大安北地区扶余油层储层致密化原因

胡志鹏，胡望水，李相明，曹春 （长江大学地球科学学院，湖北武汉 430100）

大安北地区扶余油层储层致密化原因

胡志鹏，胡望水，李相明，曹春 （长江大学地球科学学院，湖北武汉 430100）

大安北地区扶余油层为典型的致密砂岩储层，为深入了解其致密化的原因，更好地指导油田的勘探和开发，通过对大量岩心、薄片、扫描电镜、X衍射及分析化验资料的剖析，讨论了致密化储层的主要控制因素。结果表明，沉积作用和成岩作用与储层致密化的关系较为密切。沉积微相在宏观上控制着储层的分布，碎屑颗粒中长石、岩屑等不稳定组分及杂基含量较高是储层致密化的主要原因；而强烈的压实作用和胶结作用也在一定程度上导致储层的致密化；区内溶蚀作用对储层的改造有限。

大安北地区；扶余油层；致密化；沉积作用；成岩作用

1 区域地质概况

大安北地区位于吉林省大安县境内，与大庆油田一江之隔，面积约为180km2。其构造上位于松辽盆地坳陷区红岗－大安二级构造带上，西邻斜坡区，东接古龙－大安凹陷，为一被断层复杂化的大型西北倾鼻状构造上的长轴背斜［1］。下白垩统泉头组四段的扶余油层 （Kf），地层厚度100～120m，岩性组合为粉细砂岩与泥岩不等厚互层，中下部以紫红色泥岩和细砂岩为主，上部主要由暗色泥岩和粉砂岩组成。通过小层划分与对比，将Kf划分为4个砂组、12个小层、19个单层［2］。

2 储层特征

2.1 岩石学特征

大安北地区Kf岩性主要为长石质岩屑砂岩，岩屑质长石砂岩少见。石英体积分数主要为15%～35%，平均25.7%；长石体积分数主要为18%～39%，平均29.4%；岩屑体积分数主要为34%～61%，平均45.35%。岩屑以火山岩屑较多，占碎屑总量的31%～60%，变质岩、沉积岩屑较少。填隙物主要为杂基和胶结物。杂基为泥质、泥晶灰质、长英质等，多呈薄膜状分布；胶结物广泛发育，以高岭石、方解石、硅质为主。岩石结构成熟度中等，成分成熟度偏低，磨圆度较差，以次棱角状为主，分选好-中等。

2.2 物性特征及孔隙类型

研究区Kf孔隙度介于1.8%～13%之间，平均7.12%；渗透率介于0.01～7.95mD之间，平均0.15mD。根据镜下薄片观察，区内孔隙类型以原生粒间孔为主，占孔隙总数的80%，其次为粒间溶孔。喉道类型为孔隙缩小型喉道、片状喉道和微喉道，半径主要分布于0.2～0.6μm之间，有效孔隙体积较小，个数较少。

3 储层致密化因素探讨

影响储层致密化的因素较多，且各种因素的影响程度不尽相同［3～5］。根据岩心、薄片观察及分析测试资料研究认为，沉积作用和成岩作用是区内储层致密化的主要影响因素。

3.1 沉积作用

沉积作用不但制约着储层的厚度、规模及空间分布特性，还影响着岩石颗粒尺寸、结构、分选及填隙物的成分与含量，对碎屑岩储集性能的好坏具有决定性的影响。

大安北地区沉积物源主要来自于西部的英台－红岗地区，地形坡降较缓。Kf中下部主要发育近岸浅水三角洲平原亚相，微相以分流河道、溢岸砂为主，决口扇及决口河道次之，废弃河道少见。靠近物源处岩石颗粒粗，磨圆较差，分选差，呈点接触，杂基含量少，具高孔－高渗特征。Kf上部由浅水三角洲平原亚相过渡为三角洲前缘亚相，三角洲平原中见决口扇、决口河道、废弃河道等微相类型，三角洲前缘中水下溢岸砂体 （席状砂）发育，河道末端可见河口坝微相。随碎屑颗粒搬运距离的增加，岩石分选变好，粒度变细，排列紧密，孔隙度、渗透率较低。综上，分流河道砂体物性较好，决口扇和溢岸砂次之。

图1 颗粒间点－线接触 （红75-1井，2092.81m）

3.2 压实作用

大安北地区Kf埋深大致在2000m以上［6］，碎屑颗粒以点－线接触或点接触 （图1）为主，其次为线接触，偶见凹凸接触，压实强度中等偏强。在压实作用过程中，塑性颗粒被压扁、拉长后挤入粒间，构成假杂基，损坏了岩石颗粒的支架结构，导致孔喉变细，原生粒间孔隙减少。同时，由于黏土矿物的大量存在，阻碍了硅质溶液的交替与沉淀，降低了岩石的抗压强度，导致原生粒间孔隙减少［7］。

3.3 胶结作用

大安北地区Kf储层胶结作用以黏土矿物胶结和碳酸盐胶结为主。

3.3.1 黏土矿物胶结作用

研究区Kf砂岩中黏土矿物以伊-蒙混层和伊利石为主，其次为绿泥石和高岭石。伊利石相对体积分数为53.0%～90.0%，平均71.9%，多呈片状或丝状披覆于颗粒表面或充填于孔隙中，减小孔隙的有效渗流半径，堵塞喉道 （图2、3）［8］。

图2 伊利石粒间分布 （大51井，2109.6m）

图3 粒间分布绿泥石、自生石英、伊利石 （大21井，2068.3m）

3.3.2 硅质胶结作用

硅质胶结通常表现为石英晶体边缘出现的次生加大现象，该过程是通过对孔隙的挤占而实现的。自生石英晶体间发育片状喉道，孔隙连通性因而变差，渗透率降低。由于目的层埋深较浅，石英次生加大现象并不发育，加大边较窄，仅为Ⅰ-Ⅱ级加大 （图4），对储层物性影响较小。

3.3.3 碳酸盐胶结作用

研究区内方解石和菱铁矿是主要的碳酸盐胶结物。方解石呈晶粒状或嵌晶状充填孔隙，菱铁矿则呈分散状微晶分布于颗粒表面。区内Kf储层中方解石含量变化较大，形成时间大致可分为早、晚2期。早期胶结多为孔隙式，少量基底式，多形成于埋藏较浅的成岩环境；晚期方解石多为铁方解石，零星分布，普遍交代其他碎屑颗粒并充填次生溶蚀孔隙 （图5、6）。

图4 粒间石英次生加大 （大19-3井，2078.3m）

图5 粒间碳酸盐胶结 （大19-3井，2100.2m）

3.4 交代作用

在研究区，可见早成岩阶段形成的方解石交代长石、石英和岩屑及泥质杂基。中晚成岩阶段发育的方解石交代自生黏土矿物，如伊利石、绿泥石衬边、石英次生加大边及长石颗粒等 （图7）。

图6 方解石胶结物 （大44-12-16井，2148.4m）

图7 方解石交代岩屑 （红75-1井，2123.2m）

3.5 溶蚀作用

溶蚀作用是形成次生孔隙的主要因素，能够在一定程度上改善储层物性。研究区Kf储层中的溶蚀作用普遍表现为不稳定矿物颗粒 （如长石等）（图8）和碳酸盐胶结物的溶蚀。但由于区内发育碱性的成岩环境，不利于矿物的溶蚀，且层内碳酸盐矿物较少，使得溶蚀作用强度普遍偏低，形成的次生孔隙较少，对储层的改造作用有限。

4 结论

1）大安北地区扶余油层岩石类型主要为长石质岩屑砂岩，结构成熟度中等，成分成熟度较低，孔隙度平均为7.12%，渗透率平均为0.15mD，具典型的特低孔－超低渗特征。

2）沉积微相控制着储层的宏观展布规律，碎屑组分及杂基含量，相对于区内发育的众多微相类型，分流河道砂体物性较好，决口扇和溢岸砂次之。

3）成岩作用是碎屑岩储层致密化的主要因素，尤属压实作用和胶结作用影响最大，区内虽发育一定程度的溶蚀作用，但程度较弱，对储层的改造有限。

图8 长石溶蚀作用 （大20-1井，2077.7m）

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［编辑］ 邓磊

The Causes of Densification in Northern Da'an A rea of Fuyu Reservoir

HU Zhipeng，HU Wangshui，LIXiangm ing，CAO Chun (First Author's Address:School of Geosciences，Yangtze Wuhan 430100，Hubei，China)

Fuyu reservoir in the northern Da'an Area was a typical tight sandstone reservoir.To better understand the reason of densification and guide the exploration and development of the oilfield，through a large number of data of cores，thin sections，scanning electron microscopy，X-diffraction analysis，themain control factors of the dense reservoirswere studied.The results show that the deposition and diagenesis are closely related with reservoir densification.The distribution of reservoir ismacroscopically controlled by sedimentarymicrofacies，detrital feldspar，debris and higher content ofmatrix aremain reason of densification of the reservoir.Serious compaction and cementation induce the densification of the reservoir to some extent，and the dissolution is limited to the reservoir reconstruction.

northern Da'an Area;Fuyu reservoir;densification;deposition;diagenesis

TE122.2

A

1000-9752（2014）05-0044-04

2013－12－20

国家自然科学基金项目 （41340030）。

胡志鹏 （1988-），男，2012年大学毕业，硕士生，现主要从事油气地质工程方面的学习与研究。

胡望水 （1963-），男，博士，教授；E-mail：huwangshui＠126.com。