大安油田泉四段岩石类型主要为粉砂岩、泥质粉砂岩和细砂岩。粒度较细, 粒径分布区间主要集中在0.03~0.25, mm, 按照粒级划分, 主要包括中粉砂、粗粉砂、极细砂和细砂(赵澄林和朱筱敏, 2001)。碎屑颗粒含量为70%~98%,

图4

Fig.4

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	图4 松辽盆地大安油田泉四段孔隙度和渗透率直方图Fig.4 Porosity and permeability histograms of the Member 4 of Quantou Formation in Da' an Oilfield, Songliao Basin

平均为89.99%。其中, 石英含量平均为27%; 长石含量平均为32%; 岩屑含量平均为40%(史超群等, 2014)。杂基含量一般小于20%, 局部杂基含量可高达40%。胶结物含量大多小于15%, 局部胶结物含量可达40%以上。胶结物成分以钙质为主、硅质次之, 还发育多种黏土矿物胶结物。岩屑则主要为火山岩岩屑, 变质岩岩屑次之, 还有少量的沉积岩岩屑及云母(史超群等, 2014)。储集层砂岩特征为:风化程度中等, 部分风化程度较浅, 个别风化程度中— 深; 分选程度主要集中在中— 好、好或中等; 磨圆程度主要为棱角— 次棱角, 以次棱角为主; 接触类型为点— 线接触; 胶结类型主要以孔隙— 接触式胶结为主(史超群等, 2014; 史超群, 2015)。

孔隙度和渗透率分析数据显示:大安油田泉四段储集层孔隙度主要集中分布在5%~15%之间(图 4-A), 为特低孔— 低孔储集层。在分析样品中, 渗透率主要分布在(0.01~1)× 10^-3 μ m²(图 4-B), 主要为超低渗储集层; 渗透率大于1× 10^-3 μ m²的样品数量所占比例小于10%(图 4-B), 特低渗储集层分布较少。其中, 研究区西北部地区由于靠近物源, 储集层物性略好。薄片分析面孔率分布在2%~10%之间, 以原生粒间孔为主, 其次为粒内溶孔和粒间溶孔。喉道类型主要为收缩喉道, 微喉道和片状、弯片状喉道。压汞曲线类型主要为偏粗态、偏细态和细态3种(史超群, 2015)。储集层孔隙结构较差, 平均孔喉半径分布在0.012~1.345, μ m之间, 为微细喉— 细喉, 平均孔喉半径主要集中分布在0.2~0.6, μ m, 即微细喉。

大安油田泉四段储集层埋藏深度主要集中在2000~2400, m。压实作用在研究区内对粉砂岩和细砂岩储集层物性的破坏作用较强, 主要发生在早期成岩作用阶段(史超群等, 2014)。压实作用在镜下主要表现为:(1)发生弯曲变形的云母碎片(图 5-A); (2)泥岩岩屑由于塑性较强, 受到挤压变形形成假杂基; (3)刚性颗粒(长石和石英等)受到挤压作用影响, 沿其晶体薄弱面发生破裂的现象(图 5-B);

图5

Fig.5

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	图5 松辽盆地大安油田泉四段主要成岩现象照片Fig.5 Photos showing main diagenetic phenomenons of the Member 4 of Quantou Formation in Da' an Oilfield, Songliao Basin

(4)随着压实作用强度的不断增大, 碎屑颗粒之间接触越来越紧密, 由点接触逐渐发展为线接触, 甚至发展为凹凸、缝合线接触(图 5-C); (5)在上覆压力的作用下, 长条状碎屑颗粒发生转动, 产生压实定向(图 5-D), 颗粒长轴趋于平行, 且垂直于主应力方向等。随着成岩作用的进一步进行, 成岩作用达到中成岩期, 在颗粒之间点— 线式接触或线接触的部位发生压溶作用(图 5-C)。

压实作用减孔率, 用于表征压实作用对储集层初始孔隙度的破坏程度。其计算公式如下(Beard and Weyl, 1973; Scherer, 1987):

a=(φ ₀-φ ₁)/φ ₀× 100

φ ₀=20.91+22.9/S

φ ₁=物性分析孔隙度× (粒间孔面孔率+胶结物溶孔面孔率)/总面孔率+胶结物含量

S=(D₂₅/D₇₅)^1/2

式中, a为压实作用减孔率, 单位%; φ ₀为初始孔隙度, 单位为%; φ ₁为压实作用后剩余粒间孔隙度, 单位为%; S为Trask分选系数; D₂₅为概率累积曲线上, 25%对应的粒径值, 单位为mm; D₇₅为概率累积曲线上, 75%对应的粒径值, 单位为mm。

大安油田泉四段储集层压实作用减孔率分布在20%~73%之间, 平均50%, 主要集中在30%~70%之间, 以中等程度的压实作用为主(楚美娟等, 2013)。其中, 特低渗储集层压实作用减孔率分布在30%~50%之间, 平均38%; 超低渗储集层压实作用减孔率分布在35%~70%之间, 平均52%(图6)。超低渗储集层压实作用减孔率明显高于特低渗储集层。

图6

Fig.6

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	图6 松辽盆地大安油田泉四段压实作用减孔率分布直方图Fig.6 Histogram showing decreased porosity ratioby compaction of the Member 4 of Quantou Formation in Da' an Oilfield, Songliao Basin

在大的深度尺度上, 压实作用破坏能力受埋深控制, 一般埋藏深度越大, 压实作用破坏能力越强。而在近似的埋深范围内, 压实作用减孔率与复合砂体的厚度相关。统计资料显示, 砂体越厚, 压实作用减孔率越小(图 7-A), 也就是说复合砂体厚度越大, 储集层抗压实性越强。复合砂体厚度在2~6, m时, 曲线的斜率较大; 而复合砂体厚度大于6, m时, 随着砂体厚度的增加, 压实作用减孔率降低的幅度相对较小(图 7-A)。压实作用减孔率还与碎屑颗粒分选性有关系, 总体表现为:碎屑颗粒分选程度越好, 分选系数越小, 储集层的压实作用减孔率越小; 反之, 碎屑颗粒分选程度越差, 分选系数越大, 储集层的压实作用减孔率越大(图 7-B)。这是由于在分选较好、颗粒大小相对均一的条件下, 颗粒之间的排列方式相对比较单一, 就算受到压实作用的影响, 颗粒之间的孔隙大小变化范围相对较小。而在分选较差的情况下, 颗粒大小相差比较大, 颗粒之间的排列方式非常复杂, 这样在压实作用的影响下, 颗粒排列方式的变化, 则会引起较大的孔隙变化, 而且分选越差的砂岩, 其塑性颗粒的含量越高, 因此其可压缩性越强。且与区内超低渗储集层相比, 特低渗储集层明显具有相对更好的分选程度, 分选系数集中分布在2左右(图 7-B)。此外, 压实作用的破坏强度还受地层流体压力、刚性颗粒含量、泥质含量等因素影响。

图7

Fig.7

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	图7 松辽盆地大安油田泉四段压实作用减孔率与复合砂体厚度、分选系数交会图Fig.7 Crossplots showing relationship between decreased porosity ratio by compaction and compound sand thickness, sorting coefficient of the Member 4 of Quantou Formation in Da' an Oilfield, Songliao Basin

胶结作用的实质是各类成岩矿物的形成和沉淀(赵志魁等, 2009)。大安油田泉四段储集层胶结物主要包括各种黏土矿物(平均含量由低到高依次为高岭石、蒙皂石、绿泥石、伊利石、伊蒙混层), 碳酸盐胶结物, 硅质胶结物, 长石胶结物和黄铁矿胶结物等(史超群等, 2014)。其中, 碳酸盐胶结物(图 5-E)

图8

Fig.8

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	图8 松辽盆地大安油田泉四段物性与碳酸盐胶结物含量关系Fig.8 Crossplots showing relationship between porosity/permeability and content of carbonate cements of the Member 4 of Quantou Formation in Da' an Oilfield, Songliao Basin

和伊利石胶结物(图 5-F)比较发育。碳酸盐胶结物以孔隙式为主(图 5-E), 基底式碳酸盐胶结物次之, 还有少量的碳酸盐自形晶粒。而伊利石多以发丝状、片状、搭桥状等充填在孔隙中(图 5-F)。统计资料显示, 研究区内泉四段的储集层物性与碳酸盐胶结物的含量呈明显的负相关:碳酸盐胶结物含量越大, 储集层的物性越差; 反之, 碳酸盐胶结物含量越小, 储集层物性越好(图 8)。因此, 胶结作用是储集层物性变差的重要因素之一。

胶结作用减孔率是胶结作用损失孔隙度相对于初始孔隙度的比例, 用于描述胶结作用对初始孔隙度的破坏程度, 即胶结作用的强度。其计算公式如下(Beard and Weyl, 1973; Scherer, 1987):

b=(φ ₁-φ ₂)/φ ₀× 100

φ ₂=物性分析孔隙度× 粒间孔面孔率/总面孔率

式中, b为胶结作用减孔率, 单位为%; φ ₁为压实作用后剩余粒间孔隙度, 单位为%; φ ₂为压实、胶结后剩余粒间孔隙度, 单位为%。由胶结作用减去的孔隙, 最终被胶结物溶孔和胶结物占据。

研究区粒间胶结物溶孔面孔率及其相对含量较小, 一般小于1%; 而胶结物的相对含量一般在3%~15%之间(图8-A)。因此, 胶结作用减孔率主要跟胶结物的含量有关。而研究区碳酸盐胶结作用较为发育, 这样就有了上述储集层物性与碳酸盐矿物含量的负相关关系(图 8-B)。

图9

Fig.9

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	图9 松辽盆地大安油田泉四段胶结作用减孔率分布直方图Fig.9 Histogram showing decreased porosity ratioby cementation of the Member 4 of Quantou Formation, Da' an Oilfield, Songliao Basin

大安油田泉四段储集层胶结作用减孔率分布在8%~40%之间, 平均为21%(图9), 胶结程度以弱胶结为主。其中, 特低渗储集层胶结作用减孔率主要分布在15%~30%之间, 平均为23%; 超低渗储集层胶结作用减孔率主要分布在8%~40%之间, 平均为20%(图9)。特低渗储集层和超低渗储集层胶结作用的破坏程度比较近似。因此, 可见胶结作用并不是储集层物性变差最主要的原因, 压实作用才是储集层物性变差的根本原因。

研究区胶结作用减孔率与储集层相对构型界面(分支河道、水下分支河道界面或其内部泥质夹层界面等)的距离具有明显的相关性:单期河道砂体构型单元内部(距构型界面大于0.5, m), 储集层胶结作用减孔率变化区间较小, 胶结作用减孔率比较稳定; 构型界面附近(距构型界面小于0.5, m), 越靠近构型界面, 储集层胶结作用减孔率越大, 且胶结作用减孔率增大的幅度也逐渐增大(图 10)。且相对于分支河道、水下分支河道的界面而言, 靠近河道内部夹层的储集层胶结作用减孔率要小。不同级别的构型界面附近均分布颗粒相对细的沉积, 储集层构型界面多对应砂岩— 泥岩岩性变化的界面或钙质夹层等(李云海等, 2007; 封从军等, 2012)。操应长等在研究渤南洼陷北带沙四上亚段近岸水下扇辫状水道的储集层时发现, 扇中部位辫状水道砂砾岩胶结物含量与其距砂泥接触面距离具有较好的相关性:(1)距砂泥接触面距离在2, m以内, 随着距砂泥接触面距离的增大, 胶结物含量呈指数递减, 胶结物含量由较高的30%, 降到5%以下, 甚至局部可接近0, 相关系数较大, R²=0.7422; (2)距砂泥接触面大于2, m, 胶结物含量相对比较稳定, 一般小于5%。可见, 在多种沉积环境中, 储集层胶结作用强度均受储集层构型界面位置的影响。

图10

Fig.10

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	图10 大安油田泉四段储集层胶结作用减孔率与距构型界面最小距离的关系Fig.10 Relationship between decreased porosity ratio by cementation and the nearest distance from configuration surface o reservoir in Da' an Oilfield, Songliao Basin

图11

Fig.11

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	图11 松辽盆地大安油田泉四段Fig.11 Crossplots showing coefficients that affect decreased porosity ratio by cementation of the Member 4 of Quantou Formation in Da' an Oilfield, Songliao Basin

胶结作用减孔率影响参数分析产生这种现象的原因是:(1)从沉积作用角度分析, 每个构型单元到其上部构型界面的沉积, 为小规模的水动力条件由强到弱的变化过程。在该过程中, 早期形成相对粗粒度的沉积物, 末期则泥质含量逐渐增加, 形成泥质等夹层。而单期河道的沉积过程, 则为更大一级规模的水动力条件的由强到弱的变化。(2)在成岩作用过程中, 从泥岩中排出的流体在进入砂体后, 首先会在砂泥岩界面沉淀并发生胶结作用, 大量胶结物在一定程度上阻碍了流体进入砂体内部及砂体内部的胶结作用(钟大康等, 2004; 操应长等, 2013a)。

此外, 胶结作用减孔率还随着石英绝对含量(图 11-A)和碎屑组分含量(图 11-B)的增加而减小, 随着杂基含量(图 11-C)、泥质含量的增加而增大。石英绝对含量处于20%~24%之间, 随着石英含量的逐渐增大, 胶结作用减孔率显著下降, 而且相关性较高; 石英绝对含量在24%~30%之间, 随着石英含量的逐渐增大, 胶结作用减孔率也有下降趋势, 但下降的幅度明显小于前者, 而且相关性与前者相比也略小(图 11-A)。杂基含量在4%~15%之间, 随着杂基含量的增加, 胶结作用减孔率也显著增加; 杂基含量大于15%时, 胶结作用减孔率虽然也随着杂基含量的增加而增加, 但是其斜率小于前者(图 11-C)。

溶蚀现象在大安油田泉四段储集层中较普遍。铸体薄片和扫描电镜等观察结果显示, 主要的溶蚀现象包括长石颗粒、火山岩碎屑和泥岩碎屑等不稳定岩石碎屑颗粒的溶蚀(图 5-G)以及黏土基质、碳酸盐胶结物(图 5-H)和交代物等填隙物的溶蚀。其中, 长石颗粒的溶蚀最为常见。由于一些薄弱的层面, 如解理缝和双晶面等, 容易因机械破裂形成微裂缝, 从而使粒间溶液沿着微裂缝渗透, 长石的溶解往往从其内部的这些薄弱层面开始。研究区内被溶蚀的长石多具有港湾状或锯齿状边缘, 强烈溶解的斜长石可呈残骸状, 形成粒内溶孔, 甚至铸模孔。在电镜下常见长石溶蚀成蜂窝状、窗格状和残骸状等(图 5-I)。溶蚀作用产生的次生孔隙是改善储集层物性的最主要途径之一。

图12

Fig.12

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	图12 松辽盆地大安油田泉四段溶蚀作用增孔率分布直方图Fig.12 Histogram showing increased porosity ratio by dissolution of the Member 4 of Quantou Formation in Da' an Oilfield, Songliao Basin

溶蚀增孔率用于表征溶蚀作用增加的孔隙度相对于初始孔隙度的比例, 其计算公式可表达为(Beard and Weyl, 1973; Scherer, 1987):

c=φ ₃/φ ₀× 100

φ ₃=物性分析孔隙度× 溶蚀孔面孔率/总面孔率

式中, c为溶蚀增孔率, 单位为%; φ ₃为溶蚀次生孔隙度, 单位为%。

研究区泉四段储集层溶蚀增孔率分布在0~19%之间, 平均1.9%, 主要分布在0~4%之间, 溶蚀程度较低(图 12)。其中, 特低渗储集层溶蚀增孔率平均为2.2%; 超低渗储集层溶蚀增孔率平均为1.1%。也就是说, 较高的溶蚀作用强度, 具有较大的溶蚀增孔率, 更易于特低渗储集层的形成。可见, 与超低渗储集层相比, 特低渗储集层中溶蚀作用对储集物性的改善作用相对更大。

研究区泉四段储集层溶蚀作用增孔率总体随着复合砂体厚度的增加而增大(图13-A)。这是因为一般厚度较小的复合砂体压实作用较为强烈, 胶结作用也较强, 溶蚀作用则相对较弱。复合砂体厚度在5~10, m时, 随着砂体厚度的增加, 溶蚀作用强度增加的幅度较大; 而复合砂体厚度在1~5, m时, 随着砂体厚度的增加, 溶蚀作用强度也有增加的趋势, 但是增加的幅度明显小得多(图 13-A)。这是由于厚度越大的砂体, 脆性越强, 更容易产生裂缝, 为流体的溶蚀作用提供通道。溶蚀作用增孔率还随着泥质含量和杂基含量的增加而减小(图 13-B)。这是由于泥质含量和杂基含量较大的储集层, 胶结作用比较强烈, 压实作用次之, 溶蚀作用强度相对较小。此外, 溶蚀增孔率还随着碎屑组分含量和长石含量的增加而增加。

成岩综合系数用于表征各种成岩作用(压实作用、胶结作用、溶蚀作用等)对初始孔隙度的综合影响, 前人用公式将其表达为(程会明等, 2002; 程启贵等, 2010):

C_d=面孔率/(压实作用减孔率+胶结作用减孔率+微孔率)× 100%

微孔率=(物性分析孔隙度-面孔率)/物性分析孔隙度× 100%

其中, C_d为成岩综合系数, 单位为%。一般地, 成岩综合系数越大, 改善储集层物性的成岩作用越强, 破坏储集层物性的成岩作用越弱; 反之, 成岩综合系数越小, 改善储集层物性的成岩作用越弱, 破坏储集层物性的成岩作用越强。

研究区泉四段储集层成岩综合系数分布在0.8%~11.8%之间, 平均为4.8%。其中, 特低渗储集层成岩综合系数分布在5.3%~11.8%之间, 平均为8.9%; 而超低渗储集层成岩综合系数分布在0.8%~9.6%之间, 平均为4.1%。特低渗储集层成岩综合系数明显高于超低渗储集层。

成岩综合系数可以反映储集层的储集性能, 与储集层的孔隙度和渗透率具有明显的正相关性。储集层的孔隙度和渗透率越大, 储集层的成岩综合系数越大(图 14-A, 14-B)。大安油田泉四段储集层成岩综合系数还与复合砂体的厚度具有明显的相关性:复合砂体厚度越大, 成岩综合系数越大(图 14-C)。这是由于复合砂体厚度越大, 压实作用强度越小。由于靠近河道边界比靠近河道内部夹层胶结作用更发育, 所以复合河道砂体, 尤其是多次冲刷侵蚀的河道砂体中胶结作用强度总体也小于薄层河道砂体。而且, 复合砂体主要形成于水动力较强的分支河道或水下分支河道中, 杂基含量、泥质含量相对较小, 碎屑颗粒含量较大, 溶蚀作用相对较强。

图13

Fig.13

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	图13 松辽盆地大安油田泉四段溶蚀作用增孔率影响参数分析Fig.13 Crossplots showing coefficients that affect increased porosity ratio by dissolution of the Member 4 of Quantou Formation in Da' an Oilfield, Songliao Basin

图14

Fig.14

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	图14 松辽盆地大安油田泉四段成岩综合系数影响参数分析Fig.14 Crossplots showing coefficients that affect comprehensive coefficient of diagenesis of the Member 4 of Quantou ormation in Da' an Oilfield, Songliao Basin

图15

Fig.15

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	图15 松辽盆地大安油田泉四段成岩改造系数影响参数分析Fig.15 Crossplots showing coefficients that affect alteration oefficient of diagenesis of the Member 4 f Quantou Formation in Da' an Oilfield, Songliao Basin

成岩改造系数用于表征各种成岩作用(压实作用、胶结作用、溶蚀作用等)对初始孔隙度的改造程度。

C_a=(压实作用减孔量+胶结作用减孔量+溶蚀作用增孔量)/初始孔隙度× 100%

研究区泉四段储集层, 成岩改造系数分布区间为61.8%~85.5%之间, 平均值为71.7%。成岩改造系数反映3种主要的成岩作用— — 压实作用、胶结作用和溶蚀作用, 对初始孔隙度的改造程度。成岩改造系数越大, 成岩作用对初始孔隙度的影响程度越大。

与成岩综合系数相似, 成岩改造系数的影响参数分析(图 15)反映: (1)原始孔隙度或初始孔隙度越大, 成岩作用对其影响的程度越小, 成岩改造系数与其相关性相对较低。特低渗储集层成岩改造系数明显小于超低渗储集层(图 15-A)。这种现象主要是由于原始孔隙度的基数相对较大。(2)成岩作用改造系数越大, 分析孔隙度越小, 这种现象的形成主要是由于成岩作用对储集层的改造程度主要表现为破坏程度, 所以成岩作用对储集层的改造程度越大, 剩余的有效孔隙度反而越小(图 15-B)。(3)与成岩综合系数类似, 成岩改造系数也与复合砂体的厚度具有明显的相关性(其相关性略好), 不过随着复合砂体厚度的增加, 成岩改造系数减小(图 15-C)。