普光地區(qū)須家河組儲層控制因素研究

陳效華 高明健 陳德華

（1.中國石化天然氣分公司，北京 100011；2.中國石油物資公司，北京 100029）

普光地區(qū)須家河組儲層控制因素研究

陳效華1高明健2陳德華2

（1.中國石化天然氣分公司，北京 100011；2.中國石油物資公司，北京 100029）

普光地區(qū)須家河組整體上為特低孔、特低滲砂巖儲層。研究表明，儲層發(fā)育的主要控制因素是沉積相和成巖作用。其中，沉積相對儲層的控制主要通過粒度和石英礦物質(zhì)量分?jǐn)?shù)等體現(xiàn)。對儲層影響較大的成巖作用主要包括壓實(shí)作用、膠結(jié)作用及溶蝕作用。須家河組構(gòu)造裂縫局部較發(fā)育，裂縫對儲層的改造作用是能否產(chǎn)生工業(yè)氣流的關(guān)鍵作用。

儲層；控制因素；須家河組；普光地區(qū)

1 概況

普光地區(qū)的油氣勘探始于20世紀(jì)50年代，經(jīng)歷了一個(gè)反復(fù)探索的過程。自2003年普光1井在飛仙關(guān)組獲得天然氣重大突破后，截至目前，普光地區(qū)累計(jì)探明海相飛仙關(guān)—長興組天然氣地質(zhì)儲量4 050.79×108m3，揭示了普光地區(qū)海相巨大的勘探開發(fā)潛力。

2000年以來，普光地區(qū)主要以海相勘探為主，陸相勘探程度低。海相勘探在淺層陸相普遍鉆遇良好的油氣顯示，毛壩2、普光2等8口探井在須家河組中途測試和完井測試中，獲得162～6 504 m3·d-1的低產(chǎn)氣流，揭示了淺層陸相須家河組具有一定的勘探潛力，可能成為普光氣田長期穩(wěn)步發(fā)展的又一個(gè)重要層系［1］。

文中根據(jù)大量的鉆井及測試資料，進(jìn)行了深入的儲層地質(zhì)學(xué)研究，探討了儲層沉積和成巖作用對普光地區(qū)須家河組儲層形成的主要控制作用。

2 儲層基本特征

須家河組儲層主要為三角洲前緣水下分流河道、河口壩及三角洲平原分流河道沉積；巖性主要為淺灰色、灰白色細(xì)—中粒巖屑砂巖，其次為長石巖屑砂巖；儲層砂巖石英質(zhì)量分?jǐn)?shù)較低，長石、巖屑質(zhì)量分?jǐn)?shù)較高，成分成熟度較低，平均成分成熟度指數(shù)（石英/長石+巖屑）為1.27；碎屑顆粒分選較好，為次圓狀，以中—細(xì)粒為主。

碎屑成分中，石英質(zhì)量分?jǐn)?shù)一般在40%～59%，平均50.62%，石英顆粒以單晶石英為主，另有少量復(fù)石英和燧石。長石質(zhì)量分?jǐn)?shù)較低，一般在6%～12%，平均9.50%，鏡下觀察多呈板狀和長柱狀。長石類型多為鉀長石，斜長石較少，長石普遍發(fā)生次生變化，有白云母、絹云母及綠泥石化等，以水云母化最為普遍。巖屑質(zhì)量分?jǐn)?shù)一般在8%～40%，以巖漿巖巖屑和變質(zhì)巖巖屑為主，少量沉積巖巖屑。雜基主要由黏土礦物組成，薄片觀察主要為水云母和伊利石等，幾者?；旆e在一起，由于晶形差、顆粒細(xì)，常難于區(qū)分。膠結(jié)物主要為方解石和自生石英膠結(jié)物，其次是綠泥石和沸石等膠結(jié)物。

孔隙類型主要為粒間孔、粒內(nèi)溶孔、粒間溶孔及晶間孔，局部發(fā)育溶洞和微裂縫。儲層為特低孔、特低滲儲層。據(jù)300多個(gè)樣品統(tǒng)計(jì)，孔隙度平均為2.1%，主要集中在0.3%～6.6%。以2.5%作為有效儲層界限，孔隙度大于2.5%的樣品占總數(shù)的33%。滲透率平均為0.086×10-3μm2,主要集中在（0.004～0.137）×10-3μm2，滲透率大于0.025×10-3μm2的樣品占總數(shù)的63%。

3 儲層控制因素

3.1 沉積作用對儲層物性的控制

沉積作用決定著沉積巖石的顆粒大小、填隙物質(zhì)量分?jǐn)?shù)的高低及巖石結(jié)構(gòu)等微觀特征。不同沉積環(huán)境具有不同的水介質(zhì)條件，所形成的巖石類型、粒徑大小、分選性、磨圓度、雜基質(zhì)量分?jǐn)?shù)及巖石組分等均有差異，從而導(dǎo)致了不同沉積環(huán)境下儲層物性也有很大的差別。因而，沉積作用控制著巖石原始孔隙度的大小和滲透率的好壞，甚至對后期成巖強(qiáng)度都有重大的影響，對儲層起到先天性的控制作用［2］。

3.1.1 粒度對物性的影響

須家河組儲層中的碎屑顆粒粒度與儲層發(fā)育有很大關(guān)系，粉?？紫抖刃∮?%，細(xì)粒孔隙度小于4%，孔隙度大于4%的主要是中、粗粒。根據(jù)統(tǒng)計(jì)數(shù)據(jù)，須家河組砂巖粒度的大小與物性存在著明顯的正相關(guān)關(guān)系，砂巖粒度級別越粗，平均孔隙度和平均滲透率越大。其中，粉砂巖和細(xì)砂巖平均孔隙度分別為1.33%和2.24%，平均滲透率分別為0.023 7×10-3μm2和0.024 5× 10-3μm2，物性較差；中粗砂巖平均孔隙度為3.04%，平均滲透率為0.0587×10-3μm2，物性較粉砂、細(xì)砂巖好；粗砂巖平均孔隙度為3.08%，平均滲透率為0.120 6×10-3μm2。由此可見，隨著顆粒變粗，物性有變好的趨勢。

3.1.2 沉積微相對物性的控制

須家河組儲層物性相對較好的微相有分流河道和水下分流河道，它們的平均孔隙度一般在2.5%以上，平均滲透率一般在0.04×10-3μm2以上。儲層物性較差的相帶有分流間灣和河漫沼澤，這些相帶水動力能量低，粒度較細(xì)（一般在細(xì)砂以下），雜基質(zhì)量分?jǐn)?shù)較高，孔隙度一般在2.5%以下，平均滲透率一般在0.01×10-3μm2以下，只能作為非儲層。

同一口井同一沉積微相儲層物性差別也較大（見圖1），如回注1井2 522～2 531 m井段為三角洲平原水上分流河道微相，其上部儲層孔隙度小于4%，下部孔隙度則大于4%。同一沉積微相在同一地區(qū)，儲層物性的差別主要與成巖作用有關(guān)。

圖1 回注1井三角洲平原水上分流河道儲層物性變化

沉積相在宏觀上控制著儲層物性的好壞，水下分流河道和分流河道微相是儲層發(fā)育的有利相帶，但這些有利相帶并不都是良好的儲層，它還受成巖作用因素的控制。

3.2 成巖作用對儲層的影響

經(jīng)大量薄片觀察發(fā)現(xiàn)，成巖作用是影響工區(qū)儲層儲集性能的主要因素之一。碎屑巖成巖作用主要包括壓實(shí)和壓溶作用、膠結(jié)作用、交代作用、重結(jié)晶作用、溶解作用及礦物多形轉(zhuǎn)變作用。這些作用都是互相聯(lián)系和互相影響的，其綜合效應(yīng)影響和控制著碎屑巖沉積物的發(fā)育歷史。其中，對儲層物性有重要影響的是壓實(shí)作用、膠結(jié)作用及溶解作用。根據(jù)成巖作用對碎屑巖儲層孔隙的影響，可將該區(qū)成巖作用分為建設(shè)性和破壞性成巖作用2類。減小碎屑巖儲層孔隙的主要成巖作用是壓實(shí)作用和膠結(jié)作用，形成次生孔隙的主要成巖作用是溶蝕作用［3-4］。

3.2.1 壓實(shí)作用

對現(xiàn)代三角洲沉積的研究表明，砂質(zhì)沉積物在堆積時(shí)的原始粒間孔隙度一般在30%以上，而目前須家河組儲層的平均孔隙度則小于6%，其中壓實(shí)作用是孔隙度減少的主要原因之一。

研究區(qū)內(nèi)須家河組砂巖經(jīng)歷了強(qiáng)烈的機(jī)械壓實(shí)作用。巖石中抗壓實(shí)性強(qiáng)的石英質(zhì)量分?jǐn)?shù)相對較低，一般在60%以下，而抗壓實(shí)性較差的長石、巖屑等軟顆粒質(zhì)量分?jǐn)?shù)則較高，很大程度上降低了須家河組砂巖抗壓實(shí)能力。鏡下普遍可見云母、長石等片狀礦物明顯的定向排列特征（見圖2），泥質(zhì)顆粒常變形成為假雜基，軟質(zhì)碎屑變形明顯，碎屑顆粒間普遍為線接觸，這充分說明了壓實(shí)作用強(qiáng)烈。

圖2 回注1井灰色細(xì)粒長石巖屑砂巖及云母片

根據(jù)Paul［5］提出的計(jì)算砂巖壓實(shí)作用引起的孔隙度損失量公式，可計(jì)算出儲層壓實(shí)減孔量COPL。

式中：φi為砂巖原始孔隙度；φmc為負(fù)膠結(jié)物孔隙度（膠結(jié)物總量+現(xiàn)今孔隙度）。

經(jīng)計(jì)算，該區(qū)的壓實(shí)作用使原生粒間孔隙度損失24.6%～40%。按照常用的壓實(shí)強(qiáng)度分級方案（見表1），該區(qū)須家河組儲層砂巖為強(qiáng)壓實(shí)［6］。

表1 機(jī)械壓實(shí)作用強(qiáng)度分級

3.2.2 膠結(jié)作用

膠結(jié)物的形成過程是縮小原生粒間孔隙的過程，對原生粒間孔隙起的是破壞作用，這就是須家河組砂巖儲層中孔隙度和滲透率降低的主要原因之一，它發(fā)生在成巖作用的各個(gè)時(shí)期。須家河組儲層膠結(jié)物主要有泥質(zhì)和灰質(zhì)，其次為白云質(zhì)和硅質(zhì)。須家河組黏土礦物中伊利石和綠泥石較發(fā)育，有少量伊蒙混層和綠蒙混層，電鏡下基本不見高嶺石。電鏡能譜分析可見自生鈉長石晶體和鑲嵌狀石英次生加大現(xiàn)象。

黏土膠結(jié)作用：主要是指伊利石的膠結(jié)作用，其實(shí)也是指綠泥石的膠結(jié)作用。伊利石呈不規(guī)則的細(xì)小晶片產(chǎn)出，其集合體呈顆粒包膜或孔隙襯邊形式出現(xiàn)，有時(shí)呈網(wǎng)狀分布于孔隙中，有時(shí)呈毛發(fā)狀附著在碎屑顆粒之上（見圖3）。綠泥石多呈顆粒包膜或孔隙襯邊形式產(chǎn)出，分布于儲層中，其集合體呈絨毯狀附著在碎屑顆粒之上。

圖3 普光3011-5井淺灰色細(xì)砂巖和毛發(fā)狀伊利石

碳酸鹽膠結(jié)作用：膠結(jié)物為方解石，晶體呈微晶—粉晶結(jié)構(gòu)，充填于粒間孔，或附著在顆粒表面。方解石晶體的出現(xiàn)加強(qiáng)了膠結(jié)作用，填充并堵塞了粒間孔隙。

氧化硅膠結(jié)作用：包括石英次生加大、自生石英晶體及微晶硅質(zhì)。石英次生加大充填了部分孔隙，次生加大晶體間呈鑲嵌狀（見圖4）。次生石英晶體、自生石英晶體及微晶硅質(zhì)均以膠結(jié)物形式產(chǎn)出；微晶硅質(zhì)常與片狀伊利石、云母碎片及綠泥石混雜充填于粒間和粒間孔隙中，部分微晶硅質(zhì)來源于石英顆粒壓溶溶出的二氧化硅；自生石英晶體生長于溶蝕的巖屑顆粒表面，其硅質(zhì)來源于火山玻璃脫?；a(chǎn)生的二氧化硅，硅質(zhì)的發(fā)育使巖石膠結(jié)作用強(qiáng)烈，結(jié)構(gòu)較致密，硅質(zhì)質(zhì)量分?jǐn)?shù)和巖石膠結(jié)強(qiáng)度隨井深的增加呈遞增趨勢。

圖4 普光3011-5井淺灰色中等砂巖

3.2.3 溶蝕作用

溶蝕作用是砂巖儲層次生孔隙形成的重要成巖作用，它可發(fā)生在成巖作用的各個(gè)時(shí)期?，F(xiàn)今的儲集空間主要為次生溶蝕孔，長石和碳酸鹽被溶蝕。據(jù)薄片觀察，溶蝕作用主要出現(xiàn)在碎屑長石和部分巖屑中，特別是長石溶蝕最為普遍和強(qiáng)烈。在構(gòu)造活躍期，有機(jī)酸沿著滲濾通道進(jìn)入儲層，再經(jīng)過大氣水的淋濾，對儲層內(nèi)不穩(wěn)定礦物進(jìn)行溶蝕、溶解，形成次生粒間、粒內(nèi)溶孔［7］。

研究區(qū)須家河組長石的質(zhì)量分?jǐn)?shù)與儲層孔隙度有一定的關(guān)系，主要表現(xiàn)在當(dāng)長石質(zhì)量分?jǐn)?shù)小于9%時(shí)，隨著長石質(zhì)量分?jǐn)?shù)的增加，孔隙度有增加的趨勢；當(dāng)長石質(zhì)量分?jǐn)?shù)大于9%～15%時(shí)，隨著長石質(zhì)量分?jǐn)?shù)的增加，孔隙度有減小的趨勢（見圖5）。這可能是由于普光地區(qū)陸相儲層埋藏深度大，壓實(shí)作用較強(qiáng)烈，長石質(zhì)量分?jǐn)?shù)增加后儲層抗壓實(shí)能力降低，原生孔隙保存較少，有機(jī)酸流通不順暢，導(dǎo)致溶蝕作用相對較弱，物性較差。

圖5 普光陸相須家河組孔隙度與砂巖長石質(zhì)量分?jǐn)?shù)關(guān)系

3.3 構(gòu)造作用對儲層物性的影響

構(gòu)造運(yùn)動的發(fā)展和演化對須家河組油氣藏的形成和保存起一定的控制作用，在燕山旋回的構(gòu)造運(yùn)動時(shí)期，盆地內(nèi)褶皺不明顯，主要是強(qiáng)烈的抬升，造成侏羅系地層大幅度被剝蝕。晚白堊世以來的喜山運(yùn)動，使四川盆地地層全面褶皺抬升，在水平應(yīng)力場的作用下，發(fā)生以縱彎褶皺為主的構(gòu)造變形。同時(shí)，產(chǎn)生了不同力學(xué)性質(zhì)的縱向裂縫、水平裂縫及逆沖斷層。這些構(gòu)造破裂組成裂縫發(fā)育帶，可以改善儲層的滲透性，也使一些致密層經(jīng)改造后成為具工業(yè)價(jià)值的產(chǎn)層。

陸相分析化驗(yàn)結(jié)果表明，當(dāng)巖心存在裂縫時(shí)，平均滲透率為11.38×10-3μm2，最大為127.279×10-3μm2，最小為0.151×10-3μm2；在無裂縫情況下，平均滲透率僅為0.054 4×10-3μm2，最大為0.984×10-3μm2。有裂縫時(shí)的平均滲透率為無裂縫時(shí)的200多倍，這充分表明了當(dāng)裂縫存在時(shí)，很大程度上改善了儲層的滲透率。

4 結(jié)論

1）普光地區(qū)須家河組儲層主要為三角洲前緣水下分流河道、河口壩及三角洲平原分流河道沉積，巖性主要以細(xì)—中粒巖屑砂巖為主，砂巖儲層總體上具有特低孔、特低滲的特點(diǎn)。

2）在影響儲層物性的眾多因素中，沉積作用是基礎(chǔ)，它通過控制砂巖的類型和結(jié)構(gòu)構(gòu)造等來控制砂巖的原始孔隙度。

3）成巖作用是影響須家河組儲層儲集性能的主要因素。成巖作用中的壓實(shí)作用和膠結(jié)作用對特低孔、特低滲儲層形成起到了決定性的作用，裂縫對儲層的改造也具有明顯作用。

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Study on reservoir controlling factors of Xujiahe Formation in Puguang Area

Chen Xiaohua1Gao Mingjian2Chen Dehua2
(1.Natural Gas Company,SINOPEC,Beijing 100011,China;2.Materials Company,PetroChina,Beijing 100029,China)

Xujiahe Formation in Puguang Area belongs to ultra-low porosity and ultra-low permeability sandstone reservoirs on the whole.The research result shows that the main controlling factors of reservoir development are the sedimentary facies and diagenesis. Among them,the controlling of sedimentary facies against reservoir is reflected mainly through the change of grain size and quartz content.The influence of reservoir diagenesis mainly includes compaction,cementation and denudation.The structural fractures developed well in the local part in Xujiahe Formation.The effect of the fractures on reservoir is a key of producing the commercial gas flow.

reservoir;controlling factor;Xujiahe Formation;Puguang Area

國家科技重大專項(xiàng)“大型油氣田及煤層氣開發(fā)”（2008ZX05017）

TE122.2+21

：A

1005-8907（2011）02-169-04

2010-08-05；改回日期：2011-01-11。

陳效華，男，1981年生，碩士，工程師，2010年中國礦業(yè)大學(xué)工商管理專業(yè)畢業(yè)，現(xiàn)從事天然氣的研究和管理工作。E-mail：sony-9988@163.com。

（編輯姬美蘭）

陳效華，高明健，陳德華.普光地區(qū)須家河組儲層控制因素研究［J］.斷塊油氣田，2011，18（2）：169-172. Chen Xiaohua，Gao Mingjian，Chen Dehua.Study on reservoir controlling factors of Xujiahe Formation in Puguang Area［J］.Fault-Block Oil& Gas Field，2011，18（2）：169-172.