华庆油田B153井区长63重力流超低渗储层特征及成因机制

刘 丽， 赵应成， 王友净， 李佳鸿， 闫林辉， 惠 钢， 刘 畅

( 中国石油天然气股份有限公司 勘探开发研究院，北京 100083 )



华庆油田B153井区长63重力流超低渗储层特征及成因机制

刘 丽， 赵应成， 王友净， 李佳鸿， 闫林辉， 惠 钢， 刘 畅

( 中国石油天然气股份有限公司 勘探开发研究院，北京 100083 )

利用岩心、薄片、扫描电镜、X线衍射等资料，研究华庆B153井区长63重力流储层特征、发育控制因素及成因机制.结果表明：长63储层为典型的超低渗储层，岩石类型以长石砂岩和岩屑长石砂岩为主，储集空间以残余原生粒间孔隙为主，溶蚀孔隙次之；储层物性差，非均质性强，受沉积相、岩石矿物组成和成岩演化的综合控制，强压实作用、绿泥石胶结作用、碳酸盐胶结作用及弱溶蚀作用是导致储层低孔、低渗的关键成岩作用；根据不同成岩作用对储层物性影响的强弱程度，将超低渗储层成因机制划分为碳酸盐胶结低渗型、绿泥石胶结—溶蚀低渗型及强压实改造低渗型3种.应用孔隙度反演回剥方法，重建各成因机制低渗储层的致密化过程，为研究区有利储层预测提供地质依据.

超低渗储层； 重力流； 成因机制； 致密化过程； 华庆B153井区

0 引言

超低渗透储层的定义来自于李道品的低渗透储层分类方案[1]，特指渗透率为(0.1～1.0)×10-3μm2的储层.超低渗透储层物性差、非均质性强，因此在勘探开发早期未引起足够的重视.近年来，为满足油气生产需求，超低渗透油藏开发比例逐渐增加，成为我国石油工业增储上产的重要资源基础，故加强超低渗透储层特征及成因机理研究具有重要意义.对低渗透储层的特征和控制因素研究较为成熟，认为其物性受沉积过程、成岩演化、构造运动、油气侵入等因素综合控制[2-6]，但成因机制研究相对较少.因此，笔者利用岩心、物性、压汞、薄片、扫描电镜等资料，研究B153井区长63超低渗透储层特征与物性控制因素，探讨超低渗透储层的成因机制，揭示储层致密化过程.

1 地质概况

鄂尔多斯盆地位于华北地台西部，总面积为37万km2，盆地内部划分出伊盟隆起、渭北隆起、晋西挠褶带、伊陕斜坡、天环坳陷及西缘逆冲断裂6个构造单元(见图1).三叠系延长组沉积期，该盆地经历湖盆湖泊形成、发展至消亡的全过程，沉积一套湖泊—三角洲—河流沉积序列.按沉积旋回及含油性可将延长组自下而上划分为10个油层组[7-8].

华庆油田位于伊陕斜坡中南部(见图1)，总体为一平缓近南北向展布的西倾单斜，地层倾角不足1°.长6油层组形成时期工区处于湖盆深水区，发育重力流沉积[9-10]；物源方向以北偏东为主[11].B153 井区长63储层主要发育砂质碎屑流及少量的浊流沉积，它们是北部吴旗—志丹一线三角洲前缘沉积体向南部湖心方向推进时，在B247-B197-B413-B265井附近的深水坡折带失稳而顺坡滑动形成的产物[12].砂质碎屑流以非水道化的沉积舌体为主，舌体的边缘或前端部位发育席状或透镜状展布的浊流砂体.单一砂质碎屑流舌体宽为422～737 m，长为737～2 087 m；舌体之间叠置样式为孤立型、侧叠型或堆叠型(见图2)；砂质碎屑流的叠加样式及其与浊流的发育程度受基准面旋回的影响.

图1 B153井区构造位置

2 储层基本特征

2.1 岩石学

B153井区长63储层砂层组岩石类型主要为长石砂岩、岩屑长石砂岩，其次为长石岩屑砂岩(见图3)，砂岩粒度偏细，粒径为0.07～0.16 mm，以粉砂和细砂为主；碎屑组分以长石为主，质量分数为15.0%～56.5%，平均为40.5%，由斜长石、钾长石及少量微斜长石组成；其次为石英，质量分数为14.0%～44.0%，平均为25.7%；岩屑质量分数为6.8%～30.5%，平均为17.8%，由变质岩、火成岩及云母组成，沉积岩岩屑少量.颗粒分选中等—差，磨圆度以棱角—次棱角为主，颗粒之间接触关系以点—线接触为主，可见凹凸接触；支撑类型主要为颗粒支撑，胶结类型为孔隙式胶结，个别为基底式胶结.填隙物由杂基和胶结物组成，质量分数为4.0%～44.3%，平均为15.0%；杂基主要为网状黏土，质量分数最高可达4.0%；胶结物包括绿泥石、伊利石、铁方解石、铁白云石及少量的硅质和长石质，伊利石、绿泥石和碳酸盐矿物质量分数较高，占填隙物的89.0%；碳酸盐矿物质量分数平均为5.5%，占填隙物的40.0%.

图2 B153井区长63储层砂组沉积相平面展布

2.2 孔隙类型

根据铸体薄片和扫描电镜等资料，研究区长63储层孔隙类型以原生孔隙为主，次生孔隙为辅.原生孔隙主要为残余粒间孔隙和晶间微孔，残余粒间孔隙是目的层段最主要的储集空间，面孔率为0.1%～3.6%，平均为1.0%，形状多呈三角形、多边形或不规则几何形状等，边缘平直圆滑(见图4(a-b))；晶间微孔主要发育在伊利石和绿泥石等生黏土矿物中(见图4(c))，孔径较小，一般小于5 μm，面孔率不足0.1%.次生孔隙由粒间溶蚀孔(见图4(a))和粒内溶蚀孔(见图4(d-e))组成，铸体薄片中见长石、岩屑等酸溶性矿物发生溶解；溶蚀孔面孔率为0.2%～1.5%，平均为0.4%，是研究区仅次于残余粒间孔隙的一种常见孔隙类型；孔隙边部多呈港湾状或不规则形状，分布极不均匀；孔径一般为0.10～0.40 mm，平均为0.16 mm.

图3 B153井区长63储层岩石学特征

2.3 物性特征

长63储层砂层组10口取心井的物性资料分析见图3.由图3可知，砂岩最大孔隙度为16.54%，最小孔隙度为1.45%，集中分布在6.00%～12.00%之间，占样本总数的77.40%，平均为9.47%(见图5(a))；渗透率最小为0.002×10-3μm2，最大为1.771×10-3μm2，集中分布在(0.010～0.300)×10-3μm2之间，占样本总数的82.80%，平均为0.174×10-3μm2(见图5(b))；长63储层物性较差，为典型中低孔超低渗储层.砂组内部各小层物性表现出明显的非均质性，长6312-1、长6312-2、长6321-1、长6321-2物性较好，长6311-1、长6311-2的次之，长6322-2的最差.此外，研究区南北部储层物性也存在明显差异，北部物性明显好于南部的(见图5(c-d)).

图4 B153井区长63储层砂体孔隙类型和成岩作用特征

图5 B153井区长63储层物性特征

3 成岩作用特征

根据薄片、扫描电镜、X线衍射、碳氧同位素等资料，研究区长63储层经历的主要成岩作用包括机械压实、胶结和溶蚀作用.

3.1 压实作用

主要表现为颗粒紧密接触，接触关系以点—线接触为主，少量凹凸接触(见图4(e))；泥岩岩屑、千枚岩岩屑、云母等塑性颗粒扭曲变形或以假杂基形式充填孔隙；压实程度与砂岩的矿物成分相关[13-14]，长63储层以长石砂岩或长石岩屑砂岩为主，成分成熟度低，塑性颗粒质量分数较高，抗压实能力差，容易发生强压实作用.压实作用主要发生在早成岩时期，它是导致原生粒间孔隙大幅度减少、储层致密的关键成岩作用.

3.2 胶结作用

3.2.1 碳酸盐胶结

碳酸盐胶结物在B153井区普遍发育，种类多样，可见方解石、铁方解石和铁白云石，以铁方解石和铁白云石等晚期胶结物为主.碳酸盐胶结物质量分数变化较大，为1.0%～38.0%不等，平均为5.5%.碳酸盐胶结物具有期次性[15-17]，方解石呈连晶基底式胶结，矿物颗粒“悬浮”在方解石中，质量分数最高可达38.0%(见图4(f)).其δ13C PDB值为-0.30‰～0.96‰，δ18O PDB值为-21.68‰～-14.98‰，反映无机碳源特征，形成于早成岩期封闭和欠压实的碳酸钙过饱和碱性湖泊环境[15,18]；晚期铁方解石产状为连晶状或粒状，孔隙式胶结，交代长石、石英及岩屑等；阴极发光下呈橙红色，茜素红染色后呈紫红色(见图4(g))；薄片中见铁方解石充填溶蚀孔隙，并且其碳氧同位素数据(δ13C PDB值为-4.34‰～-2.19‰，δ18O PDB值为-22.64‰～-20.78‰)指示有机碳源特征[19]，两者综合反映铁方解石是在有机质脱羧基产生有机酸并溶蚀长石等铝硅酸盐后形成的；铁白云石产状为半自形—自形粒状，呈斑块状分布于粒间孔隙(见图4(h))，常与自生石英晶体伴生，铁氰化钾/茜素红混合染色为蓝色，铁白云石的出现指示中成岩A阶段晚期.

3.2.2 黏土矿物胶结

X线衍射分析表明，长63储层黏土矿物以绿泥石、伊利石和伊蒙混层为主，少见高岭石.绿泥石占黏土矿物质量分数为35.47%～88.5%，平均为70.28%；伊利石占10.8%～34.07%，平均为20.15%；伊蒙混层占0.2%～20.5%，平均为5.59%，伊蒙混层比小于10%.薄片及扫描电镜鉴定表明，绿泥石绝对质量分数为0.5%～15.0%，平均为3.4%，产状主要为孔隙衬里式(见图4(i))和孔隙充填式(见图4(d))，产状受孔隙水pH值和形成时间影响[20].孔隙衬里绿泥石(薄膜绿泥石)晶体呈针状或微细竹叶状，围绕颗粒并垂直于颗粒表面生长，薄膜厚为2～5 μm，最厚为10 μm，最薄约为1 μm；绿泥石薄膜形成于沉积期—早成岩 A 期的碱性强水动力环境[21].孔隙充填式绿泥石晶体呈玫瑰花状或分散叶片状，它是中成岩时期的产物，常与石英晶体共生(见图4(i)).此外，在扫描电镜下，可见丝发状或卷曲片状伊利石充填粒间孔隙(见图4(c-j))，部分伊利石仍保留高岭石晶体特征，表明伊利石的形成与高岭石转化有关[22].高岭石是溶蚀作用的产物，因此伊利石的形成时间晚于长石溶蚀发生时间.

3.2.3 硅质和长石质胶结

研究区长63储层硅质作用较弱，以石英次生加大为主，还有少量自形石英晶体，硅质胶结物质量分数一般为0.2%～3.0%，平均为0.6%.石英次生加大边形状完整，沿颗粒四周或长短轴方向发育(见图4(k))，与矿物颗粒之间存在明显的尘埃线；自生石英晶体多呈六方棱柱体，晶形完好(见图4(l))，与绿泥石和铁白云石共生充填于各种粒间孔和溶蚀孔隙.硅质胶结所需的SiO2一般由压溶和长石溶解等作用提供，研究区压溶现象不发育，因此推测它主要来源于长石溶解；硅质胶结物形成时间较晚，一般形成于中成岩A阶段，总体上起到堵塞孔隙、降低储层储集性能的作用.研究区长石质少见，质量分数为0.1%～1.0%，平均为0.1%，由于长石质质量分数非常低，对储层物性的影响几乎可以不考虑.

3.3 溶蚀作用

研究区长63储层溶蚀强度较弱，溶蚀孔面孔率为0.2%～1.5%，平均为0.4%；以长石溶解为主，常沿长石颗粒边部或解理方向溶蚀(见图4(d-e))，形成条带状、网格状溶孔(见图4(d))或长石边界呈港湾状(见图4(a))，在长石等颗粒溶蚀彻底的情况下可形成铸模孔；此外，薄片中还可见岩屑、云母及杂基溶解，岩屑溶蚀后形成蜂窝状粒内溶孔，云母多沿解理方向溶蚀形成条带状溶孔(见图4(k)).流体包裹体分析表明，长石颗粒中溶蚀成因、孤立的含烃盐水包裹体均一化温度为95～115 ℃，验证溶蚀作用形成时间较晚，多发生在中成岩A期，有机酸大量涌入砂岩并对其中各矿物组分进行选择性溶蚀.

参照中国石油天然气行业标准SY/T 5477-2003《碎屑岩成岩阶段划分规范》，根据自生矿物的组合穿插特征、溶蚀充填序列及镜质体反射率(平均为0.74%)、黏土矿物X线衍射(伊蒙混层比<10%)等数据，确定长63储层的成岩阶段为中成岩A阶段晚期，成岩演化序列为：机械压实—孔隙衬里绿泥石/方解石沉淀—孔隙充填绿泥石—长石颗粒溶解—硅质胶结/长石次生加大—伊利石—铁方解石—铁白云石.

4 储层成因

4.1 物性控制

4.1.1 沉积作用

沉积环境是决定储层物性的关键因素，不同沉积环境水动力条件不同，砂体规模、几何形态、叠置关系及砂岩孔渗性不同.B153井区主要发育砂质碎屑流厚层叠置砂体和薄层浊流砂体，前者以细砂为主，泥质质量分数低(研究区北部的为1.0%，南部的为2.9%)，储层物性相对较高，平均孔隙度为9.53%，平均渗透率为0.112×10-3μm2；后者粒度较细，以极细砂和粉砂为主，泥质质量分数相对较高，砂体物性差，平均孔隙度为7.73%，平均渗透率为0.064×10-3μm2.因此，砂质碎屑流砂体物性明显高于浊流砂体物性.

另外，岩石矿物组分和结构特征对储层物性也有一定影响，通过石英、长石质量分数之和、塑性岩屑(云母、板岩、千枚岩、片岩、火山喷出岩等)质量分数,以及矿物颗粒分选性与储层孔隙度的相关性分析可知：孔隙度和渗透率与长石和石英质量分数呈正相关关系(见图6)，与塑性矿物质量分数几乎无相关性；石英和长石的质量分数越高，分选越好，储层的孔隙度和渗透率越高，反之，亦然.这说明岩石的成分成熟度越高，抗压实能力越强，孔隙越容易保存.

图6 B159井区长63储层岩石矿物组分与物性关系

4.1.2 成岩作用

成岩作用对储层孔隙类型、数量、孔喉结构及孔渗大小等有重要的影响[23]，它对储层物性具有综合改造作用.研究区强压实、碳酸盐胶结、绿泥石胶结及弱溶蚀是导致储层低孔、低渗的关键成岩作用.

长63储层自沉积后经历持续的埋藏，至早白垩世晚期埋深达到最大，约为2 600 m.持续性的埋藏作用使长63储层砂岩不断被压实，原生粒间孔迅速减少；应用Beard D C等的原始孔隙度计算公式[24]求得长63储层砂岩初始孔隙度平均为38.5%，然后采用孔隙度演化定量模拟方法[25]确定压实作用减孔量为0.5%～30.6%，平均为20.9%.

胶结作用通过堵塞粒间孔隙或溶蚀孔隙降低储层的孔渗性.长63储层砂岩中胶结作用减少的孔隙质量分数为3.7%～38.0%，平均为14.8%.孔隙度与各胶结物质量分数之间存在明显的相关关系，孔隙度与碳酸盐胶结物呈负相关关系，随碳酸盐质量分数的增加，孔隙度降低，当碳酸盐质量分数大于10%时，储层孔隙度快速下降，一般小于8%(见图7(a))；伊利石与孔隙度呈近似负相关关系，随伊利石质量分数增加，孔隙度降低，但是下降幅度较低(见图7(b))；自生绿泥石对物性影响复杂，既通过增强岩石抗压能力、阻碍胶结物的形成保存粒间孔隙，同时又通过堵塞孔隙及吼道降低储层的孔渗性[26-27].薄片鉴定结果表明，研究区绿泥石薄膜质量分数与碳酸盐胶结物、硅质质量分数呈负相关关系(见图7(c-d))，在一定程度上抑制后期胶结物的形成；绿泥石与现今孔隙度呈负相关关系(见图7(e))，表明绿泥石对孔隙的堵塞作用远远大于对胶结物形成的阻碍作用；硅质质量分数较低，对储层物性基本无影响(见图7(f)).因此，压实作用、碳酸盐胶结(尤指铁方解石胶结)及黏土矿物胶结是导致储层孔隙度、渗透率变差的关键成岩作用.

此外，溶蚀作用对储层储集性能起到一定的改善作用，研究区颗粒溶蚀作用形成的次生孔隙有限，孔隙类型多以残余粒间孔—晶间微孔为主，所以研究区溶蚀作用对储层物性的改善作用不大.

图7 B159井区长63储层胶结物间与砂岩孔隙度关系

4.2 致密化过程

超低渗透储层是原始沉积和后期成岩演化共同作用的结果.由于砂体的形成条件、矿物组分及结构特征等不同，成岩矿物类型、质量分数及孔隙演化规律不同，最终导致砂体的致密化过程不同.根据成岩矿物类型及其对储层物性影响的强弱程度，将超低渗透储层成因机制归结为碳酸盐胶结型、绿泥石胶结—溶蚀型及强压实改造型3种；假设黏土矿物晶间微孔不发育、面孔率等于孔隙度的前提下，采用孔隙度反演回剥方法，恢复各成因机制下低渗储层的致密化过程(见图8).

4.2.1 碳酸盐胶结型

岩石类型以钙质长石细砂岩和钙质岩屑长石细砂岩为主，储层物性差，平均孔隙度为7.9%，平均渗透率为0.04×10-3μm2.早期方解石、晚期铁方解石及铁白云石胶结是导致储层致密的关键成岩作用.其致密化过程分为2部分：小部分是方解石在早成岩A期直接从碱性孔隙水中沉淀，呈基底式胶结堵塞大部分原生粒间孔隙，从而使储层物性大幅下降并形成钙质夹层；大部分是砂体在早成岩时期首先经历压实作用的改造，储层孔隙度下降至20.4%；之后，发生溶蚀作用改善储层物性，砂岩孔隙度升至24.2%；再后，大量的含铁碳酸盐及少量的伊利石沉淀，使储层孔隙度降至7.9%.

4.2.2 绿泥石胶结—溶蚀型

岩石类型包括长石细砂岩和岩屑长石细砂岩，颗粒组分以长石和石英为主，质量分数平均为47.3%和30.6%；塑性颗粒(包括塑性岩屑和云母)质量分数低，仅为16.5%.成岩作用以早期的压实作用、绿泥石胶结作用及晚期的溶蚀作用为主.砂岩首先经过压实作用的改造，由于砂体成分成熟度相对较高，抗压实能力较强，压实作用损失的孔隙度仅为14.5%，砂岩孔隙度为24.0%；之后，孔隙衬里绿泥石大量析出，堵塞粒间孔隙而使砂岩孔隙度降至13.00%；中成岩A期，有机酸进入储层，硅铝酸盐矿物发生选择性弱溶蚀，形成少量次生孔隙，孔隙度增至15.60%；长石的溶蚀作用为之后的石英次生加大、铁方解石，以及伊利石沉淀提供物质来源，在一定温度压力条件下，胶结物形成并充填溶蚀孔隙或粒间孔隙，使砂岩孔隙度降至11.10%.

图8 B153井区超低渗透储层形成过程

4.2.3 强压实改造型

岩石类型以岩屑长石细砂岩或长石岩屑砂岩为主，塑性颗粒质量分数相对较高(质量分数为20.1%)，抗压能力弱，在早成岩时期强烈的压实作用使其原生孔隙度减少26.10%，储层孔渗性迅速变差，阻碍成岩流体的进入，影响胶结作用的进行.因此，该类砂岩中胶结物质量分数平均为6.4%，主要包括伊利石(3.0%)、绿泥石(1.5%)、含铁碳酸盐(1.6%)及极少量的硅质胶结物(0.6%).早期压实作用是导致砂岩孔隙度降低的重要因素，压实作用后绿泥石胶结使孔隙度降至10.80%，中成岩A期的溶蚀作用使孔隙度增加4.20%，但中成岩A晚期形成的硅质、铁方解石、铁白云石等又堵塞部分残余原生粒间孔隙和溶蚀孔隙，最终使砂岩孔隙度降至10.90%.

5 结论

(1)华庆油田B153井区长63储层砂体主要为砂质碎屑流沉积，岩石类型以长石砂岩和岩屑长石砂岩为主；孔隙类型以原生孔隙为主，次生溶蚀孔隙次之；储层物性较差，平均孔隙度为9.47%，平均渗透率为0.174×10-3μm2，为典型的中低孔超低渗储层；储层非均质性较强.

(2)储层主要发育压实作用、胶结作用及溶蚀作用等成岩类型，成岩演化序列为压实—孔隙衬里绿泥石/方解石—长石、岩屑溶解—伊利石/硅质—铁方解石—铁白云石.

(3)超低渗透储层是原始沉积和后期成岩共同作用的结果，储层物性受控于沉积条件，但受成岩作用强压实的改造，碳酸盐胶结、孔隙衬里绿泥石胶结及弱溶蚀是导致储层致密的关键成岩作用.

(4)超低渗透储层成因机制可划分为碳酸盐胶结低渗型、绿泥石胶结—溶蚀低渗型及强压实改造低渗型3种，各成因机制低渗储层的致密化过程不同.

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2015-08-31；编辑：关开澄

中国石油重大科技专项(2011B-1205)

刘 丽(1985-)，女，博士研究生，主要从事储层地质方面的研究.

TE112.23

A

2095-4107(2015)06-0066-10

DOI 10.3969/j.issn.2095-4107.2015.06.008