段曉晨，劉聯(lián)群，康立明，宋曉莉，任夏宏

（1.中國(guó)石油長(zhǎng)慶油田公司超低滲透油藏第一項(xiàng)目部，甘肅合水 745400；2.長(zhǎng)安大學(xué)地球科學(xué)與資源學(xué)院；3.陜西延長(zhǎng)石油國(guó)際勘探開(kāi)發(fā)工程有限公司）

合水地區(qū)長(zhǎng)8超低滲透儲(chǔ)層成因分析

段曉晨1，劉聯(lián)群2，康立明3，宋曉莉1，任夏宏1

（1.中國(guó)石油長(zhǎng)慶油田公司超低滲透油藏第一項(xiàng)目部，甘肅合水 745400；2.長(zhǎng)安大學(xué)地球科學(xué)與資源學(xué)院；3.陜西延長(zhǎng)石油國(guó)際勘探開(kāi)發(fā)工程有限公司）

合水地區(qū)長(zhǎng)8超低滲透油藏是長(zhǎng)慶油田一個(gè)重要勘探開(kāi)發(fā)潛力區(qū)，不斷有新的油氣富集區(qū)發(fā)現(xiàn)，因此，需要對(duì)儲(chǔ)層進(jìn)行不斷地追蹤研究。在前人研究基礎(chǔ)上，根據(jù)新的鉆井巖心、砂巖薄片、鑄體薄片、掃描電鏡和X-衍射等資料，從沉積、成巖等方面對(duì)長(zhǎng)8儲(chǔ)層成因主控因素進(jìn)行了分析，認(rèn)為合水地區(qū)長(zhǎng)8超低滲透儲(chǔ)層的形成，主要受沉積微相、碎屑成分、碎屑粒度、壓實(shí)作用、膠結(jié)作用和溶蝕作用等因素控制；壓實(shí)及膠結(jié)作用是儲(chǔ)層致密化的最主要控制因素，溶蝕作用是局部?jī)?chǔ)層物性改善的關(guān)鍵因素。

長(zhǎng)慶油田；合水地區(qū)；長(zhǎng)8儲(chǔ)層；超低滲透儲(chǔ)層

1 概況

合水地區(qū)長(zhǎng)8超低滲透油藏位于甘肅省慶陽(yáng)市境內(nèi)，工區(qū)范圍南起寧縣，北至張岔，西從白馬，東至太白鄉(xiāng)，面積12 000 km2，是長(zhǎng)慶油田的一個(gè)重要勘探開(kāi)發(fā)潛力區(qū)，不斷有新的油氣富集區(qū)發(fā)現(xiàn)，目前已發(fā)現(xiàn)6個(gè)油氣富集區(qū)。構(gòu)造位置處于鄂爾多斯盆地伊陜斜坡區(qū)西南緣，區(qū)內(nèi)地層展布相對(duì)平緩，為一平緩的近南北向展布的西傾單斜，傾角僅半度左右，平均坡降（8～10）m／km［1-2］。沉積環(huán)境為三角洲前緣亞相沉積環(huán)境，主要沉積微相類(lèi)型為水下分流河道。

研究區(qū)儲(chǔ)層巖性致密，主要為細(xì)粒巖屑長(zhǎng)石砂巖、長(zhǎng)石砂巖，富含變質(zhì)巖巖屑及碎屑云母；膠結(jié)物多見(jiàn)綠泥石膜、伊利石、鐵方解石及硅質(zhì)。主要的成巖作用有壓實(shí)作用和膠結(jié)作用。儲(chǔ)層孔隙類(lèi)型主要有粒間孔、長(zhǎng)石溶孔、巖屑溶孔等，以殘余粒間孔和長(zhǎng)石溶孔為主，孔隙組合類(lèi)型主要為長(zhǎng)石溶孔＋粒間孔、微孔型。儲(chǔ)層物性較差，是典型的特低滲透、超低滲透儲(chǔ)層［3-4］。

本文通過(guò)系統(tǒng)總結(jié)合水地區(qū)長(zhǎng)8超低滲透儲(chǔ)層的沉積、儲(chǔ)層、成巖等方面特征，分析了長(zhǎng)8超低滲透儲(chǔ)層的主要成因，為合理高效開(kāi)發(fā)該區(qū)塊提供了科學(xué)依據(jù)。

2 沉積因素對(duì)儲(chǔ)層影響

2.1 沉積微相對(duì)儲(chǔ)層影響

沉積環(huán)境是影響儲(chǔ)層儲(chǔ)集性能的地質(zhì)基礎(chǔ)，不同沉積微相砂巖儲(chǔ)集性能之間存在明顯的差異。沉積微相對(duì)儲(chǔ)集性能的影響主要是對(duì)原生孔隙含量的影響，因?yàn)椴煌练e環(huán)境的水動(dòng)力條件不同，演化特征也有差異，因而所發(fā)育的砂體在物質(zhì)成份、粒度、分選性、雜基含量及砂體的組合類(lèi)型等方面各不相同，時(shí)空的展布規(guī)律亦不盡相同，導(dǎo)致不同沉積微相的砂體內(nèi)具有不同的物性特征和分布規(guī)律［5-8］。

合水地區(qū)長(zhǎng)8儲(chǔ)層水下分流河道微相發(fā)育，水下分流河道側(cè)緣、河口壩砂體，由于其沉積時(shí)水動(dòng)力條件較弱，砂巖粒度較細(xì)，其中含較多的云母礦物及泥質(zhì)雜基，致儲(chǔ)層物性較差。在壓實(shí)作用下，發(fā)生變形充填粒間孔隙，破壞原始粒間孔，后期溶蝕改造作用不強(qiáng)，導(dǎo)致物性較差。在沿水下分流河道方向長(zhǎng)期發(fā)育的部位，砂體厚度大，其物性也相對(duì)較好，在主河道微相上取的146塊巖樣中，孔隙度在10%～12%的樣品占50%，孔隙度大于12%的樣品占37%，最小孔隙度8%，最大孔隙度達(dá)到17%，平均孔隙度11.8%；滲透率一般也都大于0.7×10-3μm2，平均滲透率達(dá)到0.85×10-3μm2。在垂直主河道的方向上，向河道兩側(cè)逐漸變細(xì)為微-細(xì)粒巖屑長(zhǎng)石砂巖、粉砂巖和泥質(zhì)粉砂巖與泥巖的互層組合，儲(chǔ)集物性迅速變差，儲(chǔ)層孔隙度從10%迅速降到4%以下，滲透率從0.7×10-3μm2迅速降到0.3×10-3μm2以下，且往往又因水道頻繁地分流和側(cè)向遷移活躍，遷移疊置的水道砂體之間斜交泥巖夾層較為發(fā)育，因此，往往存在側(cè)向上的嚴(yán)重非均質(zhì)性。

水下分流河道砂體由于沉積時(shí)水動(dòng)力強(qiáng)度大，砂巖粒度較粗，云母礦物及泥質(zhì)含量相對(duì)較低，原始粒間孔隙較發(fā)育，在成巖作用后期，酸性流體易在其間滲流，溶蝕作用相對(duì)較發(fā)育，因此，物性相對(duì)較好，但部分層段原始孔滲條件好，孔隙流體比較活躍，碳酸鹽膠結(jié)物含量高，導(dǎo)致物性變差。

2.2 碎屑成分對(duì)儲(chǔ)層影響

合水地區(qū)長(zhǎng)8儲(chǔ)層砂巖主要為長(zhǎng)石砂巖、巖屑長(zhǎng)石砂巖，這些砂巖具有剛性碎屑含量較高、塑性碎屑及填隙物含量低等特點(diǎn)（圖1）。石英含量較高的中、細(xì)砂巖和長(zhǎng)石含量較高的中-細(xì)粒長(zhǎng)石砂巖，顆粒骨架呈剛性，有較強(qiáng)的抗壓實(shí)作用，使得原生孔隙能得以較好地保留，物性較好；塑性巖屑和雜基含量高的細(xì)砂巖、粉細(xì)砂巖，巖屑及云母等柔性組分受到擠壓作用而發(fā)生彎曲變形，呈假雜基填塞于孔隙中，物性較差。

圖1 合水地區(qū)延長(zhǎng)組儲(chǔ)層碎屑的剛塑性直方圖

2.3 碎屑粒度對(duì)儲(chǔ)層影響

長(zhǎng)8儲(chǔ)層主要為中、細(xì)砂巖，塑性巖屑和雜基含量相對(duì)較低。該區(qū)的顆粒大小將對(duì)儲(chǔ)油物性起重要作用。其中，中、細(xì)-中粒、細(xì)粒長(zhǎng)石砂巖和中、細(xì)粒巖屑砂巖物性相對(duì)較好，微-極細(xì)粒長(zhǎng)石砂巖中等，粉砂巖物性相對(duì)較差。

為說(shuō)明粒度對(duì)儲(chǔ)層物性的影響，對(duì)長(zhǎng)8儲(chǔ)層中粒、細(xì)-中粒級(jí)的砂巖樣品進(jìn)行了統(tǒng)計(jì)，結(jié)果表明面孔率越高，中、細(xì)-中粒砂巖樣品數(shù)所占的比列越大，粒度大小對(duì)儲(chǔ)集物性起到重要作用（表1）。

表1 合水地區(qū)長(zhǎng)8儲(chǔ)層砂巖粒度與面孔率的關(guān)系統(tǒng)計(jì)

3 成巖作用對(duì)儲(chǔ)層影響

成巖作用對(duì)儲(chǔ)層儲(chǔ)集性能具有明顯的控制作用，合水地區(qū)對(duì)長(zhǎng)8儲(chǔ)層物性改造較大的成巖作用主要有壓實(shí)作用、膠結(jié)作用和溶解作用。

3.1 壓實(shí)作用和膠結(jié)作用對(duì)儲(chǔ)層影響

壓實(shí)作用和膠結(jié)作用是合水地區(qū)長(zhǎng)8儲(chǔ)層物性變差的主要因素。壓實(shí)作用和膠結(jié)作用的強(qiáng)度與深度、地溫、間隙溶液及碎屑組成有關(guān)。長(zhǎng)8儲(chǔ)層最大埋深在2 700 m左右，所測(cè)定的鏡質(zhì)體反射率Ro在0.94%～0.97% 。對(duì)方解石及石英次生加大邊中流體包裹體進(jìn)行均一法測(cè)溫為90～130℃，主體為100～120℃，伊-蒙混層礦物中蒙脫石體積分?jǐn)?shù)為20%～38% 。由此可見(jiàn)，長(zhǎng)8儲(chǔ)層已進(jìn)入晚成巖階段A期，而且部分指標(biāo)進(jìn)入了B期。早期成巖階段的壓實(shí)作用導(dǎo)致砂巖碎屑顆粒的緊密排列、位移及再分配、云母類(lèi)礦物及塑性巖屑發(fā)生膨脹和塑性變形并充填粒間孔隙；早期的綠泥石膜、晚期的碳酸鹽膠結(jié)及硅質(zhì)加大等膠結(jié)物的形成總是占據(jù)殘余粒間孔隙，縮小或堵塞喉道，降低了巖石的孔隙度和滲透率。碎屑巖中的膠結(jié)物的增大是使儲(chǔ)油物性向差的方向變化，大大降低了儲(chǔ)層的孔滲性能。

在合水地區(qū)長(zhǎng)8儲(chǔ)層中可觀察到的壓實(shí)現(xiàn)象有：一是塑性的云母碎片發(fā)生繞曲、塑性顆粒（如千枚巖、板巖、泥巖和粉砂質(zhì)泥巖巖屑，以及同沉積的泥晶碳酸鹽顆粒）壓扁變形或變成假雜基；二是碎屑顆粒長(zhǎng)軸甚至表現(xiàn)出壓實(shí)定向的傾向；三是剛性碎屑石英及長(zhǎng)石顆粒在陰極發(fā)光下可看見(jiàn)破裂和微裂縫；四是碎屑顆粒接觸關(guān)系發(fā)生變化，顆粒接觸關(guān)系漸趨緊密，碎屑顆粒由彼此分離到相互靠近，出現(xiàn)由點(diǎn)到線(xiàn)等接觸形式。以上這四種作用導(dǎo)致原生孔隙大幅度減少。根據(jù)85塊巖石鑄體薄片中碎屑顆粒間的接觸類(lèi)型統(tǒng)計(jì)，可計(jì)算出長(zhǎng)8儲(chǔ)層砂巖壓實(shí)強(qiáng)度主要分布在1.5～3.5之間，為中等～強(qiáng)壓實(shí)階段，壓實(shí)作用使長(zhǎng)8儲(chǔ)層原生孔隙度損失16%左右，是物性變差的主要因素。

合水地區(qū)延長(zhǎng)組長(zhǎng)8儲(chǔ)層中常見(jiàn)的膠結(jié)作用主要有碳酸鹽膠結(jié)作用、自生粘土礦物膠結(jié)作用及硅質(zhì)膠結(jié)作用。膠結(jié)作用使儲(chǔ)集層原始孔隙度損失8%左右，碳酸鹽致密膠結(jié)是低滲透儲(chǔ)層形成的另一個(gè)主要原因。

碳酸鹽膠結(jié)物在合水地區(qū)延長(zhǎng)組碎屑巖中非常普遍，主要以粒間膠結(jié)物、交代物或次生孔隙內(nèi)填充物形式出現(xiàn)。常見(jiàn)微晶狀、晶粒狀或連晶狀產(chǎn)出，成分上主要為方解石、鐵方解石、白云石和鐵白云石，并且有明顯的多期次形成特征。由于碳酸鹽溶蝕程度較弱，因此，往往形成低孔低滲的致密儲(chǔ)集層。

研究區(qū)的自生粘土礦物主要是高嶺石、綠泥石、伊利石。自生高嶺石多呈書(shū)頁(yè)狀、蠕蟲(chóng)狀集合體賦存在原生粒間孔或次生溶蝕孔中，造成孔隙堵塞；綠泥石多呈葉片狀集合體沿碎屑顆粒表面呈環(huán)狀分布，形成薄膜式膠結(jié)；伊利石常呈片狀、絲縷狀集合體充填于粒間孔隙或吸附于顆粒表面，其膠結(jié)作用類(lèi)似于晚期的綠泥石膠結(jié)。

硅質(zhì)膠結(jié)物在研究區(qū)砂巖中含量相對(duì)較少（1～2%），呈零星分布，主要以石英次生加大和自形石英晶體產(chǎn)出在碎屑石英顆粒表面、粒間孔壁和粒內(nèi)溶孔中來(lái)破壞粒間孔和粒內(nèi)溶孔，起到減小孔隙度的作用。

3.2 溶蝕作用對(duì)儲(chǔ)層影響

溶蝕作用主要有兩種，分別是鄰近不整合面附近儲(chǔ)層遭受大氣淡水淋濾作用造成溶解和烴源巖成熟期生烴產(chǎn)生的有機(jī)酸作用形成溶解［9］。溶蝕作用是在合水地區(qū)延長(zhǎng)組砂巖中常見(jiàn)的一種成巖作用類(lèi)型，常見(jiàn)長(zhǎng)石、巖屑溶蝕作用等。一方面，合水地區(qū)位于生油洼陷中心，長(zhǎng)7湖相泥頁(yè)巖中含豐富的有機(jī)質(zhì)，在其熱演化的過(guò)程中，有機(jī)質(zhì)可以通過(guò)脫羧基作用生成一元、二元有機(jī)酸，并釋放出CO2和氮等組份，這些物質(zhì)可以溶入泥巖成巖演化過(guò)程釋放的壓實(shí)水和層間水中，并運(yùn)移到砂巖的孔隙系統(tǒng)中，對(duì)其中的易溶組份進(jìn)行溶蝕；另一方面，本區(qū)儲(chǔ)層砂巖中可供溶蝕的組分非常豐富。首先砂巖成分成熟度較低，主要為巖屑長(zhǎng)石砂巖和長(zhǎng)石砂巖，砂巖中均含有豐富的長(zhǎng)石顆粒和巖屑顆粒，同時(shí)巖屑顆粒中噴發(fā)巖巖屑非常豐富，噴發(fā)巖巖屑中含有豐富的易發(fā)生溶解的長(zhǎng)石類(lèi)礦物。因此，在研究區(qū)長(zhǎng)8儲(chǔ)層砂巖中并不缺乏可溶蝕的組份。

溶蝕作用對(duì)砂巖物性條件的改善起到了積極作用，主要表現(xiàn)在各種易溶的砂巖組份發(fā)生部分、甚至全部溶解，并形成多種類(lèi)型的次生孔隙。

研究區(qū)延長(zhǎng)組長(zhǎng)8砂巖主要為三角洲相沉積物，在沉積時(shí)水體中含有較高含量的懸浮粘土物質(zhì)，當(dāng)三角洲相沉積物沉積下來(lái)，砂粒間就含有相當(dāng)比例的粘土雜基（10%）。當(dāng)沉積物進(jìn)入埋藏成巖環(huán)境時(shí)，機(jī)械壓實(shí)很容易使大量原生粒間孔隙破壞、甚至消失，加之砂質(zhì)沉積物中含較多的半塑性顆粒和粘土雜基的潤(rùn)滑作用，易導(dǎo)致砂粒間彼此緊密接觸。因此，砂巖中的流體滲流的孔隙體系連通性較差，使酸性流體不易與易溶顆粒和填隙物發(fā)生反應(yīng)，即使反應(yīng)后，也不利于被溶蝕物質(zhì)及時(shí)搬運(yùn)到其它場(chǎng)所沉淀下來(lái)，而往往在附近的粒間孔中沉淀下來(lái)，形成結(jié)晶較好的高嶺石集合體［10］，并未有效地改善砂巖的孔滲條件，因此，長(zhǎng)石、巖屑溶蝕作用弱，對(duì)面孔率大小變化無(wú)關(guān)（圖2），而粒間孔則是影響面孔率的主要因素，面孔率隨粒間孔的增加而增加，基本上是正比關(guān)系。

圖2 合水地區(qū)長(zhǎng)8儲(chǔ)層長(zhǎng)石溶蝕與面孔率關(guān)系

4 結(jié)論

鄂爾多斯盆地合水地區(qū)長(zhǎng)8超低滲透儲(chǔ)層的成因主要受沉積因素及成巖作用因素控制；水下分流河道砂體由于沉積時(shí)水動(dòng)力強(qiáng)度大，砂巖粒度較粗，云母礦物及泥質(zhì)含量相對(duì)較低，原始粒間孔隙較發(fā)育，在成巖作用后期，酸性流體易在其間滲流，溶蝕作用相對(duì)較發(fā)育，因此，物性相對(duì)較好，但部分層段原始孔滲條件好，孔隙流體比較活躍，碳酸鹽膠結(jié)物含量高，導(dǎo)致物性變差。成巖作用中壓實(shí)及膠結(jié)作用是儲(chǔ)層致密化的最主要因素，溶蝕作用在局部可以改善儲(chǔ)層物性，從而形成局部相對(duì)高孔高滲區(qū)，這也是超低滲透油藏局部富集的關(guān)鍵因素。

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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

段曉晨，工程師，1974年生，1996年畢業(yè)于長(zhǎng)慶石油學(xué)校，2009年畢業(yè)于中國(guó)石油大學(xué)石油工程專(zhuān)業(yè)，現(xiàn)主要從事油氣田地質(zhì)與開(kāi)發(fā)研究工作。

劉洪樹(shù)