周口坳陷譚莊凹陷下白堊統(tǒng)低孔低滲碎屑巖儲(chǔ)層特征及成因分析

張琴，朱筱敏，劉暢，季漢成，陳祥

（1.中國(guó)石油大學(xué)（北京）地球科學(xué)學(xué)院，北京102249；2.中國(guó)石化河南石油勘探局，河南南陽(yáng)473132）

周口坳陷譚莊凹陷下白堊統(tǒng)低孔低滲碎屑巖儲(chǔ)層特征及成因分析

張琴1，朱筱敏1，劉暢1，季漢成1，陳祥2

（1.中國(guó)石油大學(xué)（北京）地球科學(xué)學(xué)院，北京102249；2.中國(guó)石化河南石油勘探局，河南南陽(yáng)473132）

根據(jù)巖心、薄片、掃描電鏡等分析化驗(yàn)資料確定譚莊凹陷下白堊統(tǒng)儲(chǔ)層平均孔隙度為6.1%，平均滲透率為10.5 mD，為低孔、低滲碎屑巖儲(chǔ)層。除巴1井外，其他各井從上部商水組向下到巴村組，隨著埋藏深度增大，孔隙度和滲透率基本呈下降趨勢(shì)。下白堊統(tǒng)儲(chǔ)層質(zhì)量主要受沉積條件、成巖作用及構(gòu)造作用的影響。較低的成分和結(jié)構(gòu)成熟度、較強(qiáng)的壓實(shí)作用和膠結(jié)作用以及較弱的溶蝕作用是導(dǎo)致儲(chǔ)層低孔、低滲的根本原因，而構(gòu)造作用形成的裂縫均被礦物充填，對(duì)儲(chǔ)層物性改善不大。

低孔、低滲碎屑巖儲(chǔ)層；主控因素；成巖相；下白堊統(tǒng)；譚莊凹陷

0 引言

譚莊凹陷位于周口坳陷的中部，呈北西西向展布，南部以葉魯斷裂為界，北部以商水?dāng)嗔雅c臨穎凸起分界，東部為沈丘凹陷和新橋次凹陷，西部與舞陽(yáng)凹陷、襄城凹陷及平頂山凸起相連，面積為650 km2。譚莊凹陷包含3個(gè)三級(jí)構(gòu)造單元，即北部斜坡帶、雙樓田鼻狀構(gòu)造帶及東部斷階帶［1-4］。譚莊凹陷現(xiàn)有探井9口，其中7口井鉆遇下白堊統(tǒng)，鉆遇層系比較齊全，各種資料較為豐富的有周參12井、周15井、周18井及巴1井（圖1）［5］。

圖1 譚莊凹陷構(gòu)造單元?jiǎng)澐郑?］Fig.1Tectonic division of Tanzhuang Sag

譚莊凹陷下白堊統(tǒng)成巖作用及儲(chǔ)層研究工作始于1986年，主要針對(duì)周參12井和巴1井開展了儲(chǔ)層的沉積相類型及巖石學(xué)特征研究。根據(jù)鉆井揭示的譚莊凹陷下白堊統(tǒng)巖性組合特征，將其自下而上劃分為巴村組（K1b）、永豐組下段（K1y下）、永豐組上段（K1y上）及商水組（K1s）。下白堊統(tǒng)主要為一套扇三角洲—湖泊—三角洲砂泥巖沉積，從巴村組—商水組，巖性呈粗—細(xì)—粗（紅—灰—紅）變化。橫向上受凹陷南北窄、東西長(zhǎng)的帶狀形態(tài)控制，南北方向上相帶變化較快，東西方向上變化較小。白堊紀(jì)時(shí)期受南側(cè)斷層的影響，凹陷南深北淺。在南部邊緣形成了許多扇三角洲沉積，北部主要為三角洲沉積，較深湖主要分布在南部深凹陷處，在淺湖—較深湖中局部含濁積砂體［6-7］。前人對(duì)該區(qū)下白堊統(tǒng)儲(chǔ)層特征和成巖作用也做過(guò)研究［5］，但對(duì)儲(chǔ)層物性分布特征和低孔、低滲控制因素還缺乏系統(tǒng)的認(rèn)識(shí)。本次研究選擇譚莊凹陷6口井的巖心，共計(jì)207.33 m，取樣120余塊，分別進(jìn)行普通薄片、鑄體薄片、掃描電鏡、陰極發(fā)光及圖像分析等化驗(yàn)分析，從沉積條件、成巖作用和構(gòu)造作用等方面研究下白堊統(tǒng)物性分布及低孔、低滲碎屑巖儲(chǔ)層的成因機(jī)理，以便為有利儲(chǔ)層預(yù)測(cè)提供依據(jù)。

表1 譚莊凹陷下白堊統(tǒng)各井儲(chǔ)層物性數(shù)據(jù)Table 1Reservoir properties of Lower Cretaceous in Tanzhuang Sag

表2 譚莊凹陷各井下白堊統(tǒng)不同層段儲(chǔ)層物性數(shù)據(jù)Table 2Reservoir properties of different formations of Lower Cretaceous in Tanzhuang Sag

1 下白堊統(tǒng)儲(chǔ)層物性和孔隙分布特征

根據(jù)譚莊凹陷6口鉆井的巖心樣品分析（表1、表2），下白堊統(tǒng)儲(chǔ)層孔隙度、滲透率普遍較低。儲(chǔ)層孔隙度為0.14%～22.20%，平均為6.1%；儲(chǔ)層滲透率為0.001～336.000 mD，平均為10.5 mD，大部分層段滲透率小于1 mD。根據(jù)《SY/T 6285—2011油氣儲(chǔ)層評(píng)價(jià)方法》［8］，該區(qū)下白堊統(tǒng)儲(chǔ)層屬于低孔、低滲儲(chǔ)層。除巴1井外，其他各井從上部商水組向下到永豐組下段，隨著埋藏深度的增大，孔隙度和滲透率基本呈下降趨勢(shì)（表2），如周參12井商水組平均孔隙度為12.80%，平均滲透率為1.980 mD，到永豐組上段平均孔隙度為9.88%，平均滲透率為1.099 mD，至永豐組下段平均孔隙度和滲透率則分別降低為5.94%和0.737 mD。巴1井永豐組下段由于次生孔隙較發(fā)育而比永豐組上段儲(chǔ)層物性要好。

2 下白堊統(tǒng)儲(chǔ)層物性控制因素

角洲平原分流河道儲(chǔ)集體物性較好，但隨著埋藏深度的增加，同樣是扇三角洲平原分流河道儲(chǔ)集體，孔隙度則明顯降低，在1 500～2 500 m井段，孔隙度主要為15%～18%，而在井深2 500 m以下，孔隙度迅速降低為5%～8%。綜合認(rèn)為，儲(chǔ)集物性最好的為埋藏深度小于2 500 m的扇三角洲平原分流河道儲(chǔ)集體，其次為扇三角洲前緣水下分流河道或河

碎屑巖儲(chǔ)層物性的好壞受多種地質(zhì)因素控制［9-10］。譚莊凹陷下白堊統(tǒng)低孔、低滲儲(chǔ)層物性主要受沉積條件（沉積環(huán)境和巖性）、成巖作用（成巖相）及構(gòu)造作用的影響。

2.1 沉積條件對(duì)儲(chǔ)層物性的影響

沉積條件對(duì)儲(chǔ)層物性的影響主要表現(xiàn)在沉積物的粒度、分選、填隙物含量以及物源區(qū)母巖性質(zhì)等對(duì)儲(chǔ)集物性的影響［9］。不同的沉積亞相或微相，其儲(chǔ)層巖石學(xué)特征明顯不同，儲(chǔ)集物性也存在差別。該區(qū)下白堊統(tǒng)碎屑巖儲(chǔ)集體主要形成于扇三角洲、三角洲、湖泊及滑塌濁積扇沉積中。通過(guò)儲(chǔ)集體物性數(shù)據(jù)的統(tǒng)計(jì)發(fā)現(xiàn)，不同成因的儲(chǔ)集體具有不同的物性特征（圖2）。水動(dòng)力較強(qiáng)、顆粒較粗的扇三口壩儲(chǔ)集體（孔隙度為5%～15%），再次為發(fā)育于巴1井附近的三角洲前緣水下分流河道或河口壩儲(chǔ)集體以及濱淺湖灘壩儲(chǔ)集體（孔隙度為3%～8%），滑塌濁積扇儲(chǔ)集體孔隙度數(shù)據(jù)只有2個(gè)，分別為0.14%和5.33%。

圖2 譚莊凹陷下白堊統(tǒng)不同沉積亞相或微相孔隙度分布Fig.2Porosity in different sedimentary facies of Lower Cretaceous in Tanzhuang Sag

圖3 譚莊凹陷下白堊統(tǒng)不同巖性孔隙度分布與深度關(guān)系Fig.3Relationship between porosity and depth in different lithologies of Lower Cretaceous in Tanzhuang Sag

通常，三角洲前緣水下分流河道和河口壩應(yīng)發(fā)育較好儲(chǔ)層［9-10］，但該區(qū)三角洲主要發(fā)育于凹陷北部，因其埋藏深度大（如巴1井3 917.71～4 407.35 m），物性反而很差，這與巖石所經(jīng)歷的成巖作用關(guān)系密切。該區(qū)壓實(shí)作用較強(qiáng)，砂巖原生孔隙損失殆盡，加之膠結(jié)作用也較強(qiáng)，后期次生孔隙不甚發(fā)育，所以儲(chǔ)層物性較差。

沉積條件對(duì)儲(chǔ)層物性的影響還表現(xiàn)在不同巖性對(duì)物性的控制方面［11］。研究區(qū)碎屑巖儲(chǔ)層巖石類型包括礫巖、含礫砂巖、砂巖和粉砂巖，其中細(xì)砂巖最為發(fā)育，如周參12井；其次為粉砂巖和含礫砂巖；礫巖僅在個(gè)別井段發(fā)育，如周14井商水組（礫巖厚147.5 m）和永豐組上段（礫巖厚421.5 m）。由于研究區(qū)離物源區(qū)較近，巖石顆粒中不穩(wěn)定組分長(zhǎng)石和巖屑的含量高，巖屑中特別是火山巖巖屑（主要為中基性噴出巖）含量高，巖石分選、磨圓度均為差—中等，所以巖石的成分成熟度和結(jié)構(gòu)成熟度均較低，造成了原生孔隙度較低。從不同巖性孔隙度隨深度的變化關(guān)系看，在相同埋深的條件下，巖性（粒度）明顯影響儲(chǔ)層的物性（圖3）。如在埋深2 000 m附近，從細(xì)砂巖→灰質(zhì)砂巖→中砂巖→含礫砂巖孔隙度依次降低；從總體上看，埋深相同時(shí)細(xì)砂巖的儲(chǔ)集物性最好，其次為含礫砂巖和礫巖，泥質(zhì)粉砂巖儲(chǔ)集物性最差。另外，巖性相同時(shí)，隨著埋藏深度的增加，孔隙度明顯減小，如細(xì)砂巖在1 700 m附近平均孔隙度為18%，在2 500 m附近平均孔隙度為10%，到3 000 m附近平均孔隙度則降低為7%，所以相同的巖石類型在后期埋藏成巖過(guò)程中受成巖演化的影響非常大。因此，受沉積條件控制的原生孔隙度較低是造成該區(qū)儲(chǔ)層低孔、低滲的根本原因，而后期的成巖作用則進(jìn)一步影響著儲(chǔ)層的物性。

2.2 成巖作用對(duì)儲(chǔ)層物性的影響

研究區(qū)對(duì)儲(chǔ)層物性具有明顯控制作用的成巖作用類型主要包括壓實(shí)作用、膠結(jié)作用和溶蝕作用［12-13］。各種成巖作用對(duì)儲(chǔ)層物性的影響程度可采用成巖相來(lái)衡量。

成巖相指巖石的成巖環(huán)境及其在該環(huán)境下形成的成巖礦物的組合，反映了成巖環(huán)境的巖石學(xué)、地球化學(xué)和巖石物理的綜合特征［14-15］。在劃分成巖相時(shí)，通常以儲(chǔ)集巖石的成巖特征（包括壓實(shí)和溶蝕組構(gòu)及強(qiáng)度、膠結(jié)物成分與膠結(jié)類型、孔隙類型及分布等）方面的差異為依據(jù)［16-17］。首先進(jìn)行儲(chǔ)層成巖作用強(qiáng)度的計(jì)算，主要包括視壓實(shí)率、視膠結(jié)率和視溶蝕孔隙度等的計(jì)算［5］，得出該區(qū)下白堊統(tǒng)碎屑巖儲(chǔ)層的壓實(shí)強(qiáng)度、膠結(jié)強(qiáng)度及溶蝕強(qiáng)度標(biāo)準(zhǔn)（表3），進(jìn)而依據(jù)不同成巖作用強(qiáng)度，在譚莊凹陷下白堊統(tǒng)儲(chǔ)層中共劃分出5種成巖相，即Ⅰ類中等壓實(shí)強(qiáng)膠結(jié)中等溶蝕成巖相、Ⅱ類較強(qiáng)壓實(shí)強(qiáng)膠結(jié)中等溶蝕成巖相、Ⅲ類強(qiáng)壓實(shí)強(qiáng)膠結(jié)中等溶蝕成巖相、Ⅳ類較強(qiáng)壓實(shí)強(qiáng)膠結(jié)弱溶蝕成巖相及Ⅴ類強(qiáng)壓實(shí)強(qiáng)膠結(jié)弱溶蝕成巖相。不同類型成巖相具有不同的成巖環(huán)境，表現(xiàn)為巖石學(xué)特征及成巖特征的明顯差異及其對(duì)儲(chǔ)層物性的影響異常明顯［18-20］。其中Ⅰ類成巖相儲(chǔ)層物性相對(duì)較好，僅在周參12井商水組發(fā)育（圖版Ⅰ-1～Ⅰ-2），Ⅴ類成巖相儲(chǔ)層物性最差，在周15井區(qū)較發(fā)育（圖版Ⅰ-3～Ⅰ-4），其他井區(qū)發(fā)育Ⅱ～Ⅳ類成巖相。因此，研究區(qū)下白堊統(tǒng)儲(chǔ)層大都處于較強(qiáng)—強(qiáng)壓實(shí)、強(qiáng)膠結(jié)、弱—中等溶蝕成巖相，大部分原生孔隙被強(qiáng)壓實(shí)作用和膠結(jié)作用所破壞，而溶蝕作用又較弱，不能形成大規(guī)模的次生孔隙發(fā)育帶，這是造成該區(qū)下白堊統(tǒng)儲(chǔ)集物性整體較差的重要原因。

表3 譚莊凹陷下白堊統(tǒng)儲(chǔ)層成巖強(qiáng)度劃分標(biāo)準(zhǔn)［5］Table 3The diagenesis intensity of Lower Cretaceous reservoir in Tanzhuang Sag

2.3 構(gòu)造作用對(duì)儲(chǔ)層物性的影響

構(gòu)造作用可通過(guò)形成斷裂或裂縫影響儲(chǔ)層物性［21］，該區(qū)主要表現(xiàn)為構(gòu)造活動(dòng)引起的裂縫對(duì)儲(chǔ)層物性的影響。由于構(gòu)造活動(dòng)比較強(qiáng)烈，在譚莊凹陷下白堊統(tǒng)多口井的巖心中，均發(fā)育有裂縫（圖4）。裂縫一般發(fā)育在鈣質(zhì)粉砂巖或鈣質(zhì)泥巖中，有的發(fā)育在礫巖中，以垂直縫和高角度斜交縫為主，另發(fā)育少量與高角度斜交縫同期形成的規(guī)模較小且延伸不遠(yuǎn)的協(xié)調(diào)裂縫（傾角不確定，一般較?。，F(xiàn)今儲(chǔ)層裂縫多被方解石和鐵方解石充填（圖4），僅有少數(shù)井如周21井2 453.45 m，2 470.25 m和2 577.00 m處的裂縫大部分未被充填，縫寬0.1～0.5 mm。

圖4 譚莊凹陷下白堊統(tǒng)巖心裂縫發(fā)育特征Fig.4Facture characteristics of Lower Cretaceous in Tanzhaung Sag

在巖心裂縫發(fā)育的井段，對(duì)應(yīng)的巖心薄片中微裂縫也較發(fā)育（圖版Ⅰ-5）。微裂縫多與宏觀裂縫組系相同，應(yīng)為構(gòu)造裂縫。微裂縫寬度一般為25～500 μm，最寬達(dá)到1 mm以上，大多被方解石或鐵方解石充填。掃描電鏡下僅在周21井見到少量的定裂縫，呈開啟狀（圖版Ⅰ-6），縫寬5～10 μm，個(gè)10～20 μm。根據(jù)以上分析結(jié)果，呈開啟狀的微寬度普遍小于20 μm，毛細(xì)管力的作用大。因研究區(qū)存在的微裂縫對(duì)儲(chǔ)集空間和滲流意義不對(duì)儲(chǔ)集物性的改善作用也較小。

3 低孔、低滲碎屑巖儲(chǔ)層成因

基于上述儲(chǔ)層物性控制因素分析，該區(qū)下白堊統(tǒng)碎屑巖儲(chǔ)層主要受沉積條件及成巖作用的共同影響［22］。沉積條件主要通過(guò)控制巖性和原始孔隙度，并影響后期的成巖作用而制約著儲(chǔ)層的質(zhì)量，而成巖作用則通過(guò)早期的壓實(shí)和膠結(jié)作用使原生孔隙度降低，并進(jìn)一步影響了后期的溶蝕作用。

譚莊凹陷南部（如周21井區(qū)）下白堊統(tǒng)發(fā)育扇三角洲沉積，巖石類型以含礫砂巖和砂巖為主，成分和結(jié)構(gòu)成熟度均較低，儲(chǔ)層原生孔隙不發(fā)育，壓實(shí)和膠結(jié)程度較高，致使后期的溶蝕作用較弱（圖版Ⅰ-7）；北部（如巴1井區(qū)）下白堊統(tǒng)發(fā)育三角洲沉積，巖石類型主要為細(xì)砂巖，成分和結(jié)構(gòu)成熟度較高，但埋藏較深（超過(guò)3 000 m），壓實(shí)和膠結(jié)程度高，原生孔隙被方解石早期膠結(jié)并消失殆盡，后期溶蝕作用較弱，形成小型次生孔隙，但孔隙連通性差（圖版Ⅰ-8），所以儲(chǔ)層孔隙度和滲透率仍較低。因此，南部井區(qū)的碎屑巖儲(chǔ)層受沉積條件的影響原生孔隙不發(fā)育，且后期溶蝕作用弱是導(dǎo)致儲(chǔ)層低孔、低滲的主要原因；北部井區(qū)雖然沉積條件較好，但埋藏較深，較強(qiáng)的壓實(shí)作用和膠結(jié)作用及較弱的溶蝕作用是導(dǎo)致儲(chǔ)層低孔、低滲的主要原因。

因此，沉積條件和成巖作用相互影響，共同制約了該區(qū)下白堊統(tǒng)的儲(chǔ)層物性。較低的成分和結(jié)構(gòu)成熟度、較強(qiáng)的壓實(shí)作用和膠結(jié)作用以及較弱的溶蝕作用是該區(qū)下白堊統(tǒng)低孔、低滲儲(chǔ)層形成的根本原因，而構(gòu)造作用形成的裂縫均被碳酸鹽礦物所充填，對(duì)儲(chǔ)集物性改善不大。

4 結(jié)論

（1）譚莊凹陷下白堊統(tǒng)碎屑巖儲(chǔ)層孔隙度和滲透率均較低，屬低孔、低滲儲(chǔ)層。

（2）沉積條件和成巖作用相互作用，共同制約了研究區(qū)下白堊統(tǒng)的儲(chǔ)層物性。沉積條件引起砂巖的成分成熟度和結(jié)構(gòu)成熟度均較低，并造成原生孔隙度較低，是導(dǎo)致南部井區(qū)儲(chǔ)層低孔、低滲的根本原因；成巖相綜合控制著儲(chǔ)層質(zhì)量；較強(qiáng)的壓實(shí)作用和膠結(jié)作用及較弱的溶蝕作用是北部井區(qū)儲(chǔ)層低孔、低滲的主要控制因素；構(gòu)造作用形成的宏觀裂縫均被碳酸鹽礦物充填，而微裂縫規(guī)模較小，對(duì)儲(chǔ)集空間和滲流意義不大，對(duì)儲(chǔ)層物性的改善作用較小。

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圖版Ⅰ

（本文編輯：于惠宇）

Characteristics and genesis of clastic reservoir with low porosity and low permeability of Lower Cretaceous in Tanzhuang Sag

ZHANG Qin1，ZHU Xiaomin1，LIU Chang1，JI Hancheng1，CHEN Xiang2
（1.College of Geosciences，China University of Petroleum，Beijing 102249，China；2.Henan Petroleum Exploration Bureau，Sinopec，Nanyang 473132，Henan，China）

The average porosity and average permeability of clastic reservoir of Lower Cretaceous in Tanzhuang Sag are respectively 6.1%and 10.5 mD based on the data of cores,thin section,and scanning electron microscope,which means that the reservoir belongs to low porosity and low permeability reservoir.Porosity and permeability decrease from Shangshui Formation to Bacun Formation with depth getting deeper except in Ba 1 well.The reservoir properties of the Lower Cretaceous are mainly influenced by depositional conditions,diagenesis and tectonization.Low textural and compositional maturity,strong compaction and cementation and weak dissolution are composed of the essential and significant factors for the low porosity and low permeability,while fractures caused by tectonization mostly are filled byminerals as a result oflittle improvement ofthe reservoir properties.

clastic reservoir with lowporosityand lowpermeability；main controllingfactors；diagenesis facies；Lower Cretaceous；TanzhuangSag

TE122.2

A

1673-8926（2014）04-0044-06

2014-03-25；

2014-04-29

國(guó)家自然科學(xué)基金項(xiàng)目“頁(yè)巖氣儲(chǔ)層微觀孔隙發(fā)育機(jī)制及其演變定量模擬”（編號(hào)：ZX20130157）和中國(guó)石油大學(xué)（北京）基本科研業(yè)務(wù)基金項(xiàng)目“低孔、低滲碎屑儲(chǔ)層成因機(jī)理研究——以譚莊凹陷下白堊統(tǒng)為例”（編號(hào)：KYJJ2012-01-29）聯(lián)合資助

張琴（1973-），女，博士，副教授，主要從事沉積儲(chǔ)層方面的教學(xué)與科研工作。地址：（102249）北京市昌平區(qū)府學(xué)路18號(hào)中國(guó)石油大學(xué)地球科學(xué)學(xué)院。E-mail：zhangqin@cup.edu.cn。