甘泉油田長8油層組儲層孔隙發(fā)育特征及演化規(guī)律

陳奕陽，杜貴超，王鳳琴，王春艷，郭睿良，崔耀科，王 穎

(1.西安石油大學(xué) 地球科學(xué)與工程學(xué)院，陜西 西安710065； 2.西安石油大學(xué) 陜西省油氣成藏地質(zhì)學(xué)重點實驗室， 陜西 西安710065； 3.陜西延長石油(集團)有限責(zé)任公司，陜西 延安716000)

引 言

致密砂巖油藏作為重要的非常規(guī)油氣藏類型，是常規(guī)油氣資源的重要接替領(lǐng)域，勘探開發(fā)潛力巨大[1-2]。鄂爾多斯盆地致密砂巖油藏分布廣泛，但因其巖性致密、物性差、非均質(zhì)性強、自然產(chǎn)能低等特點，勘探開發(fā)難度往往較大[3]。因此，加強致密砂巖儲層特征及影響因素研究，是該類油藏勘探開發(fā)面臨的核心工作之一[3-4]，孔隙發(fā)育及演化規(guī)律研究是深入認(rèn)識優(yōu)質(zhì)儲層形成及演化的關(guān)鍵[2,5-6]。致密砂巖儲層孔隙發(fā)育類型、不同尺度孔隙的精細(xì)表征及其控制因素和演化規(guī)律的明晰，是致密砂巖儲集層評價和甜點區(qū)優(yōu)選的重要因素。因此，如何精細(xì)表征致密砂巖儲層孔隙發(fā)育特征、判斷致密砂巖孔隙空間在埋藏成巖過程中的演化規(guī)律，已成為儲集層研究的重要基礎(chǔ)問題[5,7-9]。目前，國內(nèi)外學(xué)者主要從孔隙的類型、大小、形態(tài)、空間分布、連通性及孔隙演化等方面對致密砂巖儲集空間開展相關(guān)研究，恒速壓汞、數(shù)字巖芯、CT-掃描及分形理論等技術(shù)手段的廣泛應(yīng)用，有力推動了致密砂巖儲集空間的研究進展[10-15]。甘泉油田三疊系延長組長8油層組廣泛發(fā)育致密砂巖油藏，該區(qū)域長8致密砂巖油藏勘探開發(fā)前景較好，但儲層物性差、非均質(zhì)性強、開發(fā)難度較大[16]。同時，研究區(qū)長8儲層不同孔隙類型在不同成巖階段的演化規(guī)律尚不明確，因此，亟待開展儲層孔隙發(fā)育及演化規(guī)律研究。

本文以甘泉油田延長組長8油層組致密砂巖儲層為研究對象，對長8儲層基本特征及成巖作用特征進行深入分析，總結(jié)儲層孔隙類型及結(jié)構(gòu)等特征，在此基礎(chǔ)上探討成巖作用在致密砂巖不同演化階段對孔隙的影響，定量恢復(fù)各成巖階段中的孔隙演化規(guī)律。旨在深化長8段致密砂巖孔隙發(fā)育特征及演化規(guī)律認(rèn)識，為研究區(qū)長8致密砂巖油藏勘探開發(fā)提供理論支撐。

1 區(qū)域地質(zhì)概況

甘泉油田位于陜西省延安市南部甘泉地區(qū)，構(gòu)造上屬于鄂爾多斯盆地伊陜斜坡南部(圖1)，面積1 600 km2[16-18]。長8油層頂面構(gòu)造為一東高西低的西傾單斜，地層傾角小于1°。區(qū)內(nèi)斷層和褶皺不發(fā)育，局部發(fā)育一系列由于差異壓實作用形成的小幅鼻狀隆起[19]。鄂爾多斯盆地長8油層組為長9湖盆逐漸萎縮背景下的三角洲前緣亞相沉積。長8儲層主要發(fā)育在水下分流河道微相帶內(nèi)，砂體單層厚度0.4～8 m，累計厚度5～20 m。

圖1 甘泉油田構(gòu)造位置及延長組地層綜合柱狀圖Fig.1 Structural position of Ganquan Oilfield and comprehensive stratigraphichistogram of Yanchang Formation

長8油層組厚85～120 m，巖性主要以灰色、深灰色中細(xì)粒長石砂巖、巖屑長石砂巖與深灰色、暗色泥巖互層為主。長8油層組是甘泉油田的主力產(chǎn)層之一，為典型的彈性-溶解氣驅(qū)致密巖性油藏，平均埋深約1 600 m。

2 致密砂巖儲層特征

2.1 儲層巖石學(xué)特征

通過薄片分析、掃描電鏡觀察、X-衍射分析等手段表明，甘泉油田長8油層組儲層砂巖主要為巖屑長石砂巖，次為長石巖屑砂巖(圖2)。碎屑成分中石英質(zhì)量分?jǐn)?shù)為26.53%～54.16%，平均39.27%；長石質(zhì)量分?jǐn)?shù)為11.81%～53.00%，平均33.28%，以斜長石為主；巖屑主要以火成巖屑為主，質(zhì)量分?jǐn)?shù)為11.30%～43.44%，平均25.61%；有少量沉積巖屑及變質(zhì)巖屑，質(zhì)量分?jǐn)?shù)為1%～3%。砂巖分選較差，碎屑顆粒以次棱角狀-次圓狀為主，呈線接觸特征及少量點-線接觸。膠結(jié)類型主要為孔隙式膠結(jié)及基底式膠結(jié)。

長8油層組砂巖填隙物平均質(zhì)量分?jǐn)?shù)為21.11%，主要為黏土礦物膠結(jié)物、白云石及鐵白云石。黏土礦物膠結(jié)質(zhì)量分?jǐn)?shù)為5.74%～27.06%，平均13.28%，主要包括綠泥石、伊蒙混層、伊利石及高嶺石。其中：綠泥石質(zhì)量分?jǐn)?shù)為2.3%～6.1%，平均5.50%；伊蒙混層質(zhì)量分?jǐn)?shù)為2.17%～6.54%，平均4.82%；伊利石質(zhì)量分?jǐn)?shù)為1.03%～2.87%，平均2.11%；高嶺石質(zhì)量分?jǐn)?shù)較低，平均0.85%。碳酸鹽膠結(jié)物主要為方解石，質(zhì)量分?jǐn)?shù)為0.21%～5.93%，平均1.66%，鐵白云石質(zhì)量分?jǐn)?shù)為0.18%～4.11%，平均2.09%，菱鐵礦質(zhì)量分?jǐn)?shù)為0.03%～0.84%，平均0.14%。

圖2 甘泉油田長8油藏砂巖分類Fig.2 Triangle classification diagram of Chang 8 sandstone reservoir in Ganquan Oilfield

2.2 孔隙類型及發(fā)育特征

2.2.1 孔隙類型

孔隙發(fā)育特征是砂巖儲集性能的決定性因素之一[1]。通過27塊樣品掃描電鏡及鑄體薄片樣品觀察表明，研究區(qū)長8油層組致密砂巖儲層主要發(fā)育粒間孔、長石和巖屑溶孔以及少量晶間孔和微裂縫(圖3)。

粒間孔是致密砂巖在沉積-成巖演化過程中殘留于碎屑顆粒之間的孔隙類型，通常形狀不規(guī)則、連通性相對較好[7,20-21]。顆粒間孔隙被充填、壓實程度不同，粒間孔隙往往形態(tài)復(fù)雜多樣、孔徑分布范圍廣[22]。研究區(qū)長8砂巖樣品粒間孔形態(tài)多樣，主要分布于石英、長石及燧石等變質(zhì)顆粒之間，因剛性顆?？箟簩嵞芰?，其間的殘余粒間孔形態(tài)較規(guī)則(圖4 (a))。其次，塑性的巖屑顆粒受周邊石英、長石等剛性顆粒的擠壓，發(fā)生不同程度的變形，導(dǎo)致顆粒間的孔隙縮減，此類殘余粒間孔形態(tài)一般不規(guī)則，可見狹長形、多邊形、三角形及不規(guī)則形(圖4(b),圖4(g))。鑄體薄片及SEM分析表明，粒間孔孔隙半徑一般介于3.00～150.00 μm，主體介于20～70 μm，平均38.61 μm。粒間孔面孔率主要在1.40%～10.0%，平均5.57%，約占所有孔隙面孔率的65.84%。

圖3 甘泉油田長8油藏孔隙類型及其組合Fig.3 Pore types and their combination of Chang 8 reservoir in Ganquan Oilfield

溶蝕孔主要為長石溶孔及巖屑溶孔，平均面孔率為2.89%，以長石溶孔為主。長石溶孔通常沿長石解理縫溶蝕形成孔隙(圖4(c))，亦見長石及巖屑顆粒邊緣發(fā)生溶蝕作用，呈現(xiàn)港灣狀或條帶狀(圖4(d))，部分溶孔遭受強烈溶蝕，呈蜂窩狀(圖4(d))，部分長石顆粒被溶蝕殆盡，僅留下顆粒輪廓，形成鑄模孔(圖4(e))。研究區(qū)長石溶孔孔徑一般在4～70 μm，平均20 μm，面孔率分布在0.20%～6.00%，平均1.79%，約占樣品孔隙的21.16%。巖屑溶孔面孔率分布在0.05%～4.70 %，平均1.1%。孔徑一般在5～40 μm，平均約10 μm，其孔徑一般較小，平均約占所有孔隙的13.00%。

晶間孔主要為長石顆粒晶間溶蝕孔(圖4(h))、石英顆粒表面的晶間溶孔(圖4(i))、自生綠泥石葉片狀晶間微孔(圖4(j))、伊利石不規(guī)則片狀和絲縷狀晶間網(wǎng)狀微孔(圖4(k))及伊蒙混層礦物晶間微孔(圖4(l))等?？讖揭话銥?～3 μm，面孔率平均值約為0.03%，對孔隙度演化影響可忽略不計。

研究區(qū)微裂縫少量發(fā)育，多屬于差異壓實作用等因物理因素形成的裂隙(圖4(f))。一般而言，微裂縫的發(fā)育能夠改善孔隙系統(tǒng)的連通性，對油氣儲集與運移具有重要意義[23]。但研究區(qū)裂縫發(fā)育較少，面孔率在0%～0.30%，平均0.07%，故對孔隙度演化及儲層孔隙儲集性能影響有限。

圖4 甘泉油田長8段鑄體薄片和掃描電鏡照片F(xiàn)ig.4 Thin sections and scanning electron microscope photos of Chang 8 member in Ganquan Oilfield

2.3 儲層物性特征

(1)地面條件物性特征

巖心物性數(shù)據(jù)分析表明，甘泉油田延長組長8油層組儲層地面分析孔隙度介于2.6%～17.8%，平均9.18%，中值為9.20%?？紫抖冉橛?%～13%的樣品約占73.5%。滲透率主要介于(0.04×10-3～2.18)×10-3μm2，平均0.32×10-3μm2，中值0.22×10-3μm2。滲透率介于(0.15～0.35)×10-3μm2之間的樣品約占66.1%(圖5)。地面分析孔隙度和滲透率總體呈正態(tài)分布(圖5)， 線性相關(guān)系數(shù)R2為0.354 4，孔隙度與滲透率呈線性關(guān)系，反應(yīng)成巖作用對儲層改造程度強烈(圖6)。

圖5 甘泉油田長8油藏地面條件巖心物性分布Fig.5 Ground physical property distribution of Chang 8 reservoir cores in Ganquan Oilfield

圖6 甘泉油田長8儲層覆壓孔隙度與滲透率的關(guān)系Fig.6 Relationship between pressure porosity and permeability of Chang 8 reservoir in Ganquan Oilfield

(2)覆壓孔滲的物性特征

甘泉油田延長組長8油層組儲集層巖心覆壓孔隙度介于0.27%～14.37%，平均6.74%，中值為5.83%，介于1%～7%的樣品約占53.8%；滲透率介于(0.001 3～1.278 3)×10-3μm2，幾何平均值為0.096 4×10-3μm2，中值0.003 7×10-3μm2，主體介于(0.002～0.050)×10-3μm2(圖7)。

從覆壓孔滲數(shù)據(jù)來看，研究區(qū)長8儲集層92%的樣品覆壓滲透率在0.1×10-3μm2以下，屬于典型的低—特低滲儲層，即致密儲集層。覆壓條件下，孔隙度與滲透率分布均呈“單峰”狀分布(圖7)。與地面條件相比(孔隙度平均9.18%、滲透率平均0.32×10-3μm2)， 覆壓孔隙度的損失率平均值為

圖7 甘泉油田長8油藏巖心覆壓物性分布Fig.7 Underground physical property distribution of Chang 8 reservoir cores in Ganquan Oilfield

26.58%，滲透率的損失率平均值為69.88%。覆壓條件下滲透率的損失率明顯大于孔隙度。當(dāng)上覆地層壓力逐漸增大時，孔隙空間遭受壓實作用改造強烈，孔隙度迅速減小。當(dāng)上覆地層壓力繼續(xù)增加時，造成吼道縮小或閉合，導(dǎo)致儲層物性變差。

3 孔隙演化影響因素分析

3.1 沉積相的影響

不同沉積環(huán)境背景下砂巖儲層結(jié)構(gòu)成熟度和成分成熟度不同，加之埋藏成巖過程中成巖流體性質(zhì)的差異，導(dǎo)致不同沉積微相帶內(nèi)儲層物性差異較大[24]。粒徑大小和分選不僅直接決定儲層的原始孔隙度，還嚴(yán)重影響著壓實作用對原生孔隙的破壞和對次生孔隙的改造程度，對孔隙結(jié)構(gòu)影響更為顯著。

研究區(qū)長8儲層為三角洲前緣水下分流河道微相砂體中碎屑沉積物分選、磨圓均較差，礦物成熟度較低，雜基含量較高。物性分析結(jié)果表明，儲層砂巖樣品覆壓孔隙度介于2.6%～17.8%，中值為9.20%。覆壓滲透率介于(0.03～2.35)×10-3μm2，中值為0.22×10-3μm2。三角洲前緣亞相水下分流河道主河道中部砂體厚度大，分選相對較好，孔隙度相對較高，覆壓孔隙度為12.04%，覆壓滲透率為0.97×10-3μm2。主河道側(cè)緣較中部物性稍差，泥質(zhì)含量高于主河道中部，覆壓孔隙度為7.62%，覆壓滲透率為0.49×10-3μm2。三角洲前緣亞相水下分流河道分支河道砂體粒度變細(xì)，較主河道泥質(zhì)含量高，中部較側(cè)緣物性相對較好，分支河道中部覆壓孔隙度為7.81%，覆壓滲透率為0.58×10-3μm2，分支河道側(cè)緣覆壓孔隙度為5.28%，覆壓滲透率為0.31×10-3μm2(圖8)。

3.2 成巖作用的影響

3.2.1 壓實作用

(1)壓實作用對孔隙的影響

巖石粒度分析表明，研究區(qū)長8儲層砂巖粒度較細(xì)，以細(xì)砂巖、極細(xì)砂巖為主。常見的壓實作用表現(xiàn)為碎屑顆粒定向排列、云母片等火山巖屑變形、碎屑顆粒以線接觸為主，少量點-線接觸(圖4(b))。

圖8 研究區(qū)長8儲層砂體孔隙度、滲透率分布Fig.8 Underground porosity and permeability distributions of Chang 8 sand body in the study area

研究區(qū)長8儲層物性下降、致密化的主要原因為機械壓實作用。

儲層壓實作用強度主要受控于儲層巖性、成巖膠結(jié)強度、埋藏史和地層流體壓力等因素[25-26]。研究區(qū)長8油層組儲層壓實作用的影響主要表現(xiàn)在兩個方面：1)粒徑不同的儲層的抗壓能力不同，粒度越細(xì)，抗壓能力越弱，孔隙度、滲透率越差。顆粒粒徑與孔隙度、滲透率線性相關(guān)系數(shù)R2分別為0.713 1、0.926 4，呈強正相關(guān)性，表明砂巖樣品粒度越粗，儲層物性越好(圖9(a)、圖9(b))。2)粒徑相同條件下，塑性顆粒含量越高，儲層受壓實作用影響越強烈。研究區(qū)砂巖塑性組分含量(含雜基)與孔隙度、滲透率呈負(fù)相關(guān)性。當(dāng)塑性組分質(zhì)量分?jǐn)?shù)大于10%時，砂巖樣品的孔隙度急劇降低；當(dāng)塑性組分質(zhì)量分?jǐn)?shù)大于6%時，砂巖樣品的滲透率急劇降低。當(dāng)塑性組分質(zhì)量分?jǐn)?shù)大于10%時，砂巖樣品孔隙度降低趨勢相對減緩，a段的線性相關(guān)系數(shù)(R2)小于b段(圖9(c))；當(dāng)塑性組分質(zhì)量分?jǐn)?shù)大于6%時，砂巖樣品的滲透率降低趨勢相對減緩，a段的線性相關(guān)系數(shù)(R2)小于b段(圖9(d))。因此，研究區(qū)致密砂巖儲層中塑性組分質(zhì)量分?jǐn)?shù)是儲層物性的重要影響因素之一，且不同含量的塑性顆粒質(zhì)量分?jǐn)?shù)對儲層物性的影響程度不同。

圖9 甘泉油田長8油藏粒徑、塑性顆粒質(zhì)量分?jǐn)?shù)與物性的相關(guān)關(guān)系Fig.9 Relationships between physical properties and particle size,plastic particle mass fraction of Chang 8 reservoir in Ganquan Oilfield

(2)原始孔隙度計算

假定自然界砂體屬于隨機堆積模式，在潮濕地表條件下，孔隙度與分選系數(shù)So的關(guān)系[27]為

Φ1=20.91+22.90/So。

(1)

式中：Φ1為原始孔隙度，%；So為分選系數(shù)。分選系數(shù)So通過粒度概率累計曲線

So=(d75/d25)1/2

(2)

求得。式中：d75、d25分別為累計曲線中累計含量為75%、25%時的顆粒直徑，mm。

根據(jù)計算結(jié)果(表1)得出，研究區(qū)長8儲層分選系數(shù)介于1.00～2.66，平均1.53；原始孔隙度Φ1介于28.29%～37.83%，平均35.88%。

表1 研究區(qū)長8儲層孔隙演化參數(shù)統(tǒng)計Tab.1 Pore evolution parameters of tight sandstone in Chang 8 reservoir of Ganquan Oilfield

(3)壓實減孔率定量表征

壓實作用是儲層砂巖致密化的主要因素，壓實減孔量的恢復(fù)是利用殘余粒間孔與早期形成膠結(jié)物之間的晶間孔進行反演計算，二者相加即為經(jīng)過機械壓實作用后儲層剩余孔隙度，即

Φ2=C+(P1×P0/Pt)。

(1)

式中：Φ2為壓實后孔隙度，%；C為膠結(jié)物質(zhì)量分?jǐn)?shù)，%；P1為粒間孔面孔率，%；P0為實測孔隙度，%；Pt為總孔面孔率，%。

壓實減孔率為壓實后剩余孔隙度與原始孔隙度之比[28]，即

Pcomp=(Φ1-Φ2)/Φ1×100%。

(2)

式中：Pcomp為壓實減孔率，%；Φ1為原始孔隙度，%。

對27張典型薄片進行鑒定分析，將研究區(qū)數(shù)據(jù)代入式(1)、式(2)進行計算，結(jié)果顯示，區(qū)內(nèi)儲層受壓實作用后殘余孔隙度分布在3.27%～19.85%，平均15.99%，壓實減孔量為19.89%，壓實減孔率Pcomp約為55.43%，反映出壓實作用是導(dǎo)致破壞孔隙結(jié)構(gòu)、儲層致密化的主要原因。

3.2.2 膠結(jié)作用

3.2.2.1 膠結(jié)作用對孔隙的影響

膠結(jié)作用是指礦物從孔隙溶液中沉淀析出并導(dǎo)致松散沉積物固結(jié)成巖，為儲層中孔隙度和滲透率降低的主要原因之一[29]。研究區(qū)的膠結(jié)作用主要為碳酸鹽膠結(jié)、黏土礦物膠結(jié)，27塊樣品X-衍射分析表明，儲層中普遍存在的膠結(jié)物為黏土礦物、(鐵)方解石、白云石、次生石英等，其質(zhì)量分?jǐn)?shù)分別為8.47%、2.66%、1.09%和0.84%。

(1)碳酸鹽膠結(jié)

研究區(qū)碳酸鹽膠結(jié)主要為方解石及少量鐵白云石。成巖早期方解石多呈基底式或連晶式膠結(jié)充填粒間孔隙，強烈的碳酸鹽膠結(jié)甚至使原生粒間孔幾乎喪失殆盡，形成鈣質(zhì)夾層(圖4(c))，此類樣品中碎屑顆粒主要呈點接觸，有少量線接觸，表明其形成于壓實作用較弱的同生成巖期或成巖作用早期。成巖中晚期鐵方解石多呈晶體狀賦存在粒間孔和溶蝕孔中，以孔隙式膠結(jié)為典型特征(圖4(c))。亦見方解石及白云石充填溶蝕孔隙，表明該期碳酸鹽膠結(jié)形成于溶蝕作用發(fā)生后，為中成巖晚期的膠結(jié)產(chǎn)物。鏡下薄片數(shù)點法統(tǒng)計結(jié)果表明，研究區(qū)樣品碳酸鹽質(zhì)量分?jǐn)?shù)與孔隙度、滲透率均呈負(fù)相關(guān)關(guān)系，當(dāng)碳酸鹽膠結(jié)物質(zhì)量分?jǐn)?shù)小于3.5%時，砂巖孔隙度及滲透率隨碳酸鹽質(zhì)量分?jǐn)?shù)的增大而急劇降低，a段的線性相關(guān)系數(shù)(R2)小于b段；當(dāng)碳酸鹽膠結(jié)物質(zhì)量分?jǐn)?shù)大于3.5%時，孔隙度及滲透率隨碳酸鹽質(zhì)量分?jǐn)?shù)增大而降低的速度明顯減緩，a段的線性相關(guān)系數(shù)(R2)小于b段(圖10)。表明碳酸鹽膠結(jié)嚴(yán)重制約了儲層孔隙的發(fā)育。

圖10 碳酸鹽質(zhì)量分?jǐn)?shù)與物性的相關(guān)關(guān)系Fig.10 Relationship between physical properties and mass fraction of carbonate

(2)自生黏土礦物膠結(jié)

鑄體薄片鑒定和X-衍射分析結(jié)果表明，研究區(qū)儲層自生黏土礦物主要有綠泥石、伊蒙混層、伊利石、高嶺石等。綠泥石質(zhì)量分?jǐn)?shù)為1.41%～7.10%，平均5.50%。早期綠泥石主要以孔隙襯邊或薄膜形式產(chǎn)出(圖4(j))，部分較厚綠泥石膜占據(jù)了孔隙空間，對儲層物性造成破壞，但綠泥石膜的發(fā)育提高了儲層砂巖抗壓實能力。晚期綠泥石多以分散的片狀晶體或晶簇充填殘余粒間孔隙或溶蝕孔隙(圖4(j))。伊利石質(zhì)量分?jǐn)?shù)為1.03%～2.87%，平均2.11%。研究區(qū)伊利石多以不規(guī)則片狀、彎曲狀及絲狀發(fā)育于孔隙縫隙或顆粒表面，偶在粒間孔隙中觀察到伊利石搭橋現(xiàn)象。伊利石膠結(jié)物自身發(fā)育占據(jù)了部分粒間孔，對儲層起到破壞性作用，但在一定程度上又增強了儲層的抗壓實能力，對后期膠結(jié)物沉淀起到阻礙作用。樣品薄片中可見到片狀、蜂巢結(jié)構(gòu)伊蒙混層，這些黏土混層多充填于粒間孔隙中，或與自生礦物相并存(圖4(k)、圖4(l))。伊蒙混層質(zhì)量分?jǐn)?shù)為2.17%～6.54%，平均4.82%。

雖然自生伊利石和高嶺石膠結(jié)會形成少量晶間孔，但兩者亦會堵塞孔隙和吼道，對孔隙度下降影響較大，因此，儲層物性與黏土礦物質(zhì)量分?jǐn)?shù)往往呈負(fù)相關(guān)關(guān)系。

3.2.2.2 膠結(jié)減孔率定量表征

膠結(jié)作用影響下該期的孔隙減孔率

Φ3=P1P0/Pt。

(3)

式中：Φ3為壓實、膠結(jié)作用后的剩余孔隙度，%；P1為粒間孔面孔率，%。

膠結(jié)減孔率

Pcem=C/Φ1×100%。

(4)

式中，Pcem為膠結(jié)減孔率，%；Φ1為原始孔隙度，%。

通過計算可知，研究區(qū)致密砂巖儲層經(jīng)壓實和膠結(jié)作用的影響后孔隙度降低，計算結(jié)果表明，剩余孔隙度Φ3為4.44%，由膠結(jié)作用造成的減孔量為11.55%，減孔率為32.22%。由于膠結(jié)作用分不同期次進行，為探明孔隙演化過程，統(tǒng)計不同期次膠結(jié)物質(zhì)量分?jǐn)?shù)，計算得出各個期次的膠結(jié)減孔情況。早期膠結(jié)作用多為石英、長石、綠泥石及方解石膠結(jié)，質(zhì)量占總膠結(jié)物的41%，早期膠結(jié)減孔量為3.69%；中期膠結(jié)作用多為自生黏土礦物、鐵白云石膠結(jié)，質(zhì)量占總膠結(jié)物的57%，膠結(jié)減孔量為7.86%。

3.2.3 溶蝕作用

3.2.3.1 溶蝕作用對孔隙的影響

儲層中孔隙流體通過砂巖的孔隙系統(tǒng)進入砂巖并與其中的巖屑顆粒及填隙物等不穩(wěn)定組分發(fā)生反應(yīng)，將其溶解。通常溶蝕作用對致密砂巖儲層具有積極的建設(shè)作用。研究區(qū)被溶蝕的組分主要為長石、火成巖屑及早期碳酸鹽膠結(jié)物。研究區(qū)長8油層組砂巖溶蝕作用普遍發(fā)育，主要表現(xiàn)在：儲層長石質(zhì)量分?jǐn)?shù)較高，在酸性水介質(zhì)條件下，極易沿長石解理面發(fā)生溶解并形成大量次生孔隙(圖4(c))；當(dāng)溶蝕作用較強時，見長石溶蝕殆盡而形成的鑄模孔(圖4(e))。巖屑顆粒亦遭受溶蝕形成粒間及粒內(nèi)溶孔(圖4(b)—(d))。溶蝕孔含量與孔隙度呈正相關(guān)，線性相關(guān)系數(shù)R2為0.1018(圖11)，表明溶蝕作用的普遍發(fā)育有效地改善了研究區(qū)長8儲層物性。

圖11 溶蝕孔面孔率與物性的相關(guān)關(guān)系Fig.11 Relationship between porosityof reservoir and area porosity of corrosion pores

酸性流體對儲層砂巖具有選擇性溶蝕特征，通常分選越好、成分成熟度越高的砂巖原生孔隙保存越好，酸性流體越容易進入并對儲層砂巖進行溶蝕改造[26]。因此，不同沉積微相條件下溶蝕作用對孔隙度的影響程度不同。研究區(qū)長8儲層水下分流河道微相主河道中部砂巖分選相對好、成熟度高，溶蝕程度相對強烈，溶蝕作用使儲層增孔較多。統(tǒng)計結(jié)果(圖12)表明，主河道中部、分支河道中部、主河道側(cè)緣、分支河道側(cè)緣儲層砂巖面孔率與孔隙度的相關(guān)系數(shù)(R2)逐漸減弱，分別為0.672 9、0.599 5、0.280 2、0.270 3，表明溶蝕作用對儲層孔隙的影響相應(yīng)減弱，其中，主河道中部和分支河道中部溶蝕作用對孔隙的影響最強。

圖12 不同沉積環(huán)境下樣品溶蝕孔面孔率與孔隙度的關(guān)系Fig.12 Relationship between porosityof samples and area porosity of corrosion pores under different sedimentary environment

3.2.3.2 溶蝕增孔率定量表征

溶蝕作用對儲層增孔的影響可通過公式

Φ4=P2·P0/Pt

(5)

定量計算。式中：Φ4為溶蝕增孔量，%；P2：溶蝕孔面孔率，%。

溶蝕增孔率

Prszk=Φ4/Φ1×100%。

(6)

將研究區(qū)數(shù)據(jù)代入式(5)、式(6)進行計算，結(jié)果顯示，在溶蝕作用影響下，研究區(qū)儲層增孔量為2.30%，溶蝕增孔率Prszk為6.41%。其中，早期溶蝕增孔量為1.87%，中期溶蝕增孔量為0.43%。證實溶蝕作用對于致密砂巖的增孔效果顯著，在一定程度上改善了儲層物性。

3.3 研究區(qū)孔隙演化規(guī)律

致密砂巖孔隙發(fā)育及演化史是礦物組分、溫度、壓力、流體及時間等多因素共同作用的結(jié)果[7,9]。研究區(qū)長8儲層主要的破壞性成巖作用包括壓實作用、膠結(jié)作用。壓實作用及膠結(jié)作用造成孔隙的大量縮減甚至消失，是造成原生孔隙遭受破壞的主要原因。早期碳酸鹽膠結(jié)作用為巖石顆粒提供支撐作用，并供后期溶蝕產(chǎn)生次生孔隙。后期發(fā)生的溶蝕作用是研究區(qū)改善孔隙度的主要因素。研究區(qū)長8致密砂巖儲層在埋藏過程中，不同成巖作用影響導(dǎo)致增、減孔，根據(jù)定量計算結(jié)果及成巖序列劃分，繪制研究區(qū)長8油層組致密砂巖儲層成巖序列及孔隙演化模式圖(圖13)，直觀表征儲層孔隙演化過程。

同生成巖期—早成巖階段A期：研究區(qū)長8儲層早成巖A期盆地處于坳陷沉降階段，埋深小于1 500 m，溫度小于60 ℃，Ro<0.35%，有機質(zhì)演化階段處于未成熟階段。該時期主要發(fā)生壓實作用及早期碳酸鹽膠結(jié)作用，孔隙類型以粒間孔為主。在地層壓力的作用下，顆粒被快速壓實，但因為早期發(fā)育的碳酸鹽基底式膠結(jié)在顆粒間起到支撐作用，一定程度上為后期次生孔隙的形成創(chuàng)造了有利條件，早期碳酸鹽基底式膠結(jié)減孔量為3.69%。該階段孔隙度快速下降，從原始的35.88%下降至19%左右。

圖13 甘泉油田延長組長8油藏致密砂巖儲層成巖序列及孔隙演化模式Fig.13 Diagenesis sequence and pore evolution mode of tight sandstone reservoirin Chang 8 reservoir of Ganquan Oilfield

早成巖階段B期：研究區(qū)長8儲層地層溫度介于60～85 ℃，Ro介于0.35～0.5%，有機質(zhì)演化階段處于未成熟—低成熟階段。該時期埋深為1 100～1 800 m，壓實作用逐漸增強，壓實作用持續(xù)減孔致使孔隙度降為15.99%。該時期初期在大氣淡水侵蝕下長石和巖屑開始發(fā)生溶蝕，溶蝕增孔量1.87%，此時孔隙度為17.86%。同時溶蝕作用產(chǎn)生石英、長石、方解石及綠泥石等膠結(jié)物填充孔隙，膠結(jié)減孔量為3.69%，此時孔隙度約為14.17%。

中成巖階段A期：地層埋深增至1 800～2 400 m，溫度介于85～120 ℃。Ro介于0.5%～1.2%，有機質(zhì)成熟、生烴，產(chǎn)生的大量有機酸對儲層進行中期溶蝕，進一步溶解長石和巖屑，溶蝕增孔量為0.43%，此時孔隙度為14.6%。同期溶蝕產(chǎn)生的黏土礦物膠結(jié)減孔4.29%，晚期鐵方解石、鐵白云石膠結(jié)減孔3.57%，現(xiàn)今孔隙度降至6.74%。

4 結(jié) 論

(1)研究區(qū)長8儲層主要發(fā)育巖屑長石砂巖和長石巖屑砂巖，結(jié)構(gòu)成熟度與成分成熟度較差，屬于典型的低—特低孔、超低滲儲層，是典型的致密砂巖儲層。儲層孔隙類型以粒間孔、長石溶孔為主，次為少量巖屑溶孔及微裂縫。

(2)機械壓實作用是導(dǎo)致研究區(qū)長8儲層致密化的主要因素，其次，碳酸鹽膠結(jié)是儲層砂巖在早成巖階段及中成巖晚期物性降低的重要原因。長石及巖屑顆粒溶蝕形成大量次生孔隙是研究區(qū)致密砂巖儲層物性改善的關(guān)鍵因素。

(3)早成巖A期為儲層砂巖孔隙度銳減階段，孔隙度由35.88%下降至19%左右；早成巖B期孔隙度下降趨勢較早成巖A期有所減緩，孔隙度下降至14.17%；中成巖A期，在有機酸溶蝕和中期膠結(jié)作用影響下，孔隙度進一步降至現(xiàn)今孔隙度6.74%。