松辽盆地大安油田葡萄花油层...渗储层成岩相特征与孔隙演化_何庆斌.pdf

大庆石油地质与开发 Petroleum Geology Oilfield Development in Daqing2023 年 4 月 第 42 卷第 2 期Apr.，2023Vol.42 No.2DOI：10.19597/J.ISSN.1000-3754.202112056松辽盆地大安油田葡萄花油层特低渗储层成岩相特征与孔隙演化何庆斌1，2 张继红1 李金凤2（1.东北石油大学石油工程学院，黑龙江 大庆163318；2.中国石油吉林油田公司红岗采油厂，吉林 松原138000）摘要：松辽盆地大安油田葡萄花油层特低渗透储层成因及孔隙演化特征缺乏定量的研究。利用铸体薄片、扫描电镜、电子探针、X射线衍射和全岩、物性、压汞等定性、定量资料对葡萄花油层成岩作用类型、成岩相进行定量研究并恢复各成岩相孔隙演化过程。结果表明：大安油田葡萄花油层经历了早成岩A期压实成岩、早成岩B期胶结成岩、中成岩A期溶蚀成岩和胶结交代成岩4个阶段；机械压实、伊利石和混层黏土胶结、碳酸盐胶结破坏原生孔隙，绿泥石和高岭石环边胶结有利于原生孔保存，长石和火山岩屑溶蚀改善物性；大安油田葡萄花油层可划分为长石溶蚀粒内溶孔相、黏土环边胶结残余粒间孔相、硅质胶结粒间溶孔相、方解石胶结晶间微孔相和黏土杂基充填晶间微孔相5种成岩相，各成岩相主要成岩作用类型、成岩强度影响孔隙组合，造成储层的强烈非均质性；长石溶蚀粒内溶孔相和黏土环边胶结残余粒间孔相储层物性最好，是研究区最有利储层。研究成果为大安油田葡萄花油层效益开发和整体建产提供地质依据。关键词：成岩作用；特低渗砂岩；成岩相定量划分；孔隙演化；葡萄花油层；大安油田；松辽盆地中图分类号：TE122.2 文献标识码：A 文章编号：1000-3754（2023）02-0001-12Diagenetic facies and porosity evolution of ultralow permeability reservoir in Putaohua Reservoir in Da an Oilfield in Songliao BasinHE Qingbin1，2，ZHANG Jihong1，LI Jinfeng2（1.School of Petroleum Engineering，Northeast Petroleum University，Daqing 163318，China；2.Honggang Oil Production Company，PetroChina Jilin Oilfield Company，Songyuan 138000，China）Abstract：There are few quantitative studies on genesis of ultra-low reservoir and porosity evolution in Putaohua Reservoir in Da an Oilfield.Quantitative research on diagenesis types and diagenetic facies of Putaohua Reservoir is performed by using qualitative and quantitative parameters of cast thin section，SEM，electronic probe，XRD and whole rock，physical properties and mercury injection，and porosity evolution processes of all diagenetic facies are restored.The result shows that Putaohua Reservoir in Da an Oilfield has experienced 4 diagenesis stages including compaction of early diagenesis stage A，cementation of early diagenesis stage B，and dissolution and metasomatism of middle diagenesis stage A.Mechanical compaction，illite and mixed layered clay cementation and carbonate cementation destroyed primary porosity，while chlorite and kaolinite rim cement improved primary porosity preservation，and dissolution of feldspar and debris improved reservoir property.There are 5 kinds of diagenetic facies in 收稿日期：2021-12-18 改回日期：2022-06-15基金项目：国家科技重大专项“松辽盆地致密油开发示范工程”（2016ZX05001-002）。第一作者：何庆斌，男，1984年生，在读博士，高级工程师，从事油气田开发理论与技术研究。E-mail：通信作者：张继红，女，1969年生，教授，博士生导师，从事油气田开发理论与技术研究。E-mail：2023 年大庆石油地质与开发Da an Oilfield including feldspar dissolution intragranular dissolved pore facies，clay rim cement residual intergranular pore facies，siliceous cement dissolved pore facies，calcite cement filling intercrystaline micro-pore facies and clay matrix filling intercrystaline micro-pore facies.The main diagenesis type and diagenesis strength of different diagenetic facies influence porosity combination，causing high reservoir heterogeneity.Feldspar dissolution intragranular dissolved pore facies and clay rim cement residual pore facies have best reservoir property，being the most favorable reservoir in studied area.The study provides geologic basis for beneficial development and overall productivity construction of Putaohua Reservoir in Da an Oilfield.Key words：diagenesis；ultra-low permeability reservoir；quantitative classification of diagenetic facies；porosity evolution；Putaohua Reservoir；Da an Oilfield；Songliao Basin0引言松辽盆地是中国最大的陆相含油气盆地，长期以来松辽盆地南部油气开发的重点集中在萨尔图油层、高台子油层等构造油气藏，以葡萄花油层和扶余油层的低、特低渗透砂岩为代表的岩性油藏由于储层致密、试油产能低、开发难度大、经济效益差而被视为“难采储量”，开发动用程度较低1。近年来，随着萨尔图、高台子等主力油层含水率持续攀升、陆续进入高含水开发中后期，葡萄花油层特低渗透砂岩油藏成为吉林油田产能接续和持续稳产的资源基础2。大安油田是松辽盆地南部葡萄花油层的主要发育区，位于红岗大安三角洲前缘3，砂体连续、厚度为 35 m，含油面积约为 110 km2，探明储量约为 2 500104 t。由于大安油田储层非均质性强、整体建产难度大，以局部动用为主，目前仅有23.7%的区域投入开发，储量动用率仅为 39.2%，平均含水率约为75%，仍具有较大的开发潜力，具备规模建产的物质基础。前人45对大安油田的沉积、储层预测和分类评价进行了大量研究，认为葡萄花油层部分主体河道砂体物性好、含油性好，长期的开发实践也证实，葡萄花油层在整体低渗透背景下存在高产的“甜点”储层，尤其是大26、大50和大28等区块，单井日产油量最高可达2.2 t，而储层物性是葡萄花油层产能差异的主控因素，因此，明确低渗透砂岩储层成因和相对高渗储层分布是大安油田高效开发的关键。碎屑岩储层物性的形成和演化受沉积特征和成岩作用双重约束，尤其是埋藏成岩阶段强烈的成岩改造更是决定物性分布的关键。前人通过成岩作用特征定性描述来确定致密储层成因，对不同类型储层分布预测缺乏定量手段6。成岩相是特定成岩环境中碎屑岩经受各种有机、无机反应形成的具有一定共生矿物组合和成岩组构特征并能够反映成岩演变结果的岩石单元7，自提出以来已广泛应用于优质储层预测。成岩相通过控制孔隙差异演化，在大面积低渗背景下形成相对高孔渗带810。因此，通过成岩相研究落实优质储层分布，就成为低、特低渗透油藏高效开发的关键。本文利用物性、薄片分析、全岩分析、X射线衍射和扫描电镜等资料，结合多种成岩强度指标进行成岩相定量划分，明确各成岩相特征及孔隙演化，为大安油田高效开发提供依据。1区域地质概况大安油田位于松辽盆地中央坳陷区南部，紧邻西部斜坡区，与长岭凹陷、古龙凹陷等盆地内最主要生油凹陷相邻，油源条件良好，是盆地南部连片发育的岩性油藏富集区11（图1（a）。大安油田地层自下而上依次为上白垩统泉头组、青山口组、姚家组、嫩江组和四方台组，在姚家组萨尔图油层和葡萄花油层、泉头组扶余油层等见油气显示，其中葡萄花油层作为研究区的主要含油层位，自下而上可分为 P、P、P等 3个砂层组和9个小层。（图1（b）。葡萄花油层属河控浅水三角洲沉积，在稳定的构造背景和充足的物源供给下，在研究区形成以大面积分布的薄层分流河道、河口坝砂体为主的致密储层，与下伏青一、青二+三段烃源岩组成下生上储的源储组合，形成大面积准连续分布的致密岩性油气藏12。2第 42 卷 第 2 期何庆斌 等：松辽盆地大安油田葡萄花油层特低渗储层成岩相特征与孔隙演化2储层特征大安油田葡萄花油层岩性复杂、粒度细，储层中粉砂岩和泥质粉砂岩含量高，细砂岩的比例仅为15.83%。薄片观察表明，葡萄花油层碎屑颗粒分选中好、磨圆中好，长石含量高，体积分数平均为 35.34%，火山岩岩屑次之，体积分数平均为32.40%，石英含量较低，体积分数平均为 15.18%，总体以长石岩屑砂岩为主，含少量岩屑长石砂岩。填隙物含量较高，体积分数平均为 17.08%，以泥质杂基（体积分数平均为 9.08%）、方解石（体积分数平均为 4.36%）、自生石英（体积分数平均为2.28%）为主。大 安 油 田 葡 萄 花 油 层 孔 隙 度 为 2.72%20.91%，普遍小于 15.00%，渗透率为 0.0110-361.2110-3 m2，普遍小于 1.0010-3 m2，孔隙度平均为 13.07%，渗透率平均为 0.9410-3 m2，是典型的低孔特低渗型砂岩储层。3成岩作用类型及序列3.1成岩作用类型3.1.1机械压实机械压实作用是沉积物在上覆重力及静水压力的作用下将水分排出、碎屑颗粒紧密排列而使孔隙体积缩小、渗透性变差的成岩作用，也是造成物性损失的最主要的成岩作用类型13。葡萄花油层埋深为 1 5001 800 m，压实强度中等，镜下常见石英、长石表面挤压破裂，泥岩岩屑和火山岩岩屑、杂基发生塑性变形、定向排列等压实现象（图 2（a），当压实作用较强时，石英在 机 械 压 力 作 用 下 压 溶，呈 缝 合 线 接 触（图2（b）。图1研究区构造位置及葡萄花油层地层综合柱状图Fig.1 Structural location and comprehensive stratigraphic column of studied area32023 年大庆石油地质与开发3.1.2胶结研究区葡萄花油层胶结物含量高，胶结作用较强，发育黏土矿物、碳酸盐、硅质等多期次、多类型的胶结作用，不同类型胶结物控制了原生孔隙保存和破坏，是影响物性演化的重要因素。3.1.2.1黏土矿物胶结黏土矿物是研究区最主要的胶结物，含量最高，体积分数平均为 9.08%，以伊利石（体积分数平均为3.57%）、绿泥石（体积分数平均为3.29%）、伊蒙混层（体积分数平均为 1.41%）和高岭石（体积分数平均为 0.81%）组成，其中伊利石、伊蒙混层封堵储层孔隙，绿泥石和高岭石对原生孔隙的保存具有一定贡献。伊利石形成较晚，主要为早成岩B期中成岩A期，富K+条件下高岭石、绿泥石不断向伊利石转化。全岩分析表明，葡萄花油层随埋深增加，伊利石含量也略有增加。扫描电镜下见片丝状、毛发状伊利石充填粒间体积（图 2（c），由于伊利石堵塞部分孔隙和喉道，造成物性变差，因此，随伊利石含量增加，孔渗呈下降趋势（图3）。伊蒙混层形态介于伊利石和蒙脱石之间，呈丝缕状、片丝状，形成时间较早，为早成岩 AB 期的产物，扫描电镜下见絮状、丝状的伊蒙混层充填粒间孔隙，将大孔隙分隔成孤立的微小孔，增加了孔隙的迂回度，造成储层渗透能力下降。随埋深和地温增加，大部分伊蒙混层转化为伊利石，含量也图2大安油田葡萄花油层特低渗透砂岩成岩作用特征Fig.2 Digenesis characteristics of ultra-low permeability sandstone in Putaohua Reservoir in Da an Oilfield4第 42 卷 第 2 期何庆斌 等：松辽盆地大安油田葡萄花油层特低渗储层成岩相特征与孔隙演化随之减少。绿泥石常见于富铁的碱性环境。在浅水三角洲前缘环境中，葡萄花油层中火山岩岩屑中的黑云母等暗色矿物水解释放出大量 Fe2+，在河口处发生絮凝形成丰富的含铁沉积物，为绿泥石的形成提供了良好的物质基础14。根据绿泥石中 Fe2+、Mg2+含量可将绿泥石分为早、晚 2 期。早期绿泥石是在富Fe2+环境中由黏土矿物转化而来（图 4（a），呈包膜、环边状覆盖在颗粒表面（图 2（d），厚度为 26 m，能有效减缓压实强度、保存部分原生孔隙15。普通薄片中见颗粒接触处绿泥石包膜不发育（图 2（e），表明绿泥石沉淀略晚于机械压实，是早成岩 A 期的产物。晚期绿泥石形成时随Fe2+的消耗 w（Fe2+）/w（Mg2+）逐渐降低，扫描电镜下见晚期绿泥石呈玫瑰花状充填残余粒间孔和次生溶孔，对物性造成一定的破坏。图3大安油田葡萄花油层砂岩黏土矿物含量、方解石含量、孔隙度、渗透率与埋深的关系Fig.3 Relationship of clay mineral content，calcite content，porosity and permeability vs.burial depth of Putaohua Reservoir in Da an Oilfield1214161820w()/%MgO468101520303525晚期孔隙充填玫瑰花状绿泥石早期颗粒包膜环边状绿泥石w()/%FeO晚期亮晶方解石、铁方解石早期泥晶方解石255075755025755025100010001000w()MgO/%www()+()+()MgOMnOFeOw()MnO/%www()+()+()MgOMnOFeOw()FeO/%www()+()+()MgOMnOFeO()b 碳酸盐胶结物、与关系www(MnO)(MgO)(FeO)()绿泥石胶结物与关系aww(FeO)(MgO)图4大安油田葡萄花油层绿泥石和碳酸盐胶结物中元素组成Fig.4 Elements composition in chlorite and carbonate cement in Putaohua Reservoir in Da an Oilfield52023 年大庆石油地质与开发高岭石晶型良好，呈假六方板状、蠕虫状附着在颗粒表面（图 2（f），阻碍压实作用，中成岩A 期酸性流体通过高岭石晶间微孔组成的立体通道，形成大量次生溶蚀，薄片观察和物性统计表明，高岭石含量高的样品次生溶蚀作用相对发育，表明高岭石溶蚀是物性改善的重要原因。3.1.2.2碳酸盐胶结研究区碳酸盐胶结物含量较高，体积分数平均为 4.36%，是破坏葡萄花油层物性的重要因素。碳酸盐胶结可分为早、晚2期。早期碳酸盐胶结以方解石为主，Fe2+含量极低或不含 Fe2+，晶型细小，为泥晶、微晶状，多呈基底式胶结，阴极发光为暗橘黄色光（图 2（g），镜下见早期碳酸盐胶结物占据粒间孔隙的样品中，碎屑颗粒排列松散、彼此孤立，呈漂浮状分布（图 2（h），无直接接触，虽然早期碳酸盐胶结占据大部分原生粒间孔隙，但也降低了压实强度16，同时为中成岩 A 期的酸性溶蚀提供了物质基础，铸体薄片中可见由方解石溶蚀形成粒间溶孔，可有效提高储层物性，是研究区葡萄花油层重要的储集空间类型之一。晚期碳酸盐为亮晶方解石、铁方解石和白云石，Fe2+、Mg2+含量较高，其中 FeO 质量分数为0.52%1.21%，MgO 质 量 分 数 为 0.22%0.43%（图4（b），是早期方解石重结晶过程中与富Fe2+流体进行离子交换的产物17。铁方解石阴极发光为橘黄色，发光强度中等，晶型粗大，多呈他形连晶状、嵌晶状充填粒间孔（图 2（i），部分或完全交代碎屑颗粒、早期方解石，将残余粒间孔破坏殆尽。随埋深的增加，碳酸盐胶结物也呈现先减少后增加的趋势。3.1.2.3硅质胶结硅质胶结是大安油田葡萄花油层的主要胶结类型之一，普通薄片镜下常见石英的级、级加大（图 2（j），级加大较少，体积分数平均为2.32%。硅质胶结通常为石英压溶、黏土矿物转化释放的游离态硅质在碎屑表面再生长、连接而成，因此，在石英含量高、粒度较粗、黏土杂基不发育的砂岩中硅质胶结最发育，而黏土杂基含量高的样品中硅质胶结含量较低。普通薄片镜下见石英次生加大呈等厚环边状包裹碎屑石英，宽度一般为 614 m，最宽可达16 m，加大边见呈群状、带状分布的次生盐水包裹体（图2（k），其均一温度为6090，表明其主要形成于早成岩B期。扫描电镜下还可见长石粒内溶孔内有少量自生石英呈六方柱状垂直于孔壁生长，是长石溶蚀作用的产物，但含量较低，对物性影响不大。石英加大是破坏葡萄花油层储层物性的重要因素，通过占据颗粒表面、破坏原生孔隙结构、减小喉道渗流面积来破坏储集性能和渗流能力。3.1.3交代方解石交代长石、岩屑是研究区主要胶结类型之一，镜下见岩屑颗粒边缘或长石解理缝被方解石交代呈锯齿状、不规则状（图2（l）。伊利石交代碎屑石英、长石，发生高岭土化（图2（m），即黏土杂基含量较高的储层中石英、长石在搬运过程中发生水解产生的交代作用。铁方解石沿颗粒边缘向中心交代方解石，是中成岩期温度升高和含 Fe2+流体进入，造成方解石重结晶形成的。3.1.4溶蚀由溶蚀作用形成的次生溶孔是物性改善的重要原因。86 块铸体薄片的溶蚀孔面孔率统计表明，葡萄花油层溶蚀孔面孔率为 1.52%5.21%，平均为 2.71%，由溶蚀作用形成的次生溶孔是葡萄花油层重要的储集空间类型，溶蚀作用对本区物性改善、产能提高具有重要意义。虽然本区溶蚀作用较发育，但不同样品间溶蚀强度差异大，是造成不同区块物性和产能差异的重要因素。葡萄花油层以酸性溶蚀为主，溶蚀矿物主要为长石、火山岩岩屑。镜下常见长条状、栅格状长石粒内溶孔，溶蚀强烈时呈残骸状（图 2（n）；火山岩岩屑中发育蜂窝状、不规则状粒内溶孔（图 2（o）；碳酸盐胶结物中发育斑块状粒间溶孔及锯齿状溶扩微裂缝（图2（p）。3.2成岩阶段与序列全岩分析表明，葡萄花油层的伊蒙混层比为15.0%25.0%，平均为21.3%，处于低熟成熟阶段，这与镜质体反射率（平均为 0.84%）指示的热演化阶段是一致的，按照标准 SY/T 54772003碎屑岩成岩阶段划分规范18，大安油田葡萄花油层已经历早成岩A期压实成岩、早成岩B期胶结成岩和中成岩 A 期溶蚀成岩等成岩阶段，目前正处于中成岩A期胶结交代成岩作用阶段。随着埋深、温度和环境的变化，大安油田葡萄花油层不同类型自生矿物依次沉淀，结合自生矿物与各类孔隙间接触关系，按成岩作用出现的顺序将6第 42 卷 第 2 期何庆斌 等：松辽盆地大安油田葡萄花油层特低渗储层成岩相特征与孔隙演化大安油田葡萄花油层特低渗透储层的成岩序列归纳为：机械压实绿泥石、高岭石包膜石英加大方解石胶结油气侵位长石、岩屑溶蚀铁方解石、白云石胶结（图5）。4成岩相成岩相是在一定沉积、成岩环境中，经历了多种成岩作用改造而形成的碎屑岩储层，表征与储集性能直接相关的储集体的特征和分布19。目前，成岩相分类和命名多以成岩矿物、成岩事件或成岩环境等定性描述为主，缺少定量指标20。视压实率（原始孔隙体积-压实后粒间体积）/原始孔隙体积100%）、视胶结率（胶结物总量/（胶结物总量+粒间孔隙体积）100%）和视溶蚀率（溶蚀面孔率/总面孔率100%）等成岩作用参数是衡量机械压实作用、胶结作用和溶蚀作用等不同成岩作用类型强度的定量指标21。本次研究通过对 86 块铸体薄片镜下观察，统计各样品胶结物含量和不同成因粒间孔面孔率和粒内孔面孔率，对各成岩参数进行定量计算。大安油田葡萄花油层视压实率较强，为 18.0%75.0%，平均为 35.6%；大部分样品视胶结率超过 35.0%，最高可达 69.5%，平均为 38.0%；视溶蚀率分布范围较宽，从 5.0%到 40.0%均有，平均为 26.4%，表明本区成岩作用以压实和胶结作用为主。因此，通过视压实率和视胶结率的关系将大安油田葡萄花油层划分为5种成岩相类型，以主要成岩事件和储集空间类型将其命名为长石溶蚀粒内溶孔相、黏土环边胶结残余粒间孔相、硅质胶结粒间溶孔相、方解石胶结晶间微孔相和黏土杂基充填晶间微孔相（图 6），不同成岩相的主要成岩作用类型及强度存在明显差异。4.1长石溶蚀粒内溶孔相以大安油田葡萄花油层中砂体最发育的 P4 小层为例，大安油田长石溶蚀粒内溶孔相主要分布在主流河道的粉细砂岩、细砂岩中（图 7）。由于岩石粒度较粗，在较强水动力的淘洗下，颗粒中石英、长石含量增加，黏土和杂基含量减少，抗压实能力较强，视压实率平均为 41.1%，溶蚀作用最发育，视溶蚀率平均为 37.6%，视胶结率为 9.8%29.3%，平均为 21.3%。成岩作用以长石溶蚀、机械压实和自生石英胶结为主。长石粒内溶孔、残余粒间孔发育，压汞和核磁分析表明，该成岩相孔隙和喉道区分明显、二者半径均较大（图 8（a），孔喉结构最好，孔隙度平均为 17.13%，渗透率平均为5.6710-3 m2，为中孔低渗型储层。图5大安油田葡萄花油层特低渗砂岩成岩序列Fig.5 Diagenetic sequence of ultra-low permeability sandstone in Putaohua Reservoir in Da an Oilfield72023 年大庆石油地质与开发4.2黏土环边胶结残余粒间孔相黏土环边胶结残余粒间孔相以水下分流河道和河口坝粉砂岩、粉细砂岩沉积为主，该成岩相形成时水动力较强、黏土杂基含量不高，绿泥石、高岭石围绕颗粒呈环边状，有效提高颗粒抗压实能力，视压实率较低，平均值仅为 21.71%，但较高含量的自生黏土环边胶结提高视胶结率，平均为42.86%（图 6）。成岩作用主要为绿泥石、高岭石环边胶结、伊利石胶结和长石溶蚀，储层中残余粒间孔、粒间溶孔发育，相比长石溶蚀粒内溶孔相，图8大安油田葡萄花油层特低渗透砂岩储层孔隙结构特征Fig.8 Reservoir pores structure characteristics of ultra-low permeability sandstone in Putaohua Reservoir in Da an Oilfield10203040506070视胶结率/%1020304050607080视压实率/%黏土杂基充填晶间微孔相方解石胶结晶间微孔相黏土环边胶结残余粒间孔相长石溶蚀粒内溶孔相硅质胶结粒间溶孔相图6大安油田葡萄花油层成岩相划分Fig.6 Diagenetic facies classification of Putaohua Reservoir in Da an Oilfield图7大安油田葡萄花油层P4小层成岩相分布Fig.7 Distribution of diagenetic facies of P4 layer in Putaohua Reservoir in Da an Oilfield8第 42 卷 第 2 期何庆斌 等：松辽盆地大安油田葡萄花油层特低渗储层成岩相特征与孔隙演化黏土环边胶结残余粒间孔相孔隙和喉道半径减小，物性和孔喉结构较好（图 8（b），孔隙度平均为15.13%，渗透率平均为2.7610-3 m2，为低孔低渗型、低孔特低渗型储层。4.3硅质胶结粒间溶孔相硅质胶结粒间溶孔相主要为水下分流河道侧缘粉砂岩。随着水动力的增强，石英含量增加，抗压实能力较强，平均视压实率约为 42.85%。中成岩A 期长石溶蚀形成的 SiO2排出时在该成岩相中滞留，形成广泛的石英加大，视胶结率平均为 40.2%（图6），视溶蚀率较低，为15.95%。成岩作用主要为机械压实、硅质胶结和伊利石胶结，其中伊利石胶结和压实作用丧失了部分原生孔，石英加大进一步破坏孔隙结构，是造成渗透率降低的主要原因。储层由岩屑粒内溶孔和残余粒间孔组成，储层内中小孔隙数量明显增多、孔喉区分不明显（图 8），喉道半径较小，孔隙度平均为 12.9%，渗透率平均为0.9610-3 m2，为低孔特低渗型、特低孔特低渗型储层。4.4方解石胶结晶间微孔相方解石胶结晶间微孔相主要为水下天然堤和水下分流河道侧缘的泥质粉砂岩、粉砂岩。虽然粒度偏小，但连晶状方解石占据绝大部分粒间体积，阻碍压实作用，平均视压实率仅为 17.57%，远低于其他成岩相，但视胶结率最大，平均为 63.85%。成岩作用主要为方解石和铁方解石胶结、方解石交代，强烈的方解石胶结破坏了大部分原生孔隙，储层以晶间微孔、粒间溶孔为主，孔隙半径较小，与喉道区分不明显（图 8），以微细喉道为主，物性和孔喉结构较差，孔隙度平均为 10.21%，渗透率平均为0.3510-3 m2，为特低孔超低渗型储层。4.5黏土杂基充填晶间微孔相黏土杂基充填晶间微孔相为分流间湾泥质粉砂岩、粉砂质泥岩。由于储层粒度小、泥质含量高、抗压实能力弱，相应的视压实率最高，平均为66.25%。成岩作用以黏土杂基充填和机械压实为主，由于伊利石和混层黏土塑性变形占据大量粒间体积，使原生孔丧失殆尽，阻碍了胶结物沉淀，视胶结率相对较低，平均为 18.20%，视溶蚀率平均为 13.52%。储层以晶间孔和少量残余粒间孔为主，大中孔隙几乎不发育，而以微细喉道为主，孔喉连通性极差（图 8），相应的平均孔隙度仅为 7.64%，渗透率普遍小于 0.110-3 m2，为特低孔超低渗型储层。5孔隙演化5.1分析方法碎屑岩成岩演化是一个复杂的物理化学变化过程，原生孔隙的破坏、保存及次生孔隙的形成均受到各种成岩作用的影响。本次研究通过薄片统计葡萄花油层不同类型胶结物及不同成因孔隙的相对含量，定量计算沉积后初始孔隙度（1）、压实后剩余粒间孔隙度（2）、胶结后剩余孔隙度（3）、溶蚀后残留孔隙度（4），恢复特低渗透砂岩在不同成岩阶段的孔隙演化22。初始孔隙度可根据 M.Scherer23、D.C.Beard 等24提出的不同分选状况下未固结砂岩的实测孔隙度关系式计算，公式为1=20.91+22.90/SO（1）式中：1初始孔隙度，%；SO特拉斯克分选系数。压实后剩余粒间孔隙度（2）是早成岩A期压实成岩阶段后剩余的未被充填的粒间孔，可通过胶结物含量、粒间孔、溶蚀孔的面孔率与物性分析孔隙度的关系求取，公式为2=p1+p2p 0+c（2）式中：2压实后剩余粒间孔隙度，%；p1粒间孔面孔率，%；p2胶结物溶孔面孔率，%；p总面孔率，%；0物性分析孔隙度，%；c岩矿分析的胶结物体积分数，%。由于中成岩 A 期的胶结交代成岩阶段胶结物含量较低，由胶结作用造成的孔隙损失主要发生在早成岩B期胶结成岩阶段，因此，胶结后剩余粒间孔隙度（3）主要为早成岩B期胶结成岩后未被胶结物充填的残余粒间孔，即物性分析孔隙度中粒间孔隙所占据的孔隙度，公式为3=p1p 0（3）式中 3胶结后剩余粒间孔隙度，%。溶蚀后残留孔隙度（4）由早成岩 B期胶结后剩余孔隙度（3）和中成岩A期酸性溶蚀阶段形成的次生溶孔隙度组成，公式为4=3+p2p0（4）式中 4溶蚀后残留孔隙度，%。92023 年大庆石油地质与开发5.2孔隙演化模式6口井53块样品分析表明，虽然沉积作用造成各成岩相碎屑组分结构和初始孔隙度的差异，但各成岩相主要成岩作用类型和强度是造成储层物性和孔喉结构差异的主要原因。5.2.1长石溶蚀粒内溶孔相长石溶蚀粒内溶孔相形成时水动力最强、分选最 好，相 应 的 初 始 孔 隙 度 最 高，为 32.53%33.90%。由于储层中长石、石英等刚性颗粒含量高、抗压实能力强，压实后保留 19.31%20.71%的剩余粒间孔。此时储层物性较好，硅质、黏土等胶结物随压实水流排出，胶结作用弱，石英加大胶结后 3为 12.97%13.34%（图 9）。由长石大规模溶 蚀 形 成 0.98%2.35%的 粒 内 溶 孔，4增 至14.32%15.32%，与实测孔隙度 14.10%15.70%相比，误差为1.56%2.42%（表1）。5.2.2黏土环边胶结残余粒间孔相黏土环边胶结残余粒间孔相形成时水动力强、分 选 好、粒 度 较 粗，初 始 孔 隙 度 为 32.08%33.42%。绿泥石、高岭石环边胶结提高了颗粒抗压实强度，仅造成 11.08%12.22%的孔隙度损失，压实后 2为 20.05%21.01%。绿泥石、高岭石和石英加大占据部分粒间孔，导致 3降至11.33%11.89%，在有机酸侵入时仍保持较高的物性，溶蚀作用较发育，形成 0.79%1.47%的粒内溶孔，溶蚀后 4升至 12.28%12.68%，实测孔隙度为12.00%13.20%，误差为2.33%3.94%。5.2.3硅质胶结粒间溶孔相硅质胶结粒间溶孔相分选好、黏土含量低，相应的初始孔隙（1）也较高，为 32.36%34.79%。强烈的机械压实造成 12.22%14.52%的孔隙度损失，2降至 20.05%21.01%。由于碎屑颗粒中石英、长石含量较高，石英压溶和邻近成岩相长石溶蚀形成的SiO2随压实水流向外排出、沉淀形成大规模石英次生加大，损失 9.27%9.43%的残余粒间孔，次生溶蚀后 4为 11.89%12.71%，与实测孔隙度12.5%13.2%相比，误差为3.71%4.88%。5.2.4方解石胶结晶间微孔相方解石胶结晶间微孔相样品分选差，初始孔隙度（1）仅为 30.78%32.53%。由于相邻的黏土杂基充填晶间微孔相压实过程中地层水中 CO2随压实水流外排出，在此富集形成方解石胶结、提高其抗压实能力，压实强度普遍较低，仅造成 8.58%10.42%孔隙损失。方解石胶结同时也破坏了大部分原生孔，使 3降至 9.01%9.76%。随后的方解石溶蚀形成 0.53%0.79%的粒间溶孔使 4增至9.32%10.61%，实测孔隙度为 9.00%10.30%，误差3.01%3.56%。2015253035510孔隙度/%孔隙类型初始孔隙胶结后剩余孔隙压实后剩余粒间孔隙溶蚀后残留孔隙黏土杂基充填晶间微孔相方解石胶结晶间微孔相黏土环边胶结残余粒间孔相硅质胶结粒间溶孔相长石溶蚀粒内溶孔相图9大安油田葡萄花油层特低渗砂岩孔隙演化Fig.9 Porosity evolution of ultra-low permeability sandstone in Putaohua Reservoir in Da an Oilfield表1大安油田葡萄花油层不同类型成岩相孔隙演化Table 1 Porosity evolution of different types of diagenesis facies in Putaohua reservoir in Da an Oilfield成岩相长石溶蚀粒内溶孔相长石溶蚀粒内溶孔相黏土环边胶结残余粒间孔相黏土环边胶结残余粒间孔相硅质胶结粒间溶孔相硅质胶结粒间溶孔相方解石胶结晶间微孔相方解石胶结晶间微孔相黏土杂基充填晶间微孔相黏土杂基充填晶间微孔相相对分选系数/%1.971.762.051.832.001.652.321.972.182.18初始孔隙度/%32.5333.9032.0833.4132.3634.7930.7832.5331.4231.42压实后剩余孔隙度/%19.3120.7120.0521.0120.0221.0122.2022.1112.8016.50胶结后剩余粒间孔隙度/%12.9713.3411.3311.8910.7811.589.019.767.328.96溶蚀后残留剩余孔隙/%14.3215.3212.2812.6811.8912.719.3210.618.109.50物性分析孔隙度/%14.1015.7012.0013.2012.5013.209.0010.308.709.80相对误差/%1.562.422.333.943.714.883.013.563.066.8910第 42 卷 第 2 期何庆斌 等：松辽盆地大安油田葡萄花油层特低渗储层成岩相特征与孔隙演化5.2.5黏土杂基充填晶间微孔相黏土杂基充填晶间微孔相粒度最细、分选差，相应的初始孔隙度（1）较低，仅为 31.42%。压实 作 用 下 黏 土 杂 基 充 填 粒 间 体 积，损 失 了16.03%17.98%的原生孔，使 2降至 12.80%16.50%，压实作用是造成物性变差的主要原因。由于压实成岩阶段损失了大部分粒间孔，加之地层水排出殆尽，碳酸盐、石英加大等胶结物不太发育，胶结成岩阶段伊利石、伊蒙混层黏土胶结后3降至 7.32%8.96%，有机酸难以进入，次生溶孔规模有限，仅形成 0.54%0.78%次生溶蚀，溶蚀后 4为 8.10%9.50%，与实测孔隙度 8.70%9.80%相比，误差为3.06%6.89%。6结论（1）大安油田葡萄花油层经历了早成岩 A 期压实成岩、早成岩B期胶结成岩、中成岩A期溶蚀成岩和胶结交代成岩4个阶段，各成岩作用对物性影响存在差异，机械压实、伊利石和碳酸盐胶结破坏绝大部分原生孔，是造成物性损失的重要原因；绿泥石和高岭石环边胶结缓解部分压实强度，有利于原生孔保存；长石和火山岩屑溶蚀是改善物性、形成优质储层的关键。（2）压实和胶结作用是影响葡萄花油层储层物性的主要因素，利用视压实率和视胶结率关系将大安油田分为长石溶蚀粒内溶孔相、黏土环边胶结残余粒间孔相、硅质胶结粒间溶孔相、方解石胶结晶间微孔相和黏土杂基充填晶间微孔相5种成岩相。（3）各相间成岩作用类型、成岩强度迥然不同，导致储层物性、孔隙结构差异性分布，其中长石溶蚀粒内溶孔相和黏土环边胶结残余粒间孔相中次生溶孔和残余粒间孔发育，孔隙半径较大、孔喉结构和物性最好，是研究区最有利的储层类型，黏土杂基充填和方解石胶结晶间微孔相孔径细小、孔喉结构和物性差，为特低孔超低渗型储层，储集性能最差。（4）黏土杂基充填和碳酸盐胶结使黏土杂基充填晶间微孔相和方解石胶结晶间微孔相的原生孔隙在早成岩B期已经损失殆尽，次生溶蚀