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成岩作用对储层致密化的影响差异及定量表述

宫雪 胡新友 李文厚 沈武显

宫雪, 胡新友, 李文厚, 沈武显. 成岩作用对储层致密化的影响差异及定量表述—以苏里格气田苏77区块致密砂岩为例[J]. 沉积学报, 2020, 38(6): 1338-1348. doi: 10.14027/j.issn.1000-0550.2019.122
引用本文: 宫雪, 胡新友, 李文厚, 沈武显. 成岩作用对储层致密化的影响差异及定量表述—以苏里格气田苏77区块致密砂岩为例[J]. 沉积学报, 2020, 38(6): 1338-1348. doi: 10.14027/j.issn.1000-0550.2019.122
GONG Xue, HU XinYou, LI WenHou, SHEN WuXian. Different Influences and Quantitative Description of Effect of Diagenesis on Reservoir Densification: Case study of tight sandstone in Su77 block, Sulige gas field[J]. Acta Sedimentologica Sinica, 2020, 38(6): 1338-1348. doi: 10.14027/j.issn.1000-0550.2019.122
Citation: GONG Xue, HU XinYou, LI WenHou, SHEN WuXian. Different Influences and Quantitative Description of Effect of Diagenesis on Reservoir Densification: Case study of tight sandstone in Su77 block, Sulige gas field[J]. Acta Sedimentologica Sinica, 2020, 38(6): 1338-1348. doi: 10.14027/j.issn.1000-0550.2019.122

成岩作用对储层致密化的影响差异及定量表述—以苏里格气田苏77区块致密砂岩为例

doi: 10.14027/j.issn.1000-0550.2019.122
基金项目: 

国家自然科学基金项目 41372148

陕西省教育厅重点实验室科研计划项目 16JS089

详细信息
    作者简介:

    宫雪,女,1982年出生,博士,讲师,储层沉积学,E⁃mail: gongxuee@163.com

  • 中图分类号: P618.13

Different Influences and Quantitative Description of Effect of Diagenesis on Reservoir Densification: Case study of tight sandstone in Su77 block, Sulige gas field

Funds: 

National Natural Science Foundation of China 41372148

Scientific Research Project of Key Laboratory of Shaanxi Provincial Department of Education 16JS089

  • 摘要: 苏里格气田苏77区块二叠系下统山西组二段发育自北向南的曲流河,各气层组沉积特征比较一致。但是山西组二段2122亚段气层组比23亚段气层组储层经历了更强的压实、胶结作用,残余粒间孔所剩无几,加之后期扩容性成岩作用程度不够,次生孔隙发育有限,使得2122气层组成为平均孔隙度不足7%,平均渗透率小于0.3×10-3 μm2的致密储层,与平均孔隙度为7.7%、平均渗透率为1.74×10-3 μm223气层组相比储层渗流能力较差。为了衡量成岩作用程度的强弱,利用视压实率、视胶结率和视溶蚀率的方法来定量分析孔隙度的变化。综合分析认为,研究区2122气层组储层处于中等压实、较强胶结和强溶蚀水平,与23气层组相比这两个气层组压实、胶结作用丧失的孔隙度远远大于溶蚀、破裂增加的孔隙度,其现今孔隙度只保留到5.48%,成为储集性能较差的致密储层。
  • 图  1  苏里格气田苏77区块 2 3 气层组沉积相

    Figure  1.  Sedimentary facies map of P 1 s 2 3 reservoirs in Su77 block, Sulige gas field

    图  2  苏里格气田苏77区块山2段储层孔隙度(a)、渗透率(b)分布

    Figure  2.  Histograms of porosity and permeability of P1 s 2 reservoirs in Su77 block, Sulige gas field

    图  3  苏里格气田苏77区块山2段砂岩岩石类型

    Figure  3.  Histogram of sandstone types of reservoirs of P1 s 2 in Su77 block, Sulige gas field

    图  4  苏里格气田苏77区块山2段砂岩主要填隙物含量

    Figure  4.  Content map of main fillings of sandstone of P1 s 2 in Su77 block, Sulige gas field

    图  5  苏里格气田苏77区块山2段储层镜下图像

    (a) 石英加大边保护了粒间孔,后期被溶蚀(召49井,3 063.5 m,单偏光200×);(b) 石英加大呈缝合线接触,岩性致密(盟4井,2 914.03 m,正交光200×);(c) 高岭石晶间孔—粒间孔组合(苏77井,3 199.59 m,单偏光 100×);(d) 高岭石晶间孔—溶孔组合(盟4井,2 947.54 m,单偏光 200×);(e) 高岭石发生伊利石化(召51井,2 974.44 m);(f) 伊利石交代石英(统25井,2 886.66 m);(g) 管束状喉道(召51井,2 969.57 m);(h) 粒间方解石胶结物(苏77⁃15⁃29井,2 991.95 m)

    Figure  5.  Microphotographs of P1 s 2 reservoirsin Su77 block, Sulige gas field

    图  6  苏里格气田苏77区块山2段储层样品毛管压力曲线

    (a) 2 3 气层组; (b) 2 1 2 2 气层组

    Figure  6.  Capillary pressures for different samples from P1 s 2 reservoirs in Su77 block, Sulige gas field

    图  7  苏里格气田苏77区块上古生界储层黏土矿物含量与孔渗关系

    Figure  7.  Relationships between clay mineral content, porosity and permeability in Upper Paleozoic reservoirs, Su77 block, Sulige gas field

    图  8  苏里格气田苏77区块上古生界储层碳酸盐胶结物含量与孔渗关系图

    Figure  8.  Relationships between carbonate cement and porosity and permeability in Upper Paleozoic reservoirs, Su77 block, Sulige gas field

    图  9  苏里格气田苏77区块山2段储层视压实率(a)、视胶结率(b)和视溶蚀率(c)统计直方图

    Figure  9.  Histograms of apparent rates of compaction, cementation and dissolution in P1 s 2 reservoirs, Su77 block, Sulige gas field

    图  10  苏里格气田苏77区块山2段储层孔隙演化

    Figure  10.  Pore evolution in P1 s 2 reservoirs, Su77 block, Sulige gas field

    表  1  苏里格气田苏77区块山2段储层孔隙度、渗透率参数统计

    Table  1.   Porosity and permeability parameters of P1 s 2 reservoirs in Su77 block, Sulige gas field

    层位 样品数/个 (孔隙度范围/均值)/% (渗透率范围/均值)/×10-3 μm2
    2 1 186 (0.52~11.13)/5.38 (0.001~3.22)/0.28
    2 2 445 (0.34~12.44)/6.16 (0.003~1.58)/0.23
    2 3 373 (0.95~15.80)/7.70 (0.002~36.67)/1.74
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    表  2  苏77区块山西组储层成岩阶段划分表

    Table  2.   Diagenetic stage division of P1 s reservoirs in Su77 block, Sulige gas field

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    表  3  苏里格气田苏77区块山2段储层不同类型孔隙面孔率统计表(%)

    Table  3.   Plane porosity values for different pore types in P1 s 2 reservoirs, Su77 block, Sulige gas field (%)

    气层组 残余粒间孔 粒间溶孔 长石溶孔 岩屑溶孔 碳酸盐溶孔 杂基溶孔 晶间孔 微裂隙 面孔率
    2 1 0.05 0.16 0.01 0.08 0.03 0.03 0.64 0.01 1.01
    2 2 0.21 0.23 0.01 1.34 0.03 0.08 0.22 0.02 2.14
    2 3 0.68 1.07 0 0.69 0.03 0.16 1.13 0.05 3.81
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    表  4  苏里格气田苏77区块山2段储层视压实率、视胶结率和视溶蚀率统计表(%)

    Table  4.   Apparent rates of compaction, cementation and dissolution in P1 s 2 reservoirs, Su77 block, Sulige gas field (%)

    气层组 视压实率 视胶结率 视溶蚀率
    分布范围 平均值 等级 分布范围 平均值 等级 分布范围 平均值 等级
    2 1 2 2 31.0~76.0 55.5 中等 24.9~69.5 44.4 较强 25.8~98.1 63.5
    2 3 33.7~75.1 53.1 中等 24.2~66.0 42.5 较强 14.3~91.7 51.2 中等
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出版历程
  • 收稿日期:  2019-09-29
  • 刊出日期:  2020-12-25

目录

    成岩作用对储层致密化的影响差异及定量表述

    doi: 10.14027/j.issn.1000-0550.2019.122
      基金项目:

      国家自然科学基金项目 41372148

      陕西省教育厅重点实验室科研计划项目 16JS089

      作者简介:

      宫雪,女,1982年出生,博士,讲师,储层沉积学,E⁃mail: gongxuee@163.com

    • 中图分类号: P618.13

    摘要: 苏里格气田苏77区块二叠系下统山西组二段发育自北向南的曲流河,各气层组沉积特征比较一致。但是山西组二段2122亚段气层组比23亚段气层组储层经历了更强的压实、胶结作用,残余粒间孔所剩无几,加之后期扩容性成岩作用程度不够,次生孔隙发育有限,使得2122气层组成为平均孔隙度不足7%,平均渗透率小于0.3×10-3 μm2的致密储层,与平均孔隙度为7.7%、平均渗透率为1.74×10-3 μm223气层组相比储层渗流能力较差。为了衡量成岩作用程度的强弱,利用视压实率、视胶结率和视溶蚀率的方法来定量分析孔隙度的变化。综合分析认为,研究区2122气层组储层处于中等压实、较强胶结和强溶蚀水平,与23气层组相比这两个气层组压实、胶结作用丧失的孔隙度远远大于溶蚀、破裂增加的孔隙度,其现今孔隙度只保留到5.48%,成为储集性能较差的致密储层。

    English Abstract

    宫雪, 胡新友, 李文厚, 沈武显. 成岩作用对储层致密化的影响差异及定量表述—以苏里格气田苏77区块致密砂岩为例[J]. 沉积学报, 2020, 38(6): 1338-1348. doi: 10.14027/j.issn.1000-0550.2019.122
    引用本文: 宫雪, 胡新友, 李文厚, 沈武显. 成岩作用对储层致密化的影响差异及定量表述—以苏里格气田苏77区块致密砂岩为例[J]. 沉积学报, 2020, 38(6): 1338-1348. doi: 10.14027/j.issn.1000-0550.2019.122
    GONG Xue, HU XinYou, LI WenHou, SHEN WuXian. Different Influences and Quantitative Description of Effect of Diagenesis on Reservoir Densification: Case study of tight sandstone in Su77 block, Sulige gas field[J]. Acta Sedimentologica Sinica, 2020, 38(6): 1338-1348. doi: 10.14027/j.issn.1000-0550.2019.122
    Citation: GONG Xue, HU XinYou, LI WenHou, SHEN WuXian. Different Influences and Quantitative Description of Effect of Diagenesis on Reservoir Densification: Case study of tight sandstone in Su77 block, Sulige gas field[J]. Acta Sedimentologica Sinica, 2020, 38(6): 1338-1348. doi: 10.14027/j.issn.1000-0550.2019.122
      • 鄂尔多斯上古生界致密砂岩气藏广布,勘探实践证实下二叠统山西组为致密砂岩气藏的主要产气层之一。虽然该区致密砂岩气藏具有层系多、面积广的分布特征,但是基于砂岩的结构成熟度和成分成熟度低,该区储层属于典型的致密砂岩储层,据统计在地表条件下有50.01%的砂岩样品孔隙度小于8%,在覆压条件下有89%的储层基质渗透率小于0.1×10-3 μm2,表现出致密砂岩储层特征[1]。一直以来成岩作用被看作是储层致密化的主控因素[26]。在研究苏里格气田东二区致密储层时,杨仁超等[7]发现早成岩阶段的压实作用是导致储层致密化的主要原因,依据是在小于1 500 m埋藏深度压实作用使得粒间体积降低为28%,而其在2 400 m埋深处仅仅使粒间体积降低至26%。李易隆等[8]对比不同地区砂岩储层研究后发现石英次生加大作用在不同的成岩期次起到不同的作用,例如石英IV期加大使得广安气田须家河储层孔隙度降低到5%以下,而石英II期加大却对苏里格气田山1—盒8段储层起到较好的抗压实作用。通过对北海盆地致密碎屑岩黏土矿物的研究,张哨楠[9]提出高岭石晶间孔和绿泥石环边的发育改善了致密砂岩的储集性能,而大量伊利石的生长降低了储层渗透率,属于破坏性成岩作用。针对碳酸盐胶结作用的研究,李会军等[10]认为早期的碳酸盐胶结物减弱了机械压实作用强度,而且能够阻碍石英的次生加大,加之这些胶结物后期溶蚀成大量的次生孔隙,对致密砂岩储层起到扩容作用。在研究台北凹陷温吉桑地区致密砂岩成岩作用过程中,郭小波等[11]发现早期的溶蚀作用大大削弱了砂岩的抗压实能力,而且破坏了后期的易溶组分,是造成储层致密化的间接原因。由此可见,一些早期的建设性成岩作用到了成岩阶段晚期反而会起到破坏性影响,反之早期的破坏性成岩作用有时会有利于晚期的建设性成岩过程,所以,不同的成岩作用在不同的成岩阶段发挥着多种效应,对储层致密化起到关键而又复杂的影响。

      • 苏77区块位于苏里格气田东北部伊盟隆起与陕北斜坡过渡带,地势北东高、南西低,地层倾角小于1°。苏77区块二叠系下统山西组山2段自北向南发育着多条弯度较低的曲流河沉积。其中 2 3 气层组沉积期水量充沛,河水能量高,河流迁移频繁,边滩广泛发育,多期河道叠置在平面上形成不断分岔交汇的河道形态(图1)。 2 3 气层组砂地比比值高达50%~70%,砂体连通性较好,最厚达18 m,发育较好的储层。与 2 3 气层组相比, 2 1 2 2 气层组水动力条件有所减弱,但主河道砂体仍成片发育,砂地比比值达40%~70%,形成良好储集层。从沉积条件上看, 2 3 气层组与 2 1 2 2 气层组均发育自北向南的曲流河,且展布面积、砂地比分布范围都相差不大,虽然上覆气层组砂体厚度有所变薄,但整体上山2段沉积特征比较一致。

        图  1  苏里格气田苏77区块 2 3 气层组沉积相

        Figure 1.  Sedimentary facies map of P 1 s 2 3 reservoirs in Su77 block, Sulige gas field

        通过对岩芯实测孔渗数据进行裂缝样品的剔除,我们统计了苏77区块1 000余块山2段样品的物性数据,按层位整理后发现, 2 3 气层组储层的孔隙度与渗透率明显高于 2 1 2 2 气层组,尤其是渗透率呈现出一个数量级的变化(表1),导致 2 3 气层组成为苏77区块的优质储层。

        表 1  苏里格气田苏77区块山2段储层孔隙度、渗透率参数统计

        Table 1.  Porosity and permeability parameters of P1 s 2 reservoirs in Su77 block, Sulige gas field

        层位 样品数/个 (孔隙度范围/均值)/% (渗透率范围/均值)/×10-3 μm2
        2 1 186 (0.52~11.13)/5.38 (0.001~3.22)/0.28
        2 2 445 (0.34~12.44)/6.16 (0.003~1.58)/0.23
        2 3 373 (0.95~15.80)/7.70 (0.002~36.67)/1.74

        根据以上数据进一步绘制了山2段不同气层组储层的孔隙度、渗透率分布直方图(图2a,b)。从图上看出山2段每个气层组的孔隙度分布都呈现出单峰形态, 2 3 气层组的孔隙度频率集中处于4%~10%范围内, 2 1 2 2 气层组孔隙度频率分别集中在4%~8%和2%~8%范围内,明显低了一个区间。山2段每个气层组的渗透率也表现为单峰形态分布,其主峰均处在(0.1~1)×10-3 μm2范围内,不同的是 2 3 气层组的渗透率数值跨度要大,最高可达36.67×10-3 μm2,平均值1.74×10-3 μm2明显高于其他气层组,该层有28.14%的样品渗透率>1×10-3 μm2,足以说明储集层渗流能力较为优越,与之相比, 2 1 2 2 气层组渗透率频率集中在(0.01~1)×10-3 μm2之间,平均值不足0.3×10-3 μm2

        图  2  苏里格气田苏77区块山2段储层孔隙度(a)、渗透率(b)分布

        Figure 2.  Histograms of porosity and permeability of P1 s 2 reservoirs in Su77 block, Sulige gas field

        在同样的沉积背景下,山2段各气层组均经历了一系列成岩作用改造才逐步成为孔隙度小于10%,渗透率小于1×10-3 μm2的致密储层。但是在成岩演化过程中,哪些成岩作用造成了不同气层组储层物性的明显差异,或者说成岩作用的哪些差异导致了 2 1 2 2 气层组更加致密呢,作者希望结合有关储层岩石学、孔隙结构以及成岩作用研究来解答上述问题。

      • 参照苏里格山西组镜质体反射率在1%~2%之间,发现该区砂岩颗粒之间以线接触为主,石英多呈II—III级次生加大胶结,表明储层承受了强烈的压实压溶作用。碳酸盐胶结物中方解石、铁方解石和铁白云石普遍存在。黏土矿物X衍射分析数据表明山西组黏土矿物主要包括伊利石(含量25%~72%)、高岭石(含量16%~54%)和绿泥石(含量10%~21%),而伊蒙混层含量少,蒙皂石层间比含量分布于5%~15%之间,证明了山西组储层主体处在中成岩阶段的B期,部分处在中成岩阶段的A期(表2)。

        表 2  苏77区块山西组储层成岩阶段划分表

        Table 2.  Diagenetic stage division of P1 s reservoirs in Su77 block, Sulige gas field

        根据包裹体测温、有机质成熟度以及黏土矿物的转化情况,苏77区块山西组储层主要经历了以下成岩序列:机械压实作用→早期黏土膜的形成→石英次生加大I期→高岭石的沉淀→早期方解石胶结→伊/蒙混层和绿/蒙混层→岩屑、方解石溶解→蚀变高岭石形成→伊利石及绿泥石充填孔隙→硅质胶结II—III期→晚期铁方解、铁白云石胶结交代。

      • 苏77区块山2段砂岩中最常见的石英胶结物是以次生加大边的形式存在,得益于这种氧化硅较弱胶结作用而产生的有限石英加大边,成功地抵御着机械压实作用,保护了颗粒和原生粒间孔隙。从薄片观察发现 2 3 气层组残余粒间孔隙面孔率为0.68%,高于山2段另外两个气层组(表3),这一方面因为 2 3 气层组石英砂岩含量高起到很好的抗压实效果(图3),另一方面该层位硅质胶结物含量高(图4),很大一部分表现为石英弱加大现象,在镜下薄片中经常可以观察到粒间孔和石英I—II期加大边的共存,这充分证明了加大边对原生粒间孔隙重要的保护作用(图5a)。

        表 3  苏里格气田苏77区块山2段储层不同类型孔隙面孔率统计表(%)

        Table 3.  Plane porosity values for different pore types in P1 s 2 reservoirs, Su77 block, Sulige gas field (%)

        气层组 残余粒间孔 粒间溶孔 长石溶孔 岩屑溶孔 碳酸盐溶孔 杂基溶孔 晶间孔 微裂隙 面孔率
        2 1 0.05 0.16 0.01 0.08 0.03 0.03 0.64 0.01 1.01
        2 2 0.21 0.23 0.01 1.34 0.03 0.08 0.22 0.02 2.14
        2 3 0.68 1.07 0 0.69 0.03 0.16 1.13 0.05 3.81

        图  3  苏里格气田苏77区块山2段砂岩岩石类型

        Figure 3.  Histogram of sandstone types of reservoirs of P1 s 2 in Su77 block, Sulige gas field

        图  4  苏里格气田苏77区块山2段砂岩主要填隙物含量

        Figure 4.  Content map of main fillings of sandstone of P1 s 2 in Su77 block, Sulige gas field

        图  5  苏里格气田苏77区块山2段储层镜下图像

        Figure 5.  Microphotographs of P1 s 2 reservoirsin Su77 block, Sulige gas field

        随着埋深的增加,压溶作用和黏土矿物的成岩转化也进一步增强,压溶作用溶出的氧化硅以及高岭石化和伊利石化作用析出的氧化硅均成为石英胶结物的主要来源。由于硅质源源不断地沉淀,多期石英加大边充分发育,孔隙中心最终被全部占据,喉道也遭受堵塞,储层被严重破坏。这种后期硅质胶结现象表现为石英加大边互为镶嵌,岩性异常致密,孔隙荡然无存(图5b)。由此可见同样是石英次生加大,在不同期次却对储层产生了不同的影响,即前期石英I—II期次生加大才属于建设性成岩作用。

      • 苏77区块山2段储层黏土矿物中高岭石含量均在总量的5%以上,为同生成岩阶段和早成岩阶段A期长石及硅铝酸盐矿物遭受大气淡水淋滤而成,与陆相河流沉积体系为高岭石提供了半开放的弱酸性生成条件密切相关。在中成岩阶段还会发生火山岩屑的高岭石化,这些高岭石集合体呈书页状或蠕虫状,它们之间形成大量形状较为规则的晶间孔,而且孔隙之间有不错的连通性,成为对储层有明显扩容作用的次生孔隙。

        从面孔率统计表上可以看出 2 3 气层组晶间孔的平均面孔率为1.13%(表3),明显高出 2 1 2 2 气层组,但构成晶间孔的几种主要矿物含量却并不高(图4)。通过镜下观察发现 2 3 气层组高岭石集合体常常顺颗粒的表面生长排布,导致大量晶间孔直接敞向原有的残余粒间孔,成为连通性较好的一种孔隙组合类型(图5c)。因此这种高岭石晶间孔—粒间孔组合改善了 2 3 气层组的孔渗条件。高压压汞资料显示 2 3 气层组大部分样品的毛管压力曲线都属于低排驱压力—粗喉型,曲线呈略向左下凹的陡坡,有明显的平台,喉道分布大多偏粗歪度,具有较好的物性(图6a)。

        图  6  苏里格气田苏77区块山2段储层样品毛管压力曲线

        Figure 6.  Capillary pressures for different samples from P1 s 2 reservoirs in Su77 block, Sulige gas field

        而在 2 1 2 2 气层组虽然发育着大量高岭石,但是该层位残余粒间孔较少,故镜下多见到晶间孔—溶孔组合(图5d)。此种孔隙组合连通性较差,虽然在溶孔这端能够存在较大的溶蚀空间,甚至可以溶蚀成骨架孔隙或筛状孔隙,但是晶间孔那端孔隙直径细小,喉道较为狭窄,常常困为死胡同,难以和溶孔这端有效连通,因而成为无效孔隙,大大降低了砂岩的储集性能。因此高岭石含量多少不是关键,关键在于高岭石晶间孔能否形成开放的孔隙组合和作为有效的储集空间。由高压压汞资料可见 2 1 2 2 气层组近半数样品的毛管压力曲线都属于中排驱压力—细喉型,曲线呈略向右上凸的陡坡,没有平台,喉道分布呈细歪度,物性条件较差(图6b)。

      • 伊利石的主要来源之一是蒙脱石的伊利石化,此反应所需温度只有70 ℃~100 ℃,而苏77区块山西组地层埋藏深度在3 000 m上下,地层温度多数高于以上反应温度,因此大量的蒙脱石已经转化为伊利石,X衍射分析数据得到的伊蒙混层含量较低,薄片观察发现孔隙中充填着大量的伊利石。

        伊利石另外一个主要来源是高岭石的伊利石化,此反应在弱碱性条件下发生,反应所需要的钾源可来自于钾长石的溶蚀作用。由山1段和山2段各气层组黏土矿物含量对比发现,山1段有着很低的高岭石含量和较高的伊利石含量,与之相比 2 3 气层组有着较高的高岭石含量高和较低的伊利石含量,两者在不同气层组都呈现出一定的互补性,证明了在成岩演化上伊利石对高岭石的接替关系(图4)。大量扫描电镜观察得到高岭石在伊利石化过程中普遍残存了原有晶体的六方板形,从事实上验证了这个论断(图5e)。在研究中还发现造成 2 3 气层组伊利石含量仅为1.84%的主要原因是该气层组发育较厚的煤层释放了大量腐植酸,改变了碱性环境,不利于伊利石的胶结作用。

        随着成岩作用的加进,扫描电镜图像观察还发现伊利石自颗粒边缘开始交代石英,而后渐渐沿着石英的表面蔓延式生长(图5f)。当伊利石胶结交代作用强烈时,孔隙空间被大量毛发状或卷片状的伊利石充填,矿物之间的微孔隙像一条条毛细管一样交叉地分布,形成喉径极小的管束状喉道,与孔隙组合为小孔微喉型储集空间,变成较差储层(图5g)。把苏77区块上古生界样品的黏土矿物X衍射数据和取芯实测孔渗值进行对比,发现随着深度增加伊利石含量呈现上升趋势,并且在伊利石含量较低的深度范围内储层孔隙度和渗透率较高,伊利石含量和岩芯孔渗值具有负相关关系,由此证实伊利石对储层的破坏作用很明显(图7)。

        图  7  苏里格气田苏77区块上古生界储层黏土矿物含量与孔渗关系

        Figure 7.  Relationships between clay mineral content, porosity and permeability in Upper Paleozoic reservoirs, Su77 block, Sulige gas field

      • 苏77区块山2段储层在不同的成岩阶段分别形成以方解石和铁方解石为代表的碳酸盐胶结物。先于长石颗粒溶解以前的早成岩期,大多数粒间孔隙中就生长出粒状、镶嵌结构或栉壳状方解石,孔隙空间被侵占(图5h)。一方面胶结作用让颗粒变成漂浮状,一定程度上削弱了压实作用强度,另一方面方解石胶结物在之后的成岩作用中又部分溶蚀形成次生孔隙,成为较好的储集空间。而铁方解石形成时间较晚,发生在溶解作用之后,且含量与Fe2+等离子浓度有关,因此山2段各气层组铁方解石胶结物含量有所差异。镜下观察发现铁方解石晶体颗粒较为粗大,表现出连晶状胶结,充填着大量长石和岩屑溶孔。

        虽然早期的方解石胶结物易于溶蚀,但晚期的铁方解石胶结交代作用显著,所形成的镶嵌式致密胶结可以使残余孔隙完全堵塞,严重破坏了储层性能。统计显示苏77区块山2段碳酸盐胶结物溶蚀孔隙平均面孔率较低,不到总面孔率的3%,而该区上古生界储层碳酸盐胶结物含量与储层的孔渗值呈明显的负相关关系(图8a,b)。

        图  8  苏里格气田苏77区块上古生界储层碳酸盐胶结物含量与孔渗关系图

        Figure 8.  Relationships between carbonate cement and porosity and permeability in Upper Paleozoic reservoirs, Su77 block, Sulige gas field

      • 经过对不同建设性和破坏性成岩作用分析后发现,压实作用、胶结作用和溶蚀作用是改造储层物性最为强烈的三种成岩作用,为了进一步比较它们对储层的改造程度,研究中采用三个量化指标即视压实率、视胶结率和视溶蚀率分别展开分析。为了便于将 2 1 2 2 气层组与 2 3 气层组进行对比,在计算时特意把 2 1 2 2 气层组合成一个层位进行统计。视压实率采用Lundegard[12]提出的公式进行计算。

        Φ = - V × 100 % (1)

        式中:Φ 为视压实率,%;V 为粒间体积占岩石总体积的百分比,%。

        首先通过粒度累积曲线恢复公式中的原始孔隙度,依照先前计算的苏77区块上古生界砂岩的原始孔隙度数值,参考不同粒度砂岩数据采用平均原始孔隙度值33.31%进行计算。在参考岩石视压实率的一般等级标准前提下,充分考虑研究区的实际情况从而确定了本区压实强度的分级标准,即强压实作用的视压实率大于70%,中等压实为40%~70%,弱压实小于40%。根据此划分标准,苏77区块山2段均以中等压实为主。虽然压实强度一般是与深度呈正比,但是由于 2 3 气层组早期石英次生加大边的普遍发育,一定程度上抵抗了压实作用强度,造成 2 3 气层组的视压实率反而小于上覆 2 1 2 2 气层组(表4)。

        表 4  苏里格气田苏77区块山2段储层视压实率、视胶结率和视溶蚀率统计表(%)

        Table 4.  Apparent rates of compaction, cementation and dissolution in P1 s 2 reservoirs, Su77 block, Sulige gas field (%)

        气层组 视压实率 视胶结率 视溶蚀率
        分布范围 平均值 等级 分布范围 平均值 等级 分布范围 平均值 等级
        2 1 2 2 31.0~76.0 55.5 中等 24.9~69.5 44.4 较强 25.8~98.1 63.5
        2 3 33.7~75.1 53.1 中等 24.2~66.0 42.5 较强 14.3~91.7 51.2 中等

        视胶结率的计算公式:

        Φ = V × 100 % (2)

        式中:Φ 为视胶结率,%;V 为残留胶结物占岩石总体积的百分比,%。

        综合岩石视胶结率的一般分级标准和本区胶结作用发育情况,将储集岩的胶结程度分为四个等级,即强胶结作用的视胶结率大于50%,较强胶结作用的视胶结率为30%~50%,中等胶结作用视胶结率为10%~30%,弱胶结作用视胶结率小于10%。苏77区块山2段均为较强胶结水平。由于 2 1 2 2 气层组胶结物含量要高于 2 3 气层组,因此对应的视胶结率也高于 2 3 气层组(表4)。

        视溶蚀率可按照下面公式进行计算:

        = × 100 % (3)

        参考岩石视溶蚀率的一般划分标准和本区溶蚀作用发育情况,认为强溶蚀作用的视溶蚀率大于60%,中等溶蚀作用的视溶蚀率为25%~60%,弱溶蚀作用的视溶蚀率小于25%。以此为标准, 2 3 气层组属于中等溶蚀水平,而 2 1 2 2 气层组由于岩屑含量高,具有更多的溶蚀组分,所以处于强溶蚀水平(表4)。

        由于 2 3 气层组和 2 1 2 2 气层组在碎屑成分上有明显的差别, 2 3 气层组石英砂岩含量较高,而岩屑砂岩含量低, 2 1 2 2 气层组则岩屑砂岩含量高,石英砂岩含量低,所以它们在成岩过程中所经历的压实、胶结及溶蚀作用的强度也受此影响(图3)。具体来讲,岩屑砂岩的视压实率比石英砂岩和岩屑石英砂岩要依次升高,因此较高的岩屑砂岩含量势必提高了 2 1 2 2 气层组的视压实率,而 2 3 气层组凭较高的石英含量遭受的压实作用要弱一些(图9a);山2段各气层组都经历了较强的胶结作用, 2 1 2 2 气层组的岩屑砂岩的视胶结率更高,而凭借着较高的岩屑砂岩含量,胶结作用对 2 1 2 2 气层组储层的破坏性更强(图9b);对于视溶蚀率而言,岩屑砂岩的视溶蚀率比石英砂岩和岩屑石英砂岩要明显升高,所以 2 1 2 2 气层组的视溶蚀率要高于 2 3 气层组(图9c)。

        图  9  苏里格气田苏77区块山2段储层视压实率(a)、视胶结率(b)和视溶蚀率(c)统计直方图

        Figure 9.  Histograms of apparent rates of compaction, cementation and dissolution in P1 s 2 reservoirs, Su77 block, Sulige gas field

      • 压实作用是对原生粒间孔破坏最严重的成岩作用。砂岩中受到挤压以后产生塑性变形的云母、泥岩和千枚岩岩屑进入粒间孔隙内,在强烈压实作用下原有的刚性颗粒被挤入的塑性岩屑严密镶嵌使岩性更加致密,以致于抵御了后来酸性流体的溶蚀作用。根据原始孔隙度乘以视压实率可以估算压实作用减少的孔隙度来计算,苏77区块山2段压实损失的孔隙度占初始孔隙度的50%以上(图10)。

        图  10  苏里格气田苏77区块山2段储层孔隙演化

        Figure 10.  Pore evolution in P1 s 2 reservoirs, Su77 block, Sulige gas field

      • 胶结作用是减少储层孔隙度的另一个关键因素。不同于压实作用减小孔隙体积的不可逆性,胶结作用依靠充填残余粒间孔的方式来缩小孔隙空间,而成岩作用后期胶结物发生溶解和蚀变又在一定程度上弥补了孔隙度的损失,所以它的破坏程度弱于压实作用。因胶结作用而减少的孔隙度通过原始孔隙度乘以视胶结率进行估算。运算结果显示胶结作用再次损失掉山2段将近过半的孔隙(图10),通过压实和胶结作用的破坏,苏77区块 2 1 2 2 气层组储层粒间孔已所剩无几,故残余粒间孔对储层储集空间的贡献十分有限。

      • 溶蚀作用在山2段储层表现得很普遍,是一种很好的扩容性成岩作用。溶蚀作用产生的主要孔隙类型包括粒间溶孔、岩屑溶孔、长石溶孔和碳酸盐胶结物溶孔。要计算溶蚀作用增加的孔隙度,首先需要统计各种溶孔面孔率与总面孔率的比值,然后用这个比值与物性分析孔隙度相乘,就等于溶蚀作用增加的孔隙度数值。运算结果显示溶蚀作用使得 2 1 2 2 气层组和 2 3 气层组孔隙度分别增加了3.77%和3.94%,对储层物性起到了很大的改善作用(图10)。

      • 在扫描电镜下观察高岭石晶体有着很规则的六方板状形态,而高岭石晶间孔则是研究区储层具备一定渗流能力的孔隙类型。山2段砂岩中含有的大量高岭石无疑给储层提供了可观的储集空间,这些高岭石晶间孔增加的孔隙度可以用高岭石晶间孔面孔率占总面孔率的比值与物性分析孔隙度相乘来估算。运算结果表明高岭石晶间孔使得 2 1 2 2 气层组和 2 3 气层组孔隙度分别增加1.62%和2.28%,为储层孔隙度提供了较高的贡献值(图10)。

      • 微裂缝作为孔隙类型之一在研究区较为常见,它的产生是由于石英等其他刚性颗粒遭受强烈压实作用破裂而生的微小缝隙。裂缝增加的孔隙度可以用微裂缝面孔率占总面孔率的比率与物性分析孔隙度相乘来估算。实际运算中统计的微裂缝面孔率较低,因此破裂作用增加的孔隙度十分有限(图10)。

        通过上面不同成岩作用的逐一改造,估算苏77区块 2 1 2 2 气层组现今孔隙度为5.48%, 2 3 气层组现今孔隙度为7.78%,与岩芯实测孔隙度相差很小,说明计算的精确度是可信的。造成 2 1 2 2 气层组岩性更致密的主要原因是它经历了比 2 3 气层组更强烈的压实和胶结作用,原始粒间孔几乎破坏殆尽,而后期扩容性成岩作用程度不够,次生孔隙发育有限,不能产生更多的储集空间[1319]

      • 苏77区块山2段储层大部分已进入中成岩B期,局部处于中成岩A期。通过镜下观察发现多数成岩作用在不同阶段对储层致密化起到不同的影响:石英I~II期次生加大很大程度上保护了原生粒间孔隙,属于建设性成岩作用,而后期的硅质胶结物则占据孔隙中心,破坏了储层;高岭石集合体之间较规则的晶间孔对储层有明显的扩容作用,但这些孔隙往往与残余粒间孔连通才能形成开放的孔隙类型,而与溶孔组合难以成为有效储集空间,降低了储集性能;伊利石来源丰富,既可以由蒙脱石和高岭石转化,还可以交代石英,这些毛发状或卷片状矿物相互交叉形成喉径极小的管束状喉道,制约了流体在孔隙间的流动,严重破坏了砂岩储性;早期的碳酸盐胶结物削弱了压实作用,还为后期溶蚀作用提供了可溶空间,具有建设性成岩意义,而晚期碳酸盐矿物彼此镶嵌致密胶结完全堵塞残余孔隙,严重破坏了储层性能。由此可见除了压实作用以外,后期的硅质胶结、多数伊利石胶结和晚期碳酸盐胶结都是降低储集性能的破坏性成岩作用,也是致密砂岩形成的主要原因。

        通过视压实率、视胶结率和视溶蚀率的计算发现, 2 1 2 2 气层组砂岩凭借着更高的岩屑含量比 2 3 气层组经历了更强的压实和胶结作用,由于 2 1 2 2 气层组砂岩经受过压实和多种矿物胶结以后,残余粒间孔已经所剩无几,难以与高岭石晶间孔形成有效的孔隙组合,与此同时伊利石广泛的胶结交代形成小孔微喉型较差储集空间,进一步降低了储集性能,加之后期铁方解石彼此镶嵌致密胶结完全堵塞孔隙,使得 2 1 2 2 气层组成为平均孔隙度不足7%,平均渗透率小于0.3×10-3 μm2的致密储层。与之相比, 2 3 气层组早期石英次生加大边的普遍发育保护了更多的粒间孔,形成粒间孔与溶孔以及晶间孔的优质孔隙组合,再者 2 3 气层组煤层释放的腐植酸一定程度上破坏了伊利石的胶结作用,导致相对较低的视胶结率,最终该气层组成为平均孔隙度为7.7%,平均渗透率达到1.74×10-3 μm2的较好储层。由此可见 2 3 气层组之所以成为致密砂岩中的良好储层,除了溶蚀作用以外,得益于早期更普遍的石英加大、广泛的高岭石化和受抑制的伊利石化作用,而残存下来的粒间孔隙包括粒间溶孔则是渗流能力优于晶间孔和其他溶孔的孔隙类型。经过成岩作用的定量计算,验证了与 2 3 气层组相比 2 1 2 2 气层组经历了较强的压实、胶结作用,仅凭二者储层原始孔隙度就丧失掉33.28%,而后期溶蚀作用和较弱的高岭石化及破裂作用只增加了5.45%的孔隙度,难以弥补压实和胶结作用丧失的孔隙,所以 2 1 2 2 气层组仅保留了5.48%的现今孔隙度,成为名副其实的致密储层。

    参考文献 (19)

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