高 旭，孫 衛(wèi)，曹 雷，霍 磊，盛 軍，劉 毅

(1.西北大學大陸動力學國家重點實驗室；2.西北大學地質學系，陜西西安710069；

3.中國石油長慶油田分公司第一采油廠吳堡采油作業(yè)區(qū)，陜西延安716000)

板橋長6段低滲-超低滲儲層儲集空間定量分析

高 旭1，2，孫 衛(wèi)1，2，曹 雷1，2，霍 磊1，，盛 軍1，2，劉 毅3

(1.西北大學大陸動力學國家重點實驗室；2.西北大學地質學系，陜西西安710069；

3.中國石油長慶油田分公司第一采油廠吳堡采油作業(yè)區(qū)，陜西延安716000)

通過鑄體薄片、掃描電鏡、X線衍射、巖石圖像粒度分析及相關物性等資料，采用定性分析與定量計算相結合的方法，對板橋—合水地區(qū)長6段低滲-超低滲儲層儲集空間進行了定量分析。長石溶孔、原生粒間孔和巖屑溶孔等為研究區(qū)長6儲層主要發(fā)育的孔隙類型。運用Beard等對不分選情況下未固結砂實測的原始孔隙度計算公式，恢復得出研究區(qū)長6砂巖儲層原始孔隙度平均為38.16%。在對成巖過程的研究中，發(fā)現(xiàn)對儲層具有破壞性的成巖作用主要有機械壓實作用和膠結作用，受兩者作用影響，未固結砂巖72.9%的原生粒間孔被壓實損失，這是造成研究區(qū)長6砂巖儲層致密的首要原因，19.7%的孔隙被膠結作用所破壞。研究區(qū)內晚期的溶蝕作用較為發(fā)育，形成大量的長石溶孔、巖屑溶孔以及粒間溶孔使得孔隙度提高了20.9%，有效的改善了長6儲層的物性特征?？紫抖扔嬎氵^程中誤差率為3.4%，顆粒分選系數的確定以及多期次成巖作用疊加是造成誤差的主要因素。

儲集空間；定量演化；長6儲層；板橋—合水地區(qū)

近年來，鄂爾多斯盆地伊陜斜坡西南部板橋—合水地區(qū)三疊系延長組長6段儲層勘探開發(fā)程度加深，為油田開發(fā)建產主要目的層段。目前，國內對研究區(qū)長6低滲-超低滲儲層儲集空間的相關研究程度較低，嚴重制約了油田的發(fā)展。因此，對研究區(qū)長6儲層成巖作用類型及成巖過程中儲層儲集空間定量分析的重點研究，是為油田下一步進行儲層預測及提高采收率打好基礎。

1 區(qū)域地質背景及主要成巖作用類型

鄂爾多斯盆地是一個穩(wěn)定沉降、拗陷遷移、扭動明顯的多旋回克拉通盆地，蘊含著豐富的油氣資源[1]。板橋—合水地區(qū)位于伊陜斜坡構造單元的南西部的平緩鼻狀隆起帶上，研究區(qū)范圍西起蔡家廟，東至羅山府，北起大鳳川，南至和盛,面積約為5670 km2。研究區(qū)長6儲層的平均孔隙度為6.05%，平均滲透率為0.14×10-3μm2，屬于典型的低滲-超低滲儲層。

成巖作用對于巖石的孔隙度和滲透率有著極大的影響，是研究碎屑巖油氣藏形成和開發(fā)的關鍵因素。通過大量常規(guī)薄片、掃描電鏡并結合X衍射、陰極發(fā)光等基礎地質資料分析，認為研究區(qū)長6儲層主要經歷了機械壓實(壓溶)作用、膠結作用，交代作用以及溶蝕作用等。

1.1 壓實(壓溶)作用

中成巖階段早期及中期的壓實作用是造成研究區(qū)長6儲層原始孔隙度顯著降低的主要因素，其主要表現(xiàn)有(1)顆粒緊密堆積并呈定向—半定向排列(2)顆粒間由點接觸變成點—線接觸或線接觸；(3)云母等塑性顆粒被壓扁變形或者呈假雜基狀態(tài)產出等(圖1-(A))。

1.2 膠結作用

研究區(qū)長6儲層膠結作用明顯，結果使得喉道縮小，儲層變得致密，粒間孔隙度進一步減小[2]。

1.2.1 碳酸鹽膠結

碳酸鹽巖膠結物在研究區(qū)長6儲層較普遍，成分上以鐵方解石和鐵白云石為主，平均含量分別為3.6%和2.1%。鐵方解石和鐵白云石在膠結作用中晚期通常呈微晶狀、晶粒狀及連晶狀產出[3]。(圖1-(B))。

1.2.2 硅質膠結

研究區(qū)長6儲層在早成巖作用晚期及中成巖階段硅質膠結作用強烈，硅質含量介于0%～7%之間，其主要表現(xiàn)為石英次生加大(可達Ⅱ—Ⅲ期)，石英的次生加大改變了儲層的孔隙結構，使得儲層的喉道變?yōu)榱似瑺罨驈澠瑺睿紫犊臻g因此減小，同時極大的減弱了流體的滲流能力。其中碎屑石英顆粒間的壓溶作用是硅質膠結物的主要來源,但含量相對較少，通常為1%～2%。(圖1-(C))。

1.3 粘土礦物膠結

1.3.1 伊利石膠結

伊利石也稱水云母或水白云母，研究區(qū)長6儲層伊利石大量出現(xiàn)于中成巖作用B期，平均含量為7.9%，相對粘土礦物含量為76.3%。鏡下可見伊利石形態(tài)多呈絲片狀、畫卷狀充填孔隙或絲縷狀垂直碎屑顆粒表面生長、搭橋狀充填于顆粒之間，使孔隙縮小，喉道堵塞彎曲，使儲層儲集能力及滲流能力都顯著降低(圖1-(D))。

1.3.2 綠泥石膠結

綠泥石在研究區(qū)長6儲層中大量賦存，平均含量為3.1%，相對粘土礦物含量為14.6%。據相關鏡下觀察，研究區(qū)綠泥石膠結以成巖早期的孔隙襯墊式為主，該膠結方式使儲層的原生粒間孔大量喪失，但同時形成的包繞在顆粒表面的綠泥石膜增強了早期儲層內碎屑顆粒的抗壓實能力[4](圖1-(E))。

1.3.3 高嶺石膠結

高嶺石是研究區(qū)目的層含量最少的一種粘土礦物，體積分數為0%～6%，平均為1.14%，相對粘土礦物含量為9.1%。高嶺石在各類孔道中多以孔隙充填式充填，呈典型的蠕蟲狀、分散片狀或書頁狀集合體存在[5](圖1-(F))。雖然高嶺石含量較少，但高嶺石集合體見水后易發(fā)生破碎，因此其對研究區(qū)儲層的滲流能力的影響還是極其嚴重的。

1.4 交代作用

鏡下觀察可以發(fā)現(xiàn)長石、石英碎屑顆粒以及膠結物經常被碳酸鹽巖礦物所交代，除此之外還包括粘土礦物對碎屑長石顆粒等的交代作用，(圖1-(G))，從成巖階段的早期至后期，都發(fā)生著粘土礦物的交代以及粘土礦物間相互交代轉化。

1.5 溶蝕作用

通過大量的分析化驗資料研究發(fā)現(xiàn)，研究區(qū)長6儲層溶蝕作用強烈，主要是長石溶蝕，平均面孔率為2.67%，其次為少量巖屑溶蝕，也有易溶膠結物溶蝕。在酸性介質條件下，碳酸鹽膠結物和粘土礦物膠結物等填隙物也發(fā)生溶蝕作用，但在連通性較差的部位仍可見早期的填隙物(圖1-(H))。

(A)云母擠壓變形，N78井，1612.18 m；(B)鐵方解石膠結，Z68井，1886.51 m；(C)石英次生加大，T14井，1545.84 m；(D)伊利石充填孔隙，X104井，2002.43 m；(E)綠泥石膜發(fā)育，N27井，1520.9 m；(F)高嶺石晶型良好，N27，1549.37 m；(G)鐵白云石交代碎屑，N76井，1982.15 m；(H)長石溶孔，X209井，1679.4 m

圖1 板橋—合水地區(qū)長6段儲層成巖作用鏡下特征

2 各類成巖作用對儲層孔隙度貢獻分析

通過研究區(qū)20塊樣品的實驗分析，對各個儲集空間對總孔隙的貢獻率進行了分析。其中長石溶孔是最主要的儲集空間，溶蝕孔的孔徑一般為10 μm～80 μm呈不均勻分布，常與其它孔隙伴生出現(xiàn)，長石溶孔對總儲集空間的貢獻率為36.86%。壓實作用對儲層儲集空間貢獻率較小，為28.41%，是造成儲層致密、物性變差的主要原因之一(見表1)。

表1 板橋—合水地區(qū)長6儲層薄片規(guī)模各類儲集空間比例(單位(%))

儲集空間中巖屑溶孔(22.4%)的大量發(fā)育是由于在中成巖階段之后溶蝕作用的顯著加強[6](圖2)。晶間孔及微裂隙對儲層儲集空間貢獻率較低，分別為10.5%和1.69%。

3 研究區(qū)儲層儲集空間定量分析

3.1 原始孔隙度恢復

通常利用Beard和Weyl[8]建立的恢復砂巖原始孔隙的計算公式來求取砂巖的原始孔隙度(φ1)，公式如下：

φ1=20.91+22.90/S0

(1)

式中，S0為分選系數，根據Trask公式知道，其值為粒度累計曲線上含量25%與75%處所對應的粒徑之商的開方，巖石顆粒的粒徑大小可以通過長6儲層鑄體圖像粒度資料獲得。

在恢復原始孔隙度的過程中，運用篩析法和圖解法給出的砂巖分選系數進行原始孔隙度的恢復計算[9]。由公式(1)計算得出研究區(qū)長6儲層10個樣品的原始孔隙度φ1在35.88%～40.99%之間，平均值為38.16%(表2)。

3.2 儲集空間定量分析

計算的巖石孔隙度值φ2就應當包括原始損失孔隙及保留的殘余粒間孔孔隙，公式如下：

φ2=ω+(P1×PM/PT)

式中：ω—膠結物質量分數，%；P1—殘余粒間孔面孔率，%；PM—平均實測孔隙度，%；PT—總面孔率，%。

PCOMP=(φ1-φ2)×100%/φ1

式中：PCOMP—壓實作用減孔率，%；φ2—壓實作用之后孔隙度，%。

經過計算，板橋—合水地區(qū)未固結砂巖經歷機械壓實作用之后，其剩余孔隙度最大為11.45%，最小為9.21%，平均值為10.35%。壓實作用減孔率最大為75.4%，最小值為69.6%，平均值為72.9%。由此可看出壓實作用是造成本研究區(qū)長6儲層孔隙致密的主要原因。

砂巖在經歷壓實、膠結作用后的孔隙度φ3，其計算公式為：

φ3=P1×PM/PT

膠結作用減孔率PCEM為：

PCEM=(φ2-φ3)×100/φ1

儲層中膠結物含量是儲層孔隙空間的決定性因素。在本次研究的10個樣品中，膠結孔隙平均損失19.7%，膠結作用后平均孔隙度為2.83%。

溶蝕過程對儲層具有建設性作用，能夠使得儲層的孔隙度得到增加，現(xiàn)今最終保留下來的次生孔隙度就是經過溶蝕作用后的孔隙度[11]。溶蝕作用后所增加的孔隙度φ4，其計算公式如下：

φ4=(P1+P2+P3)×PM/PT

式中：P2—長石溶孔面孔率，%；P3—巖屑溶孔面孔率，%

經過溶蝕作用，孔隙度增加了4.95%～11.4%，平均增加孔隙度為7.95%。研究區(qū)長6儲層儲集空間定量分析結果如表2所示。

表2 板橋—合水地區(qū)長6儲層儲集空間定量分析結果 單位：%

3.3 儲集空間演化結果及誤差分析

由前面定性的認識可知：研究區(qū)低滲透砂巖儲層經歷了中等-強壓實作用，膠結強度中等-強以及較強-強的長石溶蝕作用，沉積盆地中原始沉積物經歷了埋藏壓實作用——膠結作用——溶蝕作用——再膠結作用的成巖演化過程，儲層孔隙的演化經歷了原始粒間孔隙大量損失——早期膠結作用——次生孔隙大量發(fā)育——晚期膠結作用。定量分析計算結果與前期成巖作用定性認識和實驗室內物性測試分析相符合，由于顆粒分選系數的確定以及多期次成巖作用相互疊加等因素影響，造成本次定量分析有一定誤差，但誤差僅為3.4%。這表明，研究區(qū)長6儲層儲集空間定量分析結果具有一定的合理性和可靠性。

4 結論

1)板橋—合水地區(qū)長6段儲層多以巖屑長石砂巖為主，其次是長石巖屑砂巖。其中，長石溶孔為主要孔隙類型，粒間孔及巖屑溶孔次之。

2)研究區(qū)長6儲層成巖作用中，建設性成巖作用主要包括綠泥石膜膠結，交代作用，溶蝕作用等；而壓實作用、碳酸鹽膠結作用，硅質膠結作用，綠泥石充填膠結等作用為典型的破壞性成巖作用。

3)在成巖作用及成巖序列研究的基礎上，根據Beard恢復砂巖原始孔隙度的計算公式，可以得出未固結砂巖初始孔隙度φ1為38.16%，儲層在經歷過壓實作用后孔隙度降低到10.35%，減孔率為72.9%，因此壓實作用是造成研究區(qū)內儲層孔隙致密的主要原因；成巖作用中后期，經過多期膠結作用，19.7%的原始孔隙被破壞損失。由于研究區(qū)儲層溶蝕作用較為發(fā)育，形成的長石溶孔、巖屑溶孔及一系列粒間溶孔大大增加了砂巖的孔隙度，平均增孔率可達20.9%，儲層物性隨之改善。

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[責任編輯 李曉霞]

Quantitative Analysis of Chang 6 Low Permeability and Ultra-Low Permeability Reservoir Space in Banqiao-Heshui Area,Ordos Basin

GAO XU1,2,SUN WEI1,2,CAO LEI1,2,HUO LEI1,2SHENG JUN1,2,LUI YI3

(1.State Key Laboratory of Continental Dynamic;2.Department of Geology,Northwest University,Xi′an 710069,China;3.Wubao Operating Company of First Oil Production Plant,PetroChina Changqing Oilfield Company,Yan′an 716000,China)

Based on the casting thin-sections,scanning electron microscopy,X-ray diffraction,rock image granularity analysis and other physical data,the diagenesis and porosity evolution of Chang 6 reservoir was analyzed by adopting the combination of qualitative analysis and quantitative calculation method.The dominating pore type of Chang 6 reservoir was feldspar-dissolved pore,inter-granular pore and lithic-dissolved pore.Using statistical relationship between original porosity and sorting coefficient,the Chang 6 reservoir sandstone original porosity was calculated and the average was 38.16%.Mechanical compaction and cementation were destructive diagenesis, affected by this effect,the impact of compaction was greatest and its loss-rate of porosity was 72.9%,this was the main cause of reservoir densification,and the loss-rate of porosity of cementation was 19.7%.Dissolution of Chang 6 was more development,it improved porosity about 20.9%.In the process of calculation,the error rate was 3.4%,the main influencing factor of the error rate was sorting coefficient of detrital rock and more stages of diagenesis.

reservoir space; quantitative analysis; Chang 6 reservoir; Banqiao—Heshui area

2015-10-19

國家科技重大專項大型油氣田及煤層氣開發(fā)項目(2011ZX05044)

高 旭(1990—)，男，陜西西安人，西北大學碩士研究生。

P588.2

A

1004-602X(2015)04-0063-05