烃类充注对储层成岩作用影响

烃类充注对储层成岩作用影响烃类充注对储层成岩作用影响油气等有机烃类在储层中的聚集改变了成岩作用环境，从而控制着矿物的交代、转化及自生矿物的形成等成岩作用过程。所以充分认识有机油气注入与储层中矿物形成、转化之间的关系，深入探讨成岩作用机理，不仅可以为储层有利次生孔隙带的预测提供理论依据，而且可以确定油气充注方式、期次和时间，对研究油气藏的形成过程、总结油气藏的形成模式和分布规律具有重要的理论意义和应用价值。其形成主要与有机质成熟过程释放有机酸对长石等颗粒的溶解有密切关系。近年来，随油气勘探发展，储层成岩作用在理论研究、具体实践中均获得了长远进展。在成岩作用的现代概念Walther，1983）提出至今约一百年的历史中，成岩作用的研究经历了几个发展阶段，并取得了许多重大的进展。20世纪40-50年代以前，沉积学主要研究沉积作用的过程，大多数沉积地质学家的观点是沉积矿床为沉积作用或至多在同生期沉积就形成了（孙永传等，1996）。但是从20世纪中期开始，人们对成岩（后生）作用的研究给予了很大的关注，成矿作用的阶段性的认识则从根本上改变了沉积岩石学的许多传统观念，并孕育了成岩作用研究的新时代。从上世纪70年代中期开始至90年代，成岩作用的研究进入了一个崭新的阶段，其中与石油地质学家的参与有着重要的关系。后期，由于诸多因素，促使石油地质学家们及沉积学家对储层成岩作用的研究愈加重视，其显著特征是对成岩反应中无机和有机过程相互作用及其系统演化的探索，并重新评价油气地质演化过程和有利储层形成及其演化历史（Hower等，1976），，成岩作用的研究由此进入了一个快速发展的阶段，相当一部分学者称之为现代成岩作用研究阶段。在该阶段盆地油气活动的研究为成岩作用或者成烃-成岩作用的深入研究提供了契机（Bredehoeft等，1990；），我国学者对诸多含油气盆地储层成岩作用也开展了不懈的研究和探索，为深入揭示中国陆相含油气盆地的成岩作用规律研究奠定了基础，成岩作用的研究亦被列入沉积学和储层地质学重要研究方向。盆地油气活动在成岩作用或成烃-成岩作用中的深入研究对于认识小尺度内成岩特征与大尺度盆地演化，揭示成岩作用的时空规律具有重要的意义（李忠等，2006）。目前，大多数研究者已认识到，储层的成岩作用是一个十分复杂的地球化学过程，受到构造演化、沉积作用、矿物、盆地热流性质、油气运移及成岩环境中的物理化学条件等多种因素控制，最关键的是在油气充注过程中，矿物与孔隙油气之间的相互作用条件、方式及随之发生的迁移方向、途经与沉淀位置等，油气流动是影响成岩作用的关键因素（张枝焕等，2000；）。综合前人的研究，油气充注对成岩作用的影响可以概括为三个方面：（1）抑制胶结作用的进行，主要是抑制石英、伊利石和碳酸盐矿物的胶结；（2）油气中所包含的有机酸溶蚀可溶矿物，形成溶蚀孔隙，增加了储集空间；（3）油气形成产生的超压能缓冲压实作用，有利于原生孔隙的保存。油气充注对胶结作用的抑制石油生成、运移后在储层中产生聚集，油气的注入孔隙水化学组成发生改变，造成孔隙水的无机离子的浓度减小，且直接由碳酸盐胶结作用、间接使pH值发生变化、油气部分代替地层水从而阻止了矿物的离子间质量传递，使矿物的交代和转化、自生矿物的形成受到抑制。运聚成藏过程中石油的聚集会对储层成岩演化产生影响，曾经，一些学者认为：石油的注入对有些矿物（如伊利石）的生长可能有很大的影响（Thomas，1986），甚至认为，石油聚集导致储层成岩作用的终止。而实际上这个过程更加复杂。据实验表明，烃类充注不会使储层的成岩作用完全停止，但会一定程度的影响。砂岩成岩演化过程中，明显的受到油气聚集的影响，普遍认为油气在砂岩聚集，成岩作用仍在继续。李艳霞等（2003）对研究区的石英矿物的研究中发现，与水层相比，不同含油级别的油层中的石英矿物的相对含量没有明显的差别，石油的充注并没有使石英的胶结作用终止。Nedkvitne（1993）通过对分布在自生胶结物中水溶性包裹体和石油包裹体，研究了Ula油田的成岩史和石油注入史的关系。结果表明，在石油到达砂岩之后，成岩作用仍在继续活跃。自生石英中包裹体的温度为110℃左右，但这一过程持续至今。Gluyas（1993）得出了基本相同的结论，即在具有较高含油饱和度的砂岩中，仍有石英和钾长石胶结作用。石英加大边中含有烃包裹体，均一化温度与裂缝中相比较高，且不呈正态分布，低温段丰度较低，高温段丰度较高，表明温度愈高，包裹体越发育。这说明：（1）石英裂缝中的包裹体形成早于烃类大规模的聚集；（2）石英加大边中包裹体中烃类则广泛分布，加大边是在烃类聚集期间形成的，且不同含油级别的储层中均一温度差别不大。孔隙水中铝浓度及其在孔隙油气中的活动强度对伊利石生长是一个限制性的因素， 石油的充注必将影响孔隙中铝离子的浓度，从理论上讲，有机油气的聚集将控制伊利石的形成，但有不同程度的影响。且只有在油层中的石油达到一定的饱和程度，以至于这些矿物形成的条件（如油气中某些离子的浓度及活动强度）完成被破坏，才能结束这些矿物的形成与生长过程。 Saigal1993）研究了北海中部Fulmar砂岩储层中，石油聚集成藏对砂岩成岩作用的影响。研究表明，与水饱和带相比，油饱和带中的石英次生加大和钾长石的钠长石化程度要低。然而对石英次生加大中油气包裹体的显微测温研究表明，在这两个带中具有相似的温度范围，这就意味着油饱和带中石英的次生加大在石油聚集后仍在进行，只是其程度与水饱和带相比受到了阻碍。油气充注对储层孔隙的溶蚀改造到晚成岩中晚期，储层中原生孔隙已经极少，在无外界油气参与的情况下，岩石矿物与孔隙油气之间组分的沉淀—溶解达到基本平衡。但是，在这一阶段，砂岩中往往发育次生孔隙，矿物颗粒和胶结物被溶解，说明原有的化学平衡被破坏，表明有外来物质的参与。对这一现象，过去人们试图用有机质热脱羧产生的碳酸的作用来解释。在成岩作用阶段的中晚期，要使在无机环境中形成次生孔隙是不现实的。而干酪根降解而生成的有机酸增加了储层中铝硅酸盐、碳酸盐的溶解度，这些水溶性有机质能够明显地改变碳酸盐、铝硅酸盐的稳定性。在许多情况下，这些有机物质控制着成岩作用。碎屑岩储层中，随着地层埋藏深度增大，储层中斜长石含量变化不明显，而钾长石含量随之减小。造成长石含量降低的主要因素是其溶蚀作用，长石溶蚀作用越强，其含量越低。含油层中长石的含量相对较高，而水层中相对较低。在同一深度，原始的长石含量影响到储层中长石矿物含量相对大小，进而影响到储层中溶蚀作用强弱。与油层中钾长石的钠长石化程度相比，水层的要大得多。长石矿物的溶蚀作用不会因烃类充注而立刻终止。不管是浅部还是深部，含油储层中，长石类矿物、碳酸盐类溶解作用均强烈，从而形成较好的次生孔隙。水层中，无论在浅部，还是深部，矿物的溶解作用、次生孔隙形成均较差。如果含油饱和度继续增大，含油级别为富含油或油浸时，由于石油的注入，将孔隙及通道所占的比率降低甚至是堵塞，因而孔隙水的流动受到抑制，从而阻碍了溶解－沉淀等成岩作用的进一步进行。到晚成岩中晚期，储层中原生孔隙已经极少，在无外界油气参与的情况下，岩石矿物与孔隙油气之间组分的沉淀—溶解达到基本平衡。但是，在这一阶段，砂岩中往往发育次生孔隙，矿物颗粒和胶结物被溶解，说明原有的化学平衡被破坏，表明有外来物质的参与。储层成岩阶段与有机质的演化有很好的对应关系。沉积岩中的分散有机质的演化过程具有明显的阶段性，在不同的演化阶段，其产物也具有明显的差别，干酪根形成水溶性有机酸的过程主要发生在80~120℃，相当于油气演化的低成熟至成熟阶段，这一阶段也是储层中一系列矿物强烈溶解和自生矿物大量析出的主要阶段，是次生孔隙发育带。随着温度升高，在大约120~160℃，羧酸脱羧形成烃类和二氧化碳，水溶液中二氧化碳浓度升高，而羧酸浓度降低，此阶段羧酸对铝硅酸盐矿物仍有溶解作用，且对溶液的pH值仍有缓冲作用。尽管二氧化碳大量生成，但并不能使pH值降低，在pH值不变的情况下，二氧化碳浓度的提高使化学平衡有利于生成碳酸盐。因此，这一阶段虽然有铝硅酸盐溶蚀作用，但生成大量的碳酸盐胶结物，不利于次生孔隙形成。在温度大于160℃时，有机酸完全转化为二氧化碳，溶液的pH值主要由二氧化碳控制，二氧化碳浓度提高可以使pH值降低，造成碳酸盐矿物被溶蚀。结果导致次生孔隙的形成，因此，这一阶段形成第二个次生孔隙带。在地层条件下，地层水的PH值和CO2分压共同控制着碳酸盐矿物的沉淀和溶解作用。据Surdam（1989），近80℃时，地下水中羧酸阴离子呈指数地增加，结果碳酸根系统受到系统外的缓冲（乙酸缓冲），当pH=6时，碳酸盐的溶解度可能是很高的，因而发生碳酸盐溶解，或者没有碳酸盐沉淀出现。温度开始增加，达到100℃时，羧酸开始脱羧，造成PCO2增大，但系统仍为外缓冲，且组成限于pH=6线上时，碳酸盐溶解度降低，碳酸盐变得稳定。在120~160℃时，羧酸阴离子减少，其缓冲能力很快降低，碳酸盐系统变成内缓冲，碳酸盐沉淀。在国内，大多数学者从成岩作用角度出发研究储层的演化。梅博文、殷凤祥、陈丽华等（ 1997）开展油田水有机酸分析，研究“生油层—储层的有机—无机相互作用”对储层物性的影响。张枝焕、曾溅辉等（1998、1999）开展了含油气盆地油气—岩石相互作用研究，侧重于成岩演化和油气成藏过程中油气 —岩石相互作用的地质 —地球化学模型，油气—单矿物体系、复合矿物体系和烃源岩—储集层—油气相互作用的静态和动态模拟实验，探讨油气岩石相互作用的机理。 苗建宇、袁静等（2000、2001）研究了成岩作用过程中次生孔隙的变化特征，主要探讨了次生孔隙形成，认为砂岩中的各类易溶物质以及成熟烃源岩中含有丰富的有机质提供了基本的物质条件，其形成主要与有机质成熟过程释放有机酸对长0石等颗粒的溶解有密切关系。烃类充注削弱压实作用油气充注对压实作用的缓冲表现在油气充注后引起的地层压力变化上。（1）成熟的干酪根生成大量石油、天然气（还有水），它们的体积远远超过原来的体积。Harwood计算过，有机碳含量为1%的烃源岩，所生油气体积的净增率大约是0.12~0.16，相当于孔隙度为10%的页岩总孔隙度体积的4.5%~5.0%，由此可大大增加孔隙油气压力。随着油气充注，这些超强地层压力也同时传递到储集层，这样无疑增加了对压实作用的抵抗能力。（2）生成的油气和水使地层中单相流动变为多相流动，Chapman指出：油气从岩层析出，有可能会减小泥岩对于水有效的渗透率，这样会导致孔隙中烃类流体的排出速率减小。因为储层孔隙烃类流体可能由单一相流动改变为多钟相态流动，其两种油气渗透率的和减小到单一相流体流动的1/10，从而导致烃类流体排出的效率减小，在储层、烃源岩中造成地层超压，这种超压系统的发育，很大程度减弱正常的压实作用对于深部的地层影响，使得较深地层中原生孔隙保存下来，这些保存的孔隙给烃类油气1提供了储存的空间，当油气聚集到一定的规模时，有机酸也会有相当的量，这样长石、方解石等碳酸盐矿物开始发生溶蚀，形成大量的次生孔隙。油气充注对储层物性的影响一般而言，随着地层埋藏深度增加，储层物性逐渐变差，到晚成岩作用阶段，储层中原生孔隙已经十分有限。但由于成岩环境物理化学条件的变化，如酸性孔隙水和其它一些有利于地层孔隙保存因素的影响，深层储层在一定的深度范围内仍然可能存在良好的储集条件。我国东部碎屑岩盆地中这种现象十分明显，如在松辽盆地、东濮凹陷、泌阳凹陷、黄骅坳陷等地区的中-深部储层中大都分布有2~4个次生孔隙发育带。不同地区储层中次生孔隙的发育程度和分布深度存在明显的差别。控制储层成岩作用和次生孔隙发育的因素比较复杂，主要控制因素包括母岩区的岩性特征、储层岩性岩相特征、地层孔隙水性质的改变、早期方解石的充填作用和烃类早期注入等。1）孔隙演化特征及地球化学条件碎屑岩储层次生孔隙形成与演化研究中所2面临的地球化学问题主要是原生孔隙的保留、次生孔隙的形成与保留的地球化学条件，比如：（1）原生孔隙的大小（取决于沉积条件）；（2）机械压实作用、早期方解石胶结强度与方式；（3）矿物的溶蚀与沉淀作用；（4）石油的充注、方解石、白云石的充填等影响次生孔隙的形成与保存；（5）第二个次生孔隙带形成的地球化学条件等。导致原生孔隙度降低的因素十分复杂，最主要的有机械压实作用、方解石胶结作用和石英矿物的次生加大等，其中起关键作用的是机械压实作用，但在某些情况下早期方解石胶结物的存在已起到一定的作用。储层的岩性特征、胶结物类型与含量及地层水性质对次生孔隙的形成均有不同程度的影响。从上述矿物含量随深度的变化特征与孔隙度变化规律对应关系看，次生孔隙的分布与某些矿物（如方解石、长石）的转化作用有着密切的关系。在成岩演化过程中，石英等矿物含量也有所变化，但总体上变化不明显，而长石和方解石的相对含量发生明显的变化，表明引起孔隙度发生变化的关键因素是方解石的沉淀与溶解和长石矿物的溶蚀作用，粘土矿物的转化也可能起一定的3作用。这些因素又取决于以下地质－地球化学条件：（1）岩石类型及造岩矿物的组成特征，尤其是长石含量和碎屑岩层中碳酸盐岩矿物的含量。随埋藏深度增大，尤其在酸性水充注的情况下，钾长石和斜长石往往被不同程度的溶蚀而形成溶蚀孔，因此岩石中钾长石和斜长石的含量越高，越有利于次生孔隙的形成；（2）早期方解石的发育程度，影响早期方解石发育的因素十分复杂，主要包括母岩区的岩性特征、古气候、古环境及沉积体系等；（3）影响长石、方解石稳定性的成岩环境（酸性水介质条件和水文地质条件）等。2）有机酸对储层成岩过程及孔隙演化的控制作用有利的沉积相带为浅部储层储集性提供了良好的“先天”条件，但经长期深埋后，原生孔隙所占的比例已经很小，溶解与胶结等成岩作用也就成了影响次生孔隙发育的关键因素。成岩环境的变化是砂岩储集体中矿物形成转化的直接诱因，对于中深层储层而言，成岩作用的影响尤为突出。a.有机酸的主要来源与分布4国内外大量资料表明，在地下温度为80~120℃的沉积地层水中，地层水中有机酸的含量很高（最高可达10000mg/l）。在低于80℃时尽管也有有机酸生成，但由于细菌降解作用，地下水中可溶有机组分往往被消耗，而造成有机组分浓度较低，通常低于100mg/l。温度较高时（＞120℃），由于热脱羧作用，羧酸阴离子被破坏，结果造成溶解有机酸浓度降低，通常也低于100mg/l。目前普遍认为地层孔隙流体中的有机酸主要是干酪根的含氧侧链在热演化早期阶段大量断裂产生的，这一认识已经得到了实验结果的证实。前人研究表明，有机酸在干酪根热成熟过程中与石油类化合物同时生成。Surdam等（1984）研究了主要来自落基山脉白垩系油田的13个油田水样后认为，在成岩过程中，干酪根可以生成大量水溶性有机酸和酚。Crossey等（1986）根据不同类型干酪根低温（100℃）有水热降解实验资料，阐述了干酪根热降解产生大量的有机酸和酚类发生在生油高峰之前。羧酸阴离子在油田水中的浓度也和干酪根在成岩过程中的演化相吻合。Barth（1993）应用未成熟源岩样品加5水热解实验，研究源岩成熟作用水溶性有机酸的热解过程，研究表明，所有被研究的沉积物都产生了有机酸，每克沉积物所生成的有机酸总量为1.62×10-6到48.61×10-6mol，其中未成熟油页岩，有机酸产率最高（350℃时达43.5×10-6mol/g）；已进入生油窗的含煤页岩，只生成少量的有机酸，而未成熟的煤样生成特别多的乙酸（330℃时达到39.8×10-6）。实验还表明，所有被热解的泥岩样品，干酪根热演化的整个过程都能生成有机酸，有机酸生成量都随温度的升高而有规律地升高，甚至在生烃高峰之后有机酸生成量仍随温度升高而增大。但由于高温降解作用，地下温度为80~120℃时地层水中有机酸含量较高，随后有机酸含量将降低（如图1）。6图1油田水中短链羧酸分布图（据 Carothers&Kharaba，1978）除了这一产酸机制外，油层中石油高温180℃左右）热裂解也可以产生，地层水中大约有10~30%的有机酸来源于石油的热降解作用，其形成机理和干酪根生成有机酸的过程相似，推测在深层储层中由于石油的裂解液可产生一定量的有机酸，这对深部次生孔隙的形成起到一定的作用。烃类微生物降解作用可产生有机酸，其相关过程包括淡水注入，烃类喜氧生物降解及后期代谢产物被厌氧硫酸盐还原等作用。总反应式为：烃类+SO42-→沥青+HCO3-+H2S+有机酸7微生物降解作用使与原油共存的水溶液pH也发生了变化，实验表明水溶液的pH值均明显下降（陈传平等，1995），引起pH下降的详细原因尽管还不十分清楚，但降解过程中微生物的代谢作用产生的水溶性有机酸等含氧化合物是一个重要因素。微生物产酸与干酪根热解产酸类型是大不相同的，微生物产酸水溶液中主要是一些芳香杂环酸或环烷酸。b.有机酸对矿物成岩演化的影响在溶液中，碳酸盐和铝硅酸盐的稳定性明显受到可溶性有机质影响，导致在地层水中的矿物溶解度收到影响。有乙酸存在，长石矿物的溶解需要的自由能比碳酸存在的情况所需的自由能低。研究表明：在有机酸存在时，溶解SiO42-的浓度降低，溶解Al3+的浓度升高。石英、方解石的溶解度取决于温度、压力、pH、PCO2等，在温度、压力因素不变的前提下，地层水的pH值和PCO2也许是影响矿物成岩作用的最主要的化学因素，控制着方解石和石英的稳定性。SiO2在水中的溶解度随pH值的增大而增大，石英在pH值大于10，非晶质SiO2在pH值大于8时其溶解度急剧上高，而在pH8值小于8时其溶解度与 pH值基本无关。CaCO3的溶解度随 pH值的增大而降低，但pH值大于7.6~