砂岩和碳酸盐岩储层对比研究

砂岩和碳酸盐岩储层的比较：从全球视角看孔-深和孔-渗关系
摘要：图表展示比较了包括除加拿大以外的所有产油国的30122个碎屑岩储层和10481个碳酸盐岩储层的平均孔隙度和深度的关系。

然而，用单独的图包括了加拿大阿尔伯达盆地的5534个碎屑岩储层和2830个碳酸盐岩储层。

不包括加拿大的储层的平均渗透率与平均孔隙度关系展示了出来。

通过对控制各岩性储层质量的主导因素对砂岩和碳酸盐岩之间的主要相同点和不同点及影响因素作了讨论。

伴随深度增大中值和最大孔隙度逐步减少的趋势反映了埋藏成岩孔隙度的减少，它是响应于随深度增加热暴露的增加的。

这一趋势看起来与砂岩和碳酸盐岩的孔隙度一般都由于深埋藏过程中的溶解作用而增加的说法不一致。

在给定的深度，碳酸盐岩储层具有较低值的中值和最大孔隙度，极有可能是由于碳酸盐岩矿物相对于石英有较强的化学反应，这导致了它对于化学压实和相关的胶结作用具有较低的抵抗性。

与碳酸盐岩储层相比，在所有深度段低孔隙度（0-8%）碎屑岩储层的相对贫乏或许可以反映出在碳酸盐岩中更易于发生的断裂现象，以及那些断裂对于低孔隙度岩石中促进形成经济性的流速的有效性。

总体说来，碳酸盐岩储层与砂岩储层相比在给定的孔隙度不具有较低的渗透率，但确实有较少比例的既高孔隙度又高渗透率值的部分存在。

本文提供的数据可以对在缺乏例如埋藏史和热演化史等详细的地质资料的情况下的任意给定深度的探井的钻探中储层质量的分布作为一个基本的向导。

引言
砂岩和碳酸盐岩储集岩的两个最根本的区别是：（1）沉积物产生的地点（砂岩为异地而碳酸盐岩为原地）和（2）碳酸盐矿物之间具有更强的化学反应（Choquette and Pray, 1970; Moore, 2001）。

后一个不同对于成岩作用和储层质量具有深远的影响，例如对大多数碎屑岩储层的早期成岩作用除了碳酸盐结核和土壤发育只有很小的影响，然而碳酸盐岩以广泛的早期石化和孔隙度改变为特征。

通过这种对比，大量的和系统的不同之处或许可以通过两类岩性的石油储集岩的孔-深和孔-渗分布体现出来。

尽管这种不同的存在看起来被广泛的接受并且碳酸盐岩储层常作为基础单独讨论而广泛引用（Tucker and Wright, 1990; Lucia,
1999;Moore,2001），这些差异的实际性质和幅度是一个主题，这一主题几乎很少或没有记录。

这篇文章和目的就是为了解决这一空白，主要通过碎屑岩和碳酸盐岩储层参数的对比来展示，这些参数的可信度是基于它极度的普遍性：包括基本上所有产油地区的油气储层的数据库的整合，可作为研究行星地球的一个案例。

从这个纯粹的经验的基础上，我们提出了一系列的假说来解释碎屑岩和碳酸盐岩储层质量之间在整体上的相同点和不同点。

数据
本次研究的数据由HIS（能源数据信息导航数据库）、俄克拉荷马大学、美国能源部（共有采油信息系统数据库）、英国贸易和工业部、挪威石油管理局以及亚伯达能源和公共事业局提供。

目前研究检验的不同变量包括在产油、凝析油以及气田的顶部储层深度、最大温度、岩性以及不同储集层段的孔隙度和渗透率的平均值。

许多单独地区的多个储层被列了出来。

孔隙度和渗透率值是数据库中的算术平均值，是根据不同油田的岩心分析、有线测井读数以及生产数据等不同的组合预测的。

这些数据汇编在除了储层质量以外的其它类型分析中也具有通用性，例如流体压力、密封完整性、流体迁移以及生物降解等（Darke et al., 2004; Nadeau et al., in press）。

在美国墨西哥湾近海，总量为9312的砂岩储层被缩小在只包括662个具有可采储量的储层中，为了减少偏差大约相当于十万桶油当量。

可以用岩性信息将数据组合分为三类：（1）碎屑岩，主要是砂岩，以及粉砂岩和砾岩；（2）碳酸盐岩（在41450个样本中有25%的孔隙度和深度值可用）和（3）一些次要的其它岩性，主要包括页岩和火成岩（占总量的2%）。

占较大比重的数据来自北美（39%的储层具有孔隙度和深度）和前苏联（28%），反映了最初编制数据的目的，其他的地区包括欧洲（10%）、拉丁美洲好墨西哥（8%）、远东（7%）、非洲（4%）、中东（2%）以及澳大利亚（2%）。

砂岩和碳酸盐岩储层的地理分布数据如图1所示。

相对较少的数据与与没写地区的可采收量成比例，比如中东地区，在图1产油地区图示中在地理上没有较大的差别。

我们因此认为这些图件提供了地球上已知的两种主要岩性的储层在地域分布上相对准确的信息。

有少量的碳酸盐岩储层是例外的，因为它们含有白垩，具有较低的渗透率却
有极高的孔隙度。

这些点可以从图例中看出，但没有包括在统计值的计算之内（表1）。

这些结论一般不能作为砂岩和碳酸盐岩的代表，而是油气储层的产出地带。

这些地区的储层质量或许会比其它地区类似岩性储层高一些，但这一关系很大程度上是未知的。

孔隙度—深度关系
图2展示了碎屑岩和碳酸盐岩储层顶部深度与平均孔隙度及其相对的趋势。

一定程度的差异与这些轴线相关，因为储层顶部深度是能代表平均孔隙度值的层段最小深度。

孔隙度值在P90（90%的储层孔隙度大于这一值）、P50（中值）和P10每隔0.5km深度分别计算，最大孔隙度线（只有零星的值大于这一趋势）在每一图中定性的估计（表1）。

尽管我们相信温度在控制平均孔隙度方面比深度有更重要的作用，由于有大量的数据点是关于孔隙度-深度的，图2和图3中仍显示了深度，因为孔隙度-温度图显示类似的特点。

下面指出了碎屑岩和碳酸盐岩图件之间的相同点和不同点：
·两种岩性在中浅层均有较宽的孔隙度范围。

·随着深度的增加两种岩性的P50和最大孔隙度都呈明显的线性降低。

·在特定的深度砂岩具有较高的P50和最大孔隙度。

事实上，碳酸盐岩P50趋势几乎与砂岩P90趋势一致。

·在所有深度中砂岩具有较低比例的低孔隙度值（0-8%）。

亚伯达能源和公共事业局提供的独立的数据库用来检验在加拿大阿尔伯达盆地孔隙度、深度以及岩性对储层的影响（图3）。

这一加拿大西部的数据库比当今全球任何地区的数据库都更密集的填充，包括了400,000km2范围内的8364对孔隙度-深度资料（碳酸盐岩占34%）。

阿尔伯达盆地的碳酸盐岩主要是泥盆系的，而碎屑岩主要是白垩系的。

由于它们是不同的地层沉积时间，碳酸盐岩比碎屑岩有更深的深度范围。

阿尔伯达盆地经历了不对称隆升，导致了早第三系时期0-2.8km的剥蚀，并且图3的深度数据是校正到剥蚀前的值。

这样校正后，阿尔伯达的数据呈现出几个与全球分布类似的特征，包括：
·砂岩和碳酸盐岩的最大孔隙度随深度增加都呈减小的趋势
·相对于砂岩在给定的深度碳酸盐岩具有较低的平均和最大孔隙度
·在碳酸盐岩中出现的大量的低孔隙度储层（<8%）而不是砂岩
这些相似点体现了图2中主要相似点和不同点的普遍性，而下面在图2和图3 的不同点则归因于阿尔伯达盆地特有的环境属性：
·阿尔伯达地区砂岩P50和最大孔隙度随深度变陡的趋势（与图2A比），同时在浅层少量孔隙度低于20%
·在阿尔伯达地区碳酸盐岩P50孔隙度随深度没有减少，伴随在剥蚀前2.5-3.5km深度孔隙度为3-10%的的数据集中
孔隙度—渗透率关系
在图4中对砂岩和碳酸盐岩储层通过算术平均渗透率好平均孔隙度作了比较（29,275个储层，碳酸盐岩储层占27%）。

可惜的是，在阿尔伯达盆地数据集中没有渗透率数据。

每个5%的孔隙度的P90、P50和P10的趋势为预测渗透率而计算出来。

碎屑岩和碳酸盐岩的相似点和不同点包括以下几个：·在孔隙度从5%-20%的范围两种岩性的P50渗透率具有相似的趋势，尽管砂岩在25-30%的孔隙度是具有较高的P50渗透率。

·碎屑岩储层具有明显的较大比例的高孔隙度值（>20%）和高渗透率值（>100md）。

在图4A中孔隙度大于20%的点占40%，而在图4B中只占6%，而在图3A中有47%的点渗透率大于100md，而在图4B只有28%。

·碳酸盐岩储层在低孔隙度的情况下具有相对较高比例的高渗透率。

在图4A中有4%的点具有大于100md的渗透率以及小于15%的孔隙度，而在图4B 中只占20%。

·两种岩性都包括一种次要的储层，具有低于15%的孔隙度却有极高的渗透率，我们认为这反映了裂缝而不是矩阵值。

分析
以上提到的相同点和不同点对于控制储层质量的基本过程具有影响。

我们的推论是必要的假想，然而，这是因为我们很少有机会批判地检查包含在全球数据库中的每一个储层。

此外，这一初步处理并没有考虑各种各样的因素，这些因素可能会导致孔隙度和渗透率关系的分散，例如在经过了最大的埋深后的抬升和剥蚀、地层的年龄和低温梯度等。

孔隙度控制因素
在图2A和B中浅层和中层广泛分布的孔隙度与体现孔深关系趋势的例子相比，体现了在给定深度范围尤其是较浅深度的相对较少的分散性。

然而，这些之前的数据集包括特别的地层单元，这些地层单元在被埋藏到很深的深度前大概具有有限的高孔隙度范围。

相反的是，在图2A、B中浅层较分散的孔隙度反映了全球范围内包含油藏的岩石的较大差异。

因此，在所有储层中不断增加的埋藏及热暴露趋向于降低孔隙度，但不同储层岩性的埋藏史具有不同的起始点。

这一不同的主要方面包括：（1）原始孔隙度，是指沉积时的孔隙度，取决于砂岩中颗粒分选及粘土含量和碳酸盐岩中泥质含量及颗粒类型；（2）早成岩期孔隙度的变化（尤其对碳酸盐岩重要）和（3）不同岩相和岩性的孔隙度对埋藏成岩作用的反映。

另一个造成图2的浅层孔隙度的分散分布的因素是一些储层在早期最大埋深环境后经历了局部暴露。

尽管有上述不同，然而，P50和最大孔隙度两者都随深度呈减小的趋势，可能反映了联合的和与之有关的化学压实和胶结作用的影响以及这两个过程对热暴露的依赖。

尽管在图2中每一个点缺少专门的数据，我们假定限制在任意给定深度的靠近最大孔隙度的储层代表了最有利的因素的组合，这些因素包括（1）具有保存原始或早期形成的孔隙的潜力的岩性（干净的石英砂岩、棘皮动物碎片中早期胶结较低的泥质灰岩、颗粒到缝洞型的白云岩）；（2）未受到近地表孔隙损失的地层环境和（3）促进近地表孔隙形成的环境。

然而，由于砂岩很少有成岩早期孔隙度的改变，我们提出后两者有利因素主要是对碳酸盐岩较重要。

图2也显示用三个单独的数据体作的整体孔隙度-深度分布的比较，在三个数据体具有广泛的不同的埋深、不涉及隆升运动的简单埋藏史以及限制在沉积相控制的倾向于有利储层保存的岩性变化。

路易斯安那州的加恩和近海数据集包括石英砂岩，而南佛罗里达的数据集包括潜水热带碳酸盐岩。

加恩和南佛罗里达的数据集两者的最大孔隙度-深度变化趋势与整体相比都呈现孔隙度较陡减少的趋势。

这种差异突出了决定整体孔隙度趋势的储层特有的性质。

对于砂岩，最大孔隙度趋势或许也可以代表极低的低温梯度的环境，例如路易斯安那近海；或者代表特殊的岩性因素，例如绿泥石胶结的砂岩。

对于碳酸盐岩，南佛罗里达的例子显示只有低地温梯度在较大深度是不足以形成较大孔隙度的；与深部碳酸盐岩储层最大孔隙度形成的有关关键因素需要作进一步研究。

砂岩和碳酸盐岩的P50和最大孔隙度随深度稳定减少的趋势（图2）似乎与两种岩性都经历了在深埋藏期间由于酸性流体的增加而引起孔隙度的增大的观点不一致。

很多引起埋藏（中成岩）孔隙度增强的关键时期几乎普遍可从大量的文件查到，这些文件中有关于确定孔隙的时期以及大量的基于定性的岩类学的观点的结论。

起作用的流体主要归因于源岩中干酪跟的成熟，但来自粘土矿物的改变了饱和态的低离子浓度的水也有进一步的作用，这些水来自垂直渗流（改变了温度和压力）、随埋深引起的蒙脱石伊利石化或高岭土化、生烃作用、不同组成的水的混合以及石油的生物降解。

在埋藏期间孔隙形成的主要组成部分应该与孔隙度和深度之间没有关系，但是在图2中的总体编图与中成岩溶解作用导致本质上的孔隙度的重新分布而不是产生以及主要的埋藏成岩过程既影响砂岩又影响碳酸盐岩孔隙的逐渐阻塞这一观点更一致。

这种保守主义既被特别的地层单元的例子研究所支持，那些地层单元既具有有限范围的埋藏前的孔隙度又具有较大范围的现今埋藏深度，又被涉及大量的质量平衡计算的一般的理论观点所支持。

加拿大阿尔伯达盆地碳酸盐岩（图3B）孔隙度和深度没有关系可以部分地反映在古深度为0.6-1.2km的与白云岩化有关的剩余方解石的埋藏淋滤作用，正如由Amthor 等人、Mountjoy和Marquez提出的许多那样的储层一样。

然而，即使是阿尔伯达的碳酸盐岩最大孔隙度随深度也呈明显的降低，P50孔隙度值与图2B中总体碳酸盐岩没有显著的不同。

对于砂岩和碳酸盐岩，早期油气充注会抑制晚期胶结作用引起的孔隙减少的观点已经经过了较多讨论。

对于砂岩，来自至少一个含油区（北海）的岩心测量数据的汇编对于油气对孔隙保存的现实意义有很少的支持，尽管在其他情况下局部关系用此来解释。

这一问题不能用现今的数据体来检验，因为所有的孔隙度值都来自油气充注的地层。

所有这一切可以说是既不是油气也不是由于阻碍成岩作用其它机制（包括颗粒包层和超压）看起来能避免孔隙度随深度减小的必然趋势，正如从整体角度看到的那样。

图2中显示的主要岩性不同是在给定的埋深碳酸盐岩储层比砂岩储层具有较低的P50和最大孔隙度值。

这些不同归因于碳酸盐岩相对于碎屑矿物较强的化学反应，多半反映了碳酸盐岩矿物对于化学压实和相关的胶结作用的较低的抵抗力。

与碳酸盐岩相比，低孔隙度（0-8%）碎屑岩储层的显著贫乏有两个可能的
解释。

一个认为低孔隙度砂岩在深度小于6km的地壳范围内由于微孔隙的残留和次生的大孔隙或许相对稀疏。

然而，根据我们的经验，这似乎是不可能的。

另一种解释是在碳酸盐岩中比在碎屑岩层中低孔隙度储层在经济上更可观是由于在碳酸盐岩中更常见裂隙，并且这些裂隙对于形成经济性的油流较为有效。

渗透率控制因素
在缺少关于岩石组构相关信息的情况下解释渗透率数据是极不确定的。

然而，假定大多数砂岩储层以粒间孔隙占优势的特征似乎是合理的，同时碳酸盐岩储层被认为是具有大量的孔洞。

这一不同或许可以被认为导致了在碳酸盐岩中在特定的孔隙度有较低的渗透率，但这似乎不被观察到的分布状况（图4）所支持。

反而这些数据显示了相反的趋势，即在碳酸盐岩中低孔隙度时有较高的渗透率的情况占有较高的比例。

这一特征或许反映了再碳酸盐岩储层中裂隙渗透率的较大影响，而不是组成岩石骨架的有利组构。

碳酸盐岩总体上具低孔隙度和低渗透率的特征或许是由于成岩孔隙度残留对于碳酸盐岩的较强的敏感性，因为碳酸盐矿物具有较强的化学反应，正如前面假设的那样。

然而，较低的渗透率对应较低的孔隙度是多孔介质的一个简单的基本的特征并且不能指示孔隙的几何形态。

结论
砂岩和碳酸盐岩在中浅层平均孔隙度的广泛分布反映了沉积特征（组分和结构）、早期成岩作用以及涵盖形成油气储层的埋藏史、热史的广泛不同。

在砂岩和碳酸盐岩储层中，中值和最大孔隙度随深度增加稳定减少的趋势表明由于溶解作用产生的孔隙远不如埋藏成岩期间孔隙阻塞的影响重要。

我们并不是说埋藏溶解作用一点也不发生；只是说这一现象在孔隙度-深度关系分布上不明显，而且似乎很少有文献记录，因此对于大量深埋藏的储层具有很小的重要性。

碳酸盐岩储层比砂岩储层在给定的埋藏深度具有较低的中值和最大孔隙度多半反映了碳酸盐矿物相对于石英较强的化学反应，并且导致了碳酸盐岩岩石对于化学压实和胶结有较低的抵抗力。

与碳酸盐岩相比碎屑岩在所有深度具有相对较少的低孔隙度（0-8%）储层反映了碳酸盐中裂隙现象更加常见以及这些裂隙在低孔隙度岩石中对于形成经济性油流的有效性。

总体来说，与砂岩相比碳酸盐岩储层在给定的孔隙度的情况下不会有较低的渗透率。

本文所给出的数据对于在未勘探地区特定的深度遇到期望的孔隙度和渗透率地层可以作为一般的勘探指导。