魏真真, 朱善瑜, 王學(xué)武
(1.山東石油化工學(xué)院油氣工程學(xué)院, 東營 257061; 2.中石化勝利油田分公司石油工程技術(shù)研究院, 東營 257000)
致密砂巖儲(chǔ)層受成巖作用的影響顯著,常出現(xiàn)儲(chǔ)層物性低、非均質(zhì)性強(qiáng)等特點(diǎn),極大程度上制約了油氣有利分布區(qū)帶的預(yù)測(cè)。因此,致密砂巖儲(chǔ)層已成為近年來中外諸多地質(zhì)學(xué)者的研究熱點(diǎn),并已積累了相對(duì)豐富的研究成果[1-4]。成巖相分類與不同成巖相孔隙演化規(guī)律的定量分析是儲(chǔ)層評(píng)價(jià)與預(yù)測(cè)的重要方法與手段,其具體表現(xiàn)為成巖礦物、孔隙類型、孔隙結(jié)構(gòu)特征等方面的變化,可較好地反映出不同成巖類型對(duì)儲(chǔ)層的影響。余瑜等[5]以Q型聚類方法為定量依據(jù),對(duì)四川盆地南部上三疊統(tǒng)須二段的成巖相類型進(jìn)行劃分;Li等[6]依據(jù)成巖作用過程中孔隙、物性等多種參數(shù)的定量表征,對(duì)鄂爾多斯盆地延長組長9儲(chǔ)層的成巖相類型進(jìn)行劃分,并在此基礎(chǔ)上預(yù)測(cè)有利成巖相帶;桂紅等[7]通過麻黃山西區(qū)塊長8油層組的成巖相類型進(jìn)行劃分,并將其有效應(yīng)用于油田生產(chǎn)開發(fā);Wu等[8]以不同成巖相中的測(cè)井響應(yīng)特征為依據(jù),對(duì)四川盆地西部須二段成巖相類型進(jìn)行劃分,并進(jìn)一步對(duì)有利儲(chǔ)層進(jìn)行評(píng)價(jià)和預(yù)測(cè)。劉芬等[9]以塔里木盆地克拉蘇沖斷帶為例,對(duì)區(qū)內(nèi)巴二段儲(chǔ)層的成巖相進(jìn)行定量研究,并進(jìn)一步預(yù)測(cè)了有利優(yōu)質(zhì)儲(chǔ)層。鄂爾多斯盆地隴東地區(qū)三疊系延長組長8油層組是長慶油田的主力產(chǎn)油層,為特低、超低滲油藏。隴東地區(qū)油區(qū)呈現(xiàn)連片態(tài)勢(shì),勘探潛力巨大,區(qū)內(nèi)西峰、白豹、合水等區(qū)塊的長6~長8油層組發(fā)現(xiàn)工業(yè)油流,在特低滲透-致密儲(chǔ)層中找到了高滲帶。近年來,前人針對(duì)隴東地區(qū)延長組長8儲(chǔ)層的成巖作用、成巖過程及其響應(yīng)、砂體結(jié)構(gòu)及水動(dòng)力條件等進(jìn)行過較多研究[10-12],但針對(duì)該儲(chǔ)層的成巖相研究仍相對(duì)薄弱,尤其缺少對(duì)不同成巖相類型中孔隙演化規(guī)律的定量研究?;诖耍诙鯛柖嗨古璧仉]東地區(qū)長8儲(chǔ)層巖石特征及成巖作用分析基礎(chǔ)上,現(xiàn)對(duì)其成巖相類型進(jìn)行系統(tǒng)劃分,并以此為指導(dǎo),嘗試對(duì)不同成巖相下的孔隙演化規(guī)律進(jìn)行定量分析,從一個(gè)新的視角厘清區(qū)內(nèi)優(yōu)勢(shì)成巖相帶,并獲得對(duì)其分布規(guī)律的新認(rèn)識(shí),以期為鄂爾多斯盆地隴東地區(qū)長8儲(chǔ)層的深入研究提供新的思路。
鄂爾多斯盆地隴東地區(qū)位于盆地內(nèi)伊陜斜坡構(gòu)造單元的西南部(圖1),其西接天環(huán)坳陷,整體呈現(xiàn)出近南北(SN)向延伸的平緩單斜構(gòu)造。研究區(qū)內(nèi)構(gòu)造發(fā)育相對(duì)簡單,僅有少量小型鼻狀構(gòu)造,節(jié)理、褶皺、斷層等大型構(gòu)造不發(fā)育。鄂爾多斯盆地自三疊紀(jì)晚期開始,依次經(jīng)歷了海陸交互相沉積、湖相-三角洲相沉積,至三疊紀(jì)晚期形成了超過1 000 m的上三疊統(tǒng)延長組,構(gòu)成區(qū)內(nèi)主力含油層系[13]。巖電性、古生物等資料表明,延長組可細(xì)分為長1段~長10段共10個(gè)油層組,其中,頂部長2段與上覆地層呈平行不整合接觸,長6段、長7段和長8段在區(qū)內(nèi)保存最好,整體鉆探程度較高。研究區(qū)延長組普遍發(fā)育K0~K9共10個(gè)區(qū)域標(biāo)志層(圖1),其中,K0標(biāo)志層(李家畔頁巖)、K1標(biāo)志層(張家灘頁巖)是長8油層組頂、底分界的標(biāo)志層,其地球物理特征明顯,分布穩(wěn)定。
圖1 鄂爾多斯盆地區(qū)域構(gòu)造位置Fig.1 Structural sketch of Ordos Basin
以隴東地區(qū)長8油層組150件砂巖薄片資料鑒定為基礎(chǔ),分析得出長8段儲(chǔ)層砂巖的巖性主要為巖屑長石砂巖(82%)和長石巖屑砂巖(18%)(圖2)。 砂巖粒度φ普遍分布在1<φ<4,具體可細(xì)分為中粒級(jí)(16.7%)、細(xì)粒級(jí)(47.1%)和極細(xì)粒級(jí)(26.1%)(圖3)。其整體表現(xiàn)出分選程度中等、磨圓度次棱角-棱角狀,結(jié)構(gòu)成熟度和成分成熟度均較低的特征。砂巖的膠結(jié)類型多樣,以孔隙型、加大-孔隙型、加大-薄膜型和孔隙-薄膜型4種類型最為常見。此外,成巖礦物構(gòu)成長8儲(chǔ)層砂巖填隙物的主要類型,以綠泥石(平均含量5.15%)、鐵方解石(平均含量5.62%)最為發(fā)育。
1為石英砂巖;2為次巖屑砂巖;3為次長石砂巖;4為巖屑砂巖;5為長石巖屑砂巖;6為巖屑長石砂巖;7為長石砂巖圖2 研究區(qū)長8段儲(chǔ)層砂巖類型及成分圖Fig.2 Sandstone type and composition map of Chang 8 oil-bearing formation
隴東地區(qū)處于東北部緩斜坡帶曲流河三角洲沉積體系、沿西峰-慶陽一帶辮狀河三角洲體系及環(huán)縣一帶扇三角洲體系3個(gè)物源的交匯部位,各種三角洲前緣亞相的儲(chǔ)集砂體在此處進(jìn)行疊合[14-15]。結(jié)合前人的研究成果,通過研究區(qū)40口取心井的巖心相、測(cè)井相分析,研究了長8儲(chǔ)層的沉積特征。
巖心觀察及綜合錄井資料顯示,樣品中湖相沉積化石豐富,且呈規(guī)律性分布,遺跡化石常見碳化植物碎片、垂直蟲孔[圖4(a)、圖4(b)]。此外,樣品粒度概率分析結(jié)果表明,長8段儲(chǔ)層砂巖的分選程度中等,磨圓度次棱角-棱角狀,以細(xì)粒級(jí)砂巖為主,為三角洲前緣亞相。
圖3 研究區(qū)長8段儲(chǔ)層砂巖粒級(jí)頻率分布Fig.3 Frequency distribution map of sandstone grain size of Chang 8 oil-bearing formation
研究區(qū)長8段儲(chǔ)層層理構(gòu)造發(fā)育,尤以大-中型板狀交錯(cuò)層理和楔狀交錯(cuò)層理最為典型[圖4(c)、圖4(d)],河道沖刷面特征明顯,常見沖刷填充構(gòu)造[圖4(e)],反映出三角洲前緣水下分流河道的沉積特點(diǎn)。同時(shí),在砂、泥巖互層的泥質(zhì)粉砂巖和粉砂質(zhì)泥巖中,常發(fā)育強(qiáng)、弱交替水動(dòng)力環(huán)境下的韻律層理和波狀層理[圖4(f)、圖4(g)]。此外,負(fù)載構(gòu)造、滑塌、滑移構(gòu)造及微-小型斷層等同沉積構(gòu)造在長8段儲(chǔ)層中也零星可見[圖4(h)]。
巖心資料顯示,研究區(qū)長8儲(chǔ)層樣品中巖心微相特征顯著,可清晰識(shí)別與描述出水下分流河道、水下分流河道間、河口砂壩等3種沉積微相。其中,水下分流河道微相的巖性以細(xì)粒、中粒長石巖屑砂巖為主,縱向上砂巖粒度自下而上逐漸變細(xì),單砂體厚度1~5 m(圖5),構(gòu)成研究區(qū)骨架微相,可作區(qū)內(nèi)有利儲(chǔ)滲砂體;水下分流河道間微相的巖性以粉砂巖、泥巖互層為主,僅有少部分為細(xì)粒長石巖屑砂巖與泥巖的互層,整體孔滲性差,可作區(qū)內(nèi)良好蓋層;河口砂壩微相的巖性主要以粉砂巖和細(xì)粒長石巖屑砂巖為主,縱向上表現(xiàn)為自下而上逐漸變粗(圖5),可作區(qū)內(nèi)有利儲(chǔ)滲砂體。
圖4 研究區(qū)長8段儲(chǔ)層沉積特征Fig.4 Sedimentary features of Chang 8 oil-bearing formation
鑄體薄片表明,長8段儲(chǔ)層共發(fā)育原生孔隙、次生孔隙和微裂縫三類儲(chǔ)集空間。其中,原生孔隙為主力儲(chǔ)集空間類型[圖6(a)],具體發(fā)育剩余原生粒間孔(65%)和剩余原生粒間微孔(35%)兩種類型;次生孔隙主要由粒內(nèi)溶孔和粒間溶孔組成,前者(85.4%)為顆粒內(nèi)部長石和巖屑不同程度溶蝕形成[圖6(b)、圖6(c)],為區(qū)內(nèi)重要孔隙類型之一,后者(6.3%)對(duì)儲(chǔ)層貢獻(xiàn)甚微;此外,發(fā)育極少量微裂縫[圖6(d)]。
研究區(qū)400口探評(píng)井33296件樣品的物性統(tǒng)計(jì)分析表明,隴東地區(qū)長8儲(chǔ)層的孔喉排驅(qū)壓力為0.12~10.97 MPa,平均1.48 MPa;中值壓力為0.05~103 MPa,平均13.10 MPa;最大進(jìn)汞飽和度為21.8%~98.8%,平均77.9%;退汞效率為0~48.5%,平均26.5%;孔隙度為0.5%~18.3%,平均13.8%;滲透率為(0.001~19.200)×10-3μm2,平均為0.664×10-3μm2。綜上,通過壓汞實(shí)驗(yàn)證明,研究區(qū)長8段儲(chǔ)層的進(jìn)汞毛細(xì)管阻力較大,退汞效率差,孔喉結(jié)構(gòu)復(fù)雜,連通性整體較差,不利于流體流動(dòng)。
圖5 研究區(qū)里63井長8段儲(chǔ)層綜合柱狀圖Fig.5 Comprehensive strata log diagram of Chang 8 oil-bearing formation, Li 63 well as an example
研究區(qū)長8儲(chǔ)層的成巖作用類型多樣,可對(duì)孔隙演化產(chǎn)生差異性影響。依據(jù)鑄體薄片、X射線衍射等資料,厘清了區(qū)內(nèi)長8段儲(chǔ)層的成巖作用類型及特征。
鑄體薄片研究發(fā)現(xiàn),研究區(qū)長8段儲(chǔ)層的壓實(shí)作用在鏡下以剛性組分的重排與塑性組分的變形為典型標(biāo)志,具體表現(xiàn)為:石英、長石等礦物顆粒表面產(chǎn)生微裂隙,黑云母等礦物擠壓充填于孔隙或定向排列[圖7(a)]。壓溶作用在鏡下可表現(xiàn)為碎屑顆粒間的線型接觸、凹凸鑲嵌及石英自生加大邊的生長[圖7(a)]。壓實(shí)作用與壓溶作用的直接結(jié)果是增加巖石密度、大幅降低原生孔隙度。整體來看,長8段儲(chǔ)層砂巖中石英含量低、塑性成分高、粒度細(xì),導(dǎo)致砂巖抗壓實(shí)能力弱。因此,砂巖碎屑的塑性變形、定向排列等現(xiàn)象在區(qū)內(nèi)尤為突出,顆粒間接觸處壓溶現(xiàn)象典型。
膠結(jié)作用常發(fā)生于早—中成巖階段的不同演化時(shí)期。鑄體薄片資料及黏土礦物的X射線衍射分析發(fā)現(xiàn),研究區(qū)長8段儲(chǔ)層主要以黏土礦物、鈣質(zhì)、硅質(zhì)等的沉淀固結(jié)來實(shí)現(xiàn)膠結(jié)作用。
黏土礦物的膠結(jié)作用中,綠泥石膠結(jié)在全區(qū)發(fā)育最為廣泛,尤以綠泥石膜膠結(jié)最為典型[圖7(b)],分布頻率96.5%。硅質(zhì)膠結(jié)以石英加大膠結(jié)最為發(fā)育,在長8儲(chǔ)層中出現(xiàn)頻率高達(dá)81.2%。加大邊普遍不發(fā)育,含量為0.2%~6.5%,平均1.2%。部分石英加大膠結(jié)使顆粒緊密鑲嵌,降低砂巖儲(chǔ)滲性[圖7(c)];而早期局部石英加大膠結(jié)在砂體中形成支架結(jié)構(gòu),增強(qiáng)砂巖抗壓實(shí)能力,利于保留部分粒間孔。鈣質(zhì)膠結(jié)以含鐵方解石的普遍發(fā)育為標(biāo)志,在鏡下具體表現(xiàn)為連晶狀充填于孔隙中[圖7(d)]。
交代作用也是研究區(qū)長8段儲(chǔ)層常見的成巖作用方式之一。其在鏡下以含鐵方解石和鐵白云石對(duì)顆粒的交代最為典型[圖7(e)],并偶見網(wǎng)狀黏土交代碎屑。交代作用使巖石成分、結(jié)構(gòu)發(fā)生改變,進(jìn)一步改變巖石孔隙結(jié)構(gòu)。但相比壓實(shí)、膠結(jié)等成巖作用,交代作用規(guī)模小,其交代產(chǎn)生的次生孔隙后期已基本被充填。
長石、巖屑等的溶蝕作用在研究區(qū)長8段儲(chǔ)層中分布普遍[圖7(f)],但溶蝕作用強(qiáng)度不大,粒間溶孔很少。盡管如此,對(duì)特低滲透砂巖儲(chǔ)層,少量次生孔隙可使儲(chǔ)滲性在一定程度得到改善。
研究區(qū)長8段儲(chǔ)層的蝕變作用早在同沉積階段就以開始,以云母礦物的蝕變作用最為典型。云母礦物呈順層狀態(tài)廣泛分布(平均含量15%),其層間陽離子以K+為主,易從云母片中擴(kuò)散出來;在此過程中,水溶液中體積較大的陽離子擴(kuò)散進(jìn)入,使云母礦物進(jìn)一步蝕變膨脹,孔隙體積急劇下降[圖7(g)]。這也是研究區(qū)長8段成為特低滲透儲(chǔ)層的重要原因之一。
破裂作用發(fā)生在中成巖階段末期及晚成巖階段,長8儲(chǔ)層砂巖破裂作用不發(fā)育,僅發(fā)育少量層微裂縫[圖7(h)],但若破裂作用發(fā)生在油氣充注前,裂縫對(duì)儲(chǔ)層改造十分有利,利于油氣儲(chǔ)集與運(yùn)移。
成巖相分類及不同成巖相孔隙演化規(guī)律的定量分析是儲(chǔ)層評(píng)價(jià)與預(yù)測(cè)的重要方法與手段,其具體表現(xiàn)為成巖礦物、孔隙類型、孔隙結(jié)構(gòu)特征等方面的變化,可較好地反映出不同成巖類型對(duì)儲(chǔ)層的影響[16]。目前,對(duì)成巖相類型的劃分尚未形成統(tǒng)一的標(biāo)準(zhǔn)[17-19],基于前人研究成果,結(jié)合長8段儲(chǔ)層的巖石特征及成巖作用,對(duì)其成巖相類型進(jìn)行系統(tǒng)劃分,并以此為指導(dǎo),利用鑄體薄片、物性及成巖階段劃分等資料,對(duì)不同成巖相的孔隙演化規(guī)律進(jìn)行定量研究,進(jìn)而確定出最優(yōu)勢(shì)成巖相及有利成巖相帶。
綜合考慮成巖作用影響及物性特征,可將研究區(qū)長8段儲(chǔ)層劃分為4類成巖相,分別為雜基充填相、碳酸鹽膠結(jié)相、綠泥石膜相和溶蝕相(表1)。
4.1.1 雜基充填成巖相
雜基充填相儲(chǔ)層發(fā)育于分選性和磨圓度均較差的細(xì)砂巖中,其成巖相特征具體表現(xiàn)為黏土雜基含量高(平均含量19.5%)[圖8(a)],方解石膠結(jié)物、硅質(zhì)膠結(jié)物及綠泥石膜含量均較低,平均面孔率僅為0.9%。該成巖相儲(chǔ)層孔隙幾乎被黏土雜基完全充填,具體表現(xiàn)為碎屑顆粒懸浮在黏土雜基和云母碎片中,壓實(shí)作用強(qiáng)烈。該成巖相在研究區(qū)水下分流河道的細(xì)砂巖中普遍存在,易構(gòu)成致密非儲(chǔ)集空間。
4.1.2 碳酸鹽膠結(jié)成巖相
碳酸鹽膠結(jié)相儲(chǔ)層發(fā)育于分選性和磨圓度均較好的砂巖中,其成巖相特征具體表現(xiàn)為云母和黏土雜基含量低(平均含量6.8%),綠泥石膜、硅質(zhì)含量均較低,面孔率極低,平均僅有0.2%。該成巖相的突出特征為方解石膠結(jié)物含量高(平均含量達(dá)15.9%),受后期交代作用、重結(jié)晶作用的影響,多呈連晶狀鐵方解石,個(gè)體形態(tài)粗大,常完全充填于原生粒間孔隙中[圖8(b)],僅可見極少數(shù)粒內(nèi)溶孔。該成巖相在研究區(qū)水下分流河道的砂巖中普遍存在,易構(gòu)成致密非儲(chǔ)集空間。
4.1.3 綠泥石膜成巖相
綠泥石膜相儲(chǔ)層發(fā)育于分選性和磨圓度均較好的砂巖中,其成巖相特征具體表現(xiàn)為黏土雜基、方解石膠結(jié)物及硅質(zhì)含量均較低,綠泥石膜含量較高,平均含量高達(dá)11.6%,面孔率較高,平均含量4.0%。該成巖相的突出特征為儲(chǔ)層孔隙多數(shù)被綠泥石膜所包裹[圖8(c)]。綠泥石膜可增強(qiáng)砂巖抗壓實(shí)能力,并進(jìn)一步阻礙石英顆粒成為自生石英的附著體再生長,因此,有綠泥石環(huán)邊發(fā)育的儲(chǔ)層剩余粒間孔隙往往易于保存下來。該成巖相在研究區(qū)水下分流河道的砂巖中普遍存在,易構(gòu)成相對(duì)有利儲(chǔ)集空間。
4.1.4 溶蝕成巖相
圖8 研究區(qū)長8段儲(chǔ)層成巖相類型Fig.8 Diagenesis facies types of Chang 8 oil-bearing formation
溶蝕相儲(chǔ)層發(fā)育于分選性和磨圓度均中等的砂巖中,方解石、綠泥石膜、硅質(zhì)等填隙物含量均較低,面孔率較高(平均含量2%),且次生溶孔面孔率大于殘余粒間孔面孔率。該成巖相的突出特征為中成巖階段發(fā)育了大量的粒內(nèi)溶孔(主要為長石和巖屑溶孔),呈分散狀態(tài)分布[圖8(d)],構(gòu)成主力儲(chǔ)集空間。在此基礎(chǔ)上,這些粒內(nèi)溶孔與殘余粒間孔的有效配置,成為該成巖相中油氣運(yùn)聚的重要先決條件。該成巖相在研究區(qū)水下分流河道的砂巖中普遍存在,易構(gòu)成優(yōu)質(zhì)儲(chǔ)集空間。
對(duì)隴東地區(qū)150塊長8儲(chǔ)層樣品的成巖相物性和含油氣性統(tǒng)計(jì)顯示,油層主要集中于綠泥石膜成巖相中,其次為溶蝕成巖相(圖9)。長8儲(chǔ)層各成巖相的孔隙度-滲透率關(guān)系研究表明,綠泥石膜成巖相儲(chǔ)層孔滲性最好,其次是溶蝕成巖相(圖10)。
圖9 研究區(qū)長8段儲(chǔ)層成巖相類型分布頻率Fig.9 Frequency distribution map of diagenesis facies types of Chang 8 oil-bearing formation
圖10 研究區(qū)長8段儲(chǔ)層各成巖相孔-滲關(guān)系Fig.10 Porosity-permeability relationship of different diagenesis facies in Chang 8 oil-bearing formation
利用研究區(qū)長8段儲(chǔ)層砂巖樣品的鑄體薄片資料,結(jié)合儲(chǔ)層物性,對(duì)砂巖在不同成巖演化階段原生粒間孔隙的破壞程度、溶蝕次生孔隙的產(chǎn)生等進(jìn)行定量分析與評(píng)價(jià),在此基礎(chǔ)上進(jìn)一步厘清了不同成巖相儲(chǔ)層中的孔隙演化規(guī)律。
4.2.1 孔隙演化定量分析方法
用φ1表示儲(chǔ)層砂巖壓實(shí)前的初始孔隙度,φ2表示儲(chǔ)層砂巖壓實(shí)后的剩余孔隙度,φ3表示儲(chǔ)層砂巖膠結(jié)與交代后的剩余粒間孔隙度,φ4表示儲(chǔ)層砂巖溶蝕作用后產(chǎn)生的次生孔隙度,φ5表示現(xiàn)今孔隙度,則依據(jù)Beard與Weyl的孔隙度計(jì)算方法[20-21],可對(duì)儲(chǔ)層砂巖在不同成巖演化階段原生粒間孔隙的破壞程度、溶蝕次生孔隙的產(chǎn)生等進(jìn)行定量計(jì)算(表2)。
經(jīng)計(jì)算,隴東地區(qū)長8儲(chǔ)層的初始孔隙度為36.3%~39.3%,為使實(shí)際應(yīng)用中操作方便,取其平均值37%。在此基礎(chǔ)上,通過儲(chǔ)層砂巖剩余孔隙度(φ2)、損失孔隙度(φ1-φ2)及孔隙度損失率[(φ1-φ2)/φ1]等參數(shù)計(jì)算定量表征壓實(shí)作用對(duì)原生粒間孔的損失與破壞;通過剩余粒間孔隙度(φ3)、損失孔隙度(φ2-φ3)、孔隙度損失率[(φ2-φ3)/φ1×100%]等參數(shù)計(jì)算定量表征膠結(jié)作用與交代作用對(duì)原生粒間孔的損失與破壞;通過次生孔隙度(φ4)定量表征溶蝕作用后次生孔隙的增加程度,最后可由φ3+φ4計(jì)算得出現(xiàn)今孔隙度。
表2 研究區(qū)長8段儲(chǔ)層砂巖孔隙度計(jì)算方法Table 2 Calculation methods of sandstone porosity in Chang 8 oil-bearing formation
4.2.2 各成巖相孔隙演化定量分析
(1)雜基充填成巖相孔隙演化。雜基充填相儲(chǔ)層受成巖作用影響較大,整體減孔率為74.05%,具體表現(xiàn)為:壓實(shí)作用后原生粒間孔隙度由37%降至13%,壓實(shí)孔隙率損失率為64.3%;膠結(jié)作用后,剩余粒間孔隙度為2.2%,膠結(jié)孔隙度損失率為28.9%;溶蝕作用后次生孔隙度微輻增大7.4%,現(xiàn)今孔隙度為9.6%[圖11(a)]。
(2)碳酸鹽膠結(jié)成巖相孔隙演化。碳酸鹽膠結(jié)相儲(chǔ)層受成巖作用影響最大,整體減孔率為84.05%,具體表現(xiàn)為:壓實(shí)作用后原生粒間孔隙度由37%降至20%,壓實(shí)孔隙度損失率為45.9%;早成巖早期的方解石和白云石膠結(jié)后剩余孔隙度為2%,膠結(jié)孔隙度損失率為48.6%。因此,早成巖期的強(qiáng)壓實(shí)與強(qiáng)膠結(jié),造成原生粒間孔隙大量損失,中成巖期的溶蝕作用后增加的次生孔隙度為3.9%?,F(xiàn)今孔隙度為5.9%[圖11(b)]。
(3)綠泥石膜成巖相孔隙演化。綠泥石膜相儲(chǔ)層受成巖作用影響相對(duì)較弱,整體減孔率為66.22%,具體表現(xiàn)為:壓實(shí)作用后原生粒間孔隙度由37%降至23.7%,壓實(shí)孔隙率損失率為35.9%;早成巖早期膠結(jié)剩余孔隙度為8.9%,膠結(jié)孔隙度損失率為40%。中成巖期的溶蝕作用貢獻(xiàn)的次生孔隙度為3.6%?,F(xiàn)今孔隙度為12.5%[圖11(c)]。
(4)溶蝕成巖相孔隙演化。溶蝕相儲(chǔ)層受成巖作用影響較大,整體減孔率為78.38%,具體表現(xiàn)為:壓實(shí)作用后原生粒間孔隙度由37%降至14.7%,壓實(shí)孔隙率損失率為60.3%;受膠結(jié)作用影響,剩余粒間孔隙度為3%,膠結(jié)孔隙度損失率為31.6%;溶蝕作用后次生孔隙度微輻增大5%,現(xiàn)今孔隙度為8%[圖11(d)]。
圖11 研究區(qū)長8段儲(chǔ)層不同成巖相孔隙演化規(guī)律Fig.11 Pore evolution law of different diagenesis facies in Chang 8 oil-bearing formation
依據(jù)不同成巖相的孔隙演化規(guī)律定量分析結(jié)果,除綠泥石膜成巖相之外,其他3類成巖相在早成巖階段均表現(xiàn)出較強(qiáng)的壓實(shí)作用與膠結(jié)作用。但演化至中成巖階段,孔隙改造強(qiáng)度開始出現(xiàn)較大差別,具體表現(xiàn)為:雜基充填相、碳酸鹽膠結(jié)相改造較弱,而溶蝕成巖相的改造在溶蝕作用下,孔隙度增幅顯著。對(duì)綠泥石膜相,其早成巖階段形成的自生綠泥石膜具有一定抗壓實(shí)能力,較其他3種成巖相,早期成巖作用弱,原生孔隙保存較多。綜上,研究區(qū)最優(yōu)勢(shì)成巖相為綠泥石膜相。
圖12 研究區(qū)長8段儲(chǔ)層成巖相平面分布Fig.12 Horizontal distribution map of diagenesis facies in Chang 8 oil-bearing formation
綜合隴東地區(qū)長8儲(chǔ)層的物性特征、膠結(jié)物含量、面孔率等因素,將研究區(qū)井位坐標(biāo)對(duì)應(yīng)于4種成巖相,依據(jù)砂體走向,在長8儲(chǔ)層的厚度平面圖上進(jìn)行有利成巖相帶分布規(guī)律的平面預(yù)測(cè)(圖12)。研究表明,長81成巖相平面分布中,綠泥石膜成巖相與溶蝕成巖相呈條帶狀分布,沿北東-南西(NE-SW)向均勻展布,連片性較好,側(cè)向延伸好,分布區(qū)域較廣,主要以環(huán)縣地區(qū)、東北部華池地區(qū)、西峰主體帶及其兩側(cè)地區(qū)較為集中。長82成巖相平面分布中,綠泥石膜成巖相與溶蝕成巖相分布較少,主要分布于環(huán)縣地區(qū)和合水地區(qū),其他地區(qū)主要以碳酸鹽膠結(jié)成巖相為主。因此,有利成巖相主要分布于研究區(qū)西北部環(huán)縣地區(qū)和東南部合水地區(qū)。
(1)鄂爾多斯盆地隴東地區(qū)長8儲(chǔ)層的成巖作用類型多樣。受成巖作用影響,研究區(qū)長8段儲(chǔ)層可劃分出4類成巖相,分別為雜基充填相(致密非儲(chǔ)層)、碳酸鹽膠結(jié)相(致密非儲(chǔ)層)、綠泥石膜相(優(yōu)質(zhì)儲(chǔ)層)和溶蝕相(相對(duì)優(yōu)質(zhì)儲(chǔ)層)。
(2)雜基充填成巖相受壓實(shí)與膠結(jié)作用影響較大,儲(chǔ)層孔隙減孔率為74.05%;碳酸鹽膠結(jié)成巖相受壓實(shí)與膠結(jié)作用影響較大,儲(chǔ)層孔隙減孔率為84.05%;綠泥石膜成巖相受壓實(shí)與膠結(jié)作用影響較小,儲(chǔ)層孔隙減孔率為66.22%;溶蝕成巖相受壓實(shí)與膠結(jié)作用影響較大,儲(chǔ)層孔隙減孔率為78.38%。綠泥石膜成巖相早期成巖作用弱,原生孔隙保存較多,為研究區(qū)最優(yōu)勢(shì)成巖相。
(3)長8儲(chǔ)層成巖相平面分布中,綠泥石膜成巖相與溶蝕成巖相呈條帶狀分布,沿NE-SW向均勻展布,連片性較好,側(cè)向延伸好,分布區(qū)域較廣。研究區(qū)有利成巖相帶主要分布于研究區(qū)西北部環(huán)縣地區(qū)和東南部合水地區(qū),是優(yōu)質(zhì)儲(chǔ)層發(fā)育區(qū)。