林紅先，屈展

1.西北工業(yè)大學航空學院 （陜西 西安 710072）

2.西安石油大學石油工程學院 （陜西 西安 710065）

0 引言

定邊油田位于鄂爾多斯盆地陜北斜坡中西部區(qū)域，油層主要為中生界三疊系延長組和侏羅系延安組，具有多層系含油的特征，其中延長組長2油層組為其主力產(chǎn)層之一。目前，前人已對該區(qū)長2油層組沉積和儲層特征做了一定的研究[1-4]，并有效指導了長2油藏的勘探與開發(fā)。但隨著勘探程度的提高和進一步深化，認為影響其物性差異的關(guān)鍵因素是成巖作用。然而，對長2儲層成巖作用類型及特征、成巖階段劃分及孔隙演化、成巖作用與儲層物性間的關(guān)系等方面的研究比較薄弱，影響了長2油藏的勘探開發(fā)水平。鑒于此，基于前人研究的基礎(chǔ)，對10余口探井巖心的系統(tǒng)觀察與精細描述，系統(tǒng)采集了105塊長2油層組巖樣，采用一系列的常規(guī)分析手段，如鑄體薄片分析、掃描電鏡分析、陰極發(fā)光分析、黏土礦物X衍射等分析測試項目，旨在通過對儲層基本特征的研究，重點分析長2儲層成巖作用、孔隙演化及其物性影響因素。

研究區(qū)長2油層組沉積期屬于三角洲平原亞相沉積[5]，巖性主要為淺灰色、灰白色中-細砂巖、細砂巖。根據(jù)標志層及沉積旋回，長2油層組自上而下細分為長21、長22和長23等3個油層亞組，其中長21和長22為主力產(chǎn)層。長2中部埋藏深度為1 760～2 140 m，平均為1 890 m，其頂面構(gòu)造特征總體呈西傾的單斜形態(tài)，傾角不足1°，在此背景上發(fā)育3～5排軸向近東西向的鼻狀構(gòu)造，最大構(gòu)造幅度可達30 m。研究表明這些鼻狀構(gòu)造對長2油藏的分布具有重要的控制作用[6]，與巖性特征一起成為長2儲層原油聚集的重要條件[7]。

1 儲層基本特征

1.1 巖石學特征

通過對研究區(qū)10余口取心井的巖心和37塊巖石薄片詳細地觀察和描述，認為長2段砂巖是以中-細長石砂巖為主，其次為巖屑長石砂巖（圖1），少量的粉砂巖和粗砂巖。薄片鑒定結(jié)果統(tǒng)計表明：碎屑顆粒主要是以石英為主，平均43.88%；其次為長石，平均30.75%；巖屑主要為變質(zhì)巖屑和沉積巖屑，平均8.5%，且以塑性巖屑為主。填隙物中的黏土礦物是以高嶺石為主，次為綠泥石，伊利石和伊/蒙間層最少；膠結(jié)物主要為高嶺石，其次為硅質(zhì)，還含有少量的長石質(zhì)和鐵白云石等；雜基成分主要包括綠泥石。

圖1 定邊油田長2砂巖三角分類

1.2 孔隙類型及物性特征

根據(jù)156塊巖心鑄體薄片及其物性分析等資料的觀察和統(tǒng)計（圖2），研究區(qū)長2儲層的儲集空間主要為粒間孔和溶蝕孔。面孔率平均為13.63%，其中粒間孔（47.68%）和長石溶孔（48.70%）最為發(fā)育，另有少量晶間孔（3.68%）未見裂縫分布。表明研究區(qū)成巖作用是控制次生孔隙發(fā)育的主要原因之一。長2砂巖實測的孔隙度13.00%～24.30%，平均16.04%，中值為15.76%；滲透率（0.5～145.158）×10-3μm2，平均8.946×10-3μm2，中值為5.13×10-3μm2。根據(jù)儲層分類評價標準[8]，長2砂巖儲層屬于中孔-特低滲儲層。

圖2 定邊油田長2砂巖儲層孔隙類型

2 成巖作用類型及特征

2.1 壓實作用

鑄體薄片觀察發(fā)現(xiàn)，局部顯示有云母類等塑性顆粒的壓實變形，碎屑顆粒間緊密接觸（圖3（b）、圖3（f）、圖3（h））；由線狀接觸過渡為凹凸接觸或點接觸（圖3（a）、圖3（b）），掃描電鏡下有明顯的剛性顆粒轉(zhuǎn)動或位移，如圖3（i）所示。表明長2砂巖儲層經(jīng)歷了較為普遍的壓實作用，但壓實作用相對較弱。因此使得原生粒間孔進一步減小，喉道變細、迂曲度大，最大程度地降低了儲層的滲流能力[9]，進而在經(jīng)歷了壓實作用后，仍使得長2儲層部分原生孔隙得以保存。

2.2 膠結(jié)及交代作用

膠結(jié)及交代作用是使得砂巖孔隙度減小、滲透率降低的主要原因[10-11]。其表現(xiàn)是以黏土礦物中的高嶺石（圖3（e））、綠泥石黏土薄膜（圖3（d））和偶見鐵白云石和方解石（圖3（f）、圖3（g）、圖3（l））膠結(jié)。膠結(jié)方式有孔隙充填式、再生式等類型。另外，石英次生加大的硅質(zhì)膠結(jié)（圖3（j）、圖3（k））同樣不可忽視，其含量較低（平均為1.5%），但分布范圍廣。

2.3 溶蝕作用

鏡下觀察顯示溶蝕作用主要表現(xiàn)為碎屑顆粒（長石、巖屑）的溶蝕（圖3（a）、圖3（i）、圖3（o））。由于溶蝕強烈，使得部分巖心層段的長石形成鑄?？祝▓D3（j）），偶見長石、巖屑溶蝕形成粒內(nèi)溶孔。其溶孔直徑大小不一，溶蝕孔的形成促使部分孔隙、喉道及其之間的連通性得到明顯改善。研究認為次生孔隙的形成主要是由于生烴作用釋放的有機酸使地層水呈酸性，加速了長石等易溶礦物的溶解而形成[12]。

3 成巖階段與成巖演化

3.1 成巖階段

通過對成巖作用類型、自生礦物和膠結(jié)物類型及賦存狀態(tài)的研究，依據(jù)鑄體薄片、掃描電鏡以及黏土礦物X衍射等化驗分析資料，確定了長2砂巖儲層的成巖作用階段，判斷依據(jù)主要有：①機械壓實作用和壓溶作用，顆粒間點-線接觸關(guān)系，石英、長石的次生加大普遍達到Ⅱ級以上；②自生礦物的析出和隨后發(fā)生的長石、巖屑和方解石等礦物的溶蝕；③根據(jù)黏土礦物X衍射分析資料定量統(tǒng)計數(shù)據(jù)，延長組長2砂巖黏土礦物以高嶺石和綠泥石為主，高嶺石含量52.5%，綠泥石含量35%（表1），少量的伊/蒙間層和伊利石；碎屑顆粒間點-線接觸為主，次生孔隙比較發(fā)育。綜合以上分析，參照碎屑巖儲層成巖階段劃分標準[13]，認為長2儲層已普遍達到中成巖階段A期。

圖3 定邊油田長2砂巖鑄體薄片與掃描電鏡特征

3.2 成巖序列與成巖演化

依據(jù)成巖作用的類型、特征及其鏡下觀察到的成巖現(xiàn)象，綜合確定成巖演化序列[14-15]，長2砂巖顯微鏡常見到如下的成巖現(xiàn)象：①呈薄膜形式的綠泥石黏土礦物包圍了碎屑顆粒全部，綠泥石膜包圍的石英顆粒很少產(chǎn)生次生加大，表明綠泥石膜要早于石英加大而形成，視為成巖作用早期的產(chǎn)物；②碳酸鹽巖膠結(jié)物充填在長石溶蝕孔隙內(nèi)，且碎屑顆粒呈孤立狀分布，說明方解石的沉淀要晚于長石顆粒的溶蝕；③在以連晶或孔隙式膠結(jié)方式分布的方解石膠結(jié)物中,可見鐵白云石交代方解石，鐵白云石的形成晚于方解石。綜上分析，長2儲層的成巖序列為：早期機械壓實→綠泥石膜形成→石英質(zhì)加大→長石顆粒溶蝕→烴類充注→晚期方解石膠結(jié)→鐵白云石交代（圖4）。

表1 定邊油田長2砂巖黏土礦物含量統(tǒng)計 /%

圖4 定邊油田長2砂巖成巖階段與孔隙演化模式

4 成巖作用對儲層物性的影響

4.1 破壞性成巖作用對儲層物性的影響

埋藏深度控制著壓實作用，進而對儲層物性產(chǎn)生影響。長2儲層平均埋深達到1 800 m以上，壓實作用較為強烈。以長2砂巖大量的鑄體薄片鑒定、孔隙類型、面孔率統(tǒng)計為基礎(chǔ)，定量計算了不同成巖作用對孔隙變化的貢獻。選取研究區(qū)長2儲層5口井13塊典型樣品進行孔隙演化的定量反演，參照相關(guān)的計算公式[16]，平均原始孔隙度為40.40%。根據(jù)壓實損失孔隙度計算公式[17]，計算僅壓實作用使得原始孔隙度損失高達22.18%，壓實作用后剩余18.22%。因此，壓實作用是造成研究區(qū)長2砂巖儲層物性變差的主要因素之一。

碳酸鹽巖膠結(jié)對儲層具有明顯的破壞性。由圖5可知，當碳酸鹽巖膠結(jié)物含量小于4%，孔隙度和滲透率分別是在12%～22%和（5～20）×10-3μm2之間，碳酸鹽巖含量對儲層沒有明顯的控制作用；當碳酸鹽巖含量大于4%，隨著碳酸鹽巖的增加，儲層物性有著變差的趨勢，孔隙度均小于8%，滲透率均小于5×10-3μm2。研究表明，碳酸鹽巖膠結(jié)物主要是在油氣充注后或與其同時發(fā)生，將部分粒間孔和溶蝕孔充填。碳酸鹽巖膠結(jié)的破壞性成巖作用使得原始孔隙度損失了5.26%，剩余12.96%，此時長2儲層已經(jīng)演化為特低滲儲層。

圖5 定邊油田長2儲層碳酸鹽巖含量與物性關(guān)系

4.2 建設性成巖作用對儲層物性影響

建設性成巖作用形成的粒內(nèi)溶孔、粒間溶孔及鑄模孔是長2儲集性能優(yōu)良的有力保證，將長石顆粒溶蝕后可增加孔隙度3.18%。計算孔隙度為16.14%，實測孔隙度為16.04%，通過誤差分析與理論計算，進一步證明研究成果具有一定的可靠性。

5 結(jié)論

1）定邊油田長2特低滲砂巖儲層經(jīng)歷了機械壓實、碳酸鹽巖膠結(jié)和溶蝕作用，導致研究區(qū)儲層物性致密的主要原因之一是機械壓實作用，高嶺石和碳酸鹽巖的膠結(jié)進一步對儲層物性進行破壞，綠泥石膜有效保存了原生孔隙，溶蝕作用是改善儲層物性的重要途徑。

2）長2儲層主要處于中成巖階段A期，其成巖序列為：早期機械壓實→綠泥石膜形成→石英質(zhì)加大→長石顆粒溶蝕→烴類充注→晚期方解石膠結(jié)→鐵白云石交代。

3）長2儲層孔隙演化定量研究結(jié)果表明，計算原始孔隙度為40.40%，機械壓實后剩余孔隙度18.22%，膠結(jié)作用后剩余孔隙度12.96%，溶蝕作用后孔隙度增至16.14%。