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冷湖地区古近系储层成岩作用特征及其对孔隙演化的影响
陈波,孙国强,史基安,郝媛媛,石海信,陈汾君
油气藏评价与开发    2018, 8 (2): 7-13.   DOI: null
摘要   (252 HTML8 PDF(pc) (2755KB)(288)  

应用钻井取心资料,岩石薄片,铸体薄片,扫描电镜及测录井资料,同时结合分析化验数据,对冷湖地区古近系储层的成岩作用特征及其对储层孔隙的影响进行了细致研究.结果表明:冷湖地区古近系储层成熟度较低,储层中原生孔隙,次生孔隙和微裂缝均有发育,储层物性较差;成岩作用类型多样,对储层物性影响较大的主要为压实作用,胶结作用和溶蚀作用,其中压实作用是破坏储层物性的最根本原因.研究区储层整体因压实作用造成的孔隙度损失平均达21.65 %,胶结作用是使储层物性进一步减少的重要因素,造成孔隙损失平均达3.34 %,溶蚀作用是储层增孔的重要途径,但由于溶蚀流体的缺乏使其贡献有限,增孔约为2.26 %.储层物性与成熟度成正相关性,与埋藏深度成负相关性,表现为低成熟度和深埋藏的路乐河组(E1+2)压实和胶结作用最强,储层物性最差,下干柴沟组下段(E3 1)次之,成熟度最高和埋藏最浅的下干柴沟组上段(E3 2)储层物性最优.



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图5 压实及胶结作用对粒间孔隙损失关系
正文中引用本图/表的段落
压实作用是研究区储层物性变差的主要成岩作用类型.碎屑颗粒在压实应力作用下发生扭曲变形,颗粒排列趋于紧密,岩石骨架密度变大,镜下可见碎屑颗粒呈点—线排列形式,原生孔隙空间迅速减少;研究区储层成分成熟低较低,含有较多的杂基,而塑性杂基易在压实应力作用下弯曲变形挤入孔隙中(图4a),使得孔隙体积进一步减小.通过对30口井和260余张薄片的统计分析,结合分选系数,可知研究区储层原始孔隙度大约在33.62 %~41.56 %,平均为37.16 %.利用Houseknecht DW提出的压实和胶结作用与粒间孔隙体积损失的关系图,可定量评价压实作用对储层孔隙破坏量值(图5),研究区储层整体因压实作用造成的孔隙度损失可达6.69 %~33.44 %,平均21.65 %,其中E31,E1+2层位,E32层位因压实造成的孔隙度损失平均值分别为24.15 %,16.72 %和14.86 %(图5),可见储层孔隙因压实作用引起的损失具有随着埋深的增加而变大的特征,与前文述及的薄片镜下观察的颗粒排列关系结果一致.同时不难发现冷湖地区古近系储层孔隙损失主要集中于压实作用效应区(图5),说明压实作用是造成研究储层孔隙减小最根本的原因.
研究区石英胶结物以石英次生加大边产出,或者以自生石英的形式占据于孔隙中,不论以哪种方式产出都减少了孔隙空间(图4e,4f,4h).自生黏土矿物对储层孔隙的贡献不尽相同,如绿泥石环边利用抑制石英次生加大及胶结物的形成,高岭石一般是酸性环境的指示剂,因此,绿泥石和高岭石一般与孔隙度正向相关性,而伊蒙混层,伊利石等黏土矿物一般都占据于孔喉中,与孔隙度呈负相关性.研究区因胶结作用造成的孔隙度损失可达0.74 %~7.06 %,平均3.34 %(图5),可见胶结作用是冷湖地区古近系储层孔隙减小的重要因素.
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