紅崗油田高臺子油藏成巖相研究

牛世忠 （油氣資源與勘探技術(shù)教育部重點實驗室（長江大學(xué)），湖北荊州434023）中石油吉林油田分公司紅崗采油廠，吉林松原138000

胡望水，熊 平 李相明 （油氣資源與勘探技術(shù)教育部重點實驗室（長江大學(xué)），湖北荊州434023）

黃玉欣 （中石油吉林油田分公司勘探開發(fā)研究院，吉林松原138000）

紅崗油田高臺子油藏成巖相研究

牛世忠 （油氣資源與勘探技術(shù)教育部重點實驗室（長江大學(xué)），湖北荊州434023）中石油吉林油田分公司紅崗采油廠，吉林松原138000

胡望水，熊 平 李相明 （油氣資源與勘探技術(shù)教育部重點實驗室（長江大學(xué)），湖北荊州434023）

黃玉欣 （中石油吉林油田分公司勘探開發(fā)研究院，吉林松原138000）

系統(tǒng)地對儲層巖心進行觀察和分析測試，獲取了巖性資料、各種孔隙變化和成巖現(xiàn)象的特征，確定研究區(qū)儲層主要成巖作用類型、特征和演化階段。在此基礎(chǔ)上，根據(jù)巖石類型和成巖作用機制及對儲層物性的影響，將研究區(qū)成巖相劃分為粒間溶孔發(fā)育相、斑狀成巖相、致密膠結(jié)成巖相和致密壓嵌式成巖相。通過取心井段成巖相和相關(guān)測井資料對比統(tǒng)計分析，建立了不同類型成巖相測井解釋模型，為后續(xù)研究區(qū)成巖相的平面和空間研究提供了必要條件，為儲層分析評價提供了可靠的地質(zhì)依據(jù)。

成巖相；測井響應(yīng)特征；成巖作用；紅崗油田

儲層的一系列成巖變化對儲層孔隙形成、保持和破壞起著極為重要的作用，對儲層物性有著決定性的影響［1］。壓實作用造成孔隙減少，膠結(jié)作用使孔隙被充填而減小，溶解作用又會擴大孔隙［2］，這些作用在成巖過程中反復(fù)多次進行，會使儲層物性發(fā)生復(fù)雜的變化［3］。儲層成巖作用決定著成巖相的形成過程和最終定型［4］，而成巖相能在砂體沉積相研究的基礎(chǔ)上更進一步地確定與儲集性能直接相關(guān)的有利成巖儲集體，進而研究儲集體形成機理、空間分布與定量評價，有效地指導(dǎo)油氣的勘探與開發(fā)［5～8］。前人［9～11］在紅崗油田高臺子油藏做了大量研究工作，但主要是沉積、儲層建模方面，較少涉及到儲層成巖相方面。在巖心、薄片觀察和實驗分析上，確定研究區(qū)成巖作用類型、特征和演化階段，進而研究成巖相類型、特征和分布，并結(jié)合測井曲線綜合統(tǒng)計分析，提出了成巖相測井曲線特征，為成巖相后續(xù)研究和儲層分析評價提供依據(jù)。

1 地質(zhì)背景

紅崗油田地處吉林省大安市兩家子鎮(zhèn)，位于松遼盆地南部中央坳陷區(qū)紅崗階地南端的紅崗構(gòu)造上。紅崗油田高臺子油藏發(fā)育于紅崗構(gòu)造西翼，是中央坳陷區(qū)紅崗階地南端的一個正向構(gòu)造，其西翼受逆斷層控制。高臺子油藏埋藏深度1250～1620m，儲層主要巖性為灰色、深灰色、灰黑色、灰褐色粉砂巖、細砂巖，其次為含鈣含泥粉砂巖、粗粉砂巖。油層層數(shù)多，單層厚度小，儲層孔隙度一般15%～23%，平均18.60%，滲透率一般（5～300）×10－3μm2，平均為45×10－3μm2。經(jīng)多年開采后，油田水淹嚴重，主力油層水淹、水竄嚴重，層間干擾嚴重，油田注水效率差，綜合含水高，儲層非均質(zhì)性變強，穩(wěn)產(chǎn)壓力大。

2 成巖作用類型和成巖階段

2.1 成巖作用類型

鑄體薄片和掃描電鏡觀察表明研究區(qū)儲層經(jīng)受了較強成巖作用，類型多樣，主要有壓實作用、膠結(jié)作用、交代作用、溶解溶蝕作用等。高臺子油藏所經(jīng)歷的壓實作用強度較輕，顆粒間以點接觸為主，存在較多的粒間原生孔隙（圖1）。膠結(jié)物主要有粘土礦物、碳酸鹽和硅質(zhì)膠結(jié)物，粘土礦物以伊利石最為發(fā)育（圖2），其次為高嶺石、綠泥石，再次為伊／蒙混層；碳酸鹽膠結(jié)物以方解石為主，含少量白云石（圖3（a））；硅質(zhì)膠結(jié)物主要為石英加大和自生（圖3（b））。交代作用在研究區(qū)可見早－中成巖階段形成的方解石交代碎屑、長石、石英和巖屑及泥質(zhì)雜基；中期成巖階段形成的方解石交代自生粘土礦物伊利石、綠泥石和石英自生加大邊以及交代碎屑長石等顆粒（圖4）。溶解溶蝕作用表現(xiàn)為長石、巖屑和雜基發(fā)生溶蝕形成溶孔（圖5），或全部溶解形成鑄模孔。

圖1 儲層顆粒間點接觸（H148井，1477.7m）

圖2 粒間孔分布伊利石

圖3 成巖膠結(jié)作用主要類型（HG＋12－21井，1299.0m，單偏光10×10）

圖4 方解石交代石英、長石（HG＋11－1井，1417.4m，正交偏光10×10）

圖5 長石粒內(nèi)溶孔（H150井，1566.3m，單偏光10×10）

2.2 成巖階段劃分

儲層成巖階段多根據(jù)有機、無機的成巖演化來劃分的，共分早成巖A、B和晚成巖A1、A2、B和C等6個階段，晚成巖A1期是油層主要分布階段，晚成巖A2－B期是氣層主要分布階段。根據(jù)自生礦物分布和形成順序、粘土礦物組合及伊／蒙混層粘土礦物的轉(zhuǎn)化、巖石的結(jié)構(gòu)、構(gòu)造特點及孔隙類型等指標，結(jié)合研究區(qū)儲層沉積、構(gòu)造演化史等信息，得出紅崗地區(qū)高臺子油藏地層整體處于晚成巖A1階段（表1）。

表1 紅崗地區(qū)高臺子油藏地層成巖演化階段劃分

3 成巖相類型及其測井響應(yīng)特征

3.1 成巖相類型

成巖相指一定沉積和成巖環(huán)境下所經(jīng)歷成巖演化階段的產(chǎn)物，包括巖石顆粒、組構(gòu)、膠結(jié)物、孔洞縫特征及其演化的綜合面貌，是反映成巖環(huán)境的地球化學(xué)特征、巖石學(xué)特征及巖石物理特征的總和［4，7，12，13］。成巖相是目前儲層特征的直接反映，是表征儲層類型、性質(zhì)及優(yōu)劣的成因性標志。

成巖相目前國內(nèi)外尚無統(tǒng)一的劃分方案，評價方法大多僅限于取心井和薄片觀察。根據(jù)研究區(qū)薄片和掃描電鏡觀察的微觀成巖特征，首先根據(jù)成巖相對儲集層影響分為溶蝕性成巖相和致密化成巖相，再根據(jù)反映現(xiàn)今成巖面貌的巖石類型及其成巖作用機制將溶蝕性成巖相分為粒間溶孔發(fā)育成巖相、斑狀溶蝕成巖相，致密化成巖相分為致密膠結(jié)成巖相和致密壓嵌式成巖相。各類成巖相特征如下。

3.1.1 粒間溶孔發(fā)育成巖相

該類成巖相的突出特征是次生溶孔含量高，顆粒一般呈支架狀接觸，粒間溶孔很發(fā)育，粒間原生孔、粒內(nèi)孔隙常見，喉道較粗，孔喉連通較好。這種類型多為碳酸鹽膠結(jié)物和交代物被溶解形成，殘余碳酸鹽含量一般小于4%，呈星點狀殘晶散布于孔隙內(nèi)或其邊角，石英、長石具次生加大，晚期自生綠泥石、微晶石英常見。主要分布在水下分流河道微相砂體中，河口壩微相砂體中也有發(fā)育，原巖多為分選較好的厚層或塊狀砂巖。其成巖演化路徑為：壓實次生加大晶粒狀方解石膠結(jié)及交代顆粒、方解石大量溶解。該類成巖相總孔隙度一般為18%～25%（最高達30%以上），滲透率為0.05～0.5μm2，滲透率貢獻值曲線峰位與孔喉頻率分布曲線峰位基本一致，表明孔隙主要為有效滲流孔隙，微觀非均質(zhì)性較弱。

3.1.2 斑狀溶蝕成巖相

斑狀溶蝕成巖相基本特點是膠結(jié)帶與粒間溶孔發(fā)育帶穿插分布，呈不規(guī)則斑塊狀或條帶狀；其孔隙類型主要為溶蝕帶的粒間溶孔和膠結(jié)帶的晶間微孔，孔喉分布常呈雙峰型，前者為相對粗喉峰，對滲流起主導(dǎo)作用，后者為相對細喉峰。斑狀成巖相微觀非均質(zhì)性較強，其儲集物性的優(yōu)劣與粒間溶孔帶所占比例成正相關(guān)。根據(jù)膠結(jié)物類型可分為碳酸鹽式和粘土礦物式2個亞成巖相。

1）碳酸鹽式 該亞類成巖相在中、細粒砂巖中常發(fā)育，膠結(jié)帶為碳酸鹽（以方解石為主）膠結(jié)。溶蝕帶溶孔內(nèi)或邊角可見殘留方解石膠結(jié)物，是因碳酸鹽膠結(jié)物被選擇性溶解結(jié)果。其成巖演化路徑為：壓實部分礦物次生加大晶粒狀方解石膠結(jié)方解石選擇性溶解（沿殘余粒間孔隙發(fā)育帶）。

2）粘土礦物式 該亞類在研究區(qū)常見，各種微相均可出現(xiàn)，以河口砂壩微相最常見。其膠結(jié)物斑塊主要是在壓實作用下孔隙水中粘土物質(zhì)沉積或轉(zhuǎn)化形成，成巖路徑為：壓實粘土膠結(jié)物形成碳酸鹽次生加大粘土及方解石部分或全部溶解（粒間溶孔帶形成）。

3.1.3 致密膠結(jié)成巖相

該類型多見于水下分流河道頂、底部及席狀砂微相的細、粉砂巖中，孔隙類型主要為膠結(jié)物晶間微孔和殘余粒間微孔，孔徑多為數(shù)微米以下，毛管中值半徑小于1μm，孔隙度多為4%～10%，滲透率小于0.5×10－3μm2，排驅(qū)壓力較高。自身具一致的致密性，可起隔層或遮擋作用；當與其余成巖相相互組合時，則可導(dǎo)致成巖非均質(zhì)性，可分為以下3個亞類：

1）碳酸鹽基底式 此亞類膠結(jié)類型為基底式，顆粒呈點狀或游離狀接觸，粒間被少量皮殼狀碳酸鹽礦物和連晶方解石充填。該成巖類型研究區(qū)少見，主要分布在河道砂體底部或砂體尖滅部位，因其離子來源豐富，早期膠結(jié)作用較充分，成巖演化路徑為：皮殼狀碳酸鹽膠結(jié)連晶方解石膠結(jié)（粒間孔隙轉(zhuǎn)化為膠結(jié)物間微孔隙）。主要發(fā)育在席狀砂及水下分流河道頂、底部。

2）碳酸鹽孔隙式 該亞類的膠結(jié)類型為孔隙式，膠結(jié)物為碳酸鹽，顆粒多呈線狀接觸，粒間多為晶粒狀方解石膠結(jié)物，石英及長石有少量具次生加大邊?？紫妒侥z結(jié)既可分布于砂體邊緣，也可在砂體內(nèi)呈夾層、條帶或斑塊形式分布，成巖演化路徑為：壓實部分礦物次生加大晶粒狀方解石膠結(jié)（粒間孔隙轉(zhuǎn)化為膠結(jié)物間微孔隙）。在各個微相中均有發(fā)育。

3）粘土式 該亞類膠結(jié)類型為粒間被大量粘土礦物所充填。該亞類成巖類型比較少見，主要分布在儲集砂體邊緣或尖滅部位，往往發(fā)育在泥質(zhì)巖與砂巖過度帶，成巖演化路徑為：壓實粘土膠結(jié)粘土結(jié)晶或部分溶蝕形成晶間微孔或溶蝕孔在各相帶中均有發(fā)育。

3.1.4 致密壓嵌式成巖相

該類型成巖相缺乏自生膠結(jié)物，膠結(jié)類型為壓嵌式，顆粒呈縫合狀－凹凸接觸，孔隙度小于3%，滲透率小于0.1×10－3μm2，基本不具備儲集性能。該類型主要分布于不等粒巖屑砂巖或含礫巖屑砂巖中，巖屑顆粒以抗壓實能力較低的巖漿噴出巖屑或泥巖巖屑為主，成巖演化路徑為：壓實壓溶。

3.2 成巖相測井曲線特征

研究區(qū)取心井、取心井段有限，因此要在平面上、空間上更深入地研究成巖相需要借助測井資料，不同類型的成巖相因其成分、結(jié)構(gòu)、物性上的差異，導(dǎo)致其在測井曲線上響應(yīng)特征不同。微梯度與微電位的幅度和幅度差可有效地區(qū)分巖石的致密程度，弱膠結(jié)的孔隙層均具有中等幅度且明顯的正幅度差，強膠結(jié)的致密層具高幅度差且無明顯的幅度差。受控于壓實作用的泥巖和泥狀碳酸鹽巖，微電位與微梯度曲線無幅度差。微電極的幅度隨壓實程度增大而增高。自然伽馬（GR）測井可以區(qū)分砂巖和泥巖。密度曲線（DEN）、中子曲線（CNL）和聲波曲線（AC）三者結(jié)合可獲得巖石骨架礦物的組成。根據(jù)此，選取了紅145井、紅150井、紅G＋12－21井等井的取心井段進行分析（圖6），通過統(tǒng)計方法建立了主要成巖相的測井響應(yīng)特征（表2）。

4 結(jié) 語

1）鑄體薄片和掃描電鏡觀察表明，紅崗油田高臺子油藏儲層經(jīng)歷了壓實作用、膠結(jié)作用、交代作用、溶解溶蝕作用等成巖作用，目前成巖演化階段處于晚成巖A1階段。

2）根據(jù)成巖相對儲集層影響將研究區(qū)儲層劃分為溶蝕性成巖相和致密化成巖相，溶蝕性成巖相分為粒間溶孔發(fā)育成巖相和斑狀成巖相，致密化成巖相分為致密膠結(jié)成巖相和致密壓嵌式成巖相。

3）根據(jù)取心井段成巖相綜合分析，首次利用統(tǒng)計方法建立了上述4種成巖相的自然伽馬、聲波、密度、中子測井的巖電模型，建立成巖相測井解釋模型，并進行了識別和分析，為后續(xù)成巖相深入研究提供了基礎(chǔ)。

圖6 HG＋12－21井取心井段儲層成巖相綜合圖

表2 紅崗油田高臺子油藏成巖相測井曲線特征

［1］吳元燕，陳碧玨.油礦地質(zhì)學(xué)［M］.北京：石油工業(yè)出版社，1996.

［2］紀友亮.油氣儲層地質(zhì)學(xué)［M］.東營：中國石油大學(xué)出版社，2009.

［3］傅強，陳海洲.蘇北盆地高郵凹陷古近系阜寧組儲層成巖相特征［J］.成都理工大學(xué)學(xué)報，2008，35（3）：225～231.

［4］鄒才能，陶士振，周慧，等.成巖相的形成、分類與定量評價方法［J］.石油勘探與開發(fā)，2008，35（5）：526～540.

［5］張響響，鄒才能，朱如凱，等.川中地區(qū)上三疊統(tǒng)須家河組儲層成巖相［J］.石油學(xué)報，2011，32（2）：257～264.

［6］朱國華.碎屑巖儲集層孔隙的形成、演化和預(yù)測［J］.沉積學(xué)報，1992，10（3）：114～132.

［7］陳彥華.成巖相——儲集體預(yù)測的新途徑［J］.石油實驗地質(zhì)，1994，16（3）：274～281.

［8］劉孟慧，趙澄林.碎屑巖成巖演化模式［M］.東營：中國石油大學(xué)出版社，1993.

［9］胡望水，熊平，謝銳杰，等.紅崗油田高臺子油藏相控隨機水淹模型的建立用［J］.石油天然氣學(xué)報，2008，30（6）：15～17.

［10］景成杰，胡望水，成超，等.相控建模技術(shù)在高臺子油藏精細描述中的應(yīng)用［J］.石油天然氣學(xué)報，2009，31（1）：39～42.

［11］牛世忠，胡望水，熊平，等.儲層非均質(zhì)性模型在紅崗油田高臺子中的應(yīng)用［J］.石油天然氣學(xué)報，2009，31（4）：31～34.

［12］鐘廣法，鄔寧芬，等.成巖巖相分析：一種全新的成巖非均質(zhì)性研究方法［J］.石油勘探與開發(fā)，1997，24（5）：62～66.

［13］杜業(yè)波，季漢成，吳因業(yè)，等.前陸層序致密儲層的單因素成巖相分析［J］.石油學(xué)報，2006，27（2）：48～52.

［編輯］ 宋換新

43 Lithofacies Study of Gaotaizi Reservoir in Honggang Oilfield

NIU Shi－zhong，HU Wang－shui，XIONG Ping，LI Xiang－ming，HUANG Yu－xin

（First Authors Address：Key Laboratory of Exploration Technologies for Oil and Gas Resources（Yangtze University），Ministry of Education，Yangtze University，Jingzhou 434023，Hubei，China；Honggang Oil Production Plant，Jilin Oilfield Company，PetroChina，Songyuan138000，Jilin，China）

The reservoir core was observed and analyzed in detail，the obtained lithologic data，the porosity changes and lithologic features were used to determine the major lithologic types，its features and evolutional stages.On the basis stated above，according to the present diagenetic metamorphism type and its mechanism and the impact on the reservoir property，the lithofacies in the studied area was divided into intergrannular dissolved pore developed facies，porphyritic lithofacies，compaction cemented diagenetic facies and compaction pressure－inlay diagenetic facies.By comparison of coring well and related logging data，logging interpretation models of different diagenetic facies are established，it provides necessary conditions for plane and spatial interpretation of lithofacies，and reliable basis for reservoir evaluation.

diagenetic facies；characteristics of well log response；diagenetic metamorphism；Honggang Oilfield

book=216,ebook=216

TE122.2

A

1000－9752（2012）06－0043－05

2012－01－12

國家自然科學(xué)基金資助項目（40872099）。

牛世忠（1969－），男，1992年大學(xué)畢業(yè)，高級工程師，博士生，現(xiàn)主要從事油氣田開發(fā)研究和管理工作。

胡望水，Tel：0716－8062073；E－mail：huwangshui＠126.com。