黎 盼，孫 衛(wèi)，杜 堃，黃何鑫，白云云

(西北大學(xué) 大陸動力學(xué)國家重點實驗室/地質(zhì)學(xué)系，陜西 西安 710069)

0 引 言

隨著全球油氣勘探從常規(guī)走向非常規(guī)、從淺層走向深層乃至超深層，深層致密儲層受到普遍關(guān)注并不斷取得突破。其中，如何描述深層致密砂巖儲層微觀孔隙結(jié)構(gòu)特征已經(jīng)成為目前研究熱點。國外De Argandona等人認(rèn)為致密砂巖儲層復(fù)雜的微觀結(jié)構(gòu)與流體之間的相互作用是影響油藏開發(fā)效益的關(guān)鍵因素之一[1-3]。國內(nèi)王家祿等人應(yīng)用CT掃描技術(shù)深入研究了巖心內(nèi)部的微觀孔喉結(jié)構(gòu)變化，認(rèn)為微觀孔隙結(jié)構(gòu)的差異性制約了致密砂巖儲層的高效開發(fā)[4-5]。

近年來，致密砂巖儲層的孔隙度演化研究正處在定性和半定量階段，但前人的研究著重于宏觀分析上，對于致密砂巖儲層的微觀特征研究較少。前人研究認(rèn)為，姬塬油田在長6油藏沉積時期，儲層的成巖作用較為強烈，滲透率表現(xiàn)出來的強非均質(zhì)性制約了油氣開采效益的提高[6]。但前人在儲層差異性成巖演化作用對儲層孔隙度演化的影響方面缺乏深入探討，對于成巖作用、膠結(jié)作用、次生溶孔發(fā)育階段進行的模擬僅限于常規(guī)的統(tǒng)計分析層面，對不同類型的成巖演化特征缺乏延續(xù)性和對應(yīng)性的深入分析[7]。本次研究在前人研究的基礎(chǔ)上，通過開展常規(guī)物性、圖像粒度、鑄體薄片、X衍射、掃描電鏡、高壓壓汞和恒速壓汞等實驗研究儲層的微觀特征，采用“成巖演化特征”和“地質(zhì)綜合效應(yīng)”相結(jié)合的方法建立了姬塬油田長6致密砂巖儲層的孔隙度演化模擬方程，對比分析了各成巖作用之間的獨立性和關(guān)聯(lián)性，為尋找相對優(yōu)勢儲層和提高油藏認(rèn)識提供了科學(xué)數(shù)據(jù)[8-11]。

1 區(qū)域地質(zhì)概況

1.1 沉積構(gòu)造背景

鄂爾多斯盆地為典型的多沉積旋回克拉通盆地，姬塬油田處于陜西省定邊縣和寧夏鹽池縣境內(nèi)，西起史家灣，東至馬家山，北起西梁，南至姬塬，占地面積約為1 300 km2[12]。三疊系延長組長6段儲層為本次研究目的層(圖1)。目的層長6儲層為三角洲前緣亞相，發(fā)育水下分流河道和分流間灣沉積微相。

主力產(chǎn)油層位長6段儲層的孔隙度主要集中在8%～14%之間，滲透率在0.2×10-3～0.8×10-3μm2之間，屬于典型的低孔、低滲致密砂巖儲層。碎屑沉積物在埋藏過程中的致密演化對儲層物性、非均質(zhì)性、流體滲流及油氣成藏影響較大。不同成巖期次的碎屑顆粒固結(jié)程度、孔隙類型、自生礦物、有機質(zhì)、溶蝕作用等差異具有時空效應(yīng)，導(dǎo)致孔隙度演化模擬精度差異較大。儲層孔隙度致密成巖演化制約著油氣勘探的品質(zhì)和采收率的提高。

圖1 姬塬油田地理位置示意圖Fig.1 Map showing the location of the Jiyuan Oilfield

1.2 巖石學(xué)特征

通過研究姬塬油田長6儲層45塊樣品巖心的物性特征、圖像粒度特征、鑄體薄片以及掃描電鏡等鏡下觀察資料，砂巖類型以灰色細(xì)粒、極細(xì)粒長石砂巖與巖屑長石砂巖為主(圖2)。石英、長石和巖屑的含量分別為32.6%、39.1%、9.5%，其中長石以斜長石為主，巖屑主要以火成巖屑和變質(zhì)巖屑為主，沉積巖屑含量較少(圖3)。長6段儲層的平均孔隙度為11.2%，平均滲透率為0.31×10-3μm2，平均含油飽和度為41.3%，含油砂體厚度小，連通性差，屬低孔、低滲致密砂巖儲層。碳酸鹽類以鐵方解石、鐵白云石為主，平均含量為7.17%；黏土礦物含量為6.48%。綠泥石、伊利石、高嶺石、硅質(zhì)的平均體積百分含量分別為13.5%、12.4%、16.8%、1.28%。顆粒整體分選性為中等-好，儲層膠結(jié)類型為薄膜膠結(jié)、孔隙-薄膜膠結(jié)和孔隙膠結(jié)。長6段儲層的碎屑顆粒直徑主要分布區(qū)間為0.06～0.25 mm，顆粒間的孔隙連通性較差。

圖2 姬塬油田長6儲層砂巖分類圖Fig.2 Sandstone classification of the Chang 6 reservoir in the Jiyuan Oilfield

圖3 姬塬油田長6儲層碎屑成分含量圖Fig.3 Clastic rock compositions of the Chang 6 reservoir in the Jiyuan Oilfield

1.3 物性分布特征

根據(jù)國家石油天然氣行業(yè)標(biāo)準(zhǔn)對鄂爾多斯盆地姬塬油田長6儲層物性區(qū)間進行劃分(SY/T6285—2011)[13]，其物性分析化驗表明，長6儲層整體物性分布較差，孔隙度的主要分布范圍為8%～14%，平均值為11.2%，呈正態(tài)分布，孔隙度分布相對均勻；物性數(shù)據(jù)分析表明滲透率主要分布區(qū)間為0.2×10-3～0.8×10-3μm2，平均值為0.3×10-3μm2，超低滲占61.77%、特低滲占38.23%，表明姬塬油田長6儲層屬于低孔-特低孔、特低滲-超低滲透致密砂巖儲層(圖4)。

隨著研究區(qū)儲層物性的變差，孔隙度和滲透率的相關(guān)性呈現(xiàn)變好的趨勢，表明滲透率的影響因素較多，對于該研究區(qū)低孔-特低孔、特低滲-超低滲透致密砂巖儲層而言，儲層的微觀孔隙結(jié)構(gòu)相對復(fù)雜，儲層的物性不僅受巖石學(xué)特征、分選性系數(shù)以及磨圓度的影響，還受到儲層后期的成巖作用影響[14-16]。

2 孔隙度演化定量研究

2.1 孔隙度演化模型的建立

本次研究采用作用模擬方法和效應(yīng)模擬方法相結(jié)合，同時設(shè)定不同成巖作用之間的相對獨立性，建立姬塬油田長6段儲層的孔隙度演化模型。鄂爾多斯盆地姬塬油田長6儲層的成巖演化依次經(jīng)歷前期的幾何堆積階段、重力壓實階段、早期膠結(jié)階段、次生溶蝕階段、中晚期膠結(jié)階段以及交代作用階段，其中早期與中晚期膠結(jié)階段的劃分依據(jù)以膠結(jié)物的類型和膠結(jié)的期次為主，同時以次生溶蝕孔隙大量產(chǎn)生為界限[17]。

由鑄體薄片和掃描電鏡的鏡下觀察分析得知，成巖作用早期對儲層孔隙度和滲透率起主導(dǎo)作用的為壓實作用，其使得原生孔隙遭到破壞；成巖作用中晚時期對儲層物性起控制作用的主要為膠結(jié)作用和溶蝕作用。次生孔隙主要為長石溶孔和巖屑溶孔，包括極少數(shù)的碳酸鹽巖溶蝕[18]。

圖4 研究區(qū)樣品儲層物性分布直方圖Fig.4 Histogram of physical distribution in the study area

各類參數(shù)計算公式分選系數(shù)F未固結(jié)砂巖孔隙度P1F=(D25/D75)/2P1=20.91+22.90/F孔隙度演化模擬壓實作用為主膠結(jié)-交代作用為主次生孔隙發(fā)育為主壓實后剩余孔隙度P2P2=Pa+(Pb+Pc)×Pd/Pe壓實過程損失孔隙度Y1Y1=P1-P2壓實過程孔隙度損失率Z1Z1=Y1×100%/P1壓實-膠結(jié)-交代后剩余孔隙度P3P3=P2-Pa膠結(jié)-交代過程損失孔隙度Y2Y2=P2-P3膠結(jié)-交代過程孔隙度損失率Z2Z2=Y2×100%/P1溶蝕作用增加的孔隙度P4P4=Pf×Pd/Pe自生晶間孔增加的孔隙度P5P5=Pg×Pd/Pe微破裂作用產(chǎn)生的孔隙度P6P6=Ph×Pd/Pe成巖作用產(chǎn)生的孔隙度P7P7=P4+P5+P6次生孔隙度增加率Z3Z3=P7×100%/P1微孔率Z4Z4=(Pi-Pe)×100%/Pi計算現(xiàn)今孔隙度P8P8=P3+P7誤差計算EE=|Pd-P8|×100%/Pd

注：P1—P8均為孔隙度，%；D25為顆粒含量累積曲線上25%處對應(yīng)的顆粒直徑，mm；D75為顆粒含量累積曲線上75%處對應(yīng)的顆粒直徑，mm；Pa為現(xiàn)今膠結(jié)物含量，%；Pb為粒間孔面孔率，%；Pc為雜基原生微孔面孔率，%；Pd為實測平均孔隙度，%；Pe為總孔隙面孔率，%；Pf為溶蝕孔面孔率，%；Pg為自生晶間孔面孔率，%；Ph為成巖縫面孔率，%；Pi為實測孔隙度，%。

不同成巖階段砂巖孔隙度演化定量計算方法應(yīng)用Beard等建立的未固結(jié)砂巖孔隙度模型公式：P1=20.91+22.90/F[19](未固結(jié)砂巖原始孔隙度經(jīng)驗值40%)，具體計算過程見表1[20-22]。其中特拉斯克分選系數(shù)(F)可通過粒度累計曲線獲得。應(yīng)用未固結(jié)砂巖孔隙度模型公式(表1)，結(jié)合微觀孔隙結(jié)構(gòu)實驗中的物性、圖像粒度和鑄體分析數(shù)據(jù)進行計算。

2.2 計算結(jié)果分析

選取該研究區(qū)45塊代表性巖心樣品，通過開展物性、鑄體薄片、掃描電鏡、X衍射、圖像粒度等儲層微觀特征實驗，應(yīng)用孔隙度演化模型研究巖心樣品在不同成巖階段的孔隙度變化特征(表1和表2)。應(yīng)用表1中的未固結(jié)砂巖孔隙度模型公式，計算得出鄂爾多斯盆地姬塬油田長6儲層樣品分選系數(shù)主要分布在1.14～1.61之間，平均值為1.37，研究區(qū)的歪度系數(shù)偏細(xì)。通過孔隙度模擬演化方程計算表明研究區(qū)的初始孔隙度分布在36.35%～39.48%之間，平均值為37.33%，類似于正態(tài)分布(表2)。樣品分選系數(shù)以及初始孔隙度變化較小，表明長6段儲層在沉積時期沉積砂體厚度壓實作用以及沉積水體深度對儲層孔隙度的影響偏弱，同時儲層在沉積時期的碎屑顆粒結(jié)構(gòu)、分布及分選性程度也不是引起儲層物性差異的主要因素。

表2 姬塬油田長6段儲層不同成巖演化階段孔隙度定量演化計算表

姬塬油田長6段儲層在初期沉積壓實固結(jié)成巖作用中，壓實損失孔隙度分布在6.32%～30.19%之間，平均值為22.47%(表2)，研究表明早期壓實作用對儲層物性具有較大的破壞作用。成巖作用的早期和中晚期膠結(jié)導(dǎo)致孔隙度損失分別為3.69%、6.97%，中晚期膠結(jié)孔隙度損失值大于早期膠結(jié)，表明晚期膠結(jié)作用發(fā)育，早期膠結(jié)物含量較少。長6段儲層產(chǎn)生次生溶蝕孔隙分布差異性較大，溶蝕作用增加孔隙度為0～11.32%，平均值為6.53%(表2)。

圖5 長6段儲層成巖演化過程中孔隙度的氣測值與計算值之間相關(guān)關(guān)系Fig.5 Relationships between gas survey porosity and calculated porosity of diagenetic evolution of the Chang 6 reservoir in the Jiyuan Oilfield

姬塬油田長6段儲層最終計算孔隙度的平均值為10.06%；計算孔隙度與氣測孔隙度之間的相對誤差為7.98%，從圖5中可以看出，實際氣測孔隙度與計算孔隙度擬合系數(shù)R2較高達到0.897 9，表明該研究區(qū)長6段儲層符合實際儲層評價誤差標(biāo)準(zhǔn)。

2.3 地質(zhì)響應(yīng)孔隙度演化模型

儲層孔隙演化主要受沉積微相、粒度特征、巖石類型、埋深、上覆地層壓力、流體性質(zhì)、地質(zhì)年代、古地溫、壓實作用、膠結(jié)作用、溶蝕作用等因素影響[23]。本次研究分析了姬塬油田長6段儲層H212井的埋藏深度、包裹體溫度隨地層年代變化的孔隙成巖演化史(圖6)，主要包括早期機械壓實作用減孔階段、壓實+早期膠結(jié)作用減孔階段、主要溶蝕增孔窗口、油氣充注-化學(xué)壓實+中晚期膠結(jié)作用減孔階段。

姬塬油田長6段儲層在埋藏作用和熱演化史的作用下，各成巖階段演化特征如圖6所示。依據(jù)成巖階段劃分標(biāo)準(zhǔn)(SY/T5477—2003)，中成巖階段A期的中晚期古溫度介于90～110 ℃之間，有機質(zhì)進入成熟階段開始熱降解生成油氣，同時生成大量有機酸，為次生溶蝕孔隙的發(fā)育提供條件；隨后進入中成巖階段B期的早期，隨著溫度的不斷升高，有機質(zhì)開始進一步裂解，生成的油氣開始大量充注儲層，有機酸濃度隨之減小，次生溶蝕作用也受到抑制[24]。依據(jù)成巖序列分析次生溶蝕孔隙成因表明，研究區(qū)主要因溶蝕作用增加孔隙度階段的溫度區(qū)間為70～90 ℃，地質(zhì)年代介于129～151.5 Ma之間(圖6(c))。溶蝕作用的發(fā)育是形成長6段儲層的優(yōu)勢高滲透率的基礎(chǔ)。

長6段儲層孔隙度演化模式中砂體展布特征、埋藏深度、上覆地層壓力的大小、溶蝕作用等參數(shù)之間存在特定的函數(shù)關(guān)系[25-27]。通過分析姬塬油田長6段儲層H212井的孔隙成巖演化史，定性-定量表征姬塬油田長6段儲層物性致密成因特征，地質(zhì)響應(yīng)孔隙度演化模型如圖6所示。

(1)在早期機械壓實作用階段，沉積物沉降開始至今205.19 Ma，長6段儲層埋藏深度達到862 m左右，由于上覆地層壓力作用使得孔隙度減小，由初始孔隙度38.14%減小至約29.03%，壓實作用損失的孔隙度為9.11%(圖6(a)—(c))。距今205.19～201.5 Ma地層出現(xiàn)一次短暫的小幅度抬升剝蝕，由于保持上覆地層壓力，孔隙度將發(fā)生微小的變化(圖6(a)—(c))。距今201.5～180 Ma，隨著地層埋深的繼續(xù)增加，強壓實作用使得原生孔隙繼續(xù)減小，早成巖期間膠結(jié)物開始充填孔隙(圖6(b)、(d))，壓實-膠結(jié)作用使得總孔隙減小至25.34%，膠結(jié)作用損失的孔隙度為3.69%。距今180～175 Ma，地層再次出現(xiàn)小幅度的抬升剝蝕，孔隙度發(fā)生微小變化。

(2)在壓實+早期膠結(jié)作用階段，距今175～150 Ma，地層沉降速度變小，上覆地層壓力繼續(xù)增加，古地溫主要介于60～80 ℃之間，屬于早成巖作用B期，成巖作用主要表現(xiàn)為較強壓實作用、薄膜綠泥石包裹顆粒、硅質(zhì)次生加大等，壓實、膠結(jié)、早期溶蝕作用共同疊合使得總孔隙度減少至18.33%，孔隙度損失了7.01%(圖6)。

(3)主要溶蝕增加孔隙窗口階段，距今150～143.2 Ma，地層出現(xiàn)短暫且小幅度的抬升，總體上孔隙度相對增加，但增加的幅度較小。距今143.2～135 Ma，上覆地層壓力繼續(xù)增加，古地溫主要介于75～85 ℃之間，這個期間壓實作用和膠結(jié)作用減弱，溶蝕作用增加孔隙度，穩(wěn)定壓實、膠結(jié)和較強溶蝕共同作用使得孔隙度增加至22.7%，增加的孔隙度為4.37%(圖6)。

(4)油氣充注-化學(xué)壓實+中晚期膠結(jié)作用階段，距今135～90 Ma，地層埋深再次增加，古地溫為85～130 ℃，此時干酪根熱解率降低，溶蝕作用減弱或者停止，油氣大量充注使得孔隙內(nèi)的流體壓力增大，抑制了膠結(jié)和溶蝕作用的進行。隨著古地溫的不斷升高，孔隙流體逐漸轉(zhuǎn)變?yōu)閴A性，同時產(chǎn)生自生礦物，并充填孔隙，使得孔隙度降低至11.72%，損失的孔隙度為10.98%左右。距今90 Ma～現(xiàn)今，上覆地層壓力和膠結(jié)作用造成原生孔隙進一步致密，壓實、膠結(jié)作用使得孔隙度減小了1.22%，在綜合演化過程中，總孔隙度減小至現(xiàn)今的10.5%。

3 孔隙度演化特征

結(jié)合常規(guī)物性、圖像粒度、鑄體薄片、X衍射以及掃描電鏡等儲層微觀特征研究，認(rèn)為姬塬油田長6儲層成巖現(xiàn)象多樣，主要包括機械壓實和壓溶作用、黏土礦物膠結(jié)作用以及碳酸鹽膠結(jié)等。

為進一步明確研究區(qū)長6段儲層在成巖作用演化過程中的關(guān)鍵點對儲層孔隙度的影響，本次研究主要針對最大壓實率巖心樣品(G46井，2 459.8 m)、最大膠結(jié)率巖心樣品(H222井，2 450.66 m)、最大溶蝕率巖心樣品(H210井，2 362.2 m)以及粒間孔發(fā)育最好的巖心樣品(G80井，2 570.47 m)等4類樣品的關(guān)鍵點，對姬塬油田長6段儲層開展孔隙度演化路徑的綜合對比分析(表3)。

3.1 最大壓實率樣品

G46井在2 459.8m深度對應(yīng)的壓實率在總樣品中最大，其孔隙度損失對比圖上對應(yīng)A點。早期機械壓實作用損失孔隙度為31.79%，巖石流體儲存空間損失嚴(yán)重，粒間孔基本不發(fā)育；顆粒以線-凹凸式接觸為主，云母等塑性顆粒強烈變形(圖7(a)，圖8)；早期和中晚期膠結(jié)-交代作用損失的孔隙度為6.19%，早期膠結(jié)孔隙度損失1.97%，中晚期膠結(jié)孔隙度損失4.22%，膠結(jié)作用整體影響較小；產(chǎn)生次生孔隙度也較低，為2.64%(表3)，最終孔隙度在實驗樣品中最低為2.31%，表明壓實作用對研究區(qū)長6段儲層的孔隙度破壞起主要作用。

表3 姬塬油田長6段儲層成巖作用關(guān)鍵點孔隙度演化特征

圖7 姬塬油田長6段儲層孔隙度演化典型樣品鏡下特征Fig.7 Microphotographs of the typical porosity evolution features of the Chang 6 reservoir in the Jiyuan Oilfield(a)強機械壓實，壓溶及硅質(zhì)加大邊，顆粒線接觸，G46井，2 459.8 m；(b)強膠結(jié)發(fā)育，硅質(zhì)加大，鐵方解石充填孔隙，H222井，2 450.66 m；(c)強溶蝕，長石溶孔發(fā)育，高嶺石充填孔隙，H48井，2 437.18 m；(d)粒間孔發(fā)育，綠泥石薄膜發(fā)育，發(fā)育粒緣及粒內(nèi)長石溶蝕，H222井，2 450.66 m；(e)致密結(jié)構(gòu)，硅質(zhì)及長石質(zhì)加大，殘余粒間孔、顆粒溶孔發(fā)育，H210井，2 362.2 m；(f)葉片狀綠泥石膜，粒表綠泥石黏土膜及粒間殘余孔隙發(fā)育，H129井，2 361.42 m；(g)粒間溶蝕孔，伊利石搭橋式生長，自生石英充填殘余孔，G80井，2 570.47 m；(h)粒間殘余孔，石英、長石加大，畫卷狀伊利石充填殘余孔喉，G65井，2 087.74 m

3.2 最大膠結(jié)率樣品

H222井在2 450.66 m深度對應(yīng)的膠結(jié)率在總樣品中最大，孔隙度損失對應(yīng)圖中的B點(圖7(b)、(d)、(f)，圖8)。地層快速沉降導(dǎo)致壓實作用較弱，機械壓實損失孔隙度為8.37%，減孔作用較弱；碎屑顆粒以點、點-線接觸為主；早期膠結(jié)-交代作用損失孔隙度為3.37%，但受膠結(jié)物含量低影響，早期膠結(jié)作用影響較弱；中晚期膠結(jié)-交代作用減孔作用顯著，其含量為27.88%；溶蝕作用對孔隙度控制相對較弱，增加孔隙度為4.83%(表3)。該類樣品的最終孔隙度偏低為7.32%，表明膠結(jié)作用對研究區(qū)長6儲層的孔隙度影響較大。

3.3 最大溶蝕率樣品

H210井在2 362.2 m深度對應(yīng)的溶蝕率在總樣品中最大，孔隙度損失對應(yīng)圖中的C點(圖7(c)、(e)，圖8)。該樣品點機械壓實強度僅次于G46井，掃描電鏡和鑄體薄片鏡下觀察表明粒間孔破壞嚴(yán)重，顆粒以線-凹凸式接觸為主；鐵方解石等碳酸鹽礦物以及硅質(zhì)充填孔隙，壓實損失孔隙度為29.13%；早期膠結(jié)損失孔隙度為3.58%，中晚期膠結(jié)-交代損失孔隙度為7.33%，產(chǎn)生次生孔隙度為11.26%，主要表現(xiàn)為長石溶孔(表3)。該類樣品最終孔隙度為11.35%，溶蝕作用的發(fā)育使得研究區(qū)長6段儲層形成優(yōu)勢高滲帶。

圖8 長6段儲層孔隙度損失對比圖Fig.8 Comparison of porosity loss of the Chang 6 reservoir

3.4 粒間孔發(fā)育樣品

G80井在2 570.47 m深度對應(yīng)的粒間孔在總樣品中最為發(fā)育，孔隙度損失對應(yīng)圖中的D點(圖7(f)、(g)、(h)，圖8)。該樣品早期綠泥石薄膜式膠結(jié)發(fā)育，使得機械壓實強度較弱，有效保護原生粒間孔，顆粒以點-線接觸為主；同時發(fā)育粒緣及粒內(nèi)長石溶蝕孔；少量的鐵方解石充填粒間孔隙損失部分孔隙度；壓實損失孔隙度、早期和中晚期膠結(jié)損失的孔隙度分別為21.55%、5.46%、4.28%，產(chǎn)生次生孔隙度為2.74%(表3和圖8)。該樣品的最終孔隙度11.77%為所有實驗樣品中最高。

通過表1誤差計算公式，最大壓實率樣品(G46井，2 459.8 m)計算孔隙度為2.31%，相對誤差為9.06%；最大膠結(jié)率樣品(H222井，2 450.66 m)計算孔隙度為7.32%，相對誤差為11.59%；最大溶蝕率樣品(H210井，2 362.2 m)計算孔隙度為11.35%，相對誤差為1.07%；粒間孔最發(fā)育樣品(G80井，2 570.47 m)計算孔隙度為11.77%，相對誤差為0.43%(表3)。研究表明，該研究區(qū)樣品主要受壓實型成巖作用改造，壓實損失孔隙度平均為22.71%，受膠結(jié)物含量和流體性質(zhì)影響，中晚期膠結(jié)-交代作用損失孔隙度為10.9%，產(chǎn)生次生孔隙度為5.37%。長6儲層壓實作用強于膠結(jié)作用，僅部分樣品落在強膠結(jié)作用區(qū)域(圖8)，不同膠結(jié)物含量是孔隙度演化的主要參數(shù)，其中成巖礦物成分以及流體性質(zhì)改變著巖石抗壓實能力和微觀孔隙特征。

4 結(jié) 論

(1)姬塬油田長6段儲層成巖演化依次經(jīng)歷前期的幾何堆積階段、重力壓實階段、早期膠結(jié)階段、次生溶蝕階段和中晚期膠結(jié)以及交代作用，其中早期膠結(jié)階段與中晚期膠結(jié)階段的劃分主要依據(jù)膠結(jié)物的類型和膠結(jié)的期次，同時以次生溶蝕孔隙大量產(chǎn)生為界限。研究區(qū)成巖演化過程中的差異性是導(dǎo)致儲層物性差異和微觀孔隙結(jié)構(gòu)差異的根本原因。

(2)孔隙度演化計算結(jié)果表明姬塬油田長6段致密砂巖儲層初期幾何堆積階段孔隙度為37.33%，壓實損失的孔隙度和早期膠結(jié)-交代過程損失的孔隙度平均值分別為22.47%、3.69%，產(chǎn)生的次生孔隙度平均值為6.53%，中晚期膠結(jié)-交代過程孔隙度損失平均值為6.97%，最終計算孔隙度平均值為10.06%。

(3)沉積與成巖作用是影響致密砂巖油藏儲層品質(zhì)優(yōu)劣的主導(dǎo)因素，長6儲層壓實作用強于膠結(jié)作用，研究區(qū)主要受壓實型成巖作用改造，不同膠結(jié)物含量是孔隙度演化的主要參數(shù)，其中成巖礦物成分以及流體性質(zhì)改變著巖石抗壓實能力和微觀孔隙特征。

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