红岗油田高台子油藏成岩相研究

牛世忠 （油气资源与勘探技术教育部重点实验室（长江大学），湖北荆州434023）中石油吉林油田分公司红岗采油厂，吉林松原138000

胡望水，熊 平 李相明 （油气资源与勘探技术教育部重点实验室（长江大学），湖北荆州434023）

黄玉欣 （中石油吉林油田分公司勘探开发研究院，吉林松原138000）

红岗油田高台子油藏成岩相研究

牛世忠 （油气资源与勘探技术教育部重点实验室（长江大学），湖北荆州434023）中石油吉林油田分公司红岗采油厂，吉林松原138000

胡望水，熊 平 李相明 （油气资源与勘探技术教育部重点实验室（长江大学），湖北荆州434023）

黄玉欣 （中石油吉林油田分公司勘探开发研究院，吉林松原138000）

系统地对储层岩心进行观察和分析测试，获取了岩性资料、各种孔隙变化和成岩现象的特征，确定研究区储层主要成岩作用类型、特征和演化阶段。在此基础上，根据岩石类型和成岩作用机制及对储层物性的影响，将研究区成岩相划分为粒间溶孔发育相、斑状成岩相、致密胶结成岩相和致密压嵌式成岩相。通过取心井段成岩相和相关测井资料对比统计分析，建立了不同类型成岩相测井解释模型，为后续研究区成岩相的平面和空间研究提供了必要条件，为储层分析评价提供了可靠的地质依据。

成岩相；测井响应特征；成岩作用；红岗油田

储层的一系列成岩变化对储层孔隙形成、保持和破坏起着极为重要的作用，对储层物性有着决定性的影响［1］。压实作用造成孔隙减少，胶结作用使孔隙被充填而减小，溶解作用又会扩大孔隙［2］，这些作用在成岩过程中反复多次进行，会使储层物性发生复杂的变化［3］。储层成岩作用决定着成岩相的形成过程和最终定型［4］，而成岩相能在砂体沉积相研究的基础上更进一步地确定与储集性能直接相关的有利成岩储集体，进而研究储集体形成机理、空间分布与定量评价，有效地指导油气的勘探与开发［5～8］。前人［9～11］在红岗油田高台子油藏做了大量研究工作，但主要是沉积、储层建模方面，较少涉及到储层成岩相方面。在岩心、薄片观察和实验分析上，确定研究区成岩作用类型、特征和演化阶段，进而研究成岩相类型、特征和分布，并结合测井曲线综合统计分析，提出了成岩相测井曲线特征，为成岩相后续研究和储层分析评价提供依据。

1 地质背景

红岗油田地处吉林省大安市两家子镇，位于松辽盆地南部中央坳陷区红岗阶地南端的红岗构造上。红岗油田高台子油藏发育于红岗构造西翼，是中央坳陷区红岗阶地南端的一个正向构造，其西翼受逆断层控制。高台子油藏埋藏深度1250～1620m，储层主要岩性为灰色、深灰色、灰黑色、灰褐色粉砂岩、细砂岩，其次为含钙含泥粉砂岩、粗粉砂岩。油层层数多，单层厚度小，储层孔隙度一般15%～23%，平均18.60%，渗透率一般（5～300）×10－3μm2，平均为45×10－3μm2。经多年开采后，油田水淹严重，主力油层水淹、水窜严重，层间干扰严重，油田注水效率差，综合含水高，储层非均质性变强，稳产压力大。

2 成岩作用类型和成岩阶段

2.1 成岩作用类型

铸体薄片和扫描电镜观察表明研究区储层经受了较强成岩作用，类型多样，主要有压实作用、胶结作用、交代作用、溶解溶蚀作用等。高台子油藏所经历的压实作用强度较轻，颗粒间以点接触为主，存在较多的粒间原生孔隙（图1）。胶结物主要有粘土矿物、碳酸盐和硅质胶结物，粘土矿物以伊利石最为发育（图2），其次为高岭石、绿泥石，再次为伊／蒙混层；碳酸盐胶结物以方解石为主，含少量白云石（图3（a））；硅质胶结物主要为石英加大和自生（图3（b））。交代作用在研究区可见早－中成岩阶段形成的方解石交代碎屑、长石、石英和岩屑及泥质杂基；中期成岩阶段形成的方解石交代自生粘土矿物伊利石、绿泥石和石英自生加大边以及交代碎屑长石等颗粒（图4）。溶解溶蚀作用表现为长石、岩屑和杂基发生溶蚀形成溶孔（图5），或全部溶解形成铸模孔。

图1 储层颗粒间点接触（H148井，1477.7m）

图2 粒间孔分布伊利石

图3 成岩胶结作用主要类型（HG＋12－21井，1299.0m，单偏光10×10）

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

图5 长石粒内溶孔（H150井，1566.3m，单偏光10×10）

2.2 成岩阶段划分

储层成岩阶段多根据有机、无机的成岩演化来划分的，共分早成岩A、B和晚成岩A1、A2、B和C等6个阶段，晚成岩A1期是油层主要分布阶段，晚成岩A2－B期是气层主要分布阶段。根据自生矿物分布和形成顺序、粘土矿物组合及伊／蒙混层粘土矿物的转化、岩石的结构、构造特点及孔隙类型等指标，结合研究区储层沉积、构造演化史等信息，得出红岗地区高台子油藏地层整体处于晚成岩A1阶段（表1）。

表1 红岗地区高台子油藏地层成岩演化阶段划分

3 成岩相类型及其测井响应特征

3.1 成岩相类型

成岩相指一定沉积和成岩环境下所经历成岩演化阶段的产物，包括岩石颗粒、组构、胶结物、孔洞缝特征及其演化的综合面貌，是反映成岩环境的地球化学特征、岩石学特征及岩石物理特征的总和［4，7，12，13］。成岩相是目前储层特征的直接反映，是表征储层类型、性质及优劣的成因性标志。

成岩相目前国内外尚无统一的划分方案，评价方法大多仅限于取心井和薄片观察。根据研究区薄片和扫描电镜观察的微观成岩特征，首先根据成岩相对储集层影响分为溶蚀性成岩相和致密化成岩相，再根据反映现今成岩面貌的岩石类型及其成岩作用机制将溶蚀性成岩相分为粒间溶孔发育成岩相、斑状溶蚀成岩相，致密化成岩相分为致密胶结成岩相和致密压嵌式成岩相。各类成岩相特征如下。

3.1.1 粒间溶孔发育成岩相

该类成岩相的突出特征是次生溶孔含量高，颗粒一般呈支架状接触，粒间溶孔很发育，粒间原生孔、粒内孔隙常见，喉道较粗，孔喉连通较好。这种类型多为碳酸盐胶结物和交代物被溶解形成，残余碳酸盐含量一般小于4%，呈星点状残晶散布于孔隙内或其边角，石英、长石具次生加大，晚期自生绿泥石、微晶石英常见。主要分布在水下分流河道微相砂体中，河口坝微相砂体中也有发育，原岩多为分选较好的厚层或块状砂岩。其成岩演化路径为：压实次生加大晶粒状方解石胶结及交代颗粒、方解石大量溶解。该类成岩相总孔隙度一般为18%～25%（最高达30%以上），渗透率为0.05～0.5μm2，渗透率贡献值曲线峰位与孔喉频率分布曲线峰位基本一致，表明孔隙主要为有效渗流孔隙，微观非均质性较弱。

3.1.2 斑状溶蚀成岩相

斑状溶蚀成岩相基本特点是胶结带与粒间溶孔发育带穿插分布，呈不规则斑块状或条带状；其孔隙类型主要为溶蚀带的粒间溶孔和胶结带的晶间微孔，孔喉分布常呈双峰型，前者为相对粗喉峰，对渗流起主导作用，后者为相对细喉峰。斑状成岩相微观非均质性较强，其储集物性的优劣与粒间溶孔带所占比例成正相关。根据胶结物类型可分为碳酸盐式和粘土矿物式2个亚成岩相。

1）碳酸盐式 该亚类成岩相在中、细粒砂岩中常发育，胶结带为碳酸盐（以方解石为主）胶结。溶蚀带溶孔内或边角可见残留方解石胶结物，是因碳酸盐胶结物被选择性溶解结果。其成岩演化路径为：压实部分矿物次生加大晶粒状方解石胶结方解石选择性溶解（沿残余粒间孔隙发育带）。

2）粘土矿物式 该亚类在研究区常见，各种微相均可出现，以河口砂坝微相最常见。其胶结物斑块主要是在压实作用下孔隙水中粘土物质沉积或转化形成，成岩路径为：压实粘土胶结物形成碳酸盐次生加大粘土及方解石部分或全部溶解（粒间溶孔带形成）。

3.1.3 致密胶结成岩相

该类型多见于水下分流河道顶、底部及席状砂微相的细、粉砂岩中，孔隙类型主要为胶结物晶间微孔和残余粒间微孔，孔径多为数微米以下，毛管中值半径小于1μm，孔隙度多为4%～10%，渗透率小于0.5×10－3μm2，排驱压力较高。自身具一致的致密性，可起隔层或遮挡作用；当与其余成岩相相互组合时，则可导致成岩非均质性，可分为以下3个亚类：

1）碳酸盐基底式 此亚类胶结类型为基底式，颗粒呈点状或游离状接触，粒间被少量皮壳状碳酸盐矿物和连晶方解石充填。该成岩类型研究区少见，主要分布在河道砂体底部或砂体尖灭部位，因其离子来源丰富，早期胶结作用较充分，成岩演化路径为：皮壳状碳酸盐胶结连晶方解石胶结（粒间孔隙转化为胶结物间微孔隙）。主要发育在席状砂及水下分流河道顶、底部。

2）碳酸盐孔隙式 该亚类的胶结类型为孔隙式，胶结物为碳酸盐，颗粒多呈线状接触，粒间多为晶粒状方解石胶结物，石英及长石有少量具次生加大边。孔隙式胶结既可分布于砂体边缘，也可在砂体内呈夹层、条带或斑块形式分布，成岩演化路径为：压实部分矿物次生加大晶粒状方解石胶结（粒间孔隙转化为胶结物间微孔隙）。在各个微相中均有发育。

3）粘土式 该亚类胶结类型为粒间被大量粘土矿物所充填。该亚类成岩类型比较少见，主要分布在储集砂体边缘或尖灭部位，往往发育在泥质岩与砂岩过度带，成岩演化路径为：压实粘土胶结粘土结晶或部分溶蚀形成晶间微孔或溶蚀孔在各相带中均有发育。

3.1.4 致密压嵌式成岩相

该类型成岩相缺乏自生胶结物，胶结类型为压嵌式，颗粒呈缝合状－凹凸接触，孔隙度小于3%，渗透率小于0.1×10－3μm2，基本不具备储集性能。该类型主要分布于不等粒岩屑砂岩或含砾岩屑砂岩中，岩屑颗粒以抗压实能力较低的岩浆喷出岩屑或泥岩岩屑为主，成岩演化路径为：压实压溶。

3.2 成岩相测井曲线特征

研究区取心井、取心井段有限，因此要在平面上、空间上更深入地研究成岩相需要借助测井资料，不同类型的成岩相因其成分、结构、物性上的差异，导致其在测井曲线上响应特征不同。微梯度与微电位的幅度和幅度差可有效地区分岩石的致密程度，弱胶结的孔隙层均具有中等幅度且明显的正幅度差，强胶结的致密层具高幅度差且无明显的幅度差。受控于压实作用的泥岩和泥状碳酸盐岩，微电位与微梯度曲线无幅度差。微电极的幅度随压实程度增大而增高。自然伽马（GR）测井可以区分砂岩和泥岩。密度曲线（DEN）、中子曲线（CNL）和声波曲线（AC）三者结合可获得岩石骨架矿物的组成。根据此，选取了红145井、红150井、红G＋12－21井等井的取心井段进行分析（图6），通过统计方法建立了主要成岩相的测井响应特征（表2）。

4 结 语

1）铸体薄片和扫描电镜观察表明，红岗油田高台子油藏储层经历了压实作用、胶结作用、交代作用、溶解溶蚀作用等成岩作用，目前成岩演化阶段处于晚成岩A1阶段。

2）根据成岩相对储集层影响将研究区储层划分为溶蚀性成岩相和致密化成岩相，溶蚀性成岩相分为粒间溶孔发育成岩相和斑状成岩相，致密化成岩相分为致密胶结成岩相和致密压嵌式成岩相。

3）根据取心井段成岩相综合分析，首次利用统计方法建立了上述4种成岩相的自然伽马、声波、密度、中子测井的岩电模型，建立成岩相测井解释模型，并进行了识别和分析，为后续成岩相深入研究提供了基础。

图6 HG＋12－21井取心井段储层成岩相综合图

表2 红岗油田高台子油藏成岩相测井曲线特征

［1］吴元燕，陈碧珏.油矿地质学［M］.北京：石油工业出版社，1996.

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［编辑］ 宋换新

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

国家自然科学基金资助项目（40872099）。

牛世忠（1969－），男，1992年大学毕业，高级工程师，博士生，现主要从事油气田开发研究和管理工作。

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