临江地区扶余—杨Ⅰ油层储层特征及主控因素

秦秋寒， 宋效文， 何成山， 柳成志， 刘 勇

( 1. 东北石油大学 地球科学学院，黑龙江 大庆 163318； 2. 大港油田公司 勘探事业部，天津 300280； 3. 大庆油田有限责任公司 第七采油厂，黑龙江 大庆 163517 )

0 引言

临江地区横跨长春岭背斜带、宾县王府凹陷2个二级构造单元，以王府凹陷为中心1 500 km2范围内探井普遍含油，但单井试油产量较低，通常在0.080～3.615 t/d之间.人们对该区的烃源岩特征、生烃潜力、油源、沉积条件、沉积相、原油地球化学特征、生储盖组合、油气成藏特征进行研究，结果表明储层物性是限制油气产量的主要因素[1-9].笔者以临江地区砂岩岩性特征、储集空间类型分析为基础，利用压汞资料对比验证，研究孔隙空间结构，分析储集物性特征及主控因素，以提高油气勘探和开发成功率.

1 储层特征

1.1 岩石学特征

临江地区白垩系泉头组四段(扶余油层)划分为3个油层组，杨Ⅰ油层组划分为2个次一级油层组，扶余—杨Ⅰ油层沉积厚度与各油层组沉积厚度趋势相同，为西南、西北部较厚，东北部较薄.通过对部分探井取心段观察描述，结合岩心、粒度报告、录井岩心综合图及试油资料，扶杨油层储层主要岩石类型为细砂岩、细粉砂岩、粉砂岩和泥质粉砂岩，以长石砂岩和岩屑质长石砂岩为主，包括少量长石岩屑砂岩和岩屑砂岩.岩石主要矿物成分为石英、长石和岩屑，石英质量分数为20%～35%；长石以正长石为主，质量分数为25%～40%；另有少量斜长石和条纹长石，质量分数为2%～8%；岩屑主要为火成岩岩屑和泥质岩屑.颗粒分选度中等到较好，磨圆度呈次棱角状—次圆状，为粉砂质细砂状结构、粉砂状结构、细砂质粉砂状结构.砂岩风化度中等，成分成熟度和结构成熟度中等偏低，颗粒支撑，点和线接触为主.存在泥岩变形、白云母变形、岩屑受压变形形成假基质现象(见图1).杂基填隙物以黏土矿物为主，主要为伊利石、绿泥石、伊/蒙混层、绿/蒙混层，见极少量高岭石；胶结物以方解石胶结物、石英自生加大的硅质胶结物为主，还有少量长石自生加大、泥质、灰质、云质胶结物.

1.2 储层物性特征

统计分析临江地区2 402个砂岩岩心样品，孔隙度最大为26.5%，最小为1.96%，平均为15%，峰值在10%～20%之间；孔隙度小于10%的占14.5%，孔隙度为10%～15%的占27.1%，孔隙度为15%～25%的占68.0%，孔隙度大于25%的占0.4%.渗透率最大为806×10-3μm2，最小为0.01×10-3μm2，平均为19.00×10-3μm2，峰值在(0.01～1.00)×10-3μm2之间；渗透率小于1.00×10-3μm2的占43.5%，渗透率为(1.00～10.00)×10-3μm2的占26.1%，渗透率为(10.00～50.00)×10-3μm2的占20.1%，渗透率为(50.00～500.00)×10-3μm2的占10.1%，渗透率大于500.00×10-3μm2的占0.2%.总体为中低孔低渗储层，孔隙度和渗透率具明显正相关特征(见图2)，说明储层渗透性主要受孔隙和喉道大小形状因素控制，即孔喉结构控制储层物性.

图1 临江地区扶余-杨Ⅰ油层储层假基质现象

图2 临江地区扶余-杨Ⅰ储层孔隙度-渗透率关系

1.3 孔隙结构特征

储层孔隙结构是指岩石具有的孔隙、喉道的大小、几何形状、分布及连通关系[10-11].根据临江地区扶余-杨Ⅰ油层储层压汞资料(见表1)，孔隙度平均为14.6%，渗透率平均为6.40×10-3μm2，平均渗透率较该地区岩心样品渗透率小，总体表现为中低孔低渗型.排驱压力为0.08～12.39 MPa，变化较大，平均为1.73 MPa，反映孔喉大小差别较大、分布不均.喉道半径中值反映样品平均孔喉大小，一般为0.02～0.92 μm，平均为0.87 μm，最大连通孔喉半径为0.96 μm.平均相对分选因数为21.95，一般为2.07～76.57，变化较大，表明孔喉分选程度相差较大，层内差异大，根据压汞曲线形态可知总体分选不好，为粗歪度和细歪度型.分析压汞资料，孔隙度大于15%的样品，平均相对分选因数为3.72，表明孔喉分布较均匀，最小非饱和孔喉体积分数为21.6%，反映小孔喉所占体积小；孔隙度小于15%的样品，平均相对分选因数为34.1，表明孔喉分布不均，样品孔渗性差，非均质性强，影响储层储集性能，最小非饱和孔喉体积分数为46.09%，反映小孔喉所占比例大.总体上该区储层渗透性主要受孔隙和喉道约束.

表1 临江地区扶余-杨Ⅰ油层储层孔隙结构特征参数

1.4 储集空间类型

临江地区碎屑岩储层主要储集空间类型为孔隙和极少量裂缝.孔隙类型以溶蚀孔隙中的粒间溶孔为主，铸模孔次之，其他孔隙类型含量较少，总面孔率平均为7.7%，孔隙类型中溶蚀孔隙体积分数平均为68%，粒间孔隙体积分数平均为19%.裂缝主要为由构造应力和成岩收缩作用形成的微裂缝，对储集空间影响很小，但一定程度上有改善储层渗透性作用.

1.4.1 粒间孔隙

(1)原生粒间孔.它主要分布于长石、石英和岩屑颗粒支撑骨架间，孔隙轮廓较清楚，呈三角形或多边形(见图3(a))，如未遭破坏通常渗透性好、孔径大、烃类产能丰富.该区扶余—杨Ⅰ层顶面埋深相差较大，浅埋藏区可见较强烈机械压实作用，存在泥岩、白云母及岩屑受压变形现象，压实作用使岩石变致密，原生粒间孔大量消失；随埋藏加深，孔隙中发生泥质重结晶(见图3(b))，破坏原生粒间孔，因此该区原生粒间孔少，平均体积分数为5.5%，对储层意义不大.

(2)残余粒间孔.它是在埋藏成岩过程中，原生粒间孔被自生矿物胶结物部分充填改造后形成的一类孔隙，充填孔隙的自生矿物胶结物主要为方解石、石英、高岭石等(见图3(c)).随埋藏深度进一步加大，机械压实作用逐渐向化学压溶作用转化，压溶产物为成岩自生矿物析出提供物质基础，尤其是钙质胶结物及石英、长石的自生加大(见图3(d))，使孔隙度进一步降低，形成残余粒间孔，为该区仅次于粒间溶孔的孔隙类型.

图3 临江地区扶余—杨Ⅰ油层储集空间孔隙类型

1.4.2 溶蚀孔隙

(1)粒间溶孔.它包括被溶蚀改造的原生粒间孔隙、溶蚀扩大孔、胶结物内溶孔，是由粒间杂基、胶结物或颗粒边缘等经溶解或交代形成的孔隙空间.粒间溶孔形态不规则，孔隙边缘一般呈不规则弯曲状，溶蚀程度较大时可形成特大孔隙(见图3(e)).该区粒间溶孔主要由长石、岩屑等易溶碎屑组分差异溶解形成.胶结物内溶孔主要由碳酸盐胶结物溶解形成，数量少，对储层影响小.粒间溶孔是该区最重要的孔隙类型之一，可改善储层孔渗性.

(2)粒内溶孔.它是由碎屑岩中的碎屑颗粒发生部分溶蚀形成的孔隙空间，该区粒内溶孔主要见于长石、云母和部分易溶岩屑内，分布不均匀(见图3(f)).其中长石溶孔最常见，一定程度上改善了储层物性；长石岩屑砂岩主要包括长石岩屑和碳酸盐碎屑，岩屑含量较高，岩屑粒内溶蚀作用形成的毛细孔发育，可较大地改善储层物性；云母内溶孔不常见，对改善储层的物性意义不大.

(3)铸模孔.它是易溶碎屑颗粒全部被溶，仅残留黏土套膜，并保留原颗粒形态的孔隙空间.一般是粒内溶孔进一步扩大的结果，该区有相当一部分溶蚀孔隙为铸模孔，仅次于粒间溶孔，以长石颗粒的铸模孔为主(见图3(g)).铸模孔常与其他类型的各种孔隙如粒间孔隙、其他溶蚀孔隙等相互连通形成伸长状或特大孔隙，为改善该区储层物性的主要孔隙空间类型之一.

2 储层物性主控因素

储层物性影响因素包括沉积条件、埋藏深度、岩石粒度、成岩作用、构造活动、烃类早期充注及有机质演化、异常压力等[12].影响临江地区砂岩碎屑岩储层物性的主要因素为沉积条件、埋藏深度和成岩作用.

2.1 沉积条件

沉积条件是储层形成的基础和先决条件，不同沉积条件形成的各种岩石类型是后期成岩改造的物质基础，控制储层在区域上的走向及展布[12].临江地区扶余—杨Ⅰ油层储层属于浅水三角洲亚相沉积，水上平原发育，水下平原不发育，发育有分流河道、决口扇、分流间湾、天然堤等沉积微相.根据岩心样品物性参数统计结果，分流河道储层物性较好，水动力强，分选度较好，黏土和杂基含量较少，成分成熟度较高，具有相对较高的孔隙度和渗透率，为较好储集体；其次为决口扇微相.其他相带由于水动力较弱，沉积物颗粒细、杂基等填隙物含量高，在压实和胶结作用下，孔、渗急剧降低(见表2).

表2 临江地区扶余杨Ⅰ油层不同微相孔渗数据统计

2.2 埋藏深度

在粒度和填隙物含量一定的条件下，由临江地区扶余—杨Ⅰ油层试油资料中孔隙度、渗透率与埋藏深度数据，建立埋藏深度与含油层位孔隙度及渗透率关系(见图4).由图4可见，埋藏深度和孔隙度及渗透率呈正相关关系.

图4 临江地区扶余—杨Ⅰ储层孔隙度、渗透率随埋藏深度变化散点图

2.3 成岩作用

成岩作用对储层性能的改造是决定储集物性的重要后天因素[13-15].该区储层成岩作用类型包括胶结作用、交代和重结晶作用及溶蚀和溶解作用；根据对孔隙度和渗透率的影响可分为建设性成岩作用和破坏性成岩作用，溶蚀和溶解作用为建设性成岩作用，胶结作用、交代和重结晶作用为破坏性成岩作用.

2.3.1 胶结作用

临江地区岩石胶结类型较齐全，可见强烈的硅质、硬石膏及方解石胶结作用(见图5)，泥质胶结作用次之.硅质胶结物多以石英自生加大产出，砂岩部分石英碎屑具加大边.硅质胶结物以微晶石英集合体状产出，充填在颗粒之间的孔隙之中，阻塞孔喉，对储层具破坏作用.早期碳酸盐胶结作用一方面支撑储层，抵抗部分压实作用；另一方面减少原生孔隙，使其分布不均匀，连通性变差.方解石充填长石或石英的次生孔隙，形成晚于石英和长石的溶蚀，对储层起破坏作用，对形成溶蚀孔的贡献不大.泥质胶结物中高岭土以分散质点方式充填颗粒间的孔隙；绿泥石以薄膜式分布在颗粒外部，包裹颗粒，部分呈分散质点充填孔隙，有时可见绿泥石胶结几乎堵塞孔隙.虽然早期绿泥石薄膜可增加储层抗压性，但该区绿泥石薄膜使储层物性变差.自生伊利石和混层黏土矿物呈搭桥状分布在孔隙中，使大孔隙被分割，流体通道复杂曲折，储层物性变差.伊/蒙混层等膨胀性黏土矿物在孔隙空间中遇水体积急剧增大，充填孔隙使储层物性变差.

图5 临江地区胶结作用类型

2.3.2 交代和重结晶作用

该区交代作用和重结晶较常见，使原生孔隙大量消失，降低储层物性，对储层影响较大.镜下可见碳酸盐矿物充填与交代，表现为方解石以晶状颗粒充填孔隙，方解石或白云石交代长石、岩屑颗粒.极少量浊沸石以斑状充填孔隙，交代长石和碎屑.

2.3.3 溶蚀和溶解作用

研究区储层溶蚀作用发育，溶蚀孔是主要储集空间类型之一.镜下薄片鉴定表明：储层碎屑岩易溶组分长石、岩屑含量较高，溶蚀作用对储层物性改造明显.长石溶蚀现象普遍，镜下可见港湾状、蜂窝状溶蚀孔和长石全部溶蚀形成的铸模孔，碎屑颗粒和胶结物一起被溶解使局部颗粒间呈现伸长状孔隙和特大孔隙(见图3(f)).溶解作用在储层中形成次生孔隙以粒间溶孔为主，其次为粒内溶孔、胶结物内溶孔、特大孔等，次生溶蚀孔隙占总孔隙的68%以上，为储层的主要储集空间.

3 结论

(1)临江地区储集层岩性主要为长石砂岩、岩屑长石砂岩和长石岩屑砂岩，碎屑结构以粉砂、细砂为主，成分成熟度和结构成熟度总体中等偏低.总体为中孔低渗储层，孔隙度为10.0%～15.0%，渗透率为(0.01～10.00)×10-3μm2.

(2)临江地区发育2类5种储集空间类型，包括粒间孔隙的原生粒间孔、残余粒间孔，及溶蚀孔隙的粒间溶孔、粒内溶孔、铸模孔.储层改善物性有贡献的首先为溶蚀孔隙的粒间溶孔和铸模孔；其次为粒间孔隙的原生粒间孔和溶蚀孔隙的粒内溶孔.孔喉结构中以小孔喉为主，储层渗透性受孔隙和喉道约束.

(3)影响临江地区扶余—杨Ⅰ油层储层性能的主要因素，前期为沉积条件和埋藏深度，沉积条件以分流河道和河口坝沉积最好；在粒度和填隙物含量一定的条件下，孔渗随埋藏深度的增大而减小.后期为成岩作用，主要经历胶结作用、交代和重结晶作用、溶蚀和溶解作用，胶结作用、交代和重结晶作用对储层物性起破坏作用，溶蚀和溶解作用对储层物性起改善作用.