征沙村地区三工河组低渗透砂岩储层成岩特征

李传华,杨少春,彭荷花,方旭庆,郑 伟

(1．中国石化胜利油田油气勘探管理中心,山东东营 257000;2．中国石油大学(华东)地球科学与技术学院,山东青岛 266580)

低渗透储层是一个相对概念,我国学者将渗透率低于50×10-3μm2的储层定义为低渗透储层[1-2]。我国低渗透油气藏数量多、分布广、储量丰富,据统计,以低渗透为主的油气资源约占油气资源总量的46%[3]。目前的研究普遍认为成岩作用中的压实作用与胶结作用是导致深层储层低渗透的主要因素,Salem A. M.等认为埋深3 500 m的低渗透储层具有明显的机械压实、碳酸盐及黏土胶结和有限的颗粒溶蚀特征[4];张立强等认为压实作用较强的储层具有岩屑含量高、胶结物少或基质含量高的特点[5];王峰等认为压实作用与碳酸盐胶结作用是造成原始孔隙大量损失和渗透性变差的主要原因[6]。在大部分低渗透储层中,溶蚀作用对孔隙度、渗透率的增大往往十分有限,葸克来等认为埋深3 600 m 的深层储层长石溶蚀普遍[7];吴思仪等认为埋藏深的储层早期压实作用强,后期溶蚀作用相对较弱[8];吉园园等认为溶蚀作用可在一定程度上改善低渗透储层的渗透性[9];王成等认为深层溶蚀作用形成的胶结物孔和长石、岩屑粒内溶孔是低渗透储层的部分储集空间[10];文静等认为有机质酸的加入导致“低渗透”储层中长石及火山岩碎屑发生强烈的溶蚀作用,从而形成次生孔隙[11];总的来说,深层溶蚀作用对改善低渗透储层渗透性作用不大。此外,刘芬等认为随着地层埋深增加,在构造作用等外力条件下,砂岩储层发生破裂并形成裂缝,这些由构造应力引起的裂缝既能提高储层物性,也为溶蚀作用和矿物再沉淀作用提供了空间场所[12];周晓龙认为成岩晚期受构造反转及走滑运动影响,发育多期多组断裂使低渗透储层渗透性得到改善[13]。

征沙村地区位于准噶尔盆地腹部中国石化准中1区块的南部,其勘探目的层侏罗系三工河组埋藏深度超过4 700 m,发育深层低渗透储层(渗透率小于50×10-3μm2)。一些学者对准中1区块研究认为,三工河组低渗透储层主要为长石质岩屑砂岩和岩屑砂岩,孔喉半径的差别是造成渗透率级差的重要控制因素[14],砂岩的孔渗性主要受原生孔隙的发育程度所控制[14-15];压实现象十分显著且持续作用在储层发育及形成过程中,而胶结作用和溶蚀作用对砂岩储层的储集性能具有重要影响[16-17]。但目前对征沙村地区三工河组深层砂岩储层的成岩作用程度及其对低渗透油气影响的研究并不明确,很大程度上制约了该地区深层低渗透油气“甜点”的预测。因此,本文基于取心井岩心,采用显微镜下观察和多种测试手段对征沙村地区三工河组砂岩储层成岩特征进行深入研究,旨在推进该地区深层低渗透油气勘探。

1 区域地质概况

征沙村地区位于中国石化准中1区块南部,北与盆1井西凹陷相邻,南与昌吉凹陷相接,处于中拐凸起和马桥凸起的过渡部位,现今表现为东高西低、北高南低,呈近北西向展布的低幅度背斜构造(图1)。截至目前,征沙村地区已钻井16口,其中取心井9口,揭示地层自下而上依次为石炭系、二叠系、三叠系、侏罗系、白垩系、古近系、新近系及第四系,受车-莫古隆起影响,上侏罗统缺失,中侏罗统遭受严重剥蚀;下侏罗统三工河组(J1s)顶部遭到部分剥蚀,与其上覆的白垩系呈角度不整合接触,其底部为连续沉积,与下伏地层整合接触,地层厚度为160～410 m,自下而上,三工河组可进一步划分为一段(J1s1)、二段(J1s2)和三段(J1s3)(剥蚀严重),其中一段和三段岩性以泥岩为主,夹少量薄层粉砂岩、细砂岩;二段岩性以砂岩为主,整体呈现上下细、中间粗的特点。征沙村地区三工河组埋深大于4 700 m,主要发育湖泊、辫状河三角洲沉积,一段为滨浅湖沉积,整体以滨浅湖泥为主,局部发育滩砂、滩坝沉积;二段发育辫状河三角洲前缘沉积,主要包括水下分流河道、河道间、席状砂等沉积微相,河口坝较少发育;三段发育滨浅湖相泥岩沉积。征沙村地区三工河组油气来自于盆1井西凹陷及昌吉凹陷二叠系风城组、下乌尔禾组的烃源岩层系,主要发育构造-岩性油气藏和岩性油气藏。目前钻井未在三工河组一段、三段泥岩为主的地层中发现油气,且取心极少;而在二段砂岩中发现良好的油气分布,砂岩取心井多且井段较长,岩心渗透率平均值小于50×10-3μm2,为典型的低渗透储层发育层段。根据岩心测试分析,二段孔隙度值为1.40%～16.80%,平均值 8.69%;二段渗透率值为0.07×10-3～68.20×10-3μm2,少部分岩石样品渗透率相对高值,绝大部分岩石样品渗透率值低于50.00×10-3μm2,平均值仅为4.40×10-3μm2,呈现明显的低孔低渗特征。本文主要论述三工河组二段低渗透砂岩储层的成岩特征。

2 储层岩石学特征

征沙村地区三工河组以细砂岩、粉砂岩及泥岩为主,发育少量中砂岩、粗砂岩及含砾砂岩,其中三工河组一段和三段以泥岩为主,二段以砂岩为主。砂岩中石英和岩屑含量相对较高,平均占比分别为44.79%、39.85%;长石含量相对较少,平均占比15.47%。储层主要为长石质岩屑砂岩和岩屑砂岩,成分成熟度较低;填隙物以碳酸盐矿物、硬石膏和黏土矿物等为主,含量较低,平均占比10%,杂基较少,以泥质为主,反映较强水动力条件特点;颗粒之间呈线接触、点-线接触,部分凹凸接触,颗粒磨圆较差,次圆-次棱占比最高,结构成熟度较低。

综上所述,三工河组砂岩储层不同于常规储层,岩性以长石质岩屑砂岩和岩屑砂岩为主,岩屑含量较高,成分成熟度和结构成熟度均较低,表现出典型低渗透砂岩的岩石学特征。

3 储层压实特征和胶结特征

3.1 压实作用及特征

显微镜下显示,征沙村地区三工河组砂岩颗粒以点-线接触、线接触为主(图2a),部分凹凸接触,局部还可见颗粒呈定向排列,塑性岩屑、片状云母受压实弯曲变形并充填于粒间孔隙中,极大地减少了孔隙空间;常见长石颗粒等的压裂现象(图2b),以及稳定性强的石英颗粒受压实形成颗粒压裂缝。不同于常规储层,三工河组砂岩储层塑性岩屑含量相对较高,石英、长石含量相对偏低,整体抗压实能力较弱,在压实作用下易发生弯曲变形;加上储层埋藏深(大于4 700 m),其上覆地层使得砂岩储层所受压实强度增大,综合表现出较强的深层压实作用,导致储层孔隙空间减少,物性变差,呈低渗透特征。

a.颗粒线接触、点-线接触,征1-1井,4 782.71 m,(-);b.长石压裂缝,征1井,4 813.90 m,(-);c.方解石胶结,征101井,4 728.40 m,(-);d.两期碳酸盐胶结,征1井,4 805.90 m,(CL);e.铁白云石晶粒镶嵌型胶结,征1-2井,4 801.50 m,(-);f.绿泥石膜,征1-4井,4 788.60 m,(-);g.蠕虫状高岭石,征101井,4 822.33 m,(-);h.石英加大胶结,征1井,4 813.90 m,(-);i.硬石膏胶结,征1-4井,4 802.05 m,(+)图2 三工河组压实作用、胶结作用特征

3.2 胶结作用及特征

3.2.1 碳酸盐胶结特征

区内碳酸盐胶结主要表现为方解石和铁白云石的孔隙式充填。显微镜下可见连晶式生长的早期方解石胶结物,方解石胶结物在颗粒间呈孔隙式胶结,局部连片发育(图2c);阴极发光下,方解石胶结物呈黄色。方解石十分发育的区域为储层致密胶结区域,阻碍后期酸性流体的溶蚀作用,使得孔隙极不发育,降低孔渗性。成岩中晚期方解石胶结物铁含量增加,呈连晶式充填于粒间孔隙,多为斑点状分布;阴极发光下,早期形成的方解石胶结物呈黄色,且颜色偏亮,而晚期形成的铁方解石颜色偏暗,发暗橘色或暗红色光(图2d)。此外,碳氧同位素测定结果表明,储层中存在不同成因的两期碳酸盐胶结物,且晚期胶结物与有机质脱羧相关。铁白云石胶结物染色后呈淡蓝色,具斑块状分布特点,主要呈晶粒镶嵌型或连晶状充填于孔隙(图2e),从而降低孔渗性。不同于常规储层,三工河组早期的方解石胶结导致砂岩致密,晚期有机质向油气转化产生大量的酸性水又使得碳酸盐胶结物部分溶解,产生次生孔隙,一定程度上增加了孔渗性,从而使得储层从致密储层变为低渗透储层。

3.2.2 黏土矿物胶结特征

区内黏土矿物胶结作用主要为绿泥石、高岭石、伊利石和伊/蒙混层等矿物的不同形式胶结。绿泥石多以薄膜形式依附于碎屑颗粒边缘生长(图2f),也见针叶状单晶形式充填粒间孔隙,沿石英、长石等颗粒表面生长的绿泥石既对储层孔隙、喉道造成破坏,也在一定程度上增强了抗压实性能,从而抑制次生加大发育。高岭石呈蠕虫状或点状分布在颗粒之间(图2g),扫描电镜下,则呈多个片状的集合体,堵塞孔喉,降低孔渗性。伊利石多呈丝状、网格状充填于孔隙或附着于颗粒表面,阻碍孔隙中流体流动;伊/蒙混层多来源于高岭石、蒙脱石等黏土矿物的转换和高温及碱性条件下发生的长石溶解[18],在蒙脱石向伊利石转换过程中则形成伊/蒙混层黏土矿物呈弯曲的片状叠置充填于孔隙中,降低了储层渗透性能。不同于常规储层,深层三工河组砂岩内部和长石析出的高岭石及其向伊/蒙混层的转化使孔隙大大减少,从而造成砂岩低渗。

3.2.3 硅质胶结特征

区内硅质胶结作用主要表现为石英次生加大(图2h),环边状加大边多出现在颗粒边缘绿泥石薄膜相对薄弱的部位;此外,还可见六边形晶柱状形态的自生石英,与部分黏土矿物共同附着于颗粒表面,造成粒间孔隙堵塞,突出的特点是颗粒呈点-线接触,从而降低孔渗性。

3.2.4 硫酸盐胶结特征

区内硫酸盐胶结作用主要为石膏、硬石膏胶结,石膏主要呈连晶式胶结,硬石膏胶结普遍存在,常以局部分布的形式出现,在显微镜下呈连晶状分布于颗粒间,为孔隙式胶结(图2i),从而导致储层致密。

总结胶结作用及特征可以看出,征沙村地区三工河组储层发育多种类型的胶结物,主要包括碳酸盐、黏土矿物、硅质和硫酸盐等胶结物,胶结作用较强。早期形成的胶结物(如方解石、绿泥石膜以及石英加大等)除充填孔隙导致储层孔渗变差以外,在一定程度上还能够缓解储层受到的压力;晚期形成的胶结物则以破坏储层储集空间为主,从而导致储层孔隙度损失,降低孔渗性。

4 储层溶蚀特征和交代特征

4.1 溶蚀作用及特征

征沙村地区三工河组储层常见长石、岩屑颗粒的溶蚀现象,少见碳酸盐胶结物的溶蚀现象。其中,长石的溶蚀作用最为常见,且多沿颗粒解理面、压裂缝发生条带状溶蚀(图3a),或是沿边缘溶蚀形成齿状或港湾状的粒间溶蚀孔隙,部分长石颗粒遭受较强的溶蚀而仅剩少部分残余骨架,长石的普遍溶蚀也是导致储层中长石含量较低的重要原因。岩屑中易溶组分发生溶蚀多形成筛状或点状展布的粒内溶孔,长石、岩屑颗粒形成的溶蚀孔以及早期方解石胶结物的溶蚀孔(图3b),有助于提高储层的储集性能。

a.长石条带状溶蚀,征8侧井,5 168.00 m,(-);b.早期方解石溶蚀,征101井,4 827.40 m,(-);c.方解石交代长石,征1-4井,4 801.90 m;(CL);d.硬石膏交代石英次生加大;征1-1井;4 802.05 m;(+)图3 三工河组溶蚀作用、交代作用特征

晚侏罗世,征沙村地区三工河组因构造抬升而遭受剥蚀,结合显微镜下观察,推测抬升期(第一期溶蚀)靠近地表附近,受大气淡水影响,部分长石、岩屑颗粒遭受溶蚀,形成早期的溶蚀孔隙;与晚期溶蚀孔隙不同的是,受后期压实作用影响,其孔隙结构遭到严重破坏,喉道更细,连通性更差。抬升期后地层快速深埋,发生第二期大规模溶蚀作用,期间伴有油气充注和有机酸加入,在强烈压实作用下早期溶蚀作用形成的孔隙空间被破坏殆尽。不同于常规储层,受较强烈的早期压实作用和方解石等碳酸盐胶结物致密填集的影响,三工河组砂岩粒间空间较小,难以形成大规模的溶解流体的渗流交替,造成次生孔隙不够发育,不能有效改善储层孔渗性。

4.2 交代作用及特征

征沙村地区三工河组储层自生矿物对碎屑颗粒的交代作用发育,方解石沿长石解理缝交代,或交代颗粒边缘使其呈模糊、不规则状(图3c);硬石膏则沿石英、岩屑边缘交代(图3d)。显微镜下还可见自生矿物之间的交代现象,主要有碳酸盐胶结物之间的交代、硬石膏交代方解石、方解石对黏土矿物杂基的交代等。这些交代作用堵塞孔喉,一定程度上造成三工河组储层孔渗性进一步变差。

总结溶蚀作用和交代作用及其特征可以看出,征沙村地区三工河组砂岩储层溶蚀作用对孔渗改善不大,交代作用堵塞孔喉,导致三工河组储层孔渗性进一步变差。

5 成岩阶段

从颗粒接触关系来看,征沙村地区三工河组砂岩储层埋深大,压实作用较强,颗粒以点-线接触、线接触为主,可见少部分凹凸接触;从孔隙类型来看,压实使得原生孔隙遭受大量破坏,但仍保留有部分残余粒间孔隙,在经历长石、岩屑等易溶组分的溶蚀作用后,以原生的残余粒间孔与次生溶孔为主,且微裂缝极少发育。

依据镜质体反射率(Ro)测试,征沙村地区三工河组Ro为0.63%～0.76%,平均0.71%,反映低成熟-成熟阶段。三工河组储层的伊利石和绿泥石含量相对较高,伊/蒙混层和高岭石含量相对较低,其中绿泥石、伊/蒙混层含量具有明显随深度增加而减小的趋势(图4);伊/蒙混层中蒙脱石含量为15%～50%,平均19%;黏土矿物组合及伊/蒙混层这种含量的转换反映三工河组沉积时期储层处于有序混层带。

图4 黏土矿物含量随深度变化

依据SY/T 5477-2003[19],综合以上特征推断三工河组处于中成岩阶段A期。

6 成岩特征对低渗透砂岩储层形成的影响

6.1 压实作用与胶结作用的影响

依据以上分析可以看出,征沙村地区三工河组砂岩储层孔隙度(面孔率)随着埋藏深度增加、压实作用增强而减小。储层所受压实作用强度与主要碎屑组分密切相关,统计表明,面孔率与石英含量呈正相关性,面孔率与岩屑含量呈负相关性;这是因为石英颗粒具有较强的抗风化性能及抗压实性能,能够有效提高储层的抗压实能力,起到保护粒间孔隙的作用;稳定性相对较差的岩屑抗压实能力相对较弱,岩屑含量高,塑性组分多,不利于储集空间的保存;分析胶结物与面孔率关系,可得出其含量与面孔率呈负相关性,随胶结物含量增大,面孔率相应有所减小,面孔率(孔隙度)减少导致渗透率降低。三工河组储层发育碳酸盐、黏土矿物及硬石膏等多种类型胶结物,其中早期的胶结物,如绿泥石膜充填孔隙[20]、方解石以及石英加大除充填孔隙导致物性变差以外,还在一定程度上能够缓解储层受到的压力;晚期胶结物则以破坏储层储集空间,导致孔隙损失、渗透性降低为主(图5)。以征3井为例,在5 106.98 m深度存在早期方解石胶结,砂岩变得致密, 晚期碳酸盐以及高岭石等胶结发育导致砂岩孔渗性进一步变差(图5)。根据前述成岩特征进行成岩作用对孔隙度影响的定量计算,三工河组储层压实作用造成原始孔隙度损失率为55%～80%,平均损失率为66%,胶结导致的孔隙度损失率为5.39%～29.00%,平均损失率为17.44%,两者共同损失的孔隙度超过原始孔隙度的80%;在Houseknecht压实胶结图版上数据点集中于左下角位置,90%以上样品压实减孔率达60%以上(图6),说明压实作用对三工河组砂岩储层孔隙度损失具有更重要的影响,从而导致储层孔渗性更差。综合来看,纵向上,随着埋深增加,加之抗压实能力较弱的塑性岩屑含量相对较高,征沙村地区三工河组砂岩压实作用增强,高岭石、伊利石和方解石等胶结物仍然保持较高含量而充填孔隙导致胶结作用增强;渗透率随深度增加、压实增强、胶结增强而显著降低(图7a)。平面上,北西区域埋深相对较浅,硬石膏胶结、晚期碳酸盐胶结发育,砂岩孔渗相对较低;南东区域埋深相对较深,早期方解石胶结导致砂岩致密,晚期高岭石、方解石胶结造成孔渗进一步降低;沿北西-南东方向(沉积物源方向)压实增强、胶结增强,孔渗降低(图7b)。因此,压实作用与胶结作用对三工河组低渗透砂岩的形成在纵向上、平面上具有明显的差异性。

图5 三工河组砂岩储层孔、渗演化(征3井,5 106.98 m)

图6 三工河组砂岩压实和胶结作用对孔隙损失的贡献

图7 三工河组砂岩成岩作用差异性与渗透率分布关系(a.纵向;b.平面)

6.2 溶蚀作用与交代作用的影响

由前述可知,三工河组存在两期溶蚀作用,第一期为地层抬升时期与大气淋滤水相关的溶蚀作用,第二期大规模溶蚀作用发生在油气充注时期,伴随有机酸加入。期间由大气淡水溶蚀作用产生的孔隙由于后期压实遭受严重破坏,对物性的改善程度不大,增孔的贡献以晚期溶蚀作用为主。根据前述成岩特征进行成岩作用对孔隙度影响的定量计算,溶蚀总共增加的孔隙度平均值为3.23%,平均增孔率为8.15%,表明溶蚀作用在一定程度上提高了储层的孔隙度,但其作用有限,并未显著提高储层物性,使得储层依然表现为低孔、低渗的特征(图5)。自生矿物对碎屑颗粒的交代作用堵塞孔喉,加剧了三工河组储层孔渗性降低。综合来看,纵向上,随着埋深增加,征沙村地区三工河组砂岩溶蚀作用具一定程度增强,尽管长石溶蚀(主要溶蚀作用)约增加孔隙度3%(图5),但渗透率仍然呈明显降低趋势(图7a);平面上,三工河组砂岩溶蚀作用保持较弱强度,并未改变沿北西-南东方向(沉积物源方向)渗透率降低的趋势(图7b)。因此,溶蚀作用与交代作用对三工河组低渗砂岩的形成在纵向上、平面上没有明显差异性。

综上所述,成岩作用是沉积后期改造储层物性的关键因素,压实作用、胶结作用共同导致征沙村地区三工河组砂岩储层孔渗降低,其中,压实作用是造成孔隙度损失和渗透率降低的最主要因素,也是储层低渗的主要原因;晚期碳酸盐、硬石膏胶结造成孔渗进一步降低;溶蚀作用对孔渗改善效果不大。

7 结论

1)征沙村地区三工河组低渗透储层以细砂岩、粉砂岩为主,岩屑含量平均为39.85%,属长石质岩屑砂岩和岩屑砂岩;颗粒之间呈线接触、点-线接触,次圆-次棱状占比最高,成分成熟度、结构成熟度均较低。

2)三工河组砂岩储层发育压实、胶结、溶蚀和交代等多种成岩作用,常见颗粒定向排列、长石颗粒压裂、塑性岩屑与片状云母弯曲变形充填于粒间孔隙,综合表现为较强深层压实作用;发育多种类型胶结物,早期形成的方解石、绿泥石膜以及石英加大等胶结物充填孔隙,除使储层物性变差外,还在一定程度上能缓解储层受到的压力,而晚期形成的胶结物则主要破坏储集空间,胶结作用较强烈。常见长石、岩屑溶蚀,发育沿颗粒解理面、压裂缝的条带状溶蚀和岩屑易溶组分筛状或点状溶蚀;发育多种类型自生矿物对碎屑颗粒的交代作用。储层处于中成岩阶段A期。

3)压实作用、胶结作用共同导致征沙村地区三工河组砂岩储层孔渗降低。其中,压实作用是造成孔隙度损失和渗透率降低的最主要因素,也是储层低渗的主要成因;晚期碳酸盐、硬石膏胶结物造成孔、渗进一步降低,溶蚀作用对孔渗改善效果不大。纵向上,随埋深增加,压实作用和胶结作用增强,孔渗显著降低;平面上沿北西-南东方向(沉积物源方向)压实作用和胶结作用增强,孔渗降低。