秦秋寒， 宋效文， 何成山， 柳成志， 劉 勇

( 1. 東北石油大學 地球科學學院，黑龍江 大慶 163318； 2. 大港油田公司 勘探事業(yè)部，天津 300280； 3. 大慶油田有限責任公司 第七采油廠，黑龍江 大慶 163517 )

0 引言

臨江地區(qū)橫跨長春嶺背斜帶、賓縣王府凹陷2個二級構造單元，以王府凹陷為中心1 500 km2范圍內探井普遍含油，但單井試油產量較低，通常在0.080～3.615 t/d之間.人們對該區(qū)的烴源巖特征、生烴潛力、油源、沉積條件、沉積相、原油地球化學特征、生儲蓋組合、油氣成藏特征進行研究，結果表明儲層物性是限制油氣產量的主要因素[1-9].筆者以臨江地區(qū)砂巖巖性特征、儲集空間類型分析為基礎，利用壓汞資料對比驗證，研究孔隙空間結構，分析儲集物性特征及主控因素，以提高油氣勘探和開發(fā)成功率.

1 儲層特征

1.1 巖石學特征

臨江地區(qū)白堊系泉頭組四段(扶余油層)劃分為3個油層組，楊Ⅰ油層組劃分為2個次一級油層組，扶余—楊Ⅰ油層沉積厚度與各油層組沉積厚度趨勢相同，為西南、西北部較厚，東北部較薄.通過對部分探井取心段觀察描述，結合巖心、粒度報告、錄井巖心綜合圖及試油資料，扶楊油層儲層主要巖石類型為細砂巖、細粉砂巖、粉砂巖和泥質粉砂巖，以長石砂巖和巖屑質長石砂巖為主，包括少量長石巖屑砂巖和巖屑砂巖.巖石主要礦物成分為石英、長石和巖屑，石英質量分數(shù)為20%～35%；長石以正長石為主，質量分數(shù)為25%～40%；另有少量斜長石和條紋長石，質量分數(shù)為2%～8%；巖屑主要為火成巖巖屑和泥質巖屑.顆粒分選度中等到較好，磨圓度呈次棱角狀—次圓狀，為粉砂質細砂狀結構、粉砂狀結構、細砂質粉砂狀結構.砂巖風化度中等，成分成熟度和結構成熟度中等偏低，顆粒支撐，點和線接觸為主.存在泥巖變形、白云母變形、巖屑受壓變形形成假基質現(xiàn)象(見圖1).雜基填隙物以黏土礦物為主，主要為伊利石、綠泥石、伊/蒙混層、綠/蒙混層，見極少量高嶺石；膠結物以方解石膠結物、石英自生加大的硅質膠結物為主，還有少量長石自生加大、泥質、灰質、云質膠結物.

1.2 儲層物性特征

統(tǒng)計分析臨江地區(qū)2 402個砂巖巖心樣品，孔隙度最大為26.5%，最小為1.96%，平均為15%，峰值在10%～20%之間；孔隙度小于10%的占14.5%，孔隙度為10%～15%的占27.1%，孔隙度為15%～25%的占68.0%，孔隙度大于25%的占0.4%.滲透率最大為806×10-3μm2，最小為0.01×10-3μm2，平均為19.00×10-3μm2，峰值在(0.01～1.00)×10-3μm2之間；滲透率小于1.00×10-3μm2的占43.5%，滲透率為(1.00～10.00)×10-3μm2的占26.1%，滲透率為(10.00～50.00)×10-3μm2的占20.1%，滲透率為(50.00～500.00)×10-3μm2的占10.1%，滲透率大于500.00×10-3μm2的占0.2%.總體為中低孔低滲儲層，孔隙度和滲透率具明顯正相關特征(見圖2)，說明儲層滲透性主要受孔隙和喉道大小形狀因素控制，即孔喉結構控制儲層物性.

圖1 臨江地區(qū)扶余-楊Ⅰ油層儲層假基質現(xiàn)象

圖2 臨江地區(qū)扶余-楊Ⅰ儲層孔隙度-滲透率關系

1.3 孔隙結構特征

儲層孔隙結構是指巖石具有的孔隙、喉道的大小、幾何形狀、分布及連通關系[10-11].根據(jù)臨江地區(qū)扶余-楊Ⅰ油層儲層壓汞資料(見表1)，孔隙度平均為14.6%，滲透率平均為6.40×10-3μm2，平均滲透率較該地區(qū)巖心樣品滲透率小，總體表現(xiàn)為中低孔低滲型.排驅壓力為0.08～12.39 MPa，變化較大，平均為1.73 MPa，反映孔喉大小差別較大、分布不均.喉道半徑中值反映樣品平均孔喉大小，一般為0.02～0.92 μm，平均為0.87 μm，最大連通孔喉半徑為0.96 μm.平均相對分選因數(shù)為21.95，一般為2.07～76.57，變化較大，表明孔喉分選程度相差較大，層內差異大，根據(jù)壓汞曲線形態(tài)可知總體分選不好，為粗歪度和細歪度型.分析壓汞資料，孔隙度大于15%的樣品，平均相對分選因數(shù)為3.72，表明孔喉分布較均勻，最小非飽和孔喉體積分數(shù)為21.6%，反映小孔喉所占體積小；孔隙度小于15%的樣品，平均相對分選因數(shù)為34.1，表明孔喉分布不均，樣品孔滲性差，非均質性強，影響儲層儲集性能，最小非飽和孔喉體積分數(shù)為46.09%，反映小孔喉所占比例大.總體上該區(qū)儲層滲透性主要受孔隙和喉道約束.

表1 臨江地區(qū)扶余-楊Ⅰ油層儲層孔隙結構特征參數(shù)

1.4 儲集空間類型

臨江地區(qū)碎屑巖儲層主要儲集空間類型為孔隙和極少量裂縫.孔隙類型以溶蝕孔隙中的粒間溶孔為主，鑄?？状沃?，其他孔隙類型含量較少，總面孔率平均為7.7%，孔隙類型中溶蝕孔隙體積分數(shù)平均為68%，粒間孔隙體積分數(shù)平均為19%.裂縫主要為由構造應力和成巖收縮作用形成的微裂縫，對儲集空間影響很小，但一定程度上有改善儲層滲透性作用.

1.4.1 粒間孔隙

(1)原生粒間孔.它主要分布于長石、石英和巖屑顆粒支撐骨架間，孔隙輪廓較清楚，呈三角形或多邊形(見圖3(a))，如未遭破壞通常滲透性好、孔徑大、烴類產能豐富.該區(qū)扶余—楊Ⅰ層頂面埋深相差較大，淺埋藏區(qū)可見較強烈機械壓實作用，存在泥巖、白云母及巖屑受壓變形現(xiàn)象，壓實作用使巖石變致密，原生粒間孔大量消失；隨埋藏加深，孔隙中發(fā)生泥質重結晶(見圖3(b))，破壞原生粒間孔，因此該區(qū)原生粒間孔少，平均體積分數(shù)為5.5%，對儲層意義不大.

(2)殘余粒間孔.它是在埋藏成巖過程中，原生粒間孔被自生礦物膠結物部分充填改造后形成的一類孔隙，充填孔隙的自生礦物膠結物主要為方解石、石英、高嶺石等(見圖3(c)).隨埋藏深度進一步加大，機械壓實作用逐漸向化學壓溶作用轉化，壓溶產物為成巖自生礦物析出提供物質基礎，尤其是鈣質膠結物及石英、長石的自生加大(見圖3(d))，使孔隙度進一步降低，形成殘余粒間孔，為該區(qū)僅次于粒間溶孔的孔隙類型.

圖3 臨江地區(qū)扶余—楊Ⅰ油層儲集空間孔隙類型

1.4.2 溶蝕孔隙

(1)粒間溶孔.它包括被溶蝕改造的原生粒間孔隙、溶蝕擴大孔、膠結物內溶孔，是由粒間雜基、膠結物或顆粒邊緣等經溶解或交代形成的孔隙空間.粒間溶孔形態(tài)不規(guī)則，孔隙邊緣一般呈不規(guī)則彎曲狀，溶蝕程度較大時可形成特大孔隙(見圖3(e)).該區(qū)粒間溶孔主要由長石、巖屑等易溶碎屑組分差異溶解形成.膠結物內溶孔主要由碳酸鹽膠結物溶解形成，數(shù)量少，對儲層影響小.粒間溶孔是該區(qū)最重要的孔隙類型之一，可改善儲層孔滲性.

(2)粒內溶孔.它是由碎屑巖中的碎屑顆粒發(fā)生部分溶蝕形成的孔隙空間，該區(qū)粒內溶孔主要見于長石、云母和部分易溶巖屑內，分布不均勻(見圖3(f)).其中長石溶孔最常見，一定程度上改善了儲層物性；長石巖屑砂巖主要包括長石巖屑和碳酸鹽碎屑，巖屑含量較高，巖屑粒內溶蝕作用形成的毛細孔發(fā)育，可較大地改善儲層物性；云母內溶孔不常見，對改善儲層的物性意義不大.

(3)鑄?？?它是易溶碎屑顆粒全部被溶，僅殘留黏土套膜，并保留原顆粒形態(tài)的孔隙空間.一般是粒內溶孔進一步擴大的結果，該區(qū)有相當一部分溶蝕孔隙為鑄模孔，僅次于粒間溶孔，以長石顆粒的鑄?？诪橹?見圖3(g)).鑄模孔常與其他類型的各種孔隙如粒間孔隙、其他溶蝕孔隙等相互連通形成伸長狀或特大孔隙，為改善該區(qū)儲層物性的主要孔隙空間類型之一.

2 儲層物性主控因素

儲層物性影響因素包括沉積條件、埋藏深度、巖石粒度、成巖作用、構造活動、烴類早期充注及有機質演化、異常壓力等[12].影響臨江地區(qū)砂巖碎屑巖儲層物性的主要因素為沉積條件、埋藏深度和成巖作用.

2.1 沉積條件

沉積條件是儲層形成的基礎和先決條件，不同沉積條件形成的各種巖石類型是后期成巖改造的物質基礎，控制儲層在區(qū)域上的走向及展布[12].臨江地區(qū)扶余—楊Ⅰ油層儲層屬于淺水三角洲亞相沉積，水上平原發(fā)育，水下平原不發(fā)育，發(fā)育有分流河道、決口扇、分流間灣、天然堤等沉積微相.根據(jù)巖心樣品物性參數(shù)統(tǒng)計結果，分流河道儲層物性較好，水動力強，分選度較好，黏土和雜基含量較少，成分成熟度較高，具有相對較高的孔隙度和滲透率，為較好儲集體；其次為決口扇微相.其他相帶由于水動力較弱，沉積物顆粒細、雜基等填隙物含量高，在壓實和膠結作用下，孔、滲急劇降低(見表2).

表2 臨江地區(qū)扶余楊Ⅰ油層不同微相孔滲數(shù)據(jù)統(tǒng)計

2.2 埋藏深度

在粒度和填隙物含量一定的條件下，由臨江地區(qū)扶余—楊Ⅰ油層試油資料中孔隙度、滲透率與埋藏深度數(shù)據(jù)，建立埋藏深度與含油層位孔隙度及滲透率關系(見圖4).由圖4可見，埋藏深度和孔隙度及滲透率呈正相關關系.

圖4 臨江地區(qū)扶余—楊Ⅰ儲層孔隙度、滲透率隨埋藏深度變化散點圖

2.3 成巖作用

成巖作用對儲層性能的改造是決定儲集物性的重要后天因素[13-15].該區(qū)儲層成巖作用類型包括膠結作用、交代和重結晶作用及溶蝕和溶解作用；根據(jù)對孔隙度和滲透率的影響可分為建設性成巖作用和破壞性成巖作用，溶蝕和溶解作用為建設性成巖作用，膠結作用、交代和重結晶作用為破壞性成巖作用.

2.3.1 膠結作用

臨江地區(qū)巖石膠結類型較齊全，可見強烈的硅質、硬石膏及方解石膠結作用(見圖5)，泥質膠結作用次之.硅質膠結物多以石英自生加大產出，砂巖部分石英碎屑具加大邊.硅質膠結物以微晶石英集合體狀產出，充填在顆粒之間的孔隙之中，阻塞孔喉，對儲層具破壞作用.早期碳酸鹽膠結作用一方面支撐儲層，抵抗部分壓實作用；另一方面減少原生孔隙，使其分布不均勻，連通性變差.方解石充填長石或石英的次生孔隙，形成晚于石英和長石的溶蝕，對儲層起破壞作用，對形成溶蝕孔的貢獻不大.泥質膠結物中高嶺土以分散質點方式充填顆粒間的孔隙；綠泥石以薄膜式分布在顆粒外部，包裹顆粒，部分呈分散質點充填孔隙，有時可見綠泥石膠結幾乎堵塞孔隙.雖然早期綠泥石薄膜可增加儲層抗壓性，但該區(qū)綠泥石薄膜使儲層物性變差.自生伊利石和混層黏土礦物呈搭橋狀分布在孔隙中，使大孔隙被分割，流體通道復雜曲折，儲層物性變差.伊/蒙混層等膨脹性黏土礦物在孔隙空間中遇水體積急劇增大，充填孔隙使儲層物性變差.

圖5 臨江地區(qū)膠結作用類型

2.3.2 交代和重結晶作用

該區(qū)交代作用和重結晶較常見，使原生孔隙大量消失，降低儲層物性，對儲層影響較大.鏡下可見碳酸鹽礦物充填與交代，表現(xiàn)為方解石以晶狀顆粒充填孔隙，方解石或白云石交代長石、巖屑顆粒.極少量濁沸石以斑狀充填孔隙，交代長石和碎屑.

2.3.3 溶蝕和溶解作用

研究區(qū)儲層溶蝕作用發(fā)育，溶蝕孔是主要儲集空間類型之一.鏡下薄片鑒定表明：儲層碎屑巖易溶組分長石、巖屑含量較高，溶蝕作用對儲層物性改造明顯.長石溶蝕現(xiàn)象普遍，鏡下可見港灣狀、蜂窩狀溶蝕孔和長石全部溶蝕形成的鑄?？?，碎屑顆粒和膠結物一起被溶解使局部顆粒間呈現(xiàn)伸長狀孔隙和特大孔隙(見圖3(f)).溶解作用在儲層中形成次生孔隙以粒間溶孔為主，其次為粒內溶孔、膠結物內溶孔、特大孔等，次生溶蝕孔隙占總孔隙的68%以上，為儲層的主要儲集空間.

3 結論

(1)臨江地區(qū)儲集層巖性主要為長石砂巖、巖屑長石砂巖和長石巖屑砂巖，碎屑結構以粉砂、細砂為主，成分成熟度和結構成熟度總體中等偏低.總體為中孔低滲儲層，孔隙度為10.0%～15.0%，滲透率為(0.01～10.00)×10-3μm2.

(2)臨江地區(qū)發(fā)育2類5種儲集空間類型，包括粒間孔隙的原生粒間孔、殘余粒間孔，及溶蝕孔隙的粒間溶孔、粒內溶孔、鑄?？?儲層改善物性有貢獻的首先為溶蝕孔隙的粒間溶孔和鑄?？祝黄浯螢榱ｉg孔隙的原生粒間孔和溶蝕孔隙的粒內溶孔.孔喉結構中以小孔喉為主，儲層滲透性受孔隙和喉道約束.

(3)影響臨江地區(qū)扶余—楊Ⅰ油層儲層性能的主要因素，前期為沉積條件和埋藏深度，沉積條件以分流河道和河口壩沉積最好；在粒度和填隙物含量一定的條件下，孔滲隨埋藏深度的增大而減小.后期為成巖作用，主要經歷膠結作用、交代和重結晶作用、溶蝕和溶解作用，膠結作用、交代和重結晶作用對儲層物性起破壞作用，溶蝕和溶解作用對儲層物性起改善作用.