吐哈盆地水西溝群致密砂巖儲層儲集性能影響因素分析

劉 選，鐘建華，2，孫玉凱，王勁松，魏 婷，曲俊利

(1．中國石油大學(華東)地球科學與技術學院，山東青島 266580;2．中國科學院廣州地球化學研究所，廣東廣州 510640;3．中石油吐哈油田分公司勘探開發(fā)研究院，新疆哈密 839009)

國內外學者對于致密砂巖氣藏儲層物性變化的影響因素，特別是其致密化的成因有很多不同的認識。F．Leder等(1986)認為，影響砂巖孔隙度的重要變量依次是:埋藏速率、形成時間、初始孔隙度、流體動力學、地溫梯度等［1］;Scherer(1987)將砂巖埋深、形成時間、分選和石英顆粒含量等4項作為影響孔隙度的一級參數(shù)，列出了經驗公式，并計算了不同深度、年齡的孔隙度［2］;楊曉寧(2005)認為，由于機械壓實作用，砂質巖的孔隙和喉道被網(wǎng)格狀黏土礦物和次生加大礦物充填成微細孔喉狀結構時，形成具有較高毛細管壓力的致密砂巖［3］;楊曉萍等(2006)認為，從大的方面來講，致密含氣砂巖的成因主要有3個:沉積作用、成巖作用、構造作用［4］;蔣凌志等(2004)將致密儲層按成因分為原生低滲透儲層、次生低滲透儲層和裂縫型低滲透儲層，分別對應于沉積、成巖和構造作用的影響［5］;唐海發(fā)等(2007)則認為，沉積微相對儲層物性的控制是先天性的:沉積微相類型不同，其砂體的發(fā)育程度不同，最終影響了儲層物性的非均質程度［6］;M．A．Islam 等(2009)研究了孟加拉盆地新近世Bhuban砂巖儲層的性質及成巖作用對其的影響，認為沉積環(huán)境、孔隙膠結堵塞作用和儲層結構參數(shù)(粒度、空隙大小及分選等)決定了儲層性質［7］。此外，劉金庫等(2009)在研究鄂爾多斯盆地包界地區(qū)須家河組儲層時，系統(tǒng)介紹了綠泥石環(huán)邊膠結物對致密砂巖孔隙的保存機制［8］。

中國各大油氣區(qū)塊均有低孔低滲透的致密砂巖氣藏儲層分布，吐哈盆地水西溝群致密砂巖氣資源豐富，是中國近年來開發(fā)最為成功的非常規(guī)氣藏之一。本區(qū)儲層基礎特征研究比較充分，李森明等(2002)、宋承文(2010)、梅梓等(2012)、張代生等(2000)對本區(qū)沉積作用控制原生儲層性質的機制進行了探討，指出本區(qū)優(yōu)質儲層最發(fā)育的部位在南物源三角洲向北入湖處，如恰勒坎、鄯勒、紅旗坎、小草湖等地［9－12］;黨坌等(2002)、張世奇等(2001)也研究了盆地范圍內成巖作用對孔隙演化，特別是對次生孔隙發(fā)育的影響，這些研究探討了成巖孔隙流體中碳酸的成因及其對區(qū)域次生孔隙發(fā)育的影響，并對不同成巖階段中包含的各種成巖作用類型組合進行了劃分，總結了不同成巖作用之于儲層最終物性的影響［13－14］。此外，張小青等(2001)對本區(qū)侏羅系砂巖儲層中黏土礦物組成和分布特征及其控制因素進行了探討，表明其亦與酸性孔隙流體的作用密切相關［15］。但是，由于本區(qū)水西溝群致密氣藏儲層物性普遍較差，而其致密化原因十分復雜，且一直沒有被系統(tǒng)總結，所以現(xiàn)有的儲層致密化理論尚無法完全有效地指導本區(qū)致密氣的勘探實踐。張超(2011)也曾試圖對巴喀油田下侏羅統(tǒng)氣藏儲層物性的主控因素進行探討，但由于研究區(qū)和研究層位有限，且支持的實驗數(shù)據(jù)偏少而缺少了代表性與說服力［16］。本研究在水西溝群致密砂巖儲層特征分析的基礎上，系統(tǒng)總結了針對吐哈盆地這一大型富煤陸相盆地的主要儲層致密化機制，對于本區(qū)及類似盆地儲層的分類評價及其特征研究都具有重要意義。

1 概述

吐哈盆地是中國新疆維吾爾自治區(qū)境內3大沉積盆地之一，發(fā)育在西伯利亞板塊、哈薩克斯坦板塊和塔里木板塊的交接部位，其四周為群山環(huán)繞，呈長條狀近東西向展布。致密砂巖氣藏主要發(fā)現(xiàn)于臺北凹陷，該凹陷位于盆地中部，屬吐魯番拗陷，面積9 600 km2，由北向南可分為3大次級構造單元:北部山前構造帶、中央凹陷帶和南部斜坡帶。本研究參考的主要鉆井就位于臺北凹陷北部山前構造帶的柯柯亞地區(qū)和南部斜坡帶的溫吉桑地區(qū)(見圖1)。

吐哈盆地致密砂巖氣主要發(fā)育在侏羅系水西溝群(西山窯組、三工河組和八道灣組)中［17－18］。其中，煤系是主要的生烴層系，而夾在兩套煤系烴源巖之間的大型沖積扇和扇三角洲砂巖、礫巖是主要儲集層［17］。目前已有多口探井見到豐富的油氣顯示，北部山前帶的巴喀地區(qū)、南部斜坡區(qū)的溫吉桑地區(qū)的勘探工作已相繼獲得突破，發(fā)現(xiàn)了巴喀、丘東氣田及多個含氣構造。該區(qū)儲集層單層厚度20～50 m，累計厚度300～500 m，孔隙度一般4% ～10%，滲透率一般＜(0.05～1)×10－3μm2，屬致密砂巖氣藏［19］。

2 水西溝群致密砂巖儲層特征

2.1 巖石學特征

對168個巖樣的巖心分析數(shù)據(jù)進行研究后表明，吐哈盆地水西溝群儲層以中—細砂巖為主，普遍含大量碳屑、碳質泥礫等有機質物質。巖石類型主要為長石巖屑砂巖，石英和長石含量低，巖屑含量高，成分成熟度低;分選中—好，其中柯柯亞地區(qū)樣品顆粒磨圓度差，主要為次棱角狀，結構成熟度低，表明搬運距離較短，離物源區(qū)近。儲層膠結物主要是高嶺石、方解石和菱鐵礦，膠結類型多以壓嵌型為主，接觸方式則以線接觸及點—線接觸為主，主要為顆粒型支撐。

圖1 主要研究區(qū)位置圖Fig．1 Locationmap of themain study area

2．2 儲集空間類型與特征

本區(qū)水西溝群儲層主要發(fā)育的原生孔隙為粒間孔隙和基質內微孔隙，主要發(fā)育的次生孔隙為溶蝕孔隙。另外，膠結作用形成的晶間孔隙以及裂縫也占很大比例。鑄體資料表明，水西溝群致密砂巖具有5種孔隙類型構成的復雜孔隙系統(tǒng)(粒內溶孔、溶蝕擴大粒間孔、泥質雜基微孔、剩余粒間孔和構造縫)，其中尤以粒內溶孔最為發(fā)育，而剩余粒間孔只在埋藏較淺的井中出現(xiàn)(見圖2)。隨著埋深的增加，溶蝕擴大粒間孔和剩余粒間孔逐漸消失，強烈的壓實作用和不斷的溶蝕作用使得孔隙組合類型由多樣性向單一性轉化。

研究區(qū)內大部分巖樣的壓汞曲線顯示為歪度略粗，孔喉分選性為中等偏下，孔喉分布總體呈單峰狀，以小孔細喉型為主體，平均中值喉道半徑小，該部分孔隙喉道對滲透率的貢獻極小。

2.3 物性特征

吐哈盆地水西溝群致密砂巖儲層的孔隙度、滲透率值均較低［10－11，16］。經 168 個巖心樣品分析統(tǒng)計可知，J2x砂巖孔隙度介于2．0% ～7．0%，平均4．4%，滲透率主要分布在(0．05～0．5)×10－3μm2，平均0．08 ×10－3μm2;J1s砂巖孔隙度主要分布在 5．0% ～9．0%，平均5．8%，滲透率范圍為 ＜0．05 ×10－3μm2和(0．1 ～0．5)×10－3μm2，平均為0．1×10－3μm2;J1b砂巖孔隙度主要分布在3．0% ～7．0%，平均為5．3%，滲透率有兩個分布范圍:(0．01 ～0．05)×10－3μm2和(0．1 ～0．5)×10－3μm2，平均0．13 ×10－3μm2(見圖 3)。

3 吐哈盆地水西溝群致密砂巖儲層儲集性能的影響因素

綜合前人有關致密砂巖儲層物性的研究成果，可知沉積、成巖和構造3大作用通過影響致密砂巖儲層的巖石組分與儲集空間控制了其儲集性能［4－6］。具體到吐哈盆地水西溝群致密儲層來說，沉積作用通過沉積相控制儲層粒度分布，進而決定砂巖中塑性巖屑和伊利石的相對含量及其孔隙結構特征，從而影響儲層的最終儲集性能。此外，沉積作用還可造成儲層間的碳屑含量差異，亦能影響其物性好壞。本區(qū)成巖作用主要通過自生黏土礦物的沉淀(交代長石)、碳酸鹽膠結物的晶出和塑性碎屑的壓實這3種方式對儲層巖石組分和儲集空間施加影響，形成次生致密砂巖儲層。構造作用則通過形成構造裂縫，改造了儲層的儲集空間，進而改變了原始儲層的儲集性能。此外，在本次吐哈盆地水西溝群致密砂巖儲層巖心和薄片觀察中還初步發(fā)現(xiàn)一種由于有機質充填孔隙導致的儲層致密化機制，也很值得進一步研究。

圖2 水西溝群致密砂巖儲層典型孔隙結構鑄體照片F(xiàn)ig．2 Castingmicroscopic photographs of the typical reservoir pore types of the Shuixigou Group

3.1 沉積作用的影響

不同的沉積環(huán)境具有不同的水動力特征，所形成的砂體在巖相組成、厚度、內部非均質性以及砂巖碎屑成分組成、泥質含量、顆粒的粒度、分選等多方面各具特色，造成不同沉積環(huán)境所形成的砂體具有不同的原始孔隙度和滲透率［6］。

吐哈盆地水西溝群致密砂巖儲層沉積母巖主要為火山碎屑巖、巖漿和變質巖等，它們的巖屑體積百分含量一般為50%～65%。本區(qū)中下侏羅統(tǒng)沉積體系類型屬典型的辮狀河與曲流河三角洲沉積體系，砂體成因類型主要為水下分流河道、河口壩砂體及少量濁積砂體。厚層砂體多為不同成因砂體相互疊置和拼合而成，沉積相對儲層粒度有明顯的控制作用，水下分流河道中下部、河口壩上部巖性粗，為有利儲集相帶，物性較好。大量的實驗分析數(shù)據(jù)表明，吐哈盆地水西溝群塑性巖屑和伊利石含量的高低是影響儲集性能最主要的主控參量，其影響作用主要反映在砂巖的粒度上:因為水動力較強，礦物顆粒淘洗得干凈，塑性巖屑含量低，伊利石含量也低，雜基含量更低，因此粒度越粗的儲層物性越好(見圖4)。此外，砂巖粒度還決定了其孔隙結構，粒度粗的砂巖抗壓能力強，且黏土礦物含量低，故其保留的孔隙和喉道較多，因此孔喉匹配關系較好，最終導致粒度越粗喉道半徑就越大，排替壓力越低(見圖5)。因此，粒度才是決定水西溝群致密砂巖儲層儲集性能的真正主控參量。

經初步研究，吐哈盆地水西溝群原生(沉積)致密砂巖儲層一般有以下2種成因:沉積過程中分選差使儲層孔滲急劇減小;粒間孔隙被碎屑沉積時的泥質充填形成的致密砂巖儲層。

圖3 吐哈盆地水西溝群致密砂巖儲層物性分布特征Fig．3 Core analysis reservoir physical property distribution frequency histogram of the Shuixigou Group

圖4 水西溝群致密砂巖儲層粒度中值與孔滲關系Fig．4 Relationship between median size and physical properties of the Shuixigou Group

圖5 水西溝群致密砂巖儲層粒度中值與孔隙結構參數(shù)關系Fig．5 Relationship between median size and pore structure parameters of the Shuixigou Group

3.2 成巖作用的影響

吐哈盆地水西溝群儲集層成巖作用的類型歸納起來有機械壓實作用、膠結作用、交代作用和溶蝕作用等，其中前3種成巖作用使儲層物性變差，而溶蝕作用可改善儲層物性［14］。

前已述及，吐哈盆地水西溝群塑性巖屑和伊利石含量的高低是影響儲層儲集性能最主要的主控參量，這也同樣在成巖作用上得到體現(xiàn)。在強烈的壓實成巖作用背景下，巖屑中的塑性巖屑(以千枚巖、低變質泥巖和板巖為主)部分很容易產生較強壓實變形，尤其是千枚巖的變形更為強烈，這使得儲層在埋藏不久就遭受強烈壓實;而原生孔隙的強烈破壞造成孔隙度和滲透率的急劇下降，表現(xiàn)為塑性巖屑含量與孔滲之間存在較好的負相關關系(見圖6)。

圖6 水西溝群致密砂巖儲層塑性巖屑含量與孔隙度、滲透率關系Fig．6 Relationship between plastic debris content and physical properties of the Shuixigou Group

圖7 水西溝群致密砂巖儲層伊利石體積百分含量與孔隙度關系Fig．7 Relationship between volume percentage of illite and physical properties of the Shuixigou Group

此外，伊利石含量高低與儲集性能也有密切的關系。一般情況下，伊利石含量越低，儲集性越好(見圖7)。伊利石是本區(qū)水西溝群黏土礦物的主要成分，相對體積百分含量為63% ～92%，其次為伊/蒙混層，相對體積百分含量占10%左右，其他黏土礦物含量很低。因為本區(qū)地層水不活躍，流體流動不暢，易溶鉀離子等元素難以帶出，從而形成相對封閉的環(huán)境，溶蝕作用產生的孔隙多被其產生的自生伊利石等沉淀物所充填，伊利石占據(jù)了孔隙和喉道的位置，故對物性有著較大的影響。據(jù)柯19井，柯20井等井巖石薄片和掃描電鏡資料分析，自生伊利石和伊/蒙混層礦物多分布于粒表，薄片中表現(xiàn)為環(huán)顆粒邊緣分布的薄膜，掃描電鏡下表現(xiàn)為顆粒包殼(見圖8)。這種生長方式一方面嚴重堵塞孔隙喉道，其充填作用使大孔隙變成微孔隙;另一方面增大了顆粒的吸附性，對儲層的物性產生重要影響。

綜合初步研究成果可知，吐哈盆地水西溝群次生(成巖)致密砂巖儲層一般有以下3種成因:①由自生黏土礦物(主要是伊利石)的大量沉淀所形成的致密砂巖儲層;②由方解石膠結物的晶出改變原生孔隙形成的致密砂巖儲層;③高含量塑性碎屑因壓實作用形成的致密砂巖儲層。

3.3 構造作用的影響

構造作用主要通過構造裂縫對儲層物性施加影響。巖心和掃描電鏡觀察及成像測井資料分析表明，在本區(qū)水西溝群致密砂巖儲層中，中粗砂巖內的宏觀裂縫較細砂巖內更發(fā)育，縱向可延伸20 cm以上，顯著改善了儲層的滲透率。

研究區(qū)水西溝群以構造裂縫為主，廣泛分布在各種儲層中，具有方向性明顯、切穿深度大、礦物充填普遍等特征。裂縫多數(shù)為張開縫，有時被方解石充填或半充填，有時充填的方解石再被溶蝕，裂縫縫寬0.1～2 mm(見圖9)。巖心觀察表明，柯19，柯191，柯21，柯24井下侏羅統(tǒng)八道灣組巖心裂縫較為發(fā)育，而吉深1井西山窯組裂縫較發(fā)育;多數(shù)裂縫發(fā)育形態(tài)不規(guī)則，有時成組出現(xiàn)，延伸長度5～20 cm，裂縫傾角變化較大，但以高角度的斜交縫為主。

圖8 水西溝群致密砂巖儲層伊利石賦存形態(tài)掃描電鏡照片F(xiàn)ig．8 Scanning electronmicroscope photographs of the geometrical shape of illite in the Shuixigou Group

圖9 水西溝群致密砂巖儲層構造裂縫宏觀(巖心)特征與顯微特征Fig．9 Core and microscopic characteristics of tectonic fractures in the Shuixigou Group

3.4 有機質充填的影響

吐哈大型富煤盆地煤系地層中的砂巖多含有機質(煤屑、碳屑或有機黏土)，主要是由植物殘體經凝膠化作用形成的腐植體，其塑性較大，極易變形，充填在砂巖顆粒之間，像瀝青一樣膠結了礦物質顆粒，大幅減小了砂巖的孔隙度。更為重要的是，它們會在成巖作用中在壓力的作用下隨顆粒的移位和旋轉而強烈變形，進一步充填到顆粒間非常細小的孔隙中，使砂巖的孔滲進一步發(fā)生急劇減少或減小?，F(xiàn)在的致密砂巖薄片在鏡下觀察仍可見大量生氣后的腐植體殘骸，它們保持了沉積和成巖時的部分初始形態(tài)，呈不定型體狀填充在顆粒之間的孔隙內(見圖10)。

這種作用亦是本區(qū)砂巖儲層致密化的原因之一，它同時貫穿了砂巖原生(沉積作用)和次生(成巖作用)致密化的雙重過程，但其確切機制與影響有待進一步研究。

3.5 碳屑含量的影響

巖心觀察可見，研究區(qū)西山窯組與八道灣組上部煤層發(fā)育，且在中—粗砂巖儲層中亦發(fā)育大量的煤條帶和碳質碎屑，伴生豐富的波狀交錯層理與沖刷面(見圖11)，沉積環(huán)境主要為辮狀河三角洲平原相的決口扇微相。對研究區(qū)7口探井不同層位且碳屑含量不同的水西溝群巖心取樣117塊做物性測定與統(tǒng)計，結果表明，吐哈盆地水西溝群致密砂巖儲層的物性與其碳屑含量關系非常密切，含碳屑較多的巖性孔隙度和滲透率明顯偏高。含碳屑較高的巖心(30塊)其孔隙度平均值為5.33%，含碳屑較少(53塊)的為4.69%，不含碳屑(34塊)的為4.05%，其相對數(shù)值差別可以達到12.00% ～24.01%;含碳屑較高的巖心其滲透率平均值為 0.22×10－3μm2，含碳屑較少的為0.12×10－3μm2，而不含碳屑的僅為 0.07 ×10－3μm2，相對數(shù)值差別可以達到45.45% ～68.18%(見圖12)。

圖10 有機質充填水西溝群致密砂巖儲層孔隙鑄體照片F(xiàn)ig．10 Castingmicroscopic photos of tight-gas sandstone reservoir densification caused by organicmatter filling

根據(jù)初步研究，有機質充填使儲層致密化與碳屑顆粒之于儲層物性改善這2種機制并不矛盾，它們實質是同一機制在不同發(fā)展階段的2種表現(xiàn)形式。在沉積和成巖作用階段，有機質凝膠腐植體充填孔隙造成儲層致密化，而當這種致密砂巖儲層深埋至這些分散有機質的生烴門限時，這些比表面積巨大且顆粒間排氣通道暢通的Ⅲ型干酪根物質完全可以以較高的排烴效率直接向致密砂巖儲層內排氣，最終達到改善儲層物性的效果，且這種效果已被我們的物性測定所確證。儲層內包括碳屑在內的分散有機質通過生氣作用使得儲層在后期物性得到改善可能有3種機制:①在植物轉變成泥炭的腐殖化過程中，有機羧酸官能團會從以碳為主體的高分子團簇上“掉”下來進入到流體中，這種有機羧酸會溶解礦物和膠結物，所以在薄片中可以見到大量的溶蝕孔隙(與有機質儲層致密化同期);②泥炭碳屑在向煤碎屑轉變的過程中作為烴源物質排出天然氣，導致體積收縮，在其與基質之間形成大量粒間孔，改善了致密砂巖的物性;③碳屑顆粒的剛性相對礦物和膠結物小，且其脆性較大，故受到應力作用時更容易破裂，形成微裂縫，進一步改善了儲層的物性。但是，這3種特別是第二種機制尚待進一步的地球化學實驗進行多種指標的定量驗證。

圖11 高碳屑含量水西溝群致密砂巖儲層巖心照片F(xiàn)ig．11 Core photographs of high carbon bits content sediments of the Shuixigou Group

圖12 吐哈盆地水西溝群致密砂巖儲層碳屑含量與孔、滲分布關系直方圖Fig．12 Distribution frequency histogram of the relationship between the carbon bits content and the physical properties of the Shuixigou Group

4 結論

1)吐哈盆地水西溝群致密砂巖儲層以高巖屑含量的中—細砂巖為主，具有5種孔隙類型構成的復雜孔隙系統(tǒng)，孔喉分布以小孔細喉型為主體，總體孔隙度與滲透率均較低。

2)沉積、成巖和構造3大作用通過影響水西溝群致密砂巖儲層的巖石組分與儲集空間控制了其儲集性能。其中，沉積作用通過沉積相控制儲層粒度分布，進而決定砂巖中塑性巖屑和伊利石的相對含量及其孔隙結構特征，從而影響儲層的最終儲集性能;成巖作用主要通過自生黏土礦物的沉淀(交代長石)、碳酸鹽膠結物的晶出和塑性碎屑的壓實3種方式對儲層巖石組分和儲集空間施加影響;構造作用則通過形成構造裂縫，改造了儲層的儲集空間，進而改變了原始儲層的儲集性能。

3)受鄰近煤系烴源巖或其本身賦存碳質碎屑的影響，水西溝群砂巖儲層常被有機質充填孔隙，使其孔滲進一步發(fā)生急劇減少或減小。

4)研究區(qū)決口扇相中—粗砂巖中常發(fā)育大量煤質條帶和碳質碎屑。據(jù)物性實驗統(tǒng)計，含碳屑較多的巖性孔隙度和滲透率明顯偏高，這可能與初步推測的碳屑顆粒之于儲層物性改善的3種機制有關，但相關機制尚待進一步的地球化學指標驗證。

5)與其物性影響因素相對應，吐哈盆地水西溝群主要儲層致密化機理可概括為原生(沉積)儲層致密化、次生(成巖)致密化及有機質充填致密化3種機制。

致謝:本文是在科技部重大專項和國家自然科學基金重點項目的資助下完成的;同時還得到了國土資源部與吐哈油田合作“致密砂巖氣國家示范基地”項目的資助;本文中使用的部分資料由吐哈油田勘探開發(fā)研究院提供，借此機會一并致謝。

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