坪桥油区长6储层成岩作用与有利成岩相带研究

李 渭，白 薷，李文厚，刘佳庆

(1.西北大学 大陆动力学国家重点实验室/地质学系，陕西 西安 710069;2.延长石油研究院，陕西西安 710075)

坪桥油区位于鄂尔多斯盆地安塞油田东部，地处陕西省安塞县境内。长6油层组是坪桥油区的主要产油层位之一，埋藏深度为1 180～1 480 m。储层砂体主要为三角洲前缘水下分流河道微相沉积[1]，物性较差，非均质性较强，属于典型的低孔、低渗地层 －岩性油藏[2－5]。该区成岩作用对储层物性、孔隙结构等影响复杂[6－7]，本文以物性、压汞、铸体薄片、扫描电镜、X衍射等实验测试结果为基础，对低渗储层的成岩作用、物性变化特征进行研究，揭示成岩作用与物性变化之间的关系，并在此基础上划分出有利的成岩相带，对研究区下一步落实优质储层的平面分布，筛选有利建产区块提供理论依据。

1 岩石学特征

坪桥油区长6储层岩石类型主要为灰绿色细粒长石砂岩(见图1)。岩石薄片镜下鉴定结果表明，碎屑岩成分复杂，有石英、长石和暗色岩屑等;成分成熟度中等，结构成熟度较高。石英体积含量17% ～30%，平均23.2%，以单晶石英为主;燧石含量较少，部分可见波状消光。长石碎屑体积含量55% ～68%，平均58.3%，以斜长石为主，次为正长石，少量微斜长石。岩屑体积含量5% ～15%，部分可达20%，平均10.3%，以变质岩屑和火山岩屑为主，少量沉积岩屑。其他碎屑主要为黑云母和少量绿泥石。

根据扫描电镜、X衍射等资料分析，坪桥地区长6砂岩填隙物体积含量一般为6% ～20%，部分可达25%。以方解石、自生石英等自生矿物，绿泥石和伊利石等黏土矿物为主，含少量硅质胶结物，含量变化较大。扫描电镜下还观察到大量的浊沸石，体积含量一般1% ～6%，最大可达11%。这些浊沸石多以胶结物形式充填于粒度相对较粗和分选较好的砂岩中，但分布不均匀。此外，在铸体薄片和扫描电镜下皆可观察到部分浊沸石胶结物有溶蚀现象。

图1 坪桥油区长6砂岩成分分类Fig.1 Sandstone classification of Chang 6 reservoir in Pingqiao Oilfield

2 物性及孔隙结构特征

从孔隙度、渗透率直方图(见图2，3)可以看出，研究区长6储层孔隙度主要分布范围为6% ～13%，平均10.5%，孔隙度分布有2个峰值，分别为9% ～10%和11% ～12%;渗透率主要分布范围为(0.01 ～1)×10－3μm2，平均 0.54 ×10－3μm2，渗透率的 2 个峰值分布于(0.01 ～0.05)×10－3μm2和(0.1 ～0.5)×10－3μm2。从孔隙度和渗透率的双峰形态可以看出，本区储层非均质性较强。另外，分析认为，研究区砂岩孔隙度较高而渗透率偏低的主要原因是成岩作用早期强烈的机械压实和胶结作用及后期的溶蚀和破裂作用的不均一性，使得孔隙的连通性较差，砂岩渗透率较低。

根据岩心薄片、铸体薄片及扫描电镜等分析结果可知，该区长6储层的主要储集空间有原生粒间孔隙、浊沸石溶蚀粒间孔隙、粒内溶蚀孔隙、微孔隙和微裂隙等几种(见图4)。面孔率一般为2.6%～6%，平均3.9%。其中微孔隙为0.45%～4.5%，平均1.5%，是研究区长6储层最主要的一种孔隙类型。沸石溶孔一般为0.4%～2.2%，平均1.2%，是本区长6储层另一类重要的孔隙类型。这两类孔隙平均占总孔隙的73%左右，是本区长6储层的主要储集空间。高压压汞实验结果表明，排驱压力多分布在0.14～5.79 MPa，饱和度中值压力为0.71～14.95 MPa，孔喉半径为 0.04～1.57 μm，分选系数为 0.04～10.63，退汞效率较低，一般为14.7% ～50.6%，反映出孔喉特征的各种参数变化较大，孔喉分布不均的特点。

图2 长6砂岩孔隙度分布直方图Fig.2 Histogram of porosity distribution of Chang 6 sandstone

图3 长6砂岩渗透率分布直方图Fig.3 Histogram of permeability distribution of Chang 6 sandstone

3 主要成岩作用及其特征

根据大量的薄片镜下观察和统计，研究区主要经历的成岩作用有压实压溶作用、胶结作用、溶蚀作用和破裂作用，不同的成岩作用对储层性质的影响存在较大差异[8]。

图4 坪桥油区长6砂岩孔隙类型及含量图Fig.4 Pore type and content of Chang 6 sandstones in Pingqiao Oilfield

3.1 压实压溶作用

长6储层压实压溶作用十分强烈。压实作用的结果使碎屑颗粒转动，定向排列，软碎屑变形及长石的双晶滑动，机械断裂十分常见，碎屑颗粒在压力下形成线面接触，凹凸状接触，产生致密镶嵌结构。其后的化学压溶作用形成长石、石英的次生胶结也很普遍，压实压溶作用使长6砂岩的原生孔隙损失过半(见图5A)。

3.2 胶结作用

研究区常见的胶结作用有浊沸石胶结，绿泥石薄膜胶结，长石、石英加大胶结、方解石胶结等。各种胶结作用使砂岩孔隙损失近1/4。

3.2.1 自生黏土矿物的胶结 研究区长6储层中自生黏土矿物胶结物主要以绿泥石为主(见图5B)。据镜下观察，砂岩中绿泥石常以孔隙衬边方式产出的黏土膜状态赋存，黏土膜厚度一般3～5 μm，呈针状、叶片状沿着碎屑颗粒边缘垂直生长。电镜和探针分析表明，绿泥石较为富铁，且自形程度较低。绿泥石膜对坪桥储层的影响具有双重性，一方面，它占据了一定的孔喉空间，使得孔隙体积减小，喉道变窄，从而降低了孔隙度和渗透率，致使岩石趋于致密。另一方面，它将颗粒与孔隙隔离，可以阻止颗粒的次生加大，也在一定程度上阻止了其他胶结物的沉淀。同时，它还可以支撑颗粒，抵抗一定的机械压实作用，从而有利于保存粒间体积，并为后期溶蚀型次生孔隙的形成提供了有效的通道和空间。

3.2.2 硅质胶结 研究区长6储层中最常见的硅质胶结物就是石英的自生加大(见图5C)，自生加大边厚0.01～0.04 mm，加大边与碎屑石英间以很薄的黏土膜相分开。通过镜下观察可发现，石英的自生加大充填了孔隙并堵塞喉道，降低了储层的孔、渗性能。

图5 坪桥地区长6储层特征图片Fig.5 Pictures of Chang 6 reservoir in Pingqiao Area

3.2.3 碳酸盐胶结 碳酸盐胶结促使储层物性变差，非均质性增强，对渗透率的控制尤其显著(见图5D)。研究区的碳酸盐胶结主要起破坏作用，这一点明显表现在岩石的渗透率方面，凡是渗透率略高的样品，碳酸盐含量都比较低(见图6)。镜下观察含油层段的非均质性发现，凡是含油层段几乎均是浊沸石和长石溶蚀孔发育段，凡是紧邻的不含油段主要是方解石、铁方解石胶结段，或是绿泥石和碎屑云母发育段。因此，无论是早期胶结的还是晚期胶结的碳酸盐，对孔隙的保存均不利，对次生孔隙的形成贡献也不大。

3.2.4 浊沸石胶结 研究区长6油层组砂岩中浊沸石的分布普遍(见图5E)，体积含量一般2% ～5%，少部分可达10% ～25%。在阴极发光显微镜下，浊沸石通常不发光，可观察到浊沸石交代长石颗粒，偶见方解石交代浊沸石的现象。浊沸石主要以胶结物的形式充填于粒度粗、分选好及杂基含量少的中细砂岩、细砂岩粒间孔隙中。浊沸石的形成堵塞了砂岩的原生粒间孔隙，使其孔渗物性变差，但充填粒间孔的浊沸石胶结物也可阻止骨架颗粒的压实和压溶，为成岩期的溶蚀提供了空间基础。同时，由于浊沸石的解理发育，酸性水容易沿解理缝溶蚀，在研究区三角洲前缘水下分流河道储层中形成次生孔隙。浊沸石溶蚀形成的次生孔隙发育带也是长6主要富油区。

图6 坪桥区长6储层孔隙度、渗透率与方解石含量相关图Fig.6 The relation between carbonate contents and physical properties

3.3 溶解作用

砂岩储集层的溶解作用形成了各种类型的次生孔隙[9－10]，作为研究区储层主要的孔隙类型之一，局部溶孔的发育对改善油气的储层物性作出了较大的贡献[11－14]。然而，溶解作用又是有限的，没有从根本上改变研究区长6储层低孔低渗的状况。根据显微镜及扫描电镜分析，发现研究区溶蚀作用主要发生在长石颗粒表面及内部(见图5F)，其次为浊沸石(见图5G)和其他岩屑发生溶蚀，亦可见到石英发生溶蚀。颗粒的溶解有两种情况:一种是长石、岩屑等不稳定颗粒直接溶解形成溶蚀粒内孔;另一种是长石及岩屑等颗粒先为碳酸盐矿物交代，后交代物发生溶解而使颗粒间接被溶，常形成溶蚀粒内孔及溶蚀粒间孔。

3.4 破裂作用

破裂作用是指成岩过程中岩石在外力的作用下发生破裂而产生裂缝孔隙的作用。在研究目的层的岩心和铸体薄片时(见图5H)，均发现砂岩具有一定裂缝，这在一定程度上改善了储层的渗透性，但裂缝的分布极不均匀，在一定程度上造成了砂岩渗透率的非均质性。

4 成岩阶段划分

根据成岩作用及自生矿物成因分析，结合镜下观察到的各类成岩现象，进行成岩序列分析，其结果见表1。具体表现为:机械压实→早期黏土膜形成→石英次生加大→微晶方解石沉淀→亮晶方解石和伊/蒙混层析出→长石颗粒、方解石胶结物溶解→自生高岭石、绿泥石、伊利石形成→方解石溶解→晚期含铁碳酸盐充填。

研究区砂岩普遍经历了较强的压实作用，多以机械压实为主，几乎不受压溶作用的影响;砂岩中原生孔隙大量丧失，次生孔隙普遍发育;早期方解石胶结物多为孔隙式胶结，晚期铁方解石出现，多充填次生溶蚀孔隙;长石、岩屑等常发生明显的溶蚀作用;砂岩中石英一部分呈次生加大胶结，一部分呈自形晶体充填孔隙;碳酸盐以亮晶方解石为主;自生黏土矿物以绿泥石和伊利石为主，此外有伊/蒙混层，并可见到大量浊沸石发育。从上述成岩特征进行综合判断可知，坪桥地区长6砂岩目前应处于中成岩阶段A期末—中成岩B期早阶段。

5 成岩相划分与有利成岩相带

根据研究区长6成岩作用类型，结合沉积岩的结构和岩石的孔渗特征可将其划分出5种成岩相:黑云母压实相、泥质杂基压实相、碳酸盐胶结成岩相、自生绿泥石胶结与残余孔隙相、不稳定组分溶蚀成岩相。

5.1 黑云母压实相

研究区抗压实性差的岩屑含量高，机械压实作用强烈。储层中含有大量的黑云母碎屑，尤其在水下分流河道的砂岩顶部，体积百分含量可达12%，它是在碎屑沉积物沉积时形成的。此类砂岩储层在埋藏成岩中，黑云母发生了强烈的压实及水化水解作用，且变形强烈，导致储层的有效空间大幅降低，形成致密型孔隙组合关系，不利于油气的储集。此类成岩相在研究区长6储层中广泛发育。

5.2 泥质杂基压实相

泥质杂基压实相主要发育在泥质粉砂岩、粉砂岩中，泥质杂基含量高(体积百分含量一般在10%以上)，碎屑颗粒细。此类砂岩在埋藏成岩过程中发生强烈压实，碎屑颗粒多出现沿层的定向排列，使原生孔隙大大降低，且多为微孔隙，喉道极细，渗透率很低，一般在(0.015～0.1)×10－3μm2，为致密储集岩。属于这种结构的碎屑岩胶结物含量很低，储集空间主要为泥质杂基中形成的微孔隙。该成岩相主要发育在水下分流间湾和水下分流河道边缘相带的薄层砂岩中。

表1 坪桥地区长6储层成岩序列Tab.1 Diagenetic array of Chang 6 reservoir in Pingqiao Area

5.3 碳酸盐胶结成岩相

属于碳酸盐胶结成岩相的储层，碳酸盐胶结物含量高，体积百分含量可达8% ～10%，主要为方解石和含铁方解石呈充填孔隙式胶结或嵌晶式胶结。其代表早期胶结而晚期未发生明显溶蚀的储层类型，基本上属于致密储集层，物性通常很差，它们常常分布于碎屑岩分选较好、黏土矿物含量较低的河道侧翼薄砂层、水下分流河道、河口坝砂体的边部和席状砂等相带。

5.4 自生绿泥石胶结与残余孔隙相

研究区内长6储层普遍发育高含量的自生绿泥石胶结物，多在成岩早期呈绿泥石膜保护碎屑颗粒，阻碍了碎屑颗粒与孔隙水的接触，使原生粒间孔大部分得以保留，形成残余孔隙型组合关系。这类成岩相主要分布于水下分流河道中间部位和河口坝的高能量砂体中，其含油性好，是储层发育的有利成岩相带。

5.5 不稳定组分溶蚀成岩相

该类成岩相中主要发育由不稳定组分，如长石、浊沸石和碳酸盐矿物等溶解产生的次生孔隙[15－18]。在偏光显微镜和扫描电镜下，可见长石被溶蚀成蜂窝状、残骸状，形成粒内溶孔、超大粒间孔及铸模孔等。这些溶解作用形成的次生孔隙连通性好，孔隙度相对较高，孔隙之间的喉道变宽从而使渗透率得到改善。该成岩相一般在水下分流河道的主体部位相对发育，是原油富集的最主要地区，也是区内最重要的有利成岩相带(见图7)。

图7 坪桥地区长6储层成岩相分布预测图Fig.7 Distribution of diagenetic facies of Chang 6 reservoir in Pingqiao Area

孔隙度与渗透率关系图表明(见图8)，不同成岩相类型具有不同的储层性质。其中，黑云母压实相储层孔隙度平均为8.5%，渗透率平均为0.05×10－3μm2;泥质杂基压实相储层孔隙度一般小于6.5%，渗透率一般为(0.015～0.1)×10－3μm2;碳酸盐胶结成岩相储层孔隙度一般小于4.0%，渗透率一般小于0.1×10－3μm2;自生绿泥石胶结与残余孔隙相储层孔隙度平均为10.8%，渗透率平均为0.64×10－3μm2;不稳定组分溶蚀成岩相储层孔隙度平均为12.3%，渗透率平均为2.52×10－3μm2。虽然各成岩相的物性分布范围有一些重叠，但样点的集中分区现象表明，储集物性受控于成岩相类型[19]。

从长6成岩相分布预测图可以看出(见图7)，三角洲前缘水下分流河道砂体中不稳定组分溶蚀成岩相物性构成了本区最好的储层，三角洲前缘水下分流河道和河口坝砂体中压实充填成岩相的储层物性次之，而三角洲前缘席状砂和远砂坝砂体中压实压溶成岩相储层最差。

图8 坪桥地区长6储层不同成岩相类型的孔隙度与渗透率关系Fig.8 Plot of porosity vs.permeability showing the diagenetic control on reservoir properties in Pingqiao Area

6 结论

1)研究区长6储层现今处于中成岩阶段A期末—中成岩B期早阶段，成岩作用对孔隙的丧失、形成及其演化具有重要的作用。压实作用使储集层的原始孔隙空间损失;胶结作用不仅破坏了原生孔隙，而且使部分次生溶孔遭到破坏;溶解和破裂作用能够有效地改善储层的储集性能。

2)依据成岩作用对物性的影响，划分出5种成岩相，优质储层与成岩相的关系密切。其中，不稳定组分溶蚀成岩相物性最好，自生绿泥石胶结与残余孔隙相次之，这两个成岩相是储层发育的有利成岩相带。

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