陸東凹陷九佛堂組火山巖屑砂巖儲(chǔ)層影響因素分析

郭鵬超

中國石油遼河油田分公司勘探開發(fā)研究院，遼寧 盤錦

1. 引言

陸東凹陷是遼河外圍盆地勘探較早的凹陷之一，九佛堂組是主要油氣富集層位，其油源豐富，周邊地區(qū)物源供給充足，構(gòu)造發(fā)育，具有形成構(gòu)造及巖性油藏的良好條件[1]。近年來前人對陸東凹陷九佛堂組層序地層格架、沉積相、油藏特征，乃至油氣地球化學(xué)特征進(jìn)行過系統(tǒng)的研究，取得了相當(dāng)豐富的研究成果，同時(shí)也暴露出一些問題，該區(qū)儲(chǔ)層物性差，有效層段薄，完鉆探井幾乎每口井都見到熒光以上級別油氣顯示，但獲工業(yè)油流井僅27 口[2]，儲(chǔ)層段單井產(chǎn)能低，含水高。因此，從微觀手段入手，開展陸東凹陷九佛堂組碎屑巖巖性及儲(chǔ)層特征研究，對于該區(qū)微觀儲(chǔ)層的研究，前人也有一定的涉入，如劉太勛等對陸東凹陷庫倫塔拉洼陷下白堊統(tǒng)儲(chǔ)層特征進(jìn)行了研究，認(rèn)為該地區(qū)儲(chǔ)層成巖作用強(qiáng)，成巖作用影響了儲(chǔ)層儲(chǔ)集性能[3]。王來斌等研究陸東凹陷后河地區(qū)下白堊統(tǒng)儲(chǔ)層特征，認(rèn)為沉積相帶和成巖作用是影響儲(chǔ)層物性的主要因素[4]。但都沒有深入剖析成巖作用強(qiáng)的原因，及導(dǎo)致儲(chǔ)層含油飽滿、采出程度低的原因。因此，本文從系統(tǒng)的微觀測試分析入手，深入剖析研究區(qū)碎屑巖儲(chǔ)層影響因素，以期深化對這套碎屑巖儲(chǔ)層的認(rèn)識(shí)。

2. 區(qū)域地質(zhì)背景

陸東凹陷位于開魯盆地陸家堡坳陷東北部，是開魯盆地的一個(gè)次級負(fù)向構(gòu)造單元，是在海西褶皺基底上發(fā)育起來的中生代凹陷[5]。早白堊世以斷陷為主，而晚白堊世則以坳陷為主[6]。陸東凹陷基底巖性由石炭、二疊系輕變質(zhì)粉砂巖、結(jié)晶灰?guī)r組成，其上依次覆蓋下白堊統(tǒng)義縣組、九佛堂組、沙海組、阜新組、上白堊統(tǒng)及新生界第三、四系等[7]。義縣組期火山活動(dòng)強(qiáng)烈，主要為一套火山巖；九佛堂組期，以沉積作用為主，火山噴發(fā)作用相對減弱，但仍然有一定量的火山巖噴發(fā)，形成了一套以陸源碎屑巖為主、夾薄層狀凝灰?guī)r的巖層。構(gòu)造上，陸家堡凹陷呈北東-南西向展布，其中成“東南斷西北超”的斷裂格局，二級構(gòu)造帶主要由交力格洼陷、三十方地洼陷和中央構(gòu)造帶等組成，見圖1。凹陷東南部邊界大斷層控制了沉積中心的分布和沉積的展布，由于邊界斷層活動(dòng)，凹陷南側(cè)發(fā)育扇三角洲、近岸水下扇體沉積，或局部形成濁積扇[8]。

Figure 1. The structural map of lower cretaceous of Ludong sag 圖1. 陸東凹陷下白堊統(tǒng)構(gòu)造圖

3. 巖石學(xué)特征

根據(jù)巖心觀察、巖石薄片分析表明，陸東凹陷九佛堂組碎屑巖儲(chǔ)層主要以長石巖屑砂巖和巖屑長石砂巖為主，碎屑以中性火山巖巖屑、長石為主，極少量石英；火山巖巖屑以安山巖為主，次為閃長巖，少量流紋巖、花崗斑巖、花崗巖等；填隙物成分以碳酸鹽為主，次為泥質(zhì)；碎屑顆粒分選中等-差，粒度變化較大，有粗砂巖、中砂巖、細(xì)砂巖、不等粒砂巖、砂質(zhì)礫巖、粉砂巖等，碎屑形態(tài)多為次圓-次棱角狀，顆粒間多為點(diǎn)-線接觸，膠結(jié)類型為孔隙式，反映短距離搬運(yùn)、快速沉積的特征。不同粒度火山巖屑砂巖成分有明顯變化，碎屑粒徑由大到小，碳酸鹽及粘土增多，交代作用變強(qiáng)，見圖2。

Figure 2. The lithologic features of different kinds of sandstone. (a) Medium grained feldspathic lithic sandstone, some debris was replaced by dolomite, h19, 1847.88 m, micro photo, perpendicular polarized light 100×; (b) Fine grained feldspathic lithic sandstone, some debris and interstitial material were replaced by dolomite, hep1, 1633.11 m, micro photo, perpendicular polarized light 50×; (c) Dolomited fine-siltstone, the debris and interstitial material were strongly replaced by dolomite, 1631.1 m, micro photo, perpendicular polarized light 100× 圖2. 不同類型砂巖巖性特征。(a) 中粒長石巖屑砂巖，白云石交代碎屑，h19，1847.88 m，微觀照片，正交偏光100×；(b) 細(xì)粒長石巖屑砂巖，白云巖交代碎屑及粒間填隙物，hep1，1633.11 m，微觀照片，正交偏光50×；(c) 白云巖化極細(xì)-粉砂巖，白云石交代碎屑及填隙物強(qiáng)烈，1631.1 m，微觀照片，正交偏光100×

4. 儲(chǔ)層特征

4.1. 儲(chǔ)集空間類型

通過巖石薄片、鑄體薄片、掃描電鏡等分析，研究區(qū)火山巖屑砂巖儲(chǔ)集空間類型主要為粒間溶孔、巖屑溶孔、長石溶孔為主，原生粒間孔較少，少量微裂縫，見圖3。由于火山巖屑砂巖中性巖屑含量高，其塑形強(qiáng)，易被壓實(shí)，原生孔隙保留差。中性巖屑包括安山巖屑、閃長玢巖等，不穩(wěn)定組分多，在粒間溶蝕形成不規(guī)則孔隙，粒內(nèi)形成蜂窩狀溶蝕微孔，個(gè)別溶蝕擴(kuò)大形成鑄模孔。微裂縫在部分井中也有發(fā)育，微裂縫可以改善儲(chǔ)層的物性，見圖3。

Figure 3. Reservoir space type. (a) Intergranular dissolution pore, mold opening, feldspar solution pore, detritus solution pore, hep1, 1864.47 m, micro photo, plane polarized light 50×; (b) Intragranular dissolved pore, hep1, 2003.15 m, micro photo, plane polarized light 50×; (c) Feldspar solution pore, intergranular dissolution pore, h21, 2631.3 m, micro photo, plane polarized light 50×; (d) Hairlike crack, he11, 1051.05 m, 600 times amplification 圖3. 儲(chǔ)集空間類型。(a) 粒間溶孔、鑄?？住㈤L石溶孔、巖屑溶孔，hep1，1864.47 m，微觀，單偏光50×；(b) 粒內(nèi)溶孔，hep1，2003.15 m，微觀，單偏光50×；(c) 長石溶孔，粒間溶孔，h21，2631.3 m，微觀，單偏光50×；(d) 微縫，he11，1051.05 m，放大600 倍

4.2. 孔隙結(jié)構(gòu)特征

通過鑄體圖像及毛管壓力等分析顯示，該套火山巖屑砂巖與常規(guī)砂巖不同，最大進(jìn)汞飽和度可以很大，最大甚至超過90 MPa，但退汞效率很少超過50%，這是由于本區(qū)火山巖屑含量高，孔隙為不規(guī)則溶孔，喉道細(xì)小為主，所以退汞效率普遍偏低。其孔隙結(jié)構(gòu)可以分為中-細(xì)喉道不均勻型、細(xì)喉道不均勻型、微細(xì)喉道不均勻型，見圖4。中-細(xì)喉道不均勻型巖性主要為粗砂巖、中砂巖，少量細(xì)砂巖；最大汞飽和度一般介于70%～90%之間，退汞效率一般在40%～50%之間；孔喉半徑一般介于0.063 μm～15 μm之間，均質(zhì)系數(shù)一般在小于0.25。細(xì)喉道不均勻型巖性主要為細(xì)砂巖、不等粒砂巖、極細(xì)砂巖等；最大汞飽和度一般介于50%～70%之間，退汞效率一般在35%～45%之間；孔喉半徑一般介于0.025 μm～6.3 μm之間，均質(zhì)系數(shù)小于0.25。微細(xì)喉道不均勻型巖性主要為粉砂巖、泥質(zhì)粉砂巖等；最大汞飽和度一般小于50%，退汞效率小于40%；孔喉半徑小于1 μm，均質(zhì)系數(shù)小于0.25。

Figure 4. The mercury saturation curve and pore throat radius distribution. (a), (c), (e) Capillary pressure and characteristics of cumulative saturation curve; (b), (d), (f) Pore throat radius distribution; (a), (b) Differential fine-medium pore throat; (c), (d) Differential fine pore throat; (e), (f) Differential micro-fine pore throat 圖4. 汞飽和度曲線及孔喉半徑分布特征。(a)、(c)、(e) 毛管壓力與累計(jì)飽和度曲線特征，(b)、(d)、(f) 孔喉半徑分布特征；(a)、(b) 細(xì)-中喉道不均勻型，(c)、(d) 細(xì)喉道不均勻型，(e)、(f) 微細(xì)喉道不均勻型

4.3. 物性特征

該套火山巖屑砂巖屬于中-低孔、超低滲儲(chǔ)層，少量低滲、中滲儲(chǔ)層，孔隙度多集中在10%～25%之間，滲透率一般小于1 mD，見表1。分選較好的粗、中砂巖溶孔、粒間孔發(fā)育，碳酸鹽含量低，孔隙度可達(dá)到15%～25%之間，滲透率可達(dá)到50 mD～500 mD 之間；細(xì)砂巖次之，孔隙度多集中在10%～15%之間、次為15%～25%之間，滲透率以小于1 mD 為主，部分可達(dá)到1 mD～10 mD 之間，少量大于10 mD；不等粒砂巖孔隙度多集中在10%～15%之間，滲透率以小于1 mD 為主，部分可達(dá)到1 mD～10 mD 之間；粉砂巖孔隙度多集中在10%～15%之間，滲透率均小于1 mD。

5. 儲(chǔ)層控制因素

影響儲(chǔ)層發(fā)育的因素主要有構(gòu)造作用、沉積作用、成巖作用及母巖類型等[9]。構(gòu)造作用對該套火山巖屑砂巖儲(chǔ)層影響較小，本區(qū)主要是受沉積作用及母巖類型的影響，沉積作用決定了儲(chǔ)層的類型，母巖類型決定了后期的成巖演化和儲(chǔ)集性能。

5.1. 構(gòu)造作用

陸家堡的前期勘探以尋找構(gòu)造油氣藏為主，在包日溫都斷裂構(gòu)造帶及馬家鋪高壘帶等發(fā)現(xiàn)了一系列構(gòu)造油藏[10]，凹陷以近物源、多物源沉積為主，沉積條件決定了各凹陷儲(chǔ)集層物性普遍較差，多方向的物源交匯，形成砂泥交替沉積，油氣以短距離運(yùn)移為主，因此，隨后形成了“下洼找油氣”理論[11]，在陸東交力格洼陷和陸西五十家子廟洼陷部署的探井，均取得了較好的效果，說明在生油巖發(fā)育的洼陷地區(qū)也可形成油藏[12]。

5.2. 沉積作用

陸東凹陷九佛堂期，發(fā)育的沉積相類型有近岸水下扇、扇三角洲、辮狀河三角洲、濁積扇、湖泊相[13]。由于陡坡帶邊界斷裂強(qiáng)烈活動(dòng)，盆地快速下降，可容空間增大，在初期下降盤發(fā)育大量的近岸水下扇沉積和扇三角洲沉積，局部發(fā)育濁積體，這三種沉積體也是陸東凹陷儲(chǔ)層砂體發(fā)育的主要場所。油氣主要在砂體中富集，扇三角洲前緣砂體、近岸水下扇中扇河道砂體及外扇內(nèi)緣砂體處于高能環(huán)境，分選相對較好，物性較好；三角洲前緣遠(yuǎn)端粉砂，由于其緊鄰生油巖，有機(jī)質(zhì)生烴產(chǎn)生有機(jī)酸溶蝕，長石溶孔發(fā)育，但孔隙連通性差。因此，尋找有利的沉積相帶也是十分重要的。

Table 1. Pore structure and physical property 表1. 孔隙結(jié)構(gòu)及物性特征

5.3. 母巖類型

通過巖礦綜合分析，該區(qū)九佛堂組碎屑巖母巖是以中生界中性巖屑為主，少量酸性噴出巖、及少量古生界淺變質(zhì)巖等。這種特殊的巖性決定了在后期的成巖過程中極易被改造，易于被壓實(shí)、蝕變泥化、碳酸鹽化，溶蝕等，這些作用決定了該套儲(chǔ)層儲(chǔ)集性能及油氣的賦存狀態(tài)。

中酸性巖屑是一種半塑性-塑性巖屑，成巖過程中，在上覆壓力下極易被壓縮變形，使得顆粒排列方式趨向于更緊密，原生孔隙發(fā)育差。但由于其不穩(wěn)定組分含量多，易于溶蝕，碎屑上蜂窩狀溶孔發(fā)育，在分選較好的細(xì)、中、粗砂巖中，油氣多分布在顆粒溶孔中，喉道細(xì)小，油氣需要慢慢滲透；粉砂巖屬于致密儲(chǔ)層，孔隙連通性差，碳酸鹽交代強(qiáng)烈，油氣分布不均勻，見圖5。由于巖石發(fā)育微孔隙，束縛水含量高，含油不飽滿，所以采油過程中，含水高。因此，對于這種巖性儲(chǔ)層特征，應(yīng)采用燜井的方式，提高單井產(chǎn)能。

6. 結(jié)論

1) 陸東碎屑巖儲(chǔ)層為火山巖屑含量高的砂巖，沉積相控制了儲(chǔ)油巖層的形成和分布，母巖類型決定了成巖演化和蝕變性能。

Figure 5. The characteristics of hydrocarbon occurrence. (a) Fine throat, medium grained detritus feldspar sandstone, hep1, 1864.72 m, micro photo, plane polarized light 50×; (b) Hydrocarbon occurrence in detritus micro pore, hep1, 1864.72 m, fluorescence 100×; (c) Bedding structure, marl layer and sandstone layer, he21, 1632.5 m, plane polarized light 100×; (d) The oil generated from mudstone migrated to fine grained sandstone, he21, 1632.5 m, fluorescence 100× 圖5. 油氣賦存特征。(a) 喉道細(xì)小，中粒巖屑長石砂巖，hep1，1864.72 m，微觀，單偏光50×；(b)油氣賦存在巖屑微孔中為主，hep1，1864.72 m，熒光100×；(c) 層理構(gòu)造，泥巖層與砂巖層，he21，1632.5 m，單偏光100×；(d) 泥巖層中生成的油向粉砂質(zhì)細(xì)砂巖運(yùn)移，he21，1632.5 m，熒光100×

2) 三角洲平原、前緣亞相具有常規(guī)低滲儲(chǔ)層特征，前三角洲亞相具有致密油儲(chǔ)層特征。

3) 中性火山巖母巖控制了砂巖成巖演化、后生蝕變及儲(chǔ)集性能。由于中性巖屑塑形強(qiáng)，易被壓實(shí)，原生孔隙發(fā)育差；但其不穩(wěn)定礦物含量高，產(chǎn)生大量蜂窩狀顆粒溶蝕孔隙，為油氣聚集提供充足空間。

4) 油氣以賦存于顆粒溶孔中為主，同時(shí)由于巖石發(fā)育溶蝕微孔隙，束縛水含量高，含油不飽滿，采油過程中含水高。因此，建議采用燜井的方式，提高單井產(chǎn)能。