曹江駿,王 茜,范 琳,袁曉琪,魏 凡

(1.西北大學(xué) 地質(zhì)學(xué)系/大陸動力學(xué)國家重點實驗室,陜西 西安 710069;2.中國石油天然氣股份有限公司長慶油田分公司 第十二采油廠,甘肅 合水 745400；3.中國石油天然氣股份有限公司長慶油田分公司 第十一采油廠,甘肅 慶陽 745000;4.中國石油天然氣股份有限公司長慶油田分公司 第八采油廠, 陜西 西安 710021；5.中國石油天然氣股份有限公司長慶油田分公司 第二采油廠,甘肅 慶陽 745100)

近年來,隨著非常規(guī)理論的提出,致密砂巖儲層的研究已逐漸成為新的熱點問題。由于受強烈成巖作用的影響,致密砂巖儲層微觀非均質(zhì)性強、物性較低、油氣分布不規(guī)律,“甜點區(qū)”難以預(yù)測。因此,致密砂巖儲層成巖作用研究已成為國內(nèi)外眾多學(xué)者研究的熱點。成巖相作為某一巖層段所經(jīng)歷的成巖環(huán)境之總和,可以很好地反應(yīng)出不同儲層成巖作用的差異,對成巖相的研究，以及儲層評價、有利儲層發(fā)育預(yù)測十分重要。目前,成巖相的研究已有較多成果：結(jié)合Q型聚類分析方法對儲層各成巖指數(shù)進行變量因子的歸類,從而對成巖相進行定量劃分[1];依據(jù)成巖、物性和孔喉特征參數(shù)建立成巖相定量劃分標(biāo)準(zhǔn),從而確定優(yōu)質(zhì)成巖相帶,尋找有利儲層[2-3];將成巖相與動態(tài)產(chǎn)能相結(jié)合,研究不同成巖相對生產(chǎn)開發(fā)的影響,從而為油田的滾動開發(fā)提供依據(jù)[4-5];結(jié)合測井資料,對不同成巖相類型進行測井識別,歸納不同成巖相的測井響應(yīng)特征,由此建立各成巖相的測井識別標(biāo)準(zhǔn),實現(xiàn)單井縱向上成巖相的識別與劃分,探討單井縱向上成巖相的分布規(guī)律[6-8];通過將成巖相與沉積相相結(jié)合,探討不同沉積相帶對成巖相的控制,并尋找出有利的成巖相類型[9];以層序地層學(xué)為指導(dǎo),通過研究不同層序格架下成巖相類型的差異來判斷有利成巖相類型,并評價儲層[10-11]。

受早期“深水區(qū)難以發(fā)育大規(guī)模良好儲層”這一認識的限制,以往成巖相的研究大多基于淺水環(huán)境下的三角洲砂體進行,而深水環(huán)境下的重力流砂體則少有涉及。隨著深水油氣理論的突破,傳統(tǒng)濁積巖沉積理論被重新認識,“深水沉積環(huán)境僅發(fā)育生油巖而不能發(fā)育大規(guī)模儲集巖”這一認識被推翻,以砂質(zhì)碎屑流為代表的優(yōu)質(zhì)儲層在深水沉積中得到證實。西峰地區(qū)長7油層組作為典型的深水重力流沉積,發(fā)育大規(guī)模厚層“源內(nèi)”致密砂巖儲集體,但在以往的勘探中,研究人員更注重對長7烴源巖的研究[12-13]。研究區(qū)長7深水重力流沉積，成巖環(huán)境復(fù)雜多變,目前成巖作用及成巖相對儲層孔隙演化影響的研究較為薄弱,嚴(yán)重制約了長7油層組的儲層評價及有利儲層預(yù)測的進程。因此,本文在儲層特征研究的基礎(chǔ)上,總結(jié)了長7油層組的成巖相類型,分析了成巖相對儲層孔隙演化的影響,最終探討了有利成巖相的類型及分布規(guī)律,為鄂爾多斯盆地西峰地區(qū)深水儲集體的研究提供借鑒與思路。

1 區(qū)域地質(zhì)概況

鄂爾多斯盆地作為中國陸上最重要的含油氣盆地之一,總面積約37萬km2,盆地構(gòu)造簡單,劃分明顯,由伊蒙隆起、西緣逆沖帶、天環(huán)拗陷、伊陜斜坡、晉西撓褶帶、渭北隆起6大構(gòu)造單元組成[14]。盆地石油勘查歷史悠久,主要的產(chǎn)油層系上三疊統(tǒng)延長組長7油層組為湖相沉積。作為湖盆發(fā)育最為鼎盛的時期,長7油層組發(fā)育厚層泥巖、碳質(zhì)泥巖,為盆內(nèi)主要的烴源巖之一。同時,長7油層組發(fā)育的深水重力流砂體,也是近年來重點的勘探對象。西峰地區(qū)作為長慶油田重要的產(chǎn)油基地之一,位于鄂爾多斯盆地伊陜斜坡西南緣,北靠城壕,南抵寧縣,東鄰固城,西至慶陽(見圖1),為長7最大湖泛期的沉降中心,深水致密砂巖儲集體發(fā)育規(guī)模最大。

2 儲層特征分析

2.1 巖石學(xué)特征

以區(qū)內(nèi)197口井的804塊長7砂巖鑄體薄片鑒定資料為基礎(chǔ)，對長7砂巖巖性進行研究。長7油層組以巖屑長石砂巖與長石巖屑砂巖為主,其次為長石砂巖及巖屑砂巖,偶見長石石英砂巖與巖屑石英砂巖(見圖2)。砂巖中石英質(zhì)量分數(shù)為4.30%～69.00%,平均39.40%;長石質(zhì)量分數(shù)0～50.00%,平均21.69%;巖屑質(zhì)量分數(shù)0～48.80%,平均19.35%。巖屑以沉積巖巖屑含量最高,質(zhì)量分數(shù)平均為10.13%,包括粉砂巖(0.62%)、泥巖(1.26%)、灰?guī)r(1.07%)、白云巖(4.02%)、云母(3.16%);其次為變質(zhì)巖巖屑,質(zhì)量分數(shù)平均為5.98%,包括石英巖(1.33%)、片巖(0.96%)、千枚巖(1.64%)、變質(zhì)砂巖(1.0%)、板巖(1.05%);火成巖巖屑含量最少,質(zhì)量分數(shù)平均為3.24%,包括花崗巖(0.01%)、火山噴發(fā)巖(2.15%)、隱晶巖(1.08%)。砂巖粒徑主要為細?！屑毩?占總樣品數(shù)量的70.50%),顆粒分選性以中等與差(占總樣品數(shù)量的50.34%與20.58%)為主,磨圓度以次棱角狀為主(占總樣品數(shù)量的85.56%),結(jié)構(gòu)成熟度較低。其成分成熟度可由(石英+燧石)/(長石+巖屑)的值作為衡量標(biāo)準(zhǔn),經(jīng)計算,研究區(qū)砂參的平均值為0.92,成分成熟度較低。因此，研究區(qū)長7砂巖整體上表現(xiàn)為低成熟度特點。

Ⅰ 石英砂巖;Ⅱ 長石石英砂巖;Ⅲ 巖屑石英砂巖;Ⅳ 長石巖屑質(zhì)石英砂巖;Ⅴ 長石砂巖;Ⅵ 巖屑長石砂巖;Ⅶ 長石巖屑砂巖;Ⅷ 巖屑砂巖

2.2 沉積特征

當(dāng)沉積物沿河道向湖盆中心沉積時,在牽引流作用下,沉積物往往具有較強的水動力條件,而沉積物入湖后,水動力條件驟減,在重力作用下沉積于湖盆底部,形成重力流沉積[15-16]。本研究基于前人的成果,通過巖心相、測井相,結(jié)合重力流的沉積特征,研究了長7儲層的沉積相類型。結(jié)果表明,長7油層組發(fā)育湖底扇沉積相,包括內(nèi)扇、中扇及外扇亞相[17]。其中,內(nèi)扇重力流沉積類型主要為砂質(zhì)碎屑流，中扇重力流沉積類型主要為砂質(zhì)碎屑流、濁流及泥質(zhì)碎屑流，外扇重力流沉積類型主要為濁流、泥質(zhì)碎屑流及滑塌體[18]。砂體類型主要為濁流及砂質(zhì)碎屑流砂體,滑塌體較少。

砂質(zhì)碎屑流為典型的賓漢流體,即高密度顆粒流在流體牽引下高速流動,在此過程中不斷有泥質(zhì)、粉砂質(zhì)沉積物摻雜其中,降低了顆粒的濃度,但增強了流體的分散壓力、浮力及基質(zhì)強度,減小了顆粒間碰撞產(chǎn)生的應(yīng)力,形成了由基質(zhì)強度、浮力及分散壓力共同支撐的富有砂質(zhì)及塑性的流變流體[18]。其巖性為灰—深灰色、灰褐色，粒度均一的厚層塊狀細砂巖,無韻律性(見圖3A)。同時,砂巖表面發(fā)育泥礫(見圖3B)、泥巖撕裂屑(見圖3C)、同沉積構(gòu)造、液化脈等沉積特征。該類砂體SP曲線為中—高幅度箱型—鐘型(見圖4)。

濁流為不具有任何屈服強度的牛頓流體,在外力觸發(fā)時會以紊流的方式發(fā)生流動,流體內(nèi)大量顆粒以水流擾動支撐的形式在懸浮狀態(tài)下進行搬運,當(dāng)外力消失時,流體內(nèi)的顆粒由于重力作用,由粗到細沉積下來[19]。因此，濁積巖內(nèi)多見具有正粒序的鮑馬序列(見圖3D),其表面還發(fā)育由泄水構(gòu)造引起的包卷層理(見圖3E)，內(nèi)部發(fā)育溝模(見圖3F)、槽模(見圖3G),底部通?？梢娀鹧鏍顦?gòu)造(見圖3H)。研究區(qū)長7濁流發(fā)育廣泛,從下到上為灰黑色—灰褐色細砂巖、灰黑色粉砂巖及深黑色泥巖的沉積組合。該類砂體的SP曲線為中—低幅度鐘型(見圖4)。

A Y48井,長72,2 083.0 m,塊狀砂質(zhì)屑流砂體,無韻律性;B X177井,長72,1 869.8 m,砂質(zhì)屑流砂體發(fā)育泥礫;C N43井,長72,1 636 m,砂質(zhì)屑流砂體發(fā)育泥巖撕裂屑;D Z80井,長72,1 985.7 m,濁流砂體發(fā)育多層鮑馬序列;E Z237井,長72,11 835.6 m,濁流砂體發(fā)育包卷層理;F N213井,長72,1 682.6 m,濁流砂體發(fā)育溝模;G N43井,長72,1 625.3 m,濁流砂體發(fā)育槽模;H N117井,長73,1 593.77 m,濁流砂體發(fā)育火焰狀構(gòu)造;I Y48井,長72,2 049.8 m,滑塌面

滑塌體為沉積物在外力觸發(fā)下，由于自身重力沿著坡折帶發(fā)生滑動的過程中發(fā)生變形而落入湖盆中正在沉積的沉積物中而形成的重力流砂體,本質(zhì)為流體向上運動產(chǎn)生過剩壓力所支撐的液化沉積物流[20]。其主要巖性為灰色細砂巖、灰黑色粉砂巖。長7滑塌體主要發(fā)育具有小型褶皺的變形構(gòu)造,底部可見滑塌面(見圖3I)。該類砂體的SP曲線為低幅度指狀(見圖4)。

圖4 西峰地區(qū)L20井長7油層組綜合柱狀圖

2.3 微觀孔喉及物性特征

通過對上述1 904個鑄體薄片、55口井120個掃描電鏡、40口井135個黏土礦物X衍射資料分析表明,長7儲層的孔隙平均面孔率為1.51%,平均孔隙直徑為98 μm,以溶蝕孔為主(1.03%),包括長石溶孔(0.67%)、巖屑溶孔(0.19%)、粒間溶孔(0.16%)、碳酸鹽溶孔(0.01%)?？紫吨羞€發(fā)育部分剩余粒間孔(0.36%)、少量晶間孔(0.04%)、微裂隙(0.05%)及其他微小孔隙(0.03%)。雖然長7儲層的孔隙類型豐富多樣,但填隙物含量較高(18.05%),致密化嚴(yán)重。填隙物以膠結(jié)物(12.53%)為主,雜基(5.52%)次之。

53口井的236個長7儲層的高壓壓汞、物性資料顯示,長7儲層的孔喉排驅(qū)壓力為0.05～43.20 MPa,平均3.10 MPa;中值壓力為0～113.40 MPa,平均12.20 MPa;最大進汞飽和度為0～99.90%,平均81.00%;退汞效率為0～69.80%,平均28.30%;變異系數(shù)為0～25.40,平均3.50;分選系數(shù)為0.03～7.61,平均1.50;孔隙度為2.15%～16.10%,平均8.48%;滲透率為(0.01～1.21)×10-3μm2,平均0.22×10-3μm2。整體上講，樣品進汞門檻壓力較高，中間平臺以“高陡窄小”型為主，退汞效率較低,孔喉結(jié)構(gòu)較差(見圖5)。

1 N142井,1 694.51 m,長71;2 N108井,1 277.91 m,長72;3 N14井,1 763.5 m,長72;4 Z80井,2 016.73 m, 長71;5 N182井,1 545.07 m,長71;6 B13井,1 794.87 m,長72;7 Z240井,1 794.68 m,長71;8 X204井,1 903.02 m,長71;9 N23井,1 619.45 m,長71;10 N71井,1 429.37 m,長72;11 X68井,1 686.41 m,長72;12 Z63井,1 602.37 m,長71;13 Z214井,1 782.85 m,長72;14 X67井,1 765.88 m,長72

綜上所述,長7儲層的填隙物含量高、孔徑小、面孔率低、孔喉結(jié)構(gòu)較為復(fù)雜、孔喉連通性差,導(dǎo)致該儲層較為致密,物性較低。

3 儲層成巖作用

研究區(qū)長7深水儲集體的成巖類型復(fù)雜多樣,主要包括壓實作用、膠結(jié)作用、溶蝕作用、交代作用。本研究通過上述鑄體薄片、掃描電鏡、陰極發(fā)光、黏土礦物X衍射等資料,對研究區(qū)長7儲層的成巖作用特征進行分析。

3.1 壓實作用

鑄體薄片觀察表明,長7儲層的壓實作用在鏡下主要表現(xiàn)為塑性顆粒(巖屑、云母等)發(fā)生擠壓，以假雜基形式充填于孔隙中(見圖6A),剛性顆粒(石英、長石等)發(fā)生擠壓破裂形成微裂縫等(見圖6B)。當(dāng)埋藏加深,壓力增大,壓實作用使顆粒接觸關(guān)系從點接觸到縫合線接觸[21]。根據(jù)薄片統(tǒng)計,長7儲層顆粒間的接觸方式以線接觸(占總樣品數(shù)的51.52%)為主，點—線接觸次之(占總樣品數(shù)的37.57%),凹凸接觸(占總樣品數(shù)的7.65%)和縫合線接觸(占總樣品數(shù)的3.26%)基本不發(fā)育。

3.2 膠結(jié)作用

鑄體薄片及黏土礦物XRD衍射資料統(tǒng)計表明,長7儲層的膠結(jié)物平均質(zhì)量分數(shù)為12.53%,以自生黏土礦物(8.23%)為主,碳酸鹽次之(2.76%),硅質(zhì)含量最少(1.54%)。

自生黏土礦物主要為伊利石(平均質(zhì)量分數(shù)為5.72%),以卷發(fā)狀、搭橋狀(見圖6C～D)膠結(jié)孔隙。伊利石膠結(jié)時,分割了孔喉空間，降低了孔喉體積,對儲層起到破壞作用[22]；其次為綠泥石(平均質(zhì)量分數(shù)為1.68%),早期以針葉狀附著于孔喉表面(見圖6E),抵抗了部分上覆巖層壓力,降低了壓實強度[23],保護了儲層的儲集空間，后期呈玫瑰花狀充填于孔隙(見圖6F),減少孔隙體積空間[24]。其高嶺石含量僅次于綠泥石(質(zhì)量分數(shù)平均為0.69%),以蠕蟲狀、六方板狀膠結(jié)孔隙(見圖6G),堵塞了孔隙喉道,造成孔隙體積縮小。伊/蒙混層含量最少(質(zhì)量分數(shù)平均為0.14%),主要為早期蒙脫石向伊利石過渡的產(chǎn)物[25],以蜂窩狀充填并分割孔喉空間(見圖6H)。

硅質(zhì)膠結(jié)物含量較少(質(zhì)量分數(shù)為1.54%),鏡下主要以二期自生加大及石英單晶充填孔隙(見圖6I～J),堵塞孔喉空間,降低了儲層物性,對儲層起到了破壞作用。

碳酸鹽在鏡下多以微晶、連晶狀充填于孔隙中[26]。在早成巖階段以方解石(質(zhì)量分數(shù)0.38%)、白云石(質(zhì)量分數(shù)0.17%)充填為主。在中成巖及晚成巖階段主要以鐵方解石(質(zhì)量分數(shù)1.13%)與鐵白云石(質(zhì)量分數(shù)1.08%)充填孔隙為主(見圖6K～L),降低了儲層物性,對儲層起到破壞作用。

3.3 溶蝕作用

西峰地區(qū)長7烴源巖大量發(fā)育,在其生排烴階段會形成大量的酸性介質(zhì),砂巖中的長石、巖屑等易溶組分在這些酸性流體的充注下大量被溶解,形成次生孔隙[27],以長石溶孔為主(見圖6M～N),其次為巖屑溶孔(見圖6O)。溶蝕作用所產(chǎn)生的次生孔隙,使儲層孔隙含量得到一定恢復(fù),物性得到增強,對儲層起到建設(shè)作用。

3.4 交代作用

交代作用也是長7儲層中常見的一種成巖現(xiàn)象,鏡下主要表現(xiàn)形式為碳酸鹽礦物對碎屑顆粒長石、石英、膠結(jié)物的交代以及黏土礦物對碎屑長石顆粒的交代等(見圖6P)。而交代作用的發(fā)生,通常改變了巖石成分、結(jié)構(gòu)的類型，從而使巖石內(nèi)部的孔隙也發(fā)生相應(yīng)的改變,形成少量次生孔隙。但是，由于交代作用的規(guī)模較小,產(chǎn)生的次生孔隙大多數(shù)被膠結(jié)物所膠結(jié)而喪失殆盡,因此交代作用在本區(qū)對儲層的孔隙結(jié)構(gòu)影響不大。

A N175井，長72，1 757 m，云母被壓實變形呈假雜基化充填孔隙，掃描電鏡；B B29，長71，1 549.5 m，石英顆粒被擠壓破碎形成微裂隙，單偏光；C X295，長71，2 029.9 m，絲發(fā)狀伊利石膠結(jié)孔隙，掃描電鏡；D B44井，長71，1 790.6 m，伊利石搭橋狀膠結(jié)孔隙，掃描電鏡；E N117井，長72，1 554.6m，針葉狀綠泥石膜膠結(jié)孔隙，掃描電鏡；F X77井，長72，1 904.2 m，粒間孔喉充填玫瑰花狀綠泥石，掃描電鏡；G 里49井，長71，2 068.8 m，高嶺石以六方板狀充填孔隙，掃描電鏡；H B33，長72，1 903.3 m，蜂窩狀伊/蒙混層膠結(jié)孔隙，掃描電鏡；I B33，長71，1 857.7 m，二級石英加大膠結(jié)孔隙，掃描電鏡；J B33，長71，1 857.7 m，石英單晶充填孔隙，掃描電鏡；K B29，長71，1 549.5 m，鐵方解石充填，掃描電鏡；L B33，長72，1 903.3 m，鐵白云石充填，掃描電鏡；M Z225井，長71，1 779 m，長石定向溶蝕，掃描電鏡；N N175，長72，1 757.2 m，長石溶孔發(fā)育，單偏光；O B33，長71，1 870.2 m，巖屑溶孔發(fā)育，單偏光；P C78，長71，1 711.4 m，長石被方解石交代，交代碎屑中留有長石殘晶，陰極發(fā)光

4 成巖相及孔隙演化分析

目前，成巖相劃分暫無統(tǒng)一標(biāo)準(zhǔn),本研究基于前人研究成果[28-30],結(jié)合成巖作用、孔隙類型、物性等因素,通過分析目的層的巖心相、測井相、鑄體薄片、物性及試油結(jié)論等資料,對本區(qū)長7儲層的成巖相類型進行劃分。在此基礎(chǔ)上,研究了深水重力流砂體不同沉積微相所發(fā)育的成巖相類型,分析了不同成巖相帶的儲層孔隙演化規(guī)律,最終確定出優(yōu)質(zhì)成巖相類型,并進行平面上的預(yù)測。

4.1 成巖相劃分結(jié)果

當(dāng)自生黏土礦物為儲層中的主要膠結(jié)物類型時(占總膠結(jié)物質(zhì)量分數(shù)的80%以上),根據(jù)自生黏土礦物的含量,可劃分出黏土礦物弱膠結(jié)相、黏土礦物膠結(jié)溶蝕相、黏土礦物強膠結(jié)相;當(dāng)碳酸鹽膠結(jié)物為儲層中的主要膠結(jié)物類型時(占總膠結(jié)物質(zhì)量分數(shù)的80%以上),發(fā)育碳酸鹽強膠結(jié)相;當(dāng)儲層內(nèi)填隙物類型以泥質(zhì)雜基為主時(占總填隙物質(zhì)量分數(shù)的60%以上),壓實作用則成為主要損害儲層的成巖作用類型,此時儲層發(fā)育泥質(zhì)壓實充填相(見表1)。

表1 西峰地區(qū)長7油層組成巖相劃分部分結(jié)果

4.1.1 黏土礦物弱膠結(jié)相 黏土礦物弱膠結(jié)相發(fā)育的儲層中,膠結(jié)與溶蝕作用較弱,以伊利石為主的黏土礦物膠結(jié)剩余粒間孔為主,黏土礦物的質(zhì)量分數(shù)為2.70%～6.30%,平均達4.20%。該類成巖相的孔喉空間及連通性破壞程度小,壓實作用產(chǎn)生的剩余粒間孔被大量保留,占全部孔隙體積的60%以上,但次生孔隙不發(fā)育。據(jù)統(tǒng)計,該類成巖相的孔隙度為6.25%～16.10%,平均9.22%;滲透率為(0.15～121)×10-3μm2,平均0.51×10-3μm2;面孔率為0.15%～6.05%,平均3.30%。其多發(fā)育于內(nèi)扇泥質(zhì)含量較少的砂質(zhì)碎屑流儲層中(見圖7A)。

4.1.2 黏土礦物膠結(jié)溶蝕相 黏土礦物膠結(jié)溶蝕相中,黏土礦物在一定程度上膠結(jié)了儲層的原生孔隙,黏土礦物的質(zhì)量分數(shù)為4.10%～11.80%,平均達7.15%,孔喉空間及連通性遭到一定程度的破壞,剩余粒間孔減少；但后期溶蝕作用增加的次生孔隙占到總孔隙的80%以上,使儲層物性得到一定程度的恢復(fù)。據(jù)統(tǒng)計,該類成巖相的孔隙度為4.89%～14.56%,平均8.31%;滲透率為(0.13～0.96)×10-3μm2,平均0.45×10-3μm2,面孔率為0.21%～5.60%,平均2.10%。其多發(fā)育于中扇及內(nèi)扇的砂質(zhì)碎屑流、濁流砂體中(見圖7B)。

4.1.3 黏土礦物強膠結(jié)相 黏土礦物強膠結(jié)相中,黏土礦物的質(zhì)量分數(shù)極高,為7.30%～13.56%,平均高達8.85%,自生黏土礦物大量堵塞孔喉空間,剩余粒間孔殘余較少,僅發(fā)育少量次生孔隙,基本喪失滲透能力。據(jù)統(tǒng)計,該類成巖相的孔隙度為2.15%～7.82%,平均5.12%;滲透率為(0.01～0.23)×10-3μm2,平均0.09×10-3μm2,面孔率為0～0.50%,平均0.18%。其多發(fā)育于泥質(zhì)含量相對較高的外扇濁流砂體中(見圖7C)。

4.1.4 碳酸鹽強膠結(jié)相 碳酸鹽強膠結(jié)相主要特征為碳酸鹽膠結(jié)作用強烈,碳酸鹽質(zhì)量分數(shù)在6.65%～11.78%,平均為8.13%,主要為孔隙式、基底式膠結(jié),堵塞了孔喉空間,降低了儲層物性。碳酸鹽膠結(jié)相在研究區(qū)不發(fā)育,只在局部出現(xiàn),這也與研究區(qū)碳酸鹽膠結(jié)物整體發(fā)育相對較少有關(guān)。據(jù)統(tǒng)計,該類成巖相的孔隙度為3.12%～8.56%,平均5.53%;滲透率為(0.04～0.48)×10-3μm2,平均0.21×10-3μm2,面孔率為0～1.27%,平均0.70%。其多發(fā)育于中扇及內(nèi)扇的砂質(zhì)碎屑流、濁流砂體中(見圖7D)。

4.1.5 泥質(zhì)壓實充填相 泥質(zhì)壓實充填相以壓實作用為主,儲層中泥質(zhì)雜基質(zhì)量分數(shù)較高,為5.19%～10.66%,平均7.55%。該類成巖相主要發(fā)育于靠近泥巖處的薄層砂巖中,同沉積階段砂巖內(nèi)，高泥質(zhì)雜基的充填導(dǎo)致儲層巖石結(jié)構(gòu)較差,初始孔隙度較低。在此基礎(chǔ)上,壓實作用的發(fā)生再次破壞了儲層的孔喉空間,大幅度降低了儲層的初始孔隙,使儲層基本致密。據(jù)統(tǒng)計,該類成巖相的孔隙度為1.09%～3.77%,平均2.41%;滲透率為(0.01～0.11)×10-3μm2,平均0.3×10-3μm2,面孔率為0～0.50%,平均0.10%,多發(fā)育于外扇泥質(zhì)碎屑流附近的滑塌體及濁流砂體中(見圖7E)。

圖7 西峰地區(qū)長7由層組成巖相類型及特征

4.2 不同成巖相的孔隙演化規(guī)律

通過圖像粒度、圖像孔喉、鑄體薄片、實測孔隙度等資料,結(jié)合前人對孔隙演化的研究,以不同成巖相類型為單位,定量計算了成巖作用對不同類型成巖相帶中儲層孔隙演化的影響,為后續(xù)有利成巖相的確定提供了可靠的依據(jù)。

4.2.1 壓實作用對儲層的影響 根據(jù)Beard[31]的計算公式可知:早期地層未被壓實前,原始孔隙度與顆粒的分選系數(shù)有關(guān),即φ1=20.91+22.90/S0,S0=(P25/P75)1/2。經(jīng)計算,黏土礦物弱膠結(jié)相的原始孔隙度φ1為35.46%～40.12%,平均為38.83%;黏土礦物膠結(jié)溶蝕相的原始孔隙度φ1為34.58%～39.81%,平均為38.15%;黏土礦物強膠結(jié)相的原始孔隙度φ1為35.15%～38.86%,平均為37.51%;碳酸鹽強膠結(jié)相的原始孔隙度φ1為36.74%～41.53%,平均為39.03%;泥質(zhì)壓實充填相的原始孔隙度φ1為32.51%～36.78%,平均為34.46%。該計算公式中，S0為Trask分選系數(shù)；P25為砂巖粒度概率累計頻率中25%所對應(yīng)的顆粒直徑，圖像粒度實測；P75為砂巖粒度概率累計頻率中75%所對應(yīng)的顆粒直徑，圖像粒度實測；φ1為原始孔隙度。

壓實作用后，剩余孔隙度與孔隙的面孔率及膠結(jié)物含量有關(guān),即φ2=W+(P1+P2)PM/PT[32],壓實減孔率為(φ1-φ2)/φ1×100%。經(jīng)計算,黏土礦物弱膠結(jié)相的φ2為15.53%～28.37%,平均為25.52%,平均壓實減孔率為34.28%;黏土礦物膠結(jié)溶蝕相的φ2為12.53%～30.54%,平均為23.15%,平均壓實減孔率為39.32%;黏土礦物強膠結(jié)相φ2為15.74%～29.83%,平均為24.55%,平均壓實減孔率為34.55%;碳酸鹽強膠結(jié)相的φ2為19.46%～30.88%,平均為26.44%,平均壓實減孔率為32.26%;泥質(zhì)壓實充填相的φ2為9.58%～23.47%,平均為15.43%,平均壓實減孔率為55.22%。該計算公式中，W為膠結(jié)物總含量，鑄體薄片實測；P1為剩余粒間孔的面孔率，圖像孔喉實測；P2為微孔的面孔率，圖像孔喉實測；PM為實測孔隙度，物性資料實測；PT為總面孔率，圖像孔喉實測；φ2為壓實作用后的孔隙度。

4.2.2 膠結(jié)作用對儲層的影響 經(jīng)過壓實、膠結(jié)作用后剩余的孔隙度可由φ3=(P1×PM)/PT計算得出[32],膠結(jié)減孔率為(φ2-φ3)/φ1×100%。經(jīng)計算,黏土礦物弱膠結(jié)相的φ3為9.78%～15.87%,平均為8.43%,平均膠結(jié)減孔率為44.01%;黏土礦物膠結(jié)溶蝕相的φ3為1.19%～9.34%,平均為3.32%,平均膠結(jié)減孔率為51.98%;黏土礦物強膠結(jié)相的φ3為0～5.03%,平均為1.33%,平均膠結(jié)減孔率為61.90%;碳酸鹽強膠結(jié)相的φ3為0.50%～5.11%,平均為2.01%,平均膠結(jié)減孔率為62.59%;泥質(zhì)壓實充填相的φ3為2.56%～12.78%,平均為5.05%,平均膠結(jié)減孔率為30.12%。

4.2.3 溶蝕作用對儲層的影響 經(jīng)過溶蝕作用后增加的孔隙度可由φ4=(P3×PM)/PT計算得出,溶蝕作用增孔率為φ4/φ2×100%,現(xiàn)今孔隙度φ5=φ3+φ4。經(jīng)計算,黏土礦物弱膠結(jié)相的φ4為0～6.71%,平均為1.52%,平均溶蝕增孔率為3.91%,現(xiàn)今平均孔隙度φ5為9.95%;黏土礦物膠結(jié)溶蝕相的φ4為3.09%～11.64%,平均為7.78%,平均溶蝕增孔率為20.39 %,現(xiàn)今平均孔隙度φ5為11.10%;黏土礦物強膠結(jié)相的φ4為0～7.13%,平均為3.05%,平均溶蝕增孔率為8.13%,現(xiàn)今平均孔隙度φ5為4.38%;碳酸鹽強膠結(jié)相的φ4為1.33%～8.76%,平均為4.33%,平均溶蝕增孔率為11.09%,現(xiàn)今平均孔隙度φ5為6.04%;泥質(zhì)壓實充填相的φ4為0～5.56%,平均為1.19%,平均溶蝕增孔率為3.45%,現(xiàn)今平均孔隙度φ5為6.24%。

綜上所述，研究區(qū)不同成巖相的儲層孔隙演化存在較大差異,其中壓實作用對泥質(zhì)壓實充填相的儲層影響最為強烈,膠結(jié)作用對黏土礦物強膠結(jié)相及碳酸鹽強膠結(jié)相的儲層影響最為強烈,溶蝕作用對黏土礦物膠結(jié)溶蝕相的儲層影響最為強烈。正是由于差異性成巖作用對儲層孔隙的影響,導(dǎo)致研究區(qū)現(xiàn)今儲層孔隙度變化明顯,微觀孔喉結(jié)構(gòu)較為復(fù)雜(見圖8)。

圖8 西峰地區(qū)長7油層組不同成巖相孔隙演化模式圖

4.3 有利成巖帶劃分

西峰地區(qū)長7油層組主要發(fā)育巖性油藏,高孔滲為有利成巖相帶的主要控制因素。因此,本研究將大于砂體平均物性的成巖相帶定為有利成巖相帶。經(jīng)統(tǒng)計,研究區(qū)長7油層組的平均孔隙度為8.48%，平均滲透率為0.22×10-3μm2,對比長7不同類型成巖相的平均物性,黏土礦物弱膠結(jié)相和黏土礦物膠結(jié)溶蝕相內(nèi)儲層平均物性大于長7油層組儲層的整體平均物性(見圖9)。在此基礎(chǔ)上,結(jié)合不同成巖相的孔隙演化規(guī)律后發(fā)現(xiàn),黏土礦物弱膠結(jié)相和黏土礦物膠結(jié)溶蝕相受建設(shè)性成巖作用影響較強,受破壞性成巖作用影響較弱,為有利成巖相類型。對248口井的長7段測井解釋綜合成果及試油資料統(tǒng)計表明,黏土礦物弱膠結(jié)相內(nèi),單井日產(chǎn)油量為1.20～45.90 t,平均日產(chǎn)油6.97 t,多以油層為主。黏土礦物膠結(jié)溶蝕相內(nèi),單井日產(chǎn)油量為1.50～43.44 t,平均日產(chǎn)油5.36 t，以油層、含油水層為主。碳酸鹽巖強膠結(jié)相內(nèi),單井日產(chǎn)油量為0～5.50 t,平均日產(chǎn)油1.06 t,以差油層、干層為主。黏土礦物強膠結(jié)相內(nèi),單井日產(chǎn)油量為0～4.70 t, 平均日產(chǎn)油0.78 t, 以干層為主。試油成果也同樣驗證了黏土礦物弱膠結(jié)相和黏土礦物膠結(jié)溶蝕相為長7儲層有利的成巖相帶(見表2)。

表2 西峰地區(qū)長7成巖相物性統(tǒng)計表

注：類型1為黏土礦物弱膠結(jié)相;類型2為黏土礦物膠結(jié)溶蝕相;類型3為黏土礦物強膠結(jié)相;類型4為碳酸鹽強膠結(jié)相;類型5為泥質(zhì)壓實充填相。

4.4 有利成巖相帶的分布規(guī)律

綜合黏土礦物與碳酸鹽含量的高低,粒間孔、溶蝕孔含量的高低,再結(jié)合面孔率、物性、膠結(jié)物含量的多少,將主要成巖相類型所對應(yīng)井的坐標(biāo)定位到長7砂體厚度平面分布圖上,根據(jù)砂體的走向,在研究區(qū)邊界范圍內(nèi)進行有利成巖相帶的平面預(yù)測(見圖10)。結(jié)果表明,黏土礦物膠結(jié)溶蝕相以條帶狀沿西南—東北向在研究區(qū)均勻展布,側(cè)向延伸較寬，沿走向連續(xù)性較好；黏土礦物弱膠結(jié)相在研究區(qū)分布面積及發(fā)育規(guī)模則相對較小,主要分布研究區(qū)中部的慶城—板橋—合水—盤客—九峴一帶,呈片狀分布,橫向?qū)挾容^窄，沿走向連續(xù)性較差。因此,有利成巖相帶主要分布于研究區(qū)中部。

圖10 西峰地區(qū)長7儲層成巖相平面分布圖

5 結(jié)論

1)研究區(qū)長7油層組的重力流沉積類型主要為砂質(zhì)碎屑流、濁流、滑塌體與泥質(zhì)碎屑流。其中,砂質(zhì)碎屑流與濁流砂體是長7油層組主要的儲集體,具有成熟度低、填隙物含量高、孔喉結(jié)構(gòu)差、物性低的特點。儲層在成巖期主要經(jīng)歷了機械壓實、黏土礦物及碳酸鹽膠結(jié)、長石溶蝕等成巖作用。根據(jù)孔隙及膠結(jié)物類型、孔隙及膠結(jié)物發(fā)育程度，將長7油層組的成巖相類型分為黏土礦物弱膠結(jié)相、黏土礦物膠結(jié)溶蝕相、黏土礦物強膠結(jié)相、碳酸鹽強膠結(jié)相、泥質(zhì)壓實充填相5類。

2)黏土礦物弱膠結(jié)相多發(fā)育于砂質(zhì)碎屑流砂體中,受膠結(jié)作用影響較小,儲層孔隙度從38.83%減少到9.95%,減孔率為74.38%;黏土礦物膠結(jié)溶蝕相在砂質(zhì)碎屑流與濁流儲層中均有發(fā)育,受膠結(jié)作用影響較小，受溶蝕作用影響較大,儲層孔隙度從38.15%減少到11.10%,減孔率為70.90%;黏土礦物強膠結(jié)相在砂質(zhì)碎屑流與濁流儲層中均有發(fā)育,受膠結(jié)作用影響較大,儲層孔隙度從37.51%減少到4.38%,減孔率為88.32%;碳酸鹽強膠結(jié)相在砂質(zhì)碎屑流與濁流儲層中均有發(fā)育,受膠結(jié)作用影響較大,儲層孔隙度從39.03%減少到6.04%,減孔率為84.52%;泥質(zhì)壓實充填相多發(fā)育于濁流砂體中,受壓實作用影響較大,儲層孔隙度從34.46%減少到6.24%,減孔率為81.89%。

3)黏土礦物弱膠結(jié)相與黏土礦物膠結(jié)溶蝕相為有利成巖相帶。在平面上,黏土礦物膠結(jié)溶蝕相分布最廣,以條帶狀沿西南—東北向發(fā)育;黏土礦物弱膠結(jié)相以片狀分布,橫向?qū)挾容^窄，沿走向連續(xù)性較差,在研究區(qū)分布面積較小。因此，研究區(qū)的有利成巖相帶主要分布于研究區(qū)中部的慶城—板橋—合水—盤客—九峴一帶,是優(yōu)質(zhì)儲層發(fā)育的主要地區(qū)。