大安北地区扶杨油层储层致密化因素研究

胡望水 洪求友 钟春晓 朱 淼 曹 春

(1.长江大学油气资源与勘探技术教育部重点实验室，武汉 430100;2.长城钻探录井分公司，辽宁盘锦 225000)

大安北地区区域构造位置位于松辽盆地南部中央坳陷区红岗阶地大安北构造，西邻西部斜坡区，东为古龙凹陷(图1)，整体上受大安逆断层控制，形成被断层复杂化的大型断鼻构造，平面上中东部以构造控制为主，西北受构造及岩性双重因素控制［1］。大安油田钻井揭示，地层自下而上依次为:白垩系的泉头组、青山口组、姚家组、嫩江组、四方台组和明水组地层，新生代发育有第三系大安组、泰康组及第四系地层。研究区目的层段为泉头组三段(K1q3)杨大城子油层、泉头组四段(K1q4)扶余油层，区块面积为180 km2。扶余油层共划分出4个砂组，12个小层，19个单层;杨大城子油层中上部共划分出3个砂组。

大安北地区具有非常有利的油气成藏条件:(1)嫩江组、青山口组的烃源岩具备充足的油源条件。(2)研究区为油气运移的长期指向区，且嫩江组、青山口组的泥岩又可作为良好的区域盖层，利于油藏的保存。(3)研究区接受了大规模三角洲砂体沉积，具备有利的储集条件。(4)研究区储层为典型的低孔、低渗储层，储层的岩性、物性的好坏对油藏的分布具有明显的控制作用，对油气的富集程度起到了重要的作用，良好的相带特征及储层发育条件与构造、断层的合理配置可形成研究区最为有效的富集区。(5)研究区总体构造形态以长轴背斜为总体构造格局，其上断层发育，构造形成期与油气成熟期匹配，断层的封堵性好，对于油气的聚集十分有利［1］。但扶杨油层储层为典型的特低孔、超低渗储层，研究区油水分布受构造、断层、岩性、沉积特征等多重因素控制［1］，直接影响了对目的层段潜力的认识。同时由于研究区钻遇扶余油层的探井和评价井相对较少，且分布不均，纵向上均以砂组为沉积单元，对于研究区沉积储层特征尚未进行深入研究，不能满足精细油藏描述的需要。因此有必要深化对储层特征的认识，了解储层致密化因素，以便更好地进行储层综合评价。

图1 研究区地理位置图

1 储层岩石学特征

对研究区8口取心井的岩心观察和148块薄片的鉴定结果分析表明(图2)，该区扶余油层砂岩的碎屑成分主要为岩屑和长石，其次为石英，砂岩类型主要为长石质岩屑砂岩，另有少量岩屑质长石砂岩，稳定矿物含量较低，成分成熟度较低，结构成熟度中等。长石包括钾长石和斜长石，以钾长石为主，斜长石次之;长石风化程度低或中等;岩屑成分主要是岩浆岩;石英多数具有次生加大和再生胶结。岩石粒度分布范围比较宽，颗粒大小混杂，岩石粒度为0.08～0.25 mm，粒度中值0.11 mm，多属细砂岩及粉砂岩，分选中等—好;胶结类型以孔隙式胶结占主导(图2)，其次为孔隙式 — 再生相连式胶结、接触式胶结，少量基底式胶结;颗粒接触关系为点 —线接触(图3)，磨圆度以次棱角状为主，风化程度多为浅—中等，以中等为主。储层填隙物的杂基成分主要是泥质和灰质，重结晶，多数呈薄膜状分布。统计各砂组测井解释含油性及含油性分布，整体上研究区砂岩储集性能较差，含油性最好的砂组是q44、q42和 q43。

图2 研究区岩心胶结类型

图3 研究区岩石颗粒接触关系

2 储层物性特征

对工区大19井、大19-3井、大20井等共9口井中710块岩石样品的孔隙度及其对应的渗透率值的统计显示，泉四段孔隙度最大值为13%，最小值为1.8%，平均值为7.12%;渗透率最大值为7.95×10-3μm2，最小值为 0.01 ×10-3μm2，平均值为0.15×10-3μm2。泉三段孔隙度最大值为8.5%，最小值为3.3%，平均值为6.64%;渗透率最大值为0.15 ×10-3μm2，最小值为0.02×10-3μm2，平均值为0.07×10-3μm2。根据石油天然气行业油气储层评价标准(碎屑岩)［2］，泉四段、泉三段储层孔隙度以低孔—特低孔为主，储层渗透率以特低渗—超低渗为主(图4)。

图4 大安北油田泉四段、泉三段砂岩岩石类型三角图

3 储集空间及孔隙结构

3.1 孔隙类型

据薄片统计和电镜观察可知，研究区孔隙类型以原生粒间孔为主，其次为粒间溶孔，具有6种孔隙类型［3-4］:原生粒间孔、长石溶孔、岩屑溶孔、晶间孔、微孔隙和铸模孔，平均总面孔率为4.1%;原生粒间孔为主要储集空间，成岩自生矿物溶蚀而形成的粒间孔隙次之。研究区可见各种开启的裂隙，如岩石裂隙、颗缘缝裂隙和胶结物裂隙。这些裂隙有的经历了一定溶蚀，尽管它们所占的比例并不大，但这些裂隙可大大提高岩石的渗透率［5］。部分微裂隙因残留沥青而阻塞(图2)。

3.2 孔隙结构

根据铸体图像分析结果，对研究区有效储层孔隙结构进行了统计，研究区喉道发育有收缩喉道、片状喉道和微喉道(图3)，并以微喉道和片状喉道为主。

3.3 利用恒速压汞技术研究孔隙结构特征

本文首次利用恒速压汞技术研究泉四段孔隙结构特征。实验中进行了15块样品的恒速压汞测试，资料显示泉四段储层喉道半径主要分布在0.2～0.6 μm之间，喉道半径较小。研究发现，随着渗透率的增大，有效喉道半径加权平均值有增大的趋势。不同渗透率级别的岩样，虽然控制其渗透率的喉道半径不同，但均是由样品中相对较粗的喉道所控制，造成了样品中较粗喉道的大小和数量决定样品的渗透率。在渗透率较低时，喉道半径峰值含量高，分布范围窄，集中于细喉道一侧，随着渗透率的增加，喉道半径峰值的含量逐渐降低，喉道分布范围变宽，粗喉道一侧数量增多。对研究区储层喉道平均半径与渗透率进行相关分析表明(图5)，二者间的相关性较好，说明研究区的储层孔隙喉道大小对储层渗透率起着重要作用，不过有效喉道体积与孔隙度的正相关关系不明显。因此得出泉四段孔隙结构特征:喉道半径分布范围较窄，有效孔隙体积较小、喉道个数较少，孔、渗参数较高岩样的喉道发育程度较好。渗透率参数与有效喉道半径的相关性最好，而孔隙度与喉道的相关性不好;其次有效孔隙体积与渗透率的相关性较好，说明储层有效孔隙与有效喉道相互连通较好;有效喉道个数与渗透率也有一定的相关性。

图5 研究区喉道平均半径与渗透率关系图

4 储层影响因素

一般来说，陆源碎屑岩储层物性受沉积、成岩、构造等诸多因素的控制［7］。通过对储层物性变化规律的分析，研究区砂岩储层性质主要受沉积环境和成岩作用的控制。

4.1 沉积作用

沉积作用对储层物性的影响主要表现在填隙物的含量、粒度分选、岩性、孔隙结构、沉积微相等方面［8］。研究区泉四段7口井108块样品统计显示孔隙度、渗透率与填隙物含量成负相关性。样品粒度中值主要分布在0.01～0.15 mm之间，分选系数主要分布在1.62～4.12之间;样品孔隙度分布于2% ～10.2%，与粒度中值呈正相关性较好;样品渗透率分布于(0.02～0.62)×10-3μm2之间，与粒度中值无相关性。研究区储层细砂岩物性最好，其次是粉砂岩。低孔储层主要见于细砂岩，粉砂岩以特低孔为主，不等粒砂岩物性较差，主要为超低孔，渗透率低于0.1×10-3μm2。恒速压汞技术研究结果表明，不同孔隙结构类型储层物性有明显差异，孔隙度与孔隙半径中值相关性较好，渗透率与孔喉半径均值相关性甚好。因此，孔隙结构直接决定着储层物性的好坏。由常规压汞曲线(图6)可以看出，大安北地区孔隙结构复杂，根据目的层储层压汞参数及主要岩性特征，将其孔隙结构类型划分为Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ、Ⅳ类。Ⅰ类孔隙结构沉积相主要以分流河道为主，Ⅱ类孔隙结构沉积相主要以分流河道、溢岸砂为主，Ⅲ类孔隙结构沉积相主要以决口扇、分支间湾中发育的漫溢砂体为主，Ⅳ类孔隙结构沉积相主要以溢岸砂和水下分支间湾为主。整体而言，河道砂体储层物性最好，其次是决口扇和溢岸砂，废弃河道砂体孔隙度虽然相对较高，但渗透率较低，整体物性较差［6］。

由于各微相沉积时水动力能量不同，导致了岩石成分和孔隙结构不同［9］。水动力强，岩石颗粒粗，磨圆较差，分选不好，支架状排列，点接触，杂基含量少，表现为高渗大孔，粗喉，高配位数为主。随水动力减弱，岩性变细，分选变好，颗粒排列紧密，多镶嵌状及线状接触，杂基含量随岩性变细而增高，表现为喉道细，渗透率低的特点。

图6 大安北地区泉三段、泉四段不同微观结构储层常规压汞曲线特征

4.2 成岩作用

成岩作用是影响储层的又一主要原因，研究工区相关资料表明，目的层段成岩作用处于中成岩A阶段，经历了压实作用、胶结作用、溶解作用、交代作用等过程，使研究区储层发生了一定的变化［10-11］。成岩作用对储层物性的影响主要表现在以下几个方面:

(1)压实作用使储层原生孔隙减小。研究区大50区块泉四段、泉三段埋深在2 000 m以上，砂岩以点— 线接触为主，其次为线接触，偶见凹凸接触，压实作用中等偏强，使储层原生粒间孔隙大大减少。

(2)胶结作用降低了原生孔隙。研究区砂岩中主要胶结矿物类型有:黏土矿物，硅质及碳酸盐等。黏土自生矿物或附着在颗粒表面，或杂乱堆积在粒间孔隙中，使喉道变窄甚至阻塞，储层物性变差;硅质胶结物多以自生石英晶粒形式在储集岩中出现，部分以次生加大出现，使储层孔隙度降低，孔隙间的喉道变窄，使储层物性变差;研究区碳酸盐含量不高，喉道以微细喉为主，较少出现碳酸盐胶结，因此，碳酸盐含量变化对储层渗透率高低变化的影响不明显。

(3)溶解作用有利于次生孔隙的形成。研究区砂岩溶解作用主要表现为长石等不稳定矿物颗粒溶解和碳酸盐胶结物的溶解。溶解作用发生在晚期碳酸盐胶结物形成之前，主要为长石及早期碳酸盐胶结物的溶解。早期碳酸盐的溶解表现在因其溶解使砂岩呈差异压实现象，同一样品中部分颗粒排列紧密，部分呈点接触，形成不均匀次生孔隙，溶解作用可形成一定量的次生孔隙。

(4)交代作用对原生孔隙起破坏作用。研究区砂岩中交代作用较弱，主要表现为黏土矿物对碎屑矿物颗粒的交代，黏土矿物交代部分颗粒，交代部分依然保留了颗粒的形状。因此交代过程对原生孔隙起破坏作用。

对研究区储层铸体薄片及扫描电镜资料分析发现，目的层储层孔隙以原生粒间孔为主，次生孔隙较少，尽管长石等矿物的淋滤溶蚀作用在研究区比较常见，但溶蚀程度较弱，形成的次生孔隙较少，对储层的改造作用有限。因此，储层的好坏与其沉积时颗粒填隙物、粒度中值、颗粒分选性、岩性及孔隙结构与储层物性关系密切，相关性明显，而这些因素都受控于原始沉积作用，不同水动力条件下原始沉积的岩石成分、颗粒粗细、分选磨圆不同，并最终影响孔隙结构特征;由于碎屑颗粒中长石、岩屑等不稳定组分及杂基含量较高，在成岩过程中，压实作用使储层原生粒间孔隙和吼道大大减小，储层物性变差，非均质性增强;因此沉积(微相)和压实成岩作用是研究区储层物性的主控因素。致密化的主要原因是由于碎屑颗粒中长石、岩屑等不稳定组分及杂基含量较高，压实成岩作用使原生孔隙大大降低，由于后期次生孔隙不发育，导致储层致密化。

5 结论

(1)研究区孔隙类型以原生粒间孔为主，其次为粒间溶孔，具有6种孔隙类型。孔隙结构以微喉道和片状喉道为主，储层物性较差，总体上为特低—超低渗、低—特低孔、细— 微细喉不均匀型储层。

(2)恒速压汞资料显示泉四段储层喉道半径主要分布在0.2～0.6 μm之间，喉道半径较小。喉道半径与渗透率之间有较好的正相关性，孔隙喉道大小决定着渗透率的好坏。其次有效孔隙体积与渗透率的相关性较好，储层有效孔隙与有效喉道相互连通较好;有效喉道数与渗透率也有一定的相关性。而孔隙度与喉道的相关性不好。

(3)沉积作用和成岩作用对储层物性起着主要的控制作用。其中沉积作用的控制主要表现在填隙物的含量、粒度分选、岩性、孔隙结构等方面。分流河道具有最好的储层物性。研究区经历了压实、胶结、溶解、交代等成岩作用类型。压实作用是导致储层物性变差的主要因素。胶结作用降低了原生孔隙，溶解作用有利于次生孔隙的形成，交代作用对原生孔隙起破坏作用。

(4)由于碎屑颗粒中长石、岩屑等不稳定组分及杂基含量较高，压实成岩作用使原生孔隙大大降低，而后期次生孔隙不发育，导致储层致密化。

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