蘇北盆地洋心次凹泰一段上亞段儲(chǔ)層特征分析

林 丹 趙 躍吳信龍龔 勛鄭 丹

（1.西南石油大學(xué)，成都 610500；2.延長(zhǎng)油田股份有限公司王家川采油廠，延安 717100；3.中原油田采油四廠地質(zhì)研究所，濮陽(yáng) 457176；4.川慶鉆探工程有限公司地質(zhì)勘探開發(fā)研究院，成都 610051）

蘇北盆地洋心次凹泰一段上亞段儲(chǔ)層特征分析

林 丹1趙 躍2吳信龍3龔 勛4鄭 丹4

（1.西南石油大學(xué)，成都 610500；2.延長(zhǎng)油田股份有限公司王家川采油廠，延安 717100；3.中原油田采油四廠地質(zhì)研究所，濮陽(yáng) 457176；4.川慶鉆探工程有限公司地質(zhì)勘探開發(fā)研究院，成都 610051）

泰州組一段上亞段砂巖儲(chǔ)層巖石類型主要為長(zhǎng)石石英砂巖、長(zhǎng)石巖屑砂巖、巖屑質(zhì)長(zhǎng)石砂巖和巖屑石英砂巖；儲(chǔ)層孔隙度主要分布在7%～17.4%之間，滲透率主要分布在（0.17～125.1）×10-3μm2之間；儲(chǔ)集空間主要類型為粒內(nèi)溶孔、粒間溶孔和裂縫溶孔；根據(jù)物性分析和壓汞資料，將泰州組一段上亞段儲(chǔ)層劃分為Ⅰ～Ⅳ四種類型?；诙砍蓭r作用的分析，認(rèn)為壓實(shí)作用、膠結(jié)作用是本區(qū)儲(chǔ)層物性變差的主要原因，溶蝕作用則大大改善了儲(chǔ)層物性。

洋心次凹；泰州組；儲(chǔ)層特征；儲(chǔ)層控制因素

洋心次凹位于蘇北盆地白駒凹陷的西南部，施家舍斷裂帶與草埝斷裂帶之間，面積約200km2。自2005年開始勘探以來，已發(fā)現(xiàn)多個(gè)小斷塊油氣藏，具有一定的勘探開發(fā)潛力［1-3］。研究區(qū)洋心次凹勘探程度相對(duì)較低，前人關(guān)于泰州組儲(chǔ)層的研究較少。本文重點(diǎn)對(duì)泰州組一段上亞段儲(chǔ)層特征及其發(fā)育控制因素進(jìn)行了研究。

1 儲(chǔ)層特征

1.1 巖石學(xué)特征

洋心次凹發(fā)育元古界震旦系—中生界下三疊統(tǒng)海相及中新生界陸相兩大勘探層。其中海相勘探地層包括奧陶系—志留系及下二疊統(tǒng)，主要發(fā)育灰黑色泥頁(yè)巖、夾煤層的深灰色泥頁(yè)巖和夾灰黑色泥巖的深灰色灰?guī)r，厚1 604～2 600m。陸相勘探地層包括中生界侏羅系和上白堊統(tǒng)及新生界，巖石類型主要為砂礫巖、砂巖、粉砂巖、泥巖，部分層段含有煤層。

通過113張鑄體薄片的鏡下鑒定統(tǒng)計(jì)發(fā)現(xiàn)，泰州組一段上亞段儲(chǔ)層的碎屑成分主要為石英，其次為長(zhǎng)石和巖屑，填隙物以碳酸鹽膠結(jié)物為主，含量可達(dá)18%，雜基較少，約5%。巖石類型主要為長(zhǎng)石石英砂巖、其次為長(zhǎng)石巖屑砂巖，以及少量巖屑石英砂巖和巖屑長(zhǎng)石砂巖（圖1）。巖石成分成熟度較低，結(jié)構(gòu)成熟度中等-較好，粒度主要為粗粉砂-細(xì)砂，填隙物含量較高，嵌晶-孔隙式膠結(jié)，磨圓度為次棱-次圓狀，顆粒支撐，點(diǎn)接觸至線接觸。

圖1 泰一段上亞段砂巖三角分類圖

1.2 物性特征及孔喉結(jié)構(gòu)

根據(jù)各井取芯段樣品的物性分析得出，泰州組一段上亞段砂巖孔隙度介于3.39%～28.4%之間，平均孔隙度變化范圍為7%～17.4%（圖2）；滲透率變化范圍為（0.07～1 338）×10-3μm2(個(gè)別樣品可能取自有裂縫的樣品)，平均滲透率值變化范圍為（0.17～125.1）×10-3μm2（圖3）。孔隙度與滲透率的相關(guān)性均較好，相關(guān)系數(shù)為0.85（圖4），說明儲(chǔ)層主要為孔隙型，裂縫發(fā)育較少。

圖2 泰州組一段上亞段孔隙度分布直方圖

圖3 泰州組一段上亞段滲透率分布直方圖

圖4 泰州組一段上亞段孔滲相關(guān)圖

依據(jù)儲(chǔ)層物性特征及壓汞分析數(shù)據(jù)，本文將泰州組一段上亞段儲(chǔ)層劃分為4類：Ⅰ類儲(chǔ)層平均孔隙度＞12%，平均滲透率＞12×10-3μm2，孔喉中值半徑＞1μm，排驅(qū)壓力＜0.4MPa，飽和度中值壓力＜1.1MPa，孔喉分選系數(shù)＞2.3，分選中等，中-細(xì)喉；Ⅱ類儲(chǔ)層平均孔隙度為9%～12%，平均滲透率為(5～12)×10-3μm2，孔喉中值半徑 0.1～1μm，排驅(qū)壓力為0.4～3MPa，飽和度中值壓力 1.1～7MPa，孔喉分選系數(shù)為1.9～2.3，分選中-差，微-細(xì)喉，細(xì)-中喉；Ⅲ類儲(chǔ)層平均孔隙度 6%～9%，平均滲透率為(1～5)×10-3μm2，孔喉中值半徑為0.1～0.03μm，排驅(qū)壓力為3～5.5MPa，飽和度中值壓力值為7～18MPa，孔喉分選系數(shù)為1.6～1.9，分選中-差，細(xì)-微喉；Ⅳ類砂巖孔隙度 3%～6%，滲透率為(0.1～1)×10-3μm2，孔喉中值半徑＜0.03μm，排驅(qū)壓力＞5.5MPa，飽和度中值壓力＞18MPa，孔喉分選系數(shù)＜1.6，分選較差，微喉（在儲(chǔ)層評(píng)價(jià)中多劃為非儲(chǔ)層）。

1.3 儲(chǔ)集空間類型及特征

據(jù)40張鑄體薄片觀察，泰州組一段上亞段發(fā)育孔隙的砂巖主要為長(zhǎng)石石英砂巖、巖屑長(zhǎng)石砂巖和巖屑石英砂巖、長(zhǎng)石巖屑砂巖。常見的幾種儲(chǔ)集空間類型有：

（1）粒間孔：顆粒之間部分孔隙被雜基或者膠結(jié)物充填所剩余的粒間孔隙，與通常所說的原生孔隙類似，多呈三角形空間。這類孔隙在研究區(qū)較少。

（2）填隙物內(nèi)孔隙：多指雜基或膠結(jié)物中的孔隙，如高嶺石晶間孔，這類孔隙在研究區(qū)較少。

（3）裂縫類孔隙：指切穿巖石、甚至切穿其中碎屑顆粒本身的縫隙。該類孔隙一般縫壁平直，無任何溶蝕跡象存在，這類孔隙在研究區(qū)僅局部偶見發(fā)育。

（4）粒間溶孔：指粒間孔隙遭受溶蝕后所形成的孔隙。這類孔隙除位居碎屑顆粒之間外，從孔隙周邊形態(tài)、相鄰顆粒表面特征、孔隙中殘留填隙物的產(chǎn)狀和（或）孔隙分布狀況等方面來看，均程度不同的保留溶蝕痕跡。這類孔隙是主要的孔隙發(fā)育類型。

（5）粒內(nèi)溶孔：指碎屑顆粒內(nèi)部所含可溶礦物被溶，或沿顆粒解理等易溶部位發(fā)生溶解而成的孔隙，包括鑄?？紫?，其中粒內(nèi)溶孔多呈孤立狀，連通性相對(duì)較差，鑄模孔隙則是由于長(zhǎng)石、巖屑等顆粒全部或絕大部分遭受溶蝕而保留顆粒原貌的一種孔隙。這兩類孔隙在儲(chǔ)層中屢見不鮮，也是研究區(qū)的一種主要儲(chǔ)集空間類型。

（6）裂縫溶孔：指流體沿巖石裂縫滲透，使縫面兩側(cè)巖石發(fā)生溶蝕所致。由于裂縫形成后一般都有流體活動(dòng)，會(huì)使縫壁內(nèi)側(cè)發(fā)生溶蝕，因此，此類孔隙較單純的裂縫孔隙常見，但分布極不規(guī)律。

Ⅰ、Ⅱ類儲(chǔ)層主要為細(xì)粒長(zhǎng)石石英砂巖及巖屑石英砂巖，該類砂巖顆粒較粗、分選較好、塑性成分含量低，成巖過程中可保留較多的粒間孔，同時(shí)粒間溶孔、粒內(nèi)溶孔發(fā)育。Ⅲ類儲(chǔ)層大多以細(xì)粒長(zhǎng)石質(zhì)巖屑砂巖，粗粉砂-極細(xì)粒長(zhǎng)石石英砂巖和巖屑石英砂巖為主，由于粒度較細(xì)，壓實(shí)作用較強(qiáng)，溶蝕作用較弱，因此粒間溶孔和粒內(nèi)溶孔不甚發(fā)育，屬于中等類型儲(chǔ)層。Ⅳ類砂巖受壓實(shí)膠結(jié)作用強(qiáng)烈，孔隙不發(fā)育。

2 儲(chǔ)層發(fā)育的主控因素分析

2.1 沉積環(huán)境對(duì)儲(chǔ)層的控制作用

通過對(duì)儲(chǔ)層所處的沉積環(huán)境及儲(chǔ)層物性分析可知，優(yōu)質(zhì)儲(chǔ)層多發(fā)育于高能的水下分流河道、席狀砂微相，沉積時(shí)的水動(dòng)力較強(qiáng)，粒度較大（多為細(xì)粒砂巖）、分選較好、磨圓度較高，有利于原始孔隙的形成，在同一埋藏條件下比低能砂體具有更明顯的抗壓實(shí)能力，更有利于成巖流體的流動(dòng)而形成次生溶孔。泰一段三角洲前緣亞相砂體緊鄰泰州組二段生油層，是本區(qū)目前主要的產(chǎn)油層位。泰州組一段上亞段砂體主要發(fā)育在水下分流河道、席狀砂微相中，儲(chǔ)層物性及連片性較好，平面上較穩(wěn)定，是有利的儲(chǔ)集層段。

2.2 成巖作用對(duì)儲(chǔ)層發(fā)育的影響

關(guān)于成巖作用對(duì)孔隙度演化的控制，前人已做過很多研究［4-8］，但幾乎都只是定性分析成巖作用對(duì)儲(chǔ)層的影響。為了更好地描述壓實(shí)作用、膠結(jié)作用和溶蝕作用對(duì)孔隙的影響程度，本文在鏡下薄片鑒定基礎(chǔ)上，分別從原始孔隙度的恢復(fù)、壓實(shí)率、膠結(jié)率、溶蝕率四個(gè)方面對(duì)孔隙演化做了一定程度的定量分析，并以研究區(qū)中部Ft1井區(qū)為例敘述了各成巖作用對(duì)孔隙演化的影響。原始孔隙度的恢復(fù)本文引用了Beard和Weyl（1973）對(duì)不同分選的儲(chǔ)集砂巖的初始孔隙度計(jì)算關(guān)系式［9］：

式中：So—特拉斯克分選系數(shù)，，p25和 p75分別代表累積曲線上顆粒含量25%和75%處所對(duì)應(yīng)的顆粒直徑。

在壓實(shí)率、膠結(jié)率和溶蝕率方面，本文使用了視壓實(shí)率（R）、視膠結(jié)率（M）和視溶蝕率（N）概念，三組公式分別定義為：

其中：

壓實(shí)后的剩余粒間孔隙度=粒間膠結(jié)物總量+現(xiàn)今保存原始孔隙度

粒間膠結(jié)物總量、現(xiàn)今保存原始孔隙度和溶蝕孔隙度通過鏡下薄片鑒定統(tǒng)計(jì)得到。

鏡下薄片鑒定為現(xiàn)今保存孔隙度11.6%，碳酸鹽膠結(jié)物含量13.8%，硅質(zhì)膠結(jié)物0.5%，黏土類膠結(jié)物0.5%，現(xiàn)今保存原始孔隙度0.2%，溶蝕孔隙度 11.4%。由式（1）至式（4）計(jì)算得出原始孔隙度為34.5%，R為56.5%，M為42.9%，N為11.4%。

（1）降低孔隙度的成巖作用

研究區(qū)總體上儲(chǔ)層砂巖粒度較細(xì)，早期壓實(shí)作用、膠結(jié)作用等都是儲(chǔ)層孔隙度減少的主要原因。其中，視壓實(shí)率為56.5%，損孔量達(dá)19.5%；視膠結(jié)率為42.9%，損孔量達(dá)14.8%。二者大大降低了儲(chǔ)層物性。

（2）增加孔隙度的成巖作用

研究區(qū)現(xiàn)今保存孔隙大部分為溶蝕孔隙，約占總孔隙的98%，原生孔隙較少，溶蝕孔隙中大部分孔隙是長(zhǎng)石被溶蝕所形成的長(zhǎng)石粒內(nèi)溶孔，溶蝕作用增加孔隙度11.4%。其具體組成如下：

孔隙（100%）=現(xiàn)今剩余原生孔隙（1.7%）+長(zhǎng)石粒內(nèi)溶蝕孔隙（52%）+巖屑粒內(nèi)溶蝕孔隙（22%）+溶蝕粒間孔隙（18%）+溶蝕晶間孔（3%）+溶蝕裂縫（3.3%）

孔隙度（11.6%）=原生孔隙（0.2%）+長(zhǎng)石粒內(nèi)溶蝕孔隙（6.03%）+巖屑粒內(nèi)溶蝕孔隙（2.55%）+溶蝕粒間孔隙（2.1%）+溶蝕晶間孔（0.35%）+溶蝕裂縫（0.38%）

結(jié)合成巖演化序列，得到泰州組一段上亞段儲(chǔ)層的演化曲線（圖5）。

圖5 泰州組一段上亞段中部Ft1井區(qū)孔隙演化曲線圖

3 結(jié) 論

（1）泰州組一段上亞段砂巖儲(chǔ)層巖石類型以長(zhǎng)石石英砂巖為主、其次為長(zhǎng)石巖屑砂巖，主要儲(chǔ)集空間類型為粒內(nèi)溶孔、粒間溶孔和裂縫溶孔。

（2）泰一段上亞段砂體平均孔隙度變化范圍為7%～17.4%，平均滲透率值為（0.17～125.1）×10-3μm2，孔隙度與滲透率的相關(guān)系數(shù)為0.85。

（3）相對(duì)優(yōu)質(zhì)儲(chǔ)層主要發(fā)育在三角洲前緣水下分流河道、席狀砂微相中。

（4）壓實(shí)作用、膠結(jié)作用是本區(qū)儲(chǔ)層物性下降的主要原因。溶蝕作用則大大改善了儲(chǔ)層物性。

（5）研究區(qū)中部Ft1井區(qū)泰州組一段上亞段現(xiàn)今保存孔隙度為11.6%，視壓實(shí)率為56.5%，視膠結(jié)率為42.9%，視溶蝕率為11.4%，壓實(shí)作用損孔量達(dá)19.5%，膠結(jié)作用損孔量達(dá)14.8%，溶蝕作用增加孔隙度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

四川省重點(diǎn)學(xué)科建設(shè)基金項(xiàng)目（SZD0414）

林丹(1984-)，女，四川廣安人，西南石油大學(xué)在讀碩士研究生，研究方向?yàn)槌练e相、儲(chǔ)層研究。