合水地区长8超低渗透储层成因分析

段晓晨，刘联群，康立明，宋晓莉，任夏宏

（1.中国石油长庆油田公司超低渗透油藏第一项目部，甘肃合水 745400；2.长安大学地球科学与资源学院；3.陕西延长石油国际勘探开发工程有限公司）

合水地区长8超低渗透储层成因分析

段晓晨1，刘联群2，康立明3，宋晓莉1，任夏宏1

（1.中国石油长庆油田公司超低渗透油藏第一项目部，甘肃合水 745400；2.长安大学地球科学与资源学院；3.陕西延长石油国际勘探开发工程有限公司）

合水地区长8超低渗透油藏是长庆油田一个重要勘探开发潜力区，不断有新的油气富集区发现，因此，需要对储层进行不断地追踪研究。在前人研究基础上，根据新的钻井岩心、砂岩薄片、铸体薄片、扫描电镜和X-衍射等资料，从沉积、成岩等方面对长8储层成因主控因素进行了分析，认为合水地区长8超低渗透储层的形成，主要受沉积微相、碎屑成分、碎屑粒度、压实作用、胶结作用和溶蚀作用等因素控制；压实及胶结作用是储层致密化的最主要控制因素，溶蚀作用是局部储层物性改善的关键因素。

长庆油田；合水地区；长8储层；超低渗透储层

1 概况

合水地区长8超低渗透油藏位于甘肃省庆阳市境内，工区范围南起宁县，北至张岔，西从白马，东至太白乡，面积12 000 km2，是长庆油田的一个重要勘探开发潜力区，不断有新的油气富集区发现，目前已发现6个油气富集区。构造位置处于鄂尔多斯盆地伊陕斜坡区西南缘，区内地层展布相对平缓，为一平缓的近南北向展布的西倾单斜，倾角仅半度左右，平均坡降（8～10）m／km［1-2］。沉积环境为三角洲前缘亚相沉积环境，主要沉积微相类型为水下分流河道。

研究区储层岩性致密，主要为细粒岩屑长石砂岩、长石砂岩，富含变质岩岩屑及碎屑云母；胶结物多见绿泥石膜、伊利石、铁方解石及硅质。主要的成岩作用有压实作用和胶结作用。储层孔隙类型主要有粒间孔、长石溶孔、岩屑溶孔等，以残余粒间孔和长石溶孔为主，孔隙组合类型主要为长石溶孔＋粒间孔、微孔型。储层物性较差，是典型的特低渗透、超低渗透储层［3-4］。

本文通过系统总结合水地区长8超低渗透储层的沉积、储层、成岩等方面特征，分析了长8超低渗透储层的主要成因，为合理高效开发该区块提供了科学依据。

2 沉积因素对储层影响

2.1 沉积微相对储层影响

沉积环境是影响储层储集性能的地质基础，不同沉积微相砂岩储集性能之间存在明显的差异。沉积微相对储集性能的影响主要是对原生孔隙含量的影响，因为不同沉积环境的水动力条件不同，演化特征也有差异，因而所发育的砂体在物质成份、粒度、分选性、杂基含量及砂体的组合类型等方面各不相同，时空的展布规律亦不尽相同，导致不同沉积微相的砂体内具有不同的物性特征和分布规律［5-8］。

合水地区长8储层水下分流河道微相发育，水下分流河道侧缘、河口坝砂体，由于其沉积时水动力条件较弱，砂岩粒度较细，其中含较多的云母矿物及泥质杂基，致储层物性较差。在压实作用下，发生变形充填粒间孔隙，破坏原始粒间孔，后期溶蚀改造作用不强，导致物性较差。在沿水下分流河道方向长期发育的部位，砂体厚度大，其物性也相对较好，在主河道微相上取的146块岩样中，孔隙度在10%～12%的样品占50%，孔隙度大于12%的样品占37%，最小孔隙度8%，最大孔隙度达到17%，平均孔隙度11.8%；渗透率一般也都大于0.7×10-3μm2，平均渗透率达到0.85×10-3μm2。在垂直主河道的方向上，向河道两侧逐渐变细为微-细粒岩屑长石砂岩、粉砂岩和泥质粉砂岩与泥岩的互层组合，储集物性迅速变差，储层孔隙度从10%迅速降到4%以下，渗透率从0.7×10-3μm2迅速降到0.3×10-3μm2以下，且往往又因水道频繁地分流和侧向迁移活跃，迁移叠置的水道砂体之间斜交泥岩夹层较为发育，因此，往往存在侧向上的严重非均质性。

水下分流河道砂体由于沉积时水动力强度大，砂岩粒度较粗，云母矿物及泥质含量相对较低，原始粒间孔隙较发育，在成岩作用后期，酸性流体易在其间渗流，溶蚀作用相对较发育，因此，物性相对较好，但部分层段原始孔渗条件好，孔隙流体比较活跃，碳酸盐胶结物含量高，导致物性变差。

2.2 碎屑成分对储层影响

合水地区长8储层砂岩主要为长石砂岩、岩屑长石砂岩，这些砂岩具有刚性碎屑含量较高、塑性碎屑及填隙物含量低等特点（图1）。石英含量较高的中、细砂岩和长石含量较高的中-细粒长石砂岩，颗粒骨架呈刚性，有较强的抗压实作用，使得原生孔隙能得以较好地保留，物性较好；塑性岩屑和杂基含量高的细砂岩、粉细砂岩，岩屑及云母等柔性组分受到挤压作用而发生弯曲变形，呈假杂基填塞于孔隙中，物性较差。

图1 合水地区延长组储层碎屑的刚塑性直方图

2.3 碎屑粒度对储层影响

长8储层主要为中、细砂岩，塑性岩屑和杂基含量相对较低。该区的颗粒大小将对储油物性起重要作用。其中，中、细-中粒、细粒长石砂岩和中、细粒岩屑砂岩物性相对较好，微-极细粒长石砂岩中等，粉砂岩物性相对较差。

为说明粒度对储层物性的影响，对长8储层中粒、细-中粒级的砂岩样品进行了统计，结果表明面孔率越高，中、细-中粒砂岩样品数所占的比列越大，粒度大小对储集物性起到重要作用（表1）。

表1 合水地区长8储层砂岩粒度与面孔率的关系统计

3 成岩作用对储层影响

成岩作用对储层储集性能具有明显的控制作用，合水地区对长8储层物性改造较大的成岩作用主要有压实作用、胶结作用和溶解作用。

3.1 压实作用和胶结作用对储层影响

压实作用和胶结作用是合水地区长8储层物性变差的主要因素。压实作用和胶结作用的强度与深度、地温、间隙溶液及碎屑组成有关。长8储层最大埋深在2 700 m左右，所测定的镜质体反射率Ro在0.94%～0.97% 。对方解石及石英次生加大边中流体包裹体进行均一法测温为90～130℃，主体为100～120℃，伊-蒙混层矿物中蒙脱石体积分数为20%～38% 。由此可见，长8储层已进入晚成岩阶段A期，而且部分指标进入了B期。早期成岩阶段的压实作用导致砂岩碎屑颗粒的紧密排列、位移及再分配、云母类矿物及塑性岩屑发生膨胀和塑性变形并充填粒间孔隙；早期的绿泥石膜、晚期的碳酸盐胶结及硅质加大等胶结物的形成总是占据残余粒间孔隙，缩小或堵塞喉道，降低了岩石的孔隙度和渗透率。碎屑岩中的胶结物的增大是使储油物性向差的方向变化，大大降低了储层的孔渗性能。

在合水地区长8储层中可观察到的压实现象有：一是塑性的云母碎片发生绕曲、塑性颗粒（如千枚岩、板岩、泥岩和粉砂质泥岩岩屑，以及同沉积的泥晶碳酸盐颗粒）压扁变形或变成假杂基；二是碎屑颗粒长轴甚至表现出压实定向的倾向；三是刚性碎屑石英及长石颗粒在阴极发光下可看见破裂和微裂缝；四是碎屑颗粒接触关系发生变化，颗粒接触关系渐趋紧密，碎屑颗粒由彼此分离到相互靠近，出现由点到线等接触形式。以上这四种作用导致原生孔隙大幅度减少。根据85块岩石铸体薄片中碎屑颗粒间的接触类型统计，可计算出长8储层砂岩压实强度主要分布在1.5～3.5之间，为中等～强压实阶段，压实作用使长8储层原生孔隙度损失16%左右，是物性变差的主要因素。

合水地区延长组长8储层中常见的胶结作用主要有碳酸盐胶结作用、自生粘土矿物胶结作用及硅质胶结作用。胶结作用使储集层原始孔隙度损失8%左右，碳酸盐致密胶结是低渗透储层形成的另一个主要原因。

碳酸盐胶结物在合水地区延长组碎屑岩中非常普遍，主要以粒间胶结物、交代物或次生孔隙内填充物形式出现。常见微晶状、晶粒状或连晶状产出，成分上主要为方解石、铁方解石、白云石和铁白云石，并且有明显的多期次形成特征。由于碳酸盐溶蚀程度较弱，因此，往往形成低孔低渗的致密储集层。

研究区的自生粘土矿物主要是高岭石、绿泥石、伊利石。自生高岭石多呈书页状、蠕虫状集合体赋存在原生粒间孔或次生溶蚀孔中，造成孔隙堵塞；绿泥石多呈叶片状集合体沿碎屑颗粒表面呈环状分布，形成薄膜式胶结；伊利石常呈片状、丝缕状集合体充填于粒间孔隙或吸附于颗粒表面，其胶结作用类似于晚期的绿泥石胶结。

硅质胶结物在研究区砂岩中含量相对较少（1～2%），呈零星分布，主要以石英次生加大和自形石英晶体产出在碎屑石英颗粒表面、粒间孔壁和粒内溶孔中来破坏粒间孔和粒内溶孔，起到减小孔隙度的作用。

3.2 溶蚀作用对储层影响

溶蚀作用主要有两种，分别是邻近不整合面附近储层遭受大气淡水淋滤作用造成溶解和烃源岩成熟期生烃产生的有机酸作用形成溶解［9］。溶蚀作用是在合水地区延长组砂岩中常见的一种成岩作用类型，常见长石、岩屑溶蚀作用等。一方面，合水地区位于生油洼陷中心，长7湖相泥页岩中含丰富的有机质，在其热演化的过程中，有机质可以通过脱羧基作用生成一元、二元有机酸，并释放出CO2和氮等组份，这些物质可以溶入泥岩成岩演化过程释放的压实水和层间水中，并运移到砂岩的孔隙系统中，对其中的易溶组份进行溶蚀；另一方面，本区储层砂岩中可供溶蚀的组分非常丰富。首先砂岩成分成熟度较低，主要为岩屑长石砂岩和长石砂岩，砂岩中均含有丰富的长石颗粒和岩屑颗粒，同时岩屑颗粒中喷发岩岩屑非常丰富，喷发岩岩屑中含有丰富的易发生溶解的长石类矿物。因此，在研究区长8储层砂岩中并不缺乏可溶蚀的组份。

溶蚀作用对砂岩物性条件的改善起到了积极作用，主要表现在各种易溶的砂岩组份发生部分、甚至全部溶解，并形成多种类型的次生孔隙。

研究区延长组长8砂岩主要为三角洲相沉积物，在沉积时水体中含有较高含量的悬浮粘土物质，当三角洲相沉积物沉积下来，砂粒间就含有相当比例的粘土杂基（10%）。当沉积物进入埋藏成岩环境时，机械压实很容易使大量原生粒间孔隙破坏、甚至消失，加之砂质沉积物中含较多的半塑性颗粒和粘土杂基的润滑作用，易导致砂粒间彼此紧密接触。因此，砂岩中的流体渗流的孔隙体系连通性较差，使酸性流体不易与易溶颗粒和填隙物发生反应，即使反应后，也不利于被溶蚀物质及时搬运到其它场所沉淀下来，而往往在附近的粒间孔中沉淀下来，形成结晶较好的高岭石集合体［10］，并未有效地改善砂岩的孔渗条件，因此，长石、岩屑溶蚀作用弱，对面孔率大小变化无关（图2），而粒间孔则是影响面孔率的主要因素，面孔率随粒间孔的增加而增加，基本上是正比关系。

图2 合水地区长8储层长石溶蚀与面孔率关系

4 结论

鄂尔多斯盆地合水地区长8超低渗透储层的成因主要受沉积因素及成岩作用因素控制；水下分流河道砂体由于沉积时水动力强度大，砂岩粒度较粗，云母矿物及泥质含量相对较低，原始粒间孔隙较发育，在成岩作用后期，酸性流体易在其间渗流，溶蚀作用相对较发育，因此，物性相对较好，但部分层段原始孔渗条件好，孔隙流体比较活跃，碳酸盐胶结物含量高，导致物性变差。成岩作用中压实及胶结作用是储层致密化的最主要因素，溶蚀作用在局部可以改善储层物性，从而形成局部相对高孔高渗区，这也是超低渗透油藏局部富集的关键因素。

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Chang 8 ultra-low permeable reservoir of Heshui area is an important potential exploration and development area in Changqing oilfield，with constant newly discovered hydrocarbon enrichment zones，and therefore，follow-up study should be carried out necessarily.Based on the existing research，in accordance with new drilling core，sandstone thin section，cast body thin section，scanning electron microscopy（sem）and X-diffraction data，the analysis has been carried out from the sedimentary and lithologic aspects.The results indicate the Chang 8 ultra-low permeable reservoir development is mainly affected by sedimentary microfacies，clastic composition，detrital grain size，compaction，cementation，dissolution and denudation action factors control，and among which，the compaction and cementation of reservoir densification are the main controlling factors，dissolution effect is a key factor to improve local reservoir physical property.

52 Genetic analysis of Chang 8 ultra-low permeable reservoir of Heshui area

Duan Xiaochen et al（The First Project Department of Ultra-Low Permeable Reservoirs of Changqing Oilfield Company，PetroChina，Heshui，Gansu 745400）

Changqing oilfield；Heshui area；Chang 8 reservoir；ultra-low permeable reservoir 59 Technical bottleneck and research effect analysis of seismic exploration of Yili basin

TE112.221

A

1673-8217（2012）06-0052-03

2012-06-30；改回日期：2012-09-21

段晓晨，工程师，1974年生，1996年毕业于长庆石油学校，2009年毕业于中国石油大学石油工程专业，现主要从事油气田地质与开发研究工作。

刘洪树