巴音都蘭凹陷阿爾善組碎屑巖儲(chǔ)層特征及其主控因素

趙杰，李宏為，楊全鳳，朱敏，呂德勝，任曉麗，趙紫印，李翔

（中國(guó)石油華北油田公司地球物理勘探研究院，河北 任丘 062552）

巴音都蘭凹陷阿爾善組碎屑巖儲(chǔ)層特征及其主控因素

趙杰，李宏為，楊全鳳，朱敏，呂德勝，任曉麗，趙紫印，李翔

（中國(guó)石油華北油田公司地球物理勘探研究院，河北 任丘 062552）

通過(guò)采用巖心觀察、薄片鑒定，以及地震相、測(cè)井相、沉積相、成巖作用研究等方法，分析了二連盆地巴音都蘭凹陷阿爾善組碎屑巖儲(chǔ)層特征。結(jié)果表明：巖石類型以長(zhǎng)石砂巖和砂礫巖為主，巖屑砂巖和長(zhǎng)石巖屑砂巖次之，具有近物源特征；儲(chǔ)層物性總體上屬于低孔、特低滲性，但也存在相對(duì)有利的低孔、低滲儲(chǔ)層（測(cè)井孔隙度為9.37%～11.55%，滲透率為6.14×10-3～6.27×10-3μm2），有利于形成含油氣儲(chǔ)層。針對(duì)研究區(qū)儲(chǔ)層特點(diǎn)，進(jìn)一步分析認(rèn)為，儲(chǔ)層的形成和分布主要受沉積微相和成巖作用兩大因素的控制。扇三角洲前緣分流河道和席狀砂微相為有利儲(chǔ)層分布相帶；同時(shí)，差異壓實(shí)作用、溶蝕作用和壓溶作用，使得儲(chǔ)層原生殘余粒間孔、粒間溶孔、粒內(nèi)溶孔及微裂縫發(fā)育并得以保存，而強(qiáng)烈的壓實(shí)作用和膠結(jié)作用，使得儲(chǔ)層物性整體變差。

儲(chǔ)層特征；主控因素；沉積微相；成巖作用；阿爾善組；巴音都蘭凹陷

0　引言

內(nèi)蒙古二連盆地已經(jīng)經(jīng)歷多年深入的油氣勘探［1-4］，巴音都蘭凹陷作為二連盆地大三角地區(qū)重要的富油凹陷，也是二連盆地最早發(fā)現(xiàn)油氣顯示的凹陷之一。巴音都蘭凹陷位于二連盆地馬尼特坳陷的東北部，北部和東部與巴音寶力格隆起相鄰，西部與阿拉坦合力凹陷接壤，南部與阿北、阿南凹陷毗鄰，面積約1 200 km2。該凹陷早期為一個(gè)統(tǒng)一匯水湖盆，騰二段時(shí)期，整個(gè)凹陷由于受到構(gòu)造反轉(zhuǎn)運(yùn)動(dòng)的影響被分割成南、中、北3個(gè)洼槽，各個(gè)洼槽具有東南斷、西北超的單斷箕狀特征［5-11］。其主要油氣儲(chǔ)層發(fā)育段為阿爾善組K1ba4，K1ba3段。

由于二連盆地整體是由若干個(gè)斷陷式小湖盆群構(gòu)成，巴音都蘭凹陷作為其中之一，近年來(lái)勘探方向由構(gòu)造油藏轉(zhuǎn)向了洼槽區(qū)巖性油藏。洼槽區(qū)受東南斷、西北超單斷箕狀結(jié)構(gòu)控制，發(fā)育一系列近物源陸相沉積體系，從而發(fā)育大量低孔、低滲性儲(chǔ)層，制約著油藏的進(jìn)一步有效勘探和開(kāi)發(fā)。如何在低孔、低滲背景下尋找儲(chǔ)層物性相對(duì)較好的高產(chǎn)區(qū)塊，已是擺在油田井位綜合研究人員面前的主要任務(wù)，為此，從已鉆井資料出發(fā)，重點(diǎn)對(duì)其相對(duì)有利儲(chǔ)層發(fā)育的主控因素進(jìn)行了分析。

1　儲(chǔ)層特征分析

1.1儲(chǔ)層物性特征

實(shí)鉆井的測(cè)井物性數(shù)據(jù)統(tǒng)計(jì)結(jié)果表明：阿爾善組儲(chǔ)層的有效孔隙度為0.60%～22.60%，主要分布在4.94%～14.27%，其中3.00%～9.00%的樣品累積頻率約為50%，9.00%～15.00%的樣品累積頻率為50%；滲透率為0.01×10-3～50.34×10-3μm2，其中0～2.00×10-3μm2的樣品累積頻率為77.15%，2.00×10-3～8.00×10-3μm2的樣品累積頻率為22.85%，反映了儲(chǔ)層連通性較差的特點(diǎn)。儲(chǔ)層總體上屬于低孔、特低滲儲(chǔ)層，但其中也存在相對(duì)有利的低孔、低滲儲(chǔ)層，孔隙度為9.37%～11.55%，滲透率為6.14×10-3～6.27×10-3μm2，物性相對(duì)較好。

1.2儲(chǔ)層巖石學(xué)特征

1.2.1巖心觀察

通過(guò)觀察分析巴音都蘭凹陷阿爾善組碎屑巖巖心，認(rèn)為該區(qū)發(fā)育的儲(chǔ)層主要有成熟度相對(duì)較高的砂巖和砂礫巖，以及成熟度相對(duì)較低的砂巖和砂礫巖類（見(jiàn)圖1），成熟度的差異反映出儲(chǔ)層發(fā)育受控于不同沉積相帶。

圖1　巴音都蘭凹陷阿爾善組儲(chǔ)層巖心特征

1.2.2薄片鑒定

在觀察分析鉆井巖心的基礎(chǔ)上，進(jìn)一步通過(guò)大量偏光顯微薄片鏡下觀察分析認(rèn)為，儲(chǔ)層巖石類型主要以長(zhǎng)石砂巖和砂礫巖為主，巖屑砂巖和長(zhǎng)石巖屑砂巖次之（見(jiàn)圖2）。其中，顆粒主要由2部分組成：1）礦物碎屑成分，以石英、堿性長(zhǎng)石為主，含少量斜長(zhǎng)石；2）巖石碎屑成分，以凝灰?guī)r巖屑為主，噴出巖巖屑次之，花崗巖巖屑和少量變質(zhì)巖。填隙物則由黏土雜基、白云石、方解石膠結(jié)物組成。儲(chǔ)集空間類型有粒間孔、粒內(nèi)溶孔和粒間溶孔以及少量裂縫，孔縫率0～7%。整體表現(xiàn)為明顯的近物源特征，受物源區(qū)母巖類型的影響，呈現(xiàn)出儲(chǔ)層的結(jié)構(gòu)成熟度和成分成熟度均較低的特點(diǎn)。

圖2　巴音都蘭凹陷阿爾善組砂巖三角形分類

2　有利儲(chǔ)層發(fā)育的主控因素分析

2.1沉積相

2.1.1巖心相特征

綜合鉆井、錄井、測(cè)井資料，觀察分析不同成熟度巖心所處的沉積相類型（見(jiàn)圖1），并統(tǒng)計(jì)不同沉積微相（見(jiàn)表1），發(fā)現(xiàn)油氣富集程度對(duì)儲(chǔ)集相帶具有選擇性，有利儲(chǔ)集相類型是油氣富集的決定條件之一［12］。其中：扇三角洲前緣分流河道和席狀砂是主要有利相帶，利于形成規(guī)模儲(chǔ)量的巖性油藏；而扇三角洲平原分流河道、水下扇三角洲平原分流河道、水下重力流濁積扇，則往往是致密儲(chǔ)層發(fā)育區(qū)（見(jiàn)表1），難以形成巖性油藏。

表1　巴音都蘭凹陷阿爾善組K1ba儲(chǔ)層儲(chǔ)集相類型統(tǒng)計(jì)

2.1.2單井相特征

從鉆井、錄井、測(cè)井綜合資料入手，分析研究區(qū)阿爾善組主要的沉積相類型。如圖3所示，以b1x井為例展開(kāi)分析。

圖3　b1x井單井沉積相柱狀分布

阿爾善組主要發(fā)育扇三角洲沉積相，其中有利儲(chǔ)集相帶為扇三角洲前緣。主要包括：1）分流河道砂相，SP，R2.5m，AC，GR曲線呈現(xiàn)明顯箱形狀，GR值相對(duì)較低（泥質(zhì)體積分?jǐn)?shù)較低）；2）扇三角洲前緣席狀砂，AC，R2.5m曲線呈現(xiàn)薄尖齒狀，GR值相對(duì)較低（泥質(zhì)體積分?jǐn)?shù)較低）。這2種亞相砂體錄井均見(jiàn)到油氣顯示，是下步尋找的主要沉積相類型。然而，扇三角洲平原分流河道相，SP，R2.5m，AC，GR曲線雖呈現(xiàn)明顯箱狀，但GR值相對(duì)較高（泥質(zhì)體積分?jǐn)?shù)較高）；扇三角洲前緣分流河道間灣相，AC，R2.5m曲線呈現(xiàn)弱齒狀，GR值高（泥質(zhì)體積分?jǐn)?shù)較高）：兩者則均為不利儲(chǔ)集相帶（見(jiàn)圖3）。

2.1.3地震相特征

從實(shí)鉆資料入手，對(duì)過(guò)井地震剖面分析發(fā)現(xiàn)，工區(qū)以扇三角洲沉積體系地震相為主，其次是湖泊相、水下扇三角洲及濁積扇沉積體系地震相。

扇三角洲沉積亞相扇三角洲平原地震相為邊界大斷層的根部，低頻，強(qiáng)振幅，內(nèi)部呈亞平行—雜亂—前積反射特征，靠近物源；扇三角洲前緣地震相為低頻，強(qiáng)振幅，內(nèi)部呈前積反射特征明顯；前扇三角洲地震相為低頻，中—弱振幅，內(nèi)部反射特征不明顯。

水下扇三角洲沉積體系地震相沿?cái)鄬酉陆当P直接進(jìn)入深水區(qū)，低頻，強(qiáng)振幅，內(nèi)部呈亞平行—雜亂—前積反射特征，外部呈現(xiàn)楔狀特征，為重力流沉積體系。而湖泊相地震相上為內(nèi)部平行反射特征，為穩(wěn)定水體環(huán)境?；鷿岱e扇系地震相，可發(fā)育在扇三角洲前緣地形陡變處，呈透鏡體狀，為重力流沉積體系。

綜合上述分析，編制了阿爾善組沉積相平面圖（見(jiàn)圖4），確定扇三角洲前緣分流河道和席狀砂微相為有利儲(chǔ)層分布相帶，是下步有利勘探區(qū)帶。

圖4　巴音都蘭凹陷北洼槽阿爾善組沉積平面展布

2.2成巖作用

2.2.1壓實(shí)作用

在有利儲(chǔ)層發(fā)育區(qū)，一些剛性骨架碎屑、高成熟度礦物，如石英，抗壓實(shí)能力強(qiáng)［11］，與不穩(wěn)定的長(zhǎng)石等礦物，彼此之間存在著差異壓實(shí)作用力，形成的機(jī)械壓實(shí)作用相對(duì)薄弱區(qū)，可以保留沉積過(guò)程中發(fā)育的相對(duì)較多的原生殘余粒間孔隙，且被原油充填。而強(qiáng)烈壓實(shí)作用區(qū)，由于顆粒排列緊密，局部呈現(xiàn)的定向排列性，均使得儲(chǔ)層儲(chǔ)集空間被占據(jù)，孔隙不發(fā)育，易于形成遮擋型致密儲(chǔ)層區(qū)。

此外，孔隙度與埋藏深度關(guān)系表明（見(jiàn)圖5），隨著埋深增加，壓實(shí)作用持續(xù)增強(qiáng)，使得砂礫巖儲(chǔ)層孔隙度整體隨之減小。

圖5　砂礫巖儲(chǔ)層孔隙度與深度關(guān)系

2.2.2溶蝕作用

薄片鑒定資料表明工區(qū)為近物源的特點(diǎn)，長(zhǎng)石顆粒發(fā)育程度較高，又是不穩(wěn)定礦物，極易與地下酸性流體發(fā)生化學(xué)溶蝕反應(yīng)。長(zhǎng)石可順著解理或者在其顆粒內(nèi)部發(fā)生溶蝕作用，使得儲(chǔ)層次生粒間溶孔和粒內(nèi)溶孔發(fā)育［13］，可有效改善孔喉道間連通性，對(duì)有利儲(chǔ)層發(fā)育具有建設(shè)性作用。統(tǒng)計(jì)研究區(qū)不同層段儲(chǔ)層的孔隙度（見(jiàn)圖5），結(jié)果表明，阿四段砂礫巖儲(chǔ)層由于溶蝕作用使得次生孔隙帶發(fā)育（紅色橢圓框區(qū)域）［14-15］，孔隙度最大可達(dá)到23%。

在強(qiáng)溶蝕作用下形成的有利儲(chǔ)層中，實(shí)測(cè)巖心物性也較好。如：b4x井，巖心孔隙度為12.40%，滲透率為4.60×10-3μm2（見(jiàn)圖1a）；b92x井，巖心孔隙度為9.13%，滲透率為2.34×10-3μm2（見(jiàn)圖1b）；b19井，巖心孔隙度高達(dá)22.40%，滲透率達(dá)86.20×10-3μm2（見(jiàn)圖1c，1d）。而致密儲(chǔ)層巖心孔隙度一般小于5%，滲透率小于1×10-3μm2，常為干層。

2.2.3膠結(jié)作用

巖心和薄片鑒定資料表明，研究區(qū)儲(chǔ)層填隙物主要有黏土雜基、石英的次生加大膠結(jié)物、白云石、方解石膠結(jié)物。

雜基支撐型儲(chǔ)層（b76井，1 293.8 m，灰色砂礫巖；b79井，1 502.5 m，雜色砂礫巖）主要是由雜基構(gòu)成基底式膠結(jié)，礫石多呈現(xiàn)直立狀、漂浮狀，大小混雜，分選性、磨圓度差，孔隙被雜基黏土礦物充填，發(fā)育致密儲(chǔ)層。

顆粒支撐型儲(chǔ)層的硅質(zhì)膠結(jié)：石英的次生加大現(xiàn)象［14］明顯，自生加大的石英顆粒與加大前的顆粒間具有明顯的鑲嵌式接觸關(guān)系，占據(jù)著孔隙位，破壞了儲(chǔ)層喉道間的各類連通性［11］，有效降低了儲(chǔ)層孔滲性質(zhì)。但是，石英自身作為具有穩(wěn)定性和剛性的礦物顆粒，對(duì)上覆載荷的抗壓實(shí)能力強(qiáng)，一定程度上對(duì)儲(chǔ)層物性起到改善性作用。

顆粒支撐型儲(chǔ)層的碳酸鹽礦物膠結(jié)：包括泥晶白云石膠結(jié)物、泥晶方解石膠結(jié)物、經(jīng)重結(jié)晶作用形成的連晶狀白云石膠結(jié)物和連晶狀方解石膠結(jié)物，以及亮晶方解石膠結(jié)物，這些膠結(jié)物堵塞孔隙，破壞儲(chǔ)層，造成物性變差。但若后期儲(chǔ)層中發(fā)生酸性流體作用，可使碳酸鹽礦物產(chǎn)生一定的溶蝕，也能提高儲(chǔ)層物性級(jí)別，形成有利儲(chǔ)層。

3　結(jié)論

1）阿爾善組碎屑巖儲(chǔ)層巖石類型以長(zhǎng)石砂巖和砂礫巖為主，巖屑砂巖和長(zhǎng)石巖屑砂巖次之，具有近物源特征。儲(chǔ)層總體上屬于低孔、特低滲性儲(chǔ)層，但也存在著相對(duì)有利的低孔、低滲儲(chǔ)層，物性相對(duì)較好，有利于形成含油氣層。

2）儲(chǔ)層的發(fā)育受控于沉積相帶，研究區(qū)阿爾善組主要發(fā)育了沖積扇和扇三角洲相，其中扇三角洲前緣分流河道和席狀砂微相為有利儲(chǔ)層分布相帶。

3）成巖作用對(duì)儲(chǔ)層的改造具有重要控制作用。其中：差異壓實(shí)作用使得儲(chǔ)層原生殘余粒間孔發(fā)育，溶蝕作用和壓溶作用使得儲(chǔ)層粒間溶孔、粒內(nèi)溶孔及微裂縫發(fā)育，這些作用都對(duì)儲(chǔ)層儲(chǔ)集空間的發(fā)育具有建設(shè)性作用，利于形成含油氣儲(chǔ)層；而強(qiáng)烈的壓實(shí)作用和膠結(jié)作用對(duì)儲(chǔ)層儲(chǔ)集空間的發(fā)育具有破壞性作用，使得儲(chǔ)層物性整體變差。

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（編輯王淑玉）

Reservoir characteristics and main controlling factors of clastic rocks in Aershan Formation of Bayindulan Sag

Zhao Jie，Li Hongwei，Yang Quanfeng，Zhu Min，Lyu Desheng，Ren Xiaoli，Zhao Ziyin，Li Xiang
（Geophysical Exploration Research Institute，Huabei Oilfield Company，PetroChina，Renqiu 062552，China）

The characteristics of clastic rocks in Aershan Formation of Bayindulan Sag，Erlian Basin are analyzed by core observation，thin section examination of rock，seismic facies，log data，sedimentary facies and diagenesis.The result shows that rock types are mainly of arkose and glutenite，while lithic sandstone and feldspar lithic sandstone are less，which are near provenances；reservoir physical property generally belongs to low porosity，extra-low permeability，but there are also relatively good low porosity lowpermeabilityreservoirs（theaveragelogporosityis9.37%-11.55%，theaverage permeability is 6.14-6.27 md），which is conductive to formation of oil and gas reservoir.Considering the characteristics of the reservoirs in the study area，further analysis concludes the formation and distribution of the favorable reservoirs are mainly controlled by sedimentary micro-facies and diagenesis.The distributary channel of fan delta front and sheet sand microfacies are favorable reservoir belts；differetial compaction，dissolution and pressure solution develop and preserve original residual intergranular pore，reservoir intergranular dissolved pore，intragranular solution pores and micro cracks，but strong compaction and cementation worsen the reservoir physical property.

reservoir characteristics；controlling factor；sedimentary Facies；diagenesis；Aershan Formation；Bayindulan Sag

中國(guó)石油華北油田公司項(xiàng)目“二連盆地北部凹陷有利區(qū)帶評(píng)價(jià)及勘探目標(biāo)優(yōu)選”（2014-HB-A10-2）

TE122.2+3

A

10.6056/dkyqt201503005

2014-10-24；改回日期：2015-02-29。

趙杰，男，1986年生，助理工程師，碩士，2013年畢業(yè)于成都理工大學(xué)地質(zhì)學(xué)專業(yè)，現(xiàn)主要從事石油地質(zhì)井位綜合研究工作。E-mail：zjzhaojie@163.com。

引用格式：趙杰，李宏為，楊全鳳，等.巴音都蘭凹陷阿爾善組碎屑巖儲(chǔ)層特征及其主控因素［J］.斷塊油氣田，2015，22（3）：291-295. Zhao Jie，Li Hongwei，Yang Quanfeng，et al.Reservoir characteristics and main controlling factors of clastic rocks in Aershan Formation of Bayindulan Sag［J］.Fault-Block Oil&Gas Field，2015，22（3）：291-295.