高温超压储层孔隙演化的物理模拟实验

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高温超压储层孔隙演化的物理模拟实验

尤 丽1　曲希玉2　钟 佳1　李 才1　吴仕玖1　高 媛2,3　崔京钢4

1.中海石油（中国）有限公司湛江分公司　2.中国石油大学（华东）

3.中国石化华东油气分公司泰州采油厂　4.中国石油勘探开发研究院实验研究中心

摘　要　目前比较常见的是常压条件下的储层演化模拟，而异常高压条件下的储层演化模拟则少见。为了进一步明确高温超压对于储层孔隙演化的定量化影响，以琼东南盆地乐东—陵水凹陷中新统“高温超压”储层为研究对象，在对该区沉积、成岩背景下温度压力场划分的基础上，应用自然类比法和物理模拟实验等手段，分析不同温压场背景下的孔隙演化特征，探讨超压、流体对储层孔隙演化的影响，明确优质储层发育的主控因素。研究结果表明：①乐东—陵水凹陷中新统储层的温压场可划分为高温常压、高温超压和高温强超压等3个区；②超压和强超压对原生孔隙具有一定的保护作用，在同一成岩阶段，超压和强超压储层的面孔率较常压储层面孔率高1.23%～6.74%，超压、强超压区地层压力每超过静水压力8 MPa、4 MPa时，其对应保护的原生孔隙约为1%；③有机酸溶蚀作用对储层次生孔隙具有较大的贡献，较正常压实储层的面孔率增加0.96%～7.38%；④大气水淋滤作用对储层物性的影响微弱，较正常压实储层的面孔率仅增加0.19%。结论认为：①有机酸溶蚀是高温常压背景下储层中最具建设性的作用；②超压对原生孔隙的保护是高温超压和强超压背景下储层中最具建设性的作用，并且超压越强对孔隙的保护作用就越大。

关键词　超压保孔　有机酸溶蚀　次生孔隙　孔隙演化　主控因素　琼东南盆地　乐东—陵水凹陷　中新世DOI: 10.3787/j.issn.1000-0976.2019.07.003

Physical simulation experiments on pore evolution in high-temperature and

overpressure reservoirs

You Li1, Qu Xiyu2, Zhong Jia1, Li Cai1, Wu Shijiu1, Gao Yuan2,3 & Cui Jinggang4

(1. CNOOC China Limited Zhanjiang Branch, Zhanjiang, Guangdong 524057, China; 2. China University of Petro-leum - East China, Qingdao, Shandong 266580, China; 3. Taizhou Oil Production Plant, Sinopec East China Company, Taizhou, Jiangsu 225300, China; 4. Central Laboratory, PetroChina Research Institute of Petroleum Exploration and Development, Beijing 100083, China)

NATUR. GAS IND. VOLUME 39, ISSUE 7, pp.21-30, 7/25/2019. (ISSN 1000-0976; In Chinese)

Abstract: At present, simulation on reservoir evolution under normal pressure is common while that under abnormal pressure is rare. In this paper, the Miocene \"high-temperature and overpressure\" reservoir in the Ledong–Lingshui Sag of the Qiongdongnan Basin was tak-en as the research object to quantitatively define the effects of high pressure and overpressure on the evolution of reservoir pores. After the temperature and pressure field in this area was divided in the setting of sedimentation and diagenesis, the evolution characteristics of pores in different temperature and pressure field were analyzed by means of natural analogy and physical simulation experiment. Then, the effects of overpressure and fluids on the evolution of reservoir pores were discussed. Finally, the main factors controlling the devel-opment of high-quality reservoirs were determined. And the following research results were obtained. First, the temperature and pressure field of the Miocene reservoir in the Ledong–Lingshui Sag can be divided into three zones, i.e., high temperature and normal pressure zone, high temperature and overpressure zone, and high temperature and super overpressure zone. Second, overpressure and super over-pressure can provide some preservation on primary pores. In the same diagenetic stage, the plane porosity of overpressure and super overpressure reservoirs is 1.23%–6.74% higher than that of normal pressure reservoirs. Once the reservoir pressure in overpressure and super overpressure areas is higher than hydrostatic pressure by 8 MPa and 4 MPa, respectively, about 1% primary pores are preserved. Third, the dissolution of organic acid makes greater contribution to the secondary pores in reservoirs and its plane porosity is 0.96%–7.38% higher than that of normal compacted reservoirs. Fourth, the leaching effect of meteorological water on reservoir physical properties is slight, and its plane porosity is only 0.19% higher than that of normal compacted reservoirs. In conclusion, the dissolution of organic acid is the most constructive effect for the reservoirs in high temperature and normal pressure. In addition, preservation of primary pores by overpressure is the most constructive effect for the reservoirs in high temperature and (super) overpressure, and the higher the overpres-sure is, the more preservation effect it provides on pores.

Keywords: Overpressure pore preservation; Dissolution of organic acid; Secondary pore; Pore evolution; Control factor; Qiongdongnan Basin; Ledong–Lingshui Sag; Miocene

基金项目：“十三五”国家科技重大专项“琼东南盆地深水区大中型气田形成条件与勘探关键技术”（编号：2016ZX05026-002）、中海石油（中国）有限公司科技项目“差异岩—场耦合的储盖层联控机制与有效储盖分布研究”（编号：ZYKY-2018-ZJ-01）。

作者简介：尤丽，女，1983年生，高级工程师，博士；主要从事沉积学与储层地质学方面的研究工作。地址：（524057）广东省湛江市坡头区22号信箱。ORCID：0000-0003-0912-9815。E-mail: youli1@cnooc.com.cn

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0　引言

孔隙度是表征储层物性的重要参数之一，也是控制油气运移的关键因素，分析地史过程中的孔隙演化规律对于明确各成藏要素之间的匹配关系、评价油气勘探潜力具有重要意义

[1-2]

1　实验背景

乐东—陵水凹陷具有高温超压特征，平均地温梯度介于3.7～4.0 ℃/100 m，压力系数介于1.2～2.0，超压主要分布在黄流组及以下地层[17]。以地温梯度3.7 ℃/100 m、压力系数1.3和1.8为界，将凹陷区目的层黄流组—梅山组的温压场划分为南部斜坡高温常压区、北部斜坡高温超压区和凹陷中心高温强超压区。研究区中新统储层埋深介于3 500～4 800 m，镜质体反射率介于0.6%～0.8%，伊/蒙混层中蒙脱石含量介于5%～60%，处于中成岩A1阶段末期—中成岩A2阶段早期，碎屑颗粒呈点、线及凹凸接触。中新统储层流体包裹体特征与均一温度分布特征显示[18]，凹陷区发育3期烃类流体充注和一期CO2流体充注，第一期为低成熟油充注，包裹体均一温度介于90～120 ℃；第二期为高成熟油气充注，包裹体均一温度介于120～140 ℃；第三期为天然气充注，包裹体均一温度介于140～160 ℃。CO2流体充注发生在天然气充注晚期，与天然气同期的包裹体均一温度介于160～180 ℃，富CO2包裹体的均一温度介于238～248 ℃。其中，第二、三期烃类充注，对应上新世莺歌海期是主力生烃期。

。目前，常用的储

层孔隙演化模拟方法主要包括数值模拟法[3-4]、反演回剥法[5]和物理实验模拟法[6-7]。物理模拟实验可以直观地再现地史中的成岩过程，多用于探讨在不同组构、温度、压力及流体作用下储层孔隙演化的规律。前人开展了大量的机械压实与水—岩反应模拟，并在不同组构砂岩在压实过程中的减孔效应及与上覆压力之间的关系

[8-10]

、矿物与流体之间的相

关作用[11-12]等方面取得了成果与认识。然而，前人进行的储层物理模拟实验，多是模拟正常上覆压力压实条件下的储层演化过程，而对于异常高压沉积盆地的储层模拟则甚少。为此，笔者开展上覆压力与流体压力共同作用下的模拟，以期进一步明确超压对于储层孔隙演化的定量化影响程度。

琼东南盆地坳陷带西部乐东—陵水凹陷，具有典型的高温超压特征，是琼东南盆地油气增储上产重要的勘探领域

[13]

。中新统黄流组峡谷水道和

中新统梅山组海底扇是该区的主要储集体，峡谷水道具有多期叠置、横向变化大，储层物性整体好的特点

[14-15]

2　实验方案

2.1　人造岩样

根据凹陷区的温压场特征，结合沉积砂体的储层岩石学特征，划分出高温超压海底扇砂体、高温常压水道砂体、高温强超压水道—海底扇砂体等3种类型砂体。统计每种类型砂体岩石的碎屑组分、黏土矿物类型及各类型含量与碎屑颗粒粒径分布，对其含量进行归一化处理（岩屑用典型代表矿物平均含量代替），得到每类砂体岩石矿物的相对含量（表1）。根据碎屑组分的类型，准备对应矿物单矿物，并粉碎成对应碎屑粒级的颗粒。将粉碎好的碎屑颗粒，以经过归一化处理的各矿物的相对百分含量，以质

；海底扇具有多物源供应、沉积样式多变，

[16]

储层非均质性较强的特点。前人对于该区研究多

[14,16]

集中于沉积特征及演化规律方面，而对水道—海

底扇砂岩在不同温、压背景下的储层演化特征及主控因素等问题则仍认识不清。笔者在乐东—陵水凹陷独特的沉积、成岩背景下温压场划分的基础上，采用正常、超压与水—岩反应模拟实验的方法，明确水道—海底扇砂体在不同温压场背景下的孔隙演化特征，探讨超压、流体对储层孔隙演化的影响，以期确定优质储层的主控因素、明确优质储层的形成机理与分布特征。

表1　不同类型砂体人造岩样的碎屑组分含量表

样品

编号123

砂体类型高温超压海底扇砂体高温常压水道砂体高温强超压水道—海底扇砂体

碎屑粒级细砂细砂细砂

碎屑组分及其含量

石英86.53%82.45%79.84%

钾长石5.18%6.36%12.02%

斜长石生物碎屑海绿石01.81%4.24%

02.25%0.70%

00.96%0

黏土矿物类型及其含量伊利石6.90%4.37%2.07%

高岭石0.42%1.14%0.50%

绿泥石0.76%0.53%0.59%

蒙脱石0.21%0.11%0.04%

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量百分含量，配制3组直径为3 cm、高为7 cm的“人造岩样”，作为机械压实模拟实验和水—岩反应模拟实验的样品。2.2　实验流体类型

凹陷区黄流组和梅山组之间存在区域不整合，考虑大气淡水的淋滤作用和有机质热演化过程中产生的有机酸溶解作用，笔者选取了大气淡水和有机酸两种流体进行实验。其中，大气淡水淋滤作用主要发生在中新世早—中期，对应为早成岩A期；镜质体反射率介于0.5%～0.7%时，为有机酸大量生排期，对应有机酸充注时期为中成岩A1期。根据凹陷区的偏腐泥混合型干酪根热解排出的有机酸种类和数量，用甲酸、乙酸和草酸配制有机酸溶液，其pH值为3.83。参考国内外大气降水数据，选取与琼东南盆地地层水组成较接近的大气降水成分配置大气淡水溶液[12]，其pH值为5.80。2.3　实验仪器

本实验使用的实验仪器为“储层成岩模拟系[7]

统”，该系统由压力供给系统、流体注入系统、控制系统和6个耐高温高压的反应炉体等4部分组成，最高模拟温度可达500 ℃，最大静岩压力为275 MPa，最大流体压力为120 MPa[6]，可模拟不同温度、压力及流体介质条件下的储层成岩作用与孔隙演化过程。该模拟系统可满足不同流体分阶段充注和取样的需要，可在封闭、半封闭或开放模式下实现多样品、长时间的压实成岩和溶蚀改造的演化模拟实验。2.4　实验温压条件

模拟实验的温度、压力条件是根据所选取的不同成岩阶段补偿恢复而来，早成岩A末—B初期的补偿温压条件为170 ℃、137.5 MPa，中成岩A1期的

[19]

补偿温压条件为200 ℃、165.0 MPa，中成岩A2期的补偿温压条件为230 ℃、192.5 MPa[6]，压力为静岩压力。

乐东—陵水凹陷的超压大约在距今5.3 Ma形成[20]，对应的成岩阶段为早成岩A末—B初期。为了排除不同流体对储层的影响，选用加入蒸馏水流体压力来模拟超压环境。不同成岩阶段的孔隙流体压力（表2）是通过经验公式（p＝压力系数×海拔深度×0.009 8）进行计算。考虑实验安全性，计算实际流体压力超过70 MPa时，实验孔隙流体压力以70 MPa进行模拟。

由于有机酸溶液的充注时间为中成岩A1期，以对应补偿温度200 ℃与补偿压力165.0 MPa，进行有机酸充注模拟实验。大气淡水的充注时间为早成岩A期，考虑实验模拟压实时间较短，为了保证实验样品成型，笔者选用早成岩A末—B初期的补偿压力137.5 MPa，早成岩A期的温度150 ℃进行实验。2.5　实验流程

2.5.1　正常压实模拟实验

将配制的1号、2号、3号“人造岩样”样品，各分成3份，用去离子水浸泡2天，然后分组装入不同的反应炉体。根据选定的不同成岩阶段的补偿温度和静岩压力，以一定升温升压速率，分别升温升压至170 ℃、137.5 MPa，至200 ℃、165.0 MPa，至230 ℃、192.5 MPa，对应进行早成岩A末—B初期、中成岩A1期、中成岩A2期的压实模拟，对应达到补偿温度压力后，恒温恒压保持到实验结束。2.5.2　超压压实模拟实验

将配制的1号、3号“人造岩样”样品，各分为3组，用去离子水浸泡2天，然后分别装入不同的反

表2　不同成岩阶段的流体压力数据表

成岩阶段

样品编号

1

早成岩A期

23

早成岩A末—B初期中成岩A1期131313深度/m2 5002 5002 9002 9003 3003 9004 3004 9005 300压力系数1.331.061.371.451.421.791.712.042.06计算孔隙流体压力/MPa

3326394146687298107实验孔隙流体压力/MPa

332639414660707070中成岩A2期· 24 ·

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应炉体中，分别进行根据不同成岩阶段的超压压实模拟实验。正常升温、升压，温度升到早成岩A末—B初期补偿的温度170 ℃时，注入蒸馏水模拟超压的形成，使装有第1组的1号和3号样品反应釜的流体压力分别为41 MPa、46 MPa，然后恒温恒压保持，为早成岩A末—B初期的超压压实模拟；其余反应炉体继续升温升压至200 ℃时，对应第2组1号和3号样品的流体压力增至分别为60 MPa和70 MPa，然后恒温恒压保持，为中成岩A1期的超压压实模拟；继续使温度升至230 ℃，对应第3组的1号和3号样品的最终流体压力均为70 MPa，然后恒温恒压保持，为中成岩A2期的超压压实模拟。2.5.3　压实—溶蚀一体化模拟实验

配好1号、2号和3号碎屑样品，其中2号样品分成2组，用去离子水浸泡2天，分别装入不同的反应炉体中。正常升温升压，当升温至150 ℃时，向其中一个2号样品中注入大气淡水溶液，后继续升温升压至早成岩A末—B初期的补偿温压条件为170 ℃、137.5 MPa；当升温至200 ℃时分别向1号、另一个2号和3号样品中注入有机酸溶液，后继续升温升压至中成岩A1期的补偿温压条件为200 ℃、165.0 MPa。

造岩心”样。由于部分实验样品未全部成型为完整的柱状样品，有部分破裂或破碎，笔者切制岩样进行铸体薄片观察与扫描电镜分析，对反应液前后进行了离子浓度分析。测得的面孔率如表3所示，离子浓度分析数据如表4所示。3.1　正常压实模拟实验结果

正常压实条件下，1号、2号和3号岩样各成岩阶段的样品面孔率（图1-a）与孔隙面貌特征表明，同一样品随着成岩阶段的增大，孔隙连通性逐渐变差，面孔率逐渐降低。同一成岩阶段，2号样品（高温常压晚期水道砂岩样）的面孔率要大于1号样品（高温超压海底扇砂岩样）和3号样品（高温强超压早期水道—海底扇砂岩样）。这主要由于水道砂岩样品较海底扇砂岩样品黏土含量较少，相同成岩期压实作用较弱。

3.2　超压压实模拟与正常压实模拟实验结果对比

超压压实模拟实验结果表明（图1-b），随着埋深的增加，受压实作用的影响，超压模拟实验1号和3号样品的面孔率均呈减小的趋势，但在同一成岩阶段，同一样品超压压实模拟实验样品的面孔率明显高于正常压实模拟实验样品的面孔率。1号样品在早成岩A末—B初期的正常压实和超压压实模拟实验的面孔率分别为32.%和34.43%，差值为1.%；在中成岩A1期的正常压实与超压压实模拟实验的面

3　实验结果

实验结束后，收集反应液，并将套管剖开取出“人

表3　不同成岩阶段的压实模拟与水—岩模拟岩样面孔率数据表

成岩阶段早成岩A末—B初期

中成岩A1期中成岩A2期

1号岩样

压实模拟32.%31.73%－

超压模拟34.43%32.96%－

有机酸－33.53%－

压实模拟35.56%31.83%26.59%

2号岩样

有机酸大气淡水－32.79%－

35.75%－－

压实模拟32.41%26.42%23.04%

3号岩样超压模拟35.87%33.16%－

有机酸－33.80%－

表4　有机酸与大气淡水模拟反应液、原溶液离子浓度数据表

离子类型K+Na+Ca2+Mg2+Si4-Al3-Fe3+/2+

离子浓度/（mg·L－1）

1号有机酸反应液15.44.665.85－.03－0.40

2号有机酸反应液12.22107.6011.050.7668.380.260.75

3号有机酸反应液

3.3911.6620.32－70.40－－

有机酸原液3.1515.680.500.030.19－－

大气淡水原液263.608 528.00

0.280.320.83－

2号大气淡水反应液245.608 147.00

0.380.1144.740.08

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图1　压实模拟及水—岩模拟实验面孔率随深度变化图

孔率分别为31.73%和32.96%，差值为1.23%。3号样品在早成岩A末—B初期的正常压实和超压压实模拟实验的面孔率分别为32.41%和35.87%，差值为3.46%；在中成岩A1期的正常压实与超压压实模拟实验的面孔率分别为26.42%和33.16%，差值可达6.74%（表3）。通过上述对比可以看出，超压对于储层孔隙具有一定的保护作用，且超压越强对储层孔隙的保护作用更强。

3.3　水—岩反应模拟与正常压实模拟实验结果对比

有机酸、大气淡水的水—岩模拟实验与正常压实模拟实验样品的面孔率对比发现，同一成岩阶段，同一样品的水—岩模拟实验的面孔率明显高于正常压实模拟实验的面孔率（图1-c～d、表3）。

1、2、3号样品有机酸水—岩模拟实验的面孔率分别为33.53%、32.79%、33.80%，同期压实模拟实验的面孔率分别为31.73%、31.83%、26.42%，对应

分别相差1.8%、0.96%、7.38%。这表明有机酸对于储层的物性有一定的改善作用。对比有机酸模拟实验反应液与原溶液离子浓度（表4），1、2、3号样品有机酸模拟实验反应液中的Si4-、Ca2+、K+浓度，较原溶液明显偏高，说明有机酸与岩样发生较强烈的反应，以增加长石溶解产生的离子为主。结合有机酸对单矿物溶蚀实验表明，有机酸溶蚀的矿物主要为长石，且随着温度的增加，长石的溶解程度更强，斜长石强于钾长石（图2）；石英在温度小于150 ℃时基本不溶蚀，随温度升高，石英的溶蚀程度逐渐增强，压力对石英溶蚀影响较弱。

2号样品大气淡水水—岩模拟实验的面孔率为35.75%，略高于同期压实模拟实验的面孔率35.56%，相差0.19%，说明大气淡水对储层物性的影响微弱。实验后反应液与原溶液离子浓度对比发现（表4），

图2　有机酸—长石反应溶蚀及新矿物沉淀扫描电镜照片

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大气淡水模拟实验反应液中的K+、Mg2+与Ca2+、Al3+浓度，较原溶液有微弱减少或增加，而Na+、Si4-浓度具有明显地减少或增多，推测有新矿物生成。

4　讨论

综合成岩恢复的孔隙演化曲线、实验模拟的面孔率演化、现今实测储层物性特征及各成岩期模拟岩样的孔隙面貌与典型成岩现象分析，建立不同温压场条件下的储层孔隙演化模式（图3～5）。4.1　高温常压储层演化模式

乐东—陵水凹陷南坡具有高温常压背景，压实作用是储层孔隙减少的主要原因，早期压实减孔最高可达13.2%，其次为胶结作用的减孔，尤以早期黏土矿物胶结的减孔作用更大，晚期碳酸盐胶结一定程度降低孔隙。早期大气淡水与晚期有机酸等影响的溶解作用，明显改善孔隙，使现今孔隙面貌与模拟孔隙演化结果总体相近（图3）。陵水X区明显优于演化曲线，主要与强烈溶解与快速升温引起的欠压实有关。

在早成岩A末期，由于大气淡水淋滤作用的影响，发生早期溶蚀，增孔量约为5.66%。储层正常压

实与大气淡水水—岩模拟实验结果对比，短时间的大气淡水水—岩模拟实验的面孔率已微高于同时期正常压实模拟实验的面孔率，证实了大气淡水对研究区储层孔隙有一定改善作用。

在中成岩A1晚期，由于有机酸等流体的影响，使长石、碳酸盐胶结物及石英等发生溶蚀，提供一定量的次生孔隙，增孔量达5.34%。储层有机酸水—岩模拟实验的面孔率比同期正常压实模拟实验的面孔率增加仅1%，推测随着埋深增加，有机酸等流体作用更强，产生大量次生孔隙，改善储层，形成现今的孔隙面貌。

4.2　高温超压储层演化模式

乐东—陵水凹陷北坡具有高温超压背景，压实作用是储层孔隙减少的主要原因，以早期压实减孔程度最强，早成岩A期压实减孔可达15.75%，中成岩A2期压实减孔仅为3.24%；其次为胶结作用的减孔，早期黏土矿物与晚期碳酸盐、硅质胶结减孔量分别为4.87%、4.55%；早期超压保护与晚期流体影响的溶解作用，明显改善孔隙，使现今孔隙面貌与模拟孔隙演化结果总体趋势相近（图4）。

在早成岩A末—早成岩B初期开始发育异常超压，保护孔隙，增孔约2.5%，超压压实模拟实验的

图3　乐东—陵水凹陷高温常压储层演化模式图

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图4　乐东—陵水凹陷高温超压储层演化模式图

图5　乐东—陵水凹陷高温、强超压储层演化模式图

面孔率较同期正常压实模拟实验的面孔率明显增加1.55%。可见，超压对该区原生孔隙具有一定的保护作用，且随着埋深的增加，其保孔程度越强。

在中成岩A1晚期，由于有机酸的充注以及晚期CO2的侵入，使长石、碳酸盐胶结物等发生溶蚀，提

供一定量的次生孔隙，增孔达3.29%。储层有机酸水—岩模拟实验的面孔率比同期正常压实模拟实验的面孔率增加了1.80%，证实研究区有机酸对储层物性具有显著的改善作用。

模拟实验结果表明，该区正常压实与超压压实，

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在早成岩A末—B初期减孔量分别为7.11%、5.57%，相差1.%。进一步计算[21]，研究区地层压力每超过静水压力约13 MPa，可保存的原生孔隙约1.%，相当于地层压力每超过静水压力8 MPa可保存的原生孔隙为1.0%。

4.3　高温强超压储层演化模式

乐东—陵水凹陷中心具有高温强超压背景，压实作用是储层孔隙减少的主要原因，早成岩A期压实减孔高达18.01%，中成岩A2期压实减孔为4.61%；其次为胶结作用的减孔，早期绿泥石及伊/蒙混层与晚期白云石、硅质胶结减孔量分别为3.92%、5.66%；早期超压充注保护与晚期有机酸等流体影响的溶解作用，明显改善储层，使储层现今孔隙面貌明显好于正常压实下的孔隙面貌（图5）。

由于在早成岩A末—早成岩B初期形成超压，对原生孔隙有一定的保护作用。压实模拟实验的面孔率变化曲线也验证了这一点，超压压实模拟实验的面孔率明显高于同期正常压实模拟实验的面孔率，最高可达6.7%，同时，自早成岩A末—B初期至中成岩A1期，正常压实模拟实验的面孔率减少量为6.0%，而超压压实模拟实验的面孔率减少量仅为2.7%，体现了超压的保孔作用。

在中成岩A1晚期，由于有机酸的充注及晚期CO2的侵入，使长石、碳酸盐胶结物等发生溶蚀，提供一定量的次生孔隙，增孔达3.3%。储层有机酸水—岩模拟实验的面孔率比同期正常压实模拟实验的面孔率增加了7.39%，在超压保孔的基础上增加了0.65%。

模拟实验结果表明，该区正常压实与超压压实在早成岩A末—B初期减孔量分别7.59%、4.13%，相差3.46%；在中成岩A1期减孔量分别为13.58%、6.84%，相差6.74%。进一步计算[21]，研究区地层压力每超过静水压力13 MPa、30 MPa，可分别保存的原生孔隙约为3.46%、6.74%，明显较乐东—陵水凹陷北坡高温超压区对应保存的原生孔隙多，相当于地层压力每超过静水压力4 MPa可保存的原生孔隙为1%。

综上所述，高温常压背景下，溶蚀作用为建设性成岩作用，有机酸充注及大气淡水淋滤对次生孔隙的形成具有重要的贡献；高温超压及强超压背景下，除了有机酸溶蚀作用外，超压对原生孔隙的保护作用对储层物性的影响至关重要，且超压越强对孔隙的保护越强，超压区的乐东—陵水凹陷北坡、强超

压区的乐东—陵水凹陷中心分别在地层压力每超过

静水压力8 MPa、4 MPa时，其对应保护的原生孔隙约为1%。

5　结论

1）以地温梯度3.7 ℃/100 m、压力系数1.3和1.8为界，乐东—陵水凹陷中新统储层砂体的温压场可划分为高温常压区、高温超压区和高温强区。该区中新统储层埋深介于3 500～4 800 m，处于中成岩A1末期—中成岩A2早期，碎屑颗粒呈点、线及凹凸接触，发育3期烃类流体充注和一期CO2流体充注。

2）超压和强超压对于储层原生孔隙具有一定的保护作用，与正常压实的面孔率差值可达1.23%～6.74%，地层压力每超过静水压力8 MPa、4 MPa时，其对应保护的原生孔隙约为1%；有机酸溶蚀作用对储层次生孔隙具有较大的贡献，与正常压实的面孔率差值为0.96%～7.38%；大气淡水淋滤作用对储层物性的影响微弱，与正常压实的面孔率差值仅为0.19%。

3）综合储层孔隙演化及物理模拟实验的结果，建立了不同温压场背景下的孔隙演化模式，确定有机酸溶蚀是高温常压背景下储层中最具建设性的成岩作用；超压对原生孔隙的保护是高温超压和强超压背景下储层中最具建设性的作用，且随超压的增强，超压保孔作用增大。

参　考　文　献

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第39卷第7期地 质 勘 探

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（修改回稿日期　2019-05-15　编　辑　陈古明）

中俄东线拿下“卡脖子”工程

2019年6月28日13时30分，位于江苏省常熟江主航道上的中俄东线南段长江穿越CJ084号钻孔钻探完成，标志着中俄东线“卡脖子工程”长江穿越水上钻探完工。

中俄东线长江穿越工程是由中国石油天然气管道工程有限公司（管道设计院）院勘察设计的世界最长油气管道盾构工程，是新中国成立以来最长的长江隧道工程，也是中俄东线第一大“卡脖子”工程。长江穿越水上钻探工作全部完成，为下一步设计、施工奠定了坚实的基础。

中俄东线建设对提升我国清洁能源供应量、优化能源结构、实现节能减排、改善大气环境、治理空气雾霾、提高人民生活质量及实现社会经济可持续发展将产生积极而深远的影响。中俄东线天然气管道工程境内段自黑龙江省黑河市至上海市，全线2个“卡脖子”工程，分别为黑龙江穿越和长江穿越，其中黑龙江穿越已盾构贯通。长江穿越段干线管道始于南通联络站，止于甪直联络站，长江穿越长度约11 km，其中水面宽度约7.5 km。

受业主中国石油西气东输管道公司的委托，长江穿越勘察工作于2018年7月25日开始，历时近1年时间，整个勘察工作遵循“由易到难”“分区施工”的原则。共布设193个钻孔，其中陆地钻孔28个、水上钻孔144个、沼气专项勘察孔15个、静力触探钻孔6个。陆上钻孔主要为两岸竖井及穿越段，水上钻孔主要为白茆河段、常熟港专用航道段、长江主航道段以及新江海河段。因主航道交通情况复杂且受潮汐影响，钻探施工难度较大，将该段分为5个施工区域，由易到难，逐步推进。

由于每个施工区域的水域条件、通航状况不尽相同，再加上天气的影响，施工难度极大。针对每个区域的情况，中国石油西气东输管道公司、常熟市海事局与管道设计院一起编制了相应的分阶段施工方案和紧急预案，并做好了风险源识别和控制措施，确保了安全高效地完成长江穿越勘察工作。

（天工　摘编自《中国石油报》）