔隙結(jié)構(gòu)復(fù)雜、孔喉細(xì)且分選差等均是其物性變差的原因。

（2）該區(qū)儲(chǔ)集層經(jīng)過了壓實(shí)、膠結(jié)、溶蝕及交代等成巖作用改造，目前已處于中成巖階段A2、B亞期。

（3）研究區(qū)沙三段儲(chǔ)層孔隙演化定量計(jì)算可知，壓實(shí)作用改造是儲(chǔ)集層物性變差的最主要原因，碳酸鹽、硅酸鹽等膠結(jié)物充填作用也一定程度造成了儲(chǔ)層進(jìn)一步變差，長(zhǎng)石等礦物的溶蝕能起到改善儲(chǔ)集層物性的作用，但是總體上對(duì)增加孔隙度貢獻(xiàn)有限。

[1] 傅強(qiáng)，慶龍，周心懷，等. 渤中凹陷古近系沙河街組相對(duì)高孔滲儲(chǔ)層成因分析——以QHD35-2-1井為例[J]. 中國(guó)海上油氣，2010，22(4):221-224.

[2] 劉志剛，宋章強(qiáng)，郭濤，等. 渤海海域盆地內(nèi)低凸起周邊近緣砂體形成條件及預(yù)測(cè)方法——以遼東灣JZ-A構(gòu)造區(qū)沙一、沙二段為例[J]. 海洋石油，2011，31(1):22-27.

[3] 楊海博，武云云. 致密儲(chǔ)層巖石的微觀結(jié)構(gòu)和力學(xué)性質(zhì)試驗(yàn)分析[J]. 復(fù)雜油氣藏，2011，23(1): 10-15.

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[6] 蘇國(guó)英. 東營(yíng)凹陷低滲透油藏分布規(guī)律及儲(chǔ)層改造效果[J]. 海洋石油，2010，30(4):21-25.

[7] 張建培，葛和平，漆濱汶，等. 西湖凹陷砂巖自生高嶺石發(fā)育特征及其對(duì)儲(chǔ)層物性的影響[J]. 海洋石油，2009，29(1):1-8.

[8] Beard D C, Weyl P K. Influence of Texture on Porosity and Permeability of Unconsolidated Sand[J]. AAPG Bulletin, 1973, 7(2):349-369.

我國(guó)加強(qiáng)油氣微生物勘探技術(shù)研究

由中國(guó)地質(zhì)科學(xué)院水文地質(zhì)環(huán)境地質(zhì)研究所承擔(dān)的“油氣勘探的現(xiàn)代微生物技術(shù)及應(yīng)用研究”項(xiàng)目野外工作日前結(jié)束。

據(jù)悉，該項(xiàng)目主要是針對(duì)現(xiàn)階段油氣勘探難度大、成本高等實(shí)際問題，開展油氣勘探的現(xiàn)代微生物技術(shù)及應(yīng)用研究，建立油氣微生物異常的分子生物學(xué)檢測(cè)技術(shù)，進(jìn)行油氣藏與微生物異常特征關(guān)系研究，構(gòu)建油氣微生物異常判別的參考體系，選擇典型油氣藏地區(qū)，對(duì)建立的現(xiàn)代微生物技術(shù)進(jìn)行方法驗(yàn)證，并進(jìn)一步完善這一技術(shù)。

項(xiàng)目組通過5個(gè)月的努力，目前已完成了我國(guó)典型油氣田（華北油田、勝利油田、中原油田、江漢油田、西南氣田、大慶油田、遼河油田、長(zhǎng)慶油田和江蘇油田）的野外調(diào)查和取樣工作，包括路線調(diào)查15條，采集樣品343組等。通過開展以上工作，該項(xiàng)目取得了初步成果：采集到油田區(qū)、油氣田區(qū)和氣田區(qū)的樣品，為建立油氣指示菌種類型數(shù)據(jù)庫(kù)，以及區(qū)分油田、氣田和帶氣頂?shù)闹甘揪峁┝嘶A(chǔ)；采集到不同地理位置的油氣田區(qū)的樣品，包括華北平原區(qū)、東北平原區(qū)、西北黃土區(qū)、南方地區(qū)及濱海、河湖邊岸沼澤濕地區(qū)，為研究環(huán)境條件對(duì)油氣指示菌的影響、確定取樣深度等奠定了基礎(chǔ)；采集到油氣田區(qū)、干井區(qū)和對(duì)照區(qū)的樣品，為建立油氣微生物勘探的參考體系提供了條件。

摘編自《中國(guó)礦業(yè)報(bào)》2012年10月11日

全球油氣勘探呈現(xiàn)新趨勢(shì)

巴西深水被動(dòng)陸緣盆地鹽下發(fā)現(xiàn)大油氣田，加拿大油砂全面投入勘探開發(fā)等等說明了什么？又意味著什么？11月2日，為期3天的第八屆亞非石油地球化學(xué)與勘探國(guó)際會(huì)議（簡(jiǎn)稱AAAPG-2012）在杭州舉行，與會(huì)人員就全球油氣勘探形勢(shì)及發(fā)展趨勢(shì)展開討論。

全球油氣勘探正朝著新層系—深層超深層、新區(qū)域—海洋深水、新類型—非常規(guī)油氣資源的方向發(fā)展，這是與會(huì)代表的共識(shí)。與會(huì)專家認(rèn)為，致密油、致密氣和頁(yè)巖氣的突破，證明原有油氣成藏模式是有局限性的。對(duì)于近兩年備受關(guān)注的頁(yè)巖氣開發(fā)問題，與會(huì)專家指出我國(guó)應(yīng)在“選好核心區(qū)、建好試驗(yàn)區(qū)、規(guī)劃好生產(chǎn)區(qū)”的基礎(chǔ)上，提高理論認(rèn)識(shí)，攻克技術(shù)難關(guān)，控制開采成本，加大環(huán)保力度，才能實(shí)現(xiàn)中國(guó)頁(yè)巖氣持續(xù)、穩(wěn)定的工業(yè)化發(fā)展。

會(huì)上，來自15個(gè)國(guó)家和地區(qū)的200多位專家代表，圍繞亞非地區(qū)油氣資源與勘探戰(zhàn)略、油氣勘探開發(fā)地球化學(xué)與實(shí)例研究，烴源巖系統(tǒng)與非常規(guī)資源，地球化學(xué)新技術(shù)新方法等主題，就油氣地球化學(xué)研究及相關(guān)學(xué)科領(lǐng)域所取得的新進(jìn)展和發(fā)展方向進(jìn)行交流。

摘編自《中國(guó)石油報(bào)》2012年11月6日

Diagenesis and Pore Evolution of Low Permeability Reservoirs in Southern Bozhong Depression

WANG Zhen, LI Jingsong, LIU Rumin, LI Huanpu
（Oil fi eld Optimization Research & Development Institute of COSL, Yanjiao Hebei 065201, China）

Theoretical and practical research has been conducted on diagenesis and porosity evolution of low permeability reservoir in southern Bozhong depression. Based on thin-section and reservoir property data from fi ve exploration wells, diagenesis study and quantitative analysis on pore evolution have been fi nished. It is shown that in southern Bozhong depression, E2S3Fm is dominated by low permeable reservoir ,with high feldspar contents, deep buried depth and complicated pore structure, which are important factors for poor reservoir quality. Through reformation of compaction, cementation, dissolution and metasomatism, the reservoirs are now in the middle diagenesis periods of A2 and B sub-phase, during which reservoir pores were lost due to compaction, and the reservoir quality became poor. This study has provided a reliable basis for understanding the reasons of tight reservoirs in this region.

low permeability reservoir; diagenesis; pore evolution; quantitative study

TE122.2

A

10.3969/j.issn.1008-2336.2012.04.023

1008-2336（2012）04-0023-05

中海石油（中國(guó)）有限公司研究項(xiàng)目“低滲油田開發(fā)油藏及工藝方案”（SC08TJ-XSZ-071）。

2012-02-05；改回日期：2012-03-12

王震，男，1981年生，工程師，碩士，從事油氣田開發(fā)地質(zhì)相關(guān)研究工作。E-mail：wangzhen1@cosl.com.cn。