苏北盆地洋心次凹泰一段上亚段储层特征分析

林 丹 赵 跃吴信龙龚 勋郑 丹

（1.西南石油大学，成都 610500；2.延长油田股份有限公司王家川采油厂，延安 717100；3.中原油田采油四厂地质研究所，濮阳 457176；4.川庆钻探工程有限公司地质勘探开发研究院，成都 610051）

苏北盆地洋心次凹泰一段上亚段储层特征分析

林 丹1赵 跃2吴信龙3龚 勋4郑 丹4

（1.西南石油大学，成都 610500；2.延长油田股份有限公司王家川采油厂，延安 717100；3.中原油田采油四厂地质研究所，濮阳 457176；4.川庆钻探工程有限公司地质勘探开发研究院，成都 610051）

泰州组一段上亚段砂岩储层岩石类型主要为长石石英砂岩、长石岩屑砂岩、岩屑质长石砂岩和岩屑石英砂岩；储层孔隙度主要分布在7%～17.4%之间，渗透率主要分布在（0.17～125.1）×10-3μm2之间；储集空间主要类型为粒内溶孔、粒间溶孔和裂缝溶孔；根据物性分析和压汞资料，将泰州组一段上亚段储层划分为Ⅰ～Ⅳ四种类型。基于定量成岩作用的分析，认为压实作用、胶结作用是本区储层物性变差的主要原因，溶蚀作用则大大改善了储层物性。

洋心次凹；泰州组；储层特征；储层控制因素

洋心次凹位于苏北盆地白驹凹陷的西南部，施家舍断裂带与草埝断裂带之间，面积约200km2。自2005年开始勘探以来，已发现多个小断块油气藏，具有一定的勘探开发潜力［1-3］。研究区洋心次凹勘探程度相对较低，前人关于泰州组储层的研究较少。本文重点对泰州组一段上亚段储层特征及其发育控制因素进行了研究。

1 储层特征

1.1 岩石学特征

洋心次凹发育元古界震旦系—中生界下三叠统海相及中新生界陆相两大勘探层。其中海相勘探地层包括奥陶系—志留系及下二叠统，主要发育灰黑色泥页岩、夹煤层的深灰色泥页岩和夹灰黑色泥岩的深灰色灰岩，厚1 604～2 600m。陆相勘探地层包括中生界侏罗系和上白垩统及新生界，岩石类型主要为砂砾岩、砂岩、粉砂岩、泥岩，部分层段含有煤层。

通过113张铸体薄片的镜下鉴定统计发现，泰州组一段上亚段储层的碎屑成分主要为石英，其次为长石和岩屑，填隙物以碳酸盐胶结物为主，含量可达18%，杂基较少，约5%。岩石类型主要为长石石英砂岩、其次为长石岩屑砂岩，以及少量岩屑石英砂岩和岩屑长石砂岩（图1）。岩石成分成熟度较低，结构成熟度中等-较好，粒度主要为粗粉砂-细砂，填隙物含量较高，嵌晶-孔隙式胶结，磨圆度为次棱-次圆状，颗粒支撑，点接触至线接触。

图1 泰一段上亚段砂岩三角分类图

1.2 物性特征及孔喉结构

根据各井取芯段样品的物性分析得出，泰州组一段上亚段砂岩孔隙度介于3.39%～28.4%之间，平均孔隙度变化范围为7%～17.4%（图2）；渗透率变化范围为（0.07～1 338）×10-3μm2(个别样品可能取自有裂缝的样品)，平均渗透率值变化范围为（0.17～125.1）×10-3μm2（图3）。孔隙度与渗透率的相关性均较好，相关系数为0.85（图4），说明储层主要为孔隙型，裂缝发育较少。

图2 泰州组一段上亚段孔隙度分布直方图

图3 泰州组一段上亚段渗透率分布直方图

图4 泰州组一段上亚段孔渗相关图

依据储层物性特征及压汞分析数据，本文将泰州组一段上亚段储层划分为4类：Ⅰ类储层平均孔隙度＞12%，平均渗透率＞12×10-3μm2，孔喉中值半径＞1μm，排驱压力＜0.4MPa，饱和度中值压力＜1.1MPa，孔喉分选系数＞2.3，分选中等，中-细喉；Ⅱ类储层平均孔隙度为9%～12%，平均渗透率为(5～12)×10-3μm2，孔喉中值半径 0.1～1μm，排驱压力为0.4～3MPa，饱和度中值压力 1.1～7MPa，孔喉分选系数为1.9～2.3，分选中-差，微-细喉，细-中喉；Ⅲ类储层平均孔隙度 6%～9%，平均渗透率为(1～5)×10-3μm2，孔喉中值半径为0.1～0.03μm，排驱压力为3～5.5MPa，饱和度中值压力值为7～18MPa，孔喉分选系数为1.6～1.9，分选中-差，细-微喉；Ⅳ类砂岩孔隙度 3%～6%，渗透率为(0.1～1)×10-3μm2，孔喉中值半径＜0.03μm，排驱压力＞5.5MPa，饱和度中值压力＞18MPa，孔喉分选系数＜1.6，分选较差，微喉（在储层评价中多划为非储层）。

1.3 储集空间类型及特征

据40张铸体薄片观察，泰州组一段上亚段发育孔隙的砂岩主要为长石石英砂岩、岩屑长石砂岩和岩屑石英砂岩、长石岩屑砂岩。常见的几种储集空间类型有：

（1）粒间孔：颗粒之间部分孔隙被杂基或者胶结物充填所剩余的粒间孔隙，与通常所说的原生孔隙类似，多呈三角形空间。这类孔隙在研究区较少。

（2）填隙物内孔隙：多指杂基或胶结物中的孔隙，如高岭石晶间孔，这类孔隙在研究区较少。

（3）裂缝类孔隙：指切穿岩石、甚至切穿其中碎屑颗粒本身的缝隙。该类孔隙一般缝壁平直，无任何溶蚀迹象存在，这类孔隙在研究区仅局部偶见发育。

（4）粒间溶孔：指粒间孔隙遭受溶蚀后所形成的孔隙。这类孔隙除位居碎屑颗粒之间外，从孔隙周边形态、相邻颗粒表面特征、孔隙中残留填隙物的产状和（或）孔隙分布状况等方面来看，均程度不同的保留溶蚀痕迹。这类孔隙是主要的孔隙发育类型。

（5）粒内溶孔：指碎屑颗粒内部所含可溶矿物被溶，或沿颗粒解理等易溶部位发生溶解而成的孔隙，包括铸模孔隙，其中粒内溶孔多呈孤立状，连通性相对较差，铸模孔隙则是由于长石、岩屑等颗粒全部或绝大部分遭受溶蚀而保留颗粒原貌的一种孔隙。这两类孔隙在储层中屡见不鲜，也是研究区的一种主要储集空间类型。

（6）裂缝溶孔：指流体沿岩石裂缝渗透，使缝面两侧岩石发生溶蚀所致。由于裂缝形成后一般都有流体活动，会使缝壁内侧发生溶蚀，因此，此类孔隙较单纯的裂缝孔隙常见，但分布极不规律。

Ⅰ、Ⅱ类储层主要为细粒长石石英砂岩及岩屑石英砂岩，该类砂岩颗粒较粗、分选较好、塑性成分含量低，成岩过程中可保留较多的粒间孔，同时粒间溶孔、粒内溶孔发育。Ⅲ类储层大多以细粒长石质岩屑砂岩，粗粉砂-极细粒长石石英砂岩和岩屑石英砂岩为主，由于粒度较细，压实作用较强，溶蚀作用较弱，因此粒间溶孔和粒内溶孔不甚发育，属于中等类型储层。Ⅳ类砂岩受压实胶结作用强烈，孔隙不发育。

2 储层发育的主控因素分析

2.1 沉积环境对储层的控制作用

通过对储层所处的沉积环境及储层物性分析可知，优质储层多发育于高能的水下分流河道、席状砂微相，沉积时的水动力较强，粒度较大（多为细粒砂岩）、分选较好、磨圆度较高，有利于原始孔隙的形成，在同一埋藏条件下比低能砂体具有更明显的抗压实能力，更有利于成岩流体的流动而形成次生溶孔。泰一段三角洲前缘亚相砂体紧邻泰州组二段生油层，是本区目前主要的产油层位。泰州组一段上亚段砂体主要发育在水下分流河道、席状砂微相中，储层物性及连片性较好，平面上较稳定，是有利的储集层段。

2.2 成岩作用对储层发育的影响

关于成岩作用对孔隙度演化的控制，前人已做过很多研究［4-8］，但几乎都只是定性分析成岩作用对储层的影响。为了更好地描述压实作用、胶结作用和溶蚀作用对孔隙的影响程度，本文在镜下薄片鉴定基础上，分别从原始孔隙度的恢复、压实率、胶结率、溶蚀率四个方面对孔隙演化做了一定程度的定量分析，并以研究区中部Ft1井区为例叙述了各成岩作用对孔隙演化的影响。原始孔隙度的恢复本文引用了Beard和Weyl（1973）对不同分选的储集砂岩的初始孔隙度计算关系式［9］：

式中：So—特拉斯克分选系数，，p25和 p75分别代表累积曲线上颗粒含量25%和75%处所对应的颗粒直径。

在压实率、胶结率和溶蚀率方面，本文使用了视压实率（R）、视胶结率（M）和视溶蚀率（N）概念，三组公式分别定义为：

其中：

压实后的剩余粒间孔隙度=粒间胶结物总量+现今保存原始孔隙度

粒间胶结物总量、现今保存原始孔隙度和溶蚀孔隙度通过镜下薄片鉴定统计得到。

镜下薄片鉴定为现今保存孔隙度11.6%，碳酸盐胶结物含量13.8%，硅质胶结物0.5%，黏土类胶结物0.5%，现今保存原始孔隙度0.2%，溶蚀孔隙度 11.4%。由式（1）至式（4）计算得出原始孔隙度为34.5%，R为56.5%，M为42.9%，N为11.4%。

（1）降低孔隙度的成岩作用

研究区总体上储层砂岩粒度较细，早期压实作用、胶结作用等都是储层孔隙度减少的主要原因。其中，视压实率为56.5%，损孔量达19.5%；视胶结率为42.9%，损孔量达14.8%。二者大大降低了储层物性。

（2）增加孔隙度的成岩作用

研究区现今保存孔隙大部分为溶蚀孔隙，约占总孔隙的98%，原生孔隙较少，溶蚀孔隙中大部分孔隙是长石被溶蚀所形成的长石粒内溶孔，溶蚀作用增加孔隙度11.4%。其具体组成如下：

孔隙（100%）=现今剩余原生孔隙（1.7%）+长石粒内溶蚀孔隙（52%）+岩屑粒内溶蚀孔隙（22%）+溶蚀粒间孔隙（18%）+溶蚀晶间孔（3%）+溶蚀裂缝（3.3%）

孔隙度（11.6%）=原生孔隙（0.2%）+长石粒内溶蚀孔隙（6.03%）+岩屑粒内溶蚀孔隙（2.55%）+溶蚀粒间孔隙（2.1%）+溶蚀晶间孔（0.35%）+溶蚀裂缝（0.38%）

结合成岩演化序列，得到泰州组一段上亚段储层的演化曲线（图5）。

图5 泰州组一段上亚段中部Ft1井区孔隙演化曲线图

3 结 论

（1）泰州组一段上亚段砂岩储层岩石类型以长石石英砂岩为主、其次为长石岩屑砂岩，主要储集空间类型为粒内溶孔、粒间溶孔和裂缝溶孔。

（2）泰一段上亚段砂体平均孔隙度变化范围为7%～17.4%，平均渗透率值为（0.17～125.1）×10-3μm2，孔隙度与渗透率的相关系数为0.85。

（3）相对优质储层主要发育在三角洲前缘水下分流河道、席状砂微相中。

（4）压实作用、胶结作用是本区储层物性下降的主要原因。溶蚀作用则大大改善了储层物性。

（5）研究区中部Ft1井区泰州组一段上亚段现今保存孔隙度为11.6%，视压实率为56.5%，视胶结率为42.9%，视溶蚀率为11.4%，压实作用损孔量达19.5%，胶结作用损孔量达14.8%，溶蚀作用增加孔隙度11.4%。

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Analysis on Controlling Factors and Characteristic of upper Sub-member of Tai-1 Sandstone Reservior in Yangxin Subsag,Subei Basin

LIN Dan1ZHAO Yue2WU Xinlong3GONG Xun4ZHEGN Dan4
(1.Southwest Petroleum University,Chengdu 610500；2.Wangjiachuan Production Plant of Yanchang Oil Filed Co.,LTD,Yanan 717100；3.Geological Research Institute of Zhongyuan Oilfield No.4 Oil Production Plant，Puyang 457176； 4.Research Institute of Geological Exploration and Development，Chuanqing Drilling Engineering Limited Company,Chengdu 610051)

Rock types of upper sub-menber of Tai-1 are Feldspar quartz sandstone,feldspar detritus sandstone,detritus feldspar sandstone and detritus quartz sandstone,porosity distributes range of 7%to 17.4%and permeability distributes 0.17 ×10-3～125.1 ×1 0-3μm2Main types of Reservoir space are intragranular and intergranular pores,in a few cases,is fracture type.Upper sub-member of Tai-1 sandstone reservoir is divided into 4 types based on Petrophysical Parameters and mercury injection analysis.Compaction and cementation is the main reason of Petrophysical Parameters becoming poor,dissolution has greatly improve the Petrophysical Parameters.

Yangxin subsag；Taizhou formation；reservior character；reservoir controlling factors

TE122

A

1673-1980(2012)05-0006-04

2012-04-05

四川省重点学科建设基金项目（SZD0414）

林丹(1984-)，女，四川广安人，西南石油大学在读硕士研究生，研究方向为沉积相、储层研究。