丁 圣

(中國石化石油物探技術(shù)研究院， 江蘇南京211103)

高郵凹陷南斷階阜一段儲層特征及物性主控因素

丁 圣

(中國石化石油物探技術(shù)研究院， 江蘇南京211103)

不同低滲透儲層特征差異大，尤其是物性特征對滲流能力和開發(fā)效果有著重要影響。以巖芯為基礎(chǔ)，綜合采用普通薄片、鑄體薄片等多種測試手段對高郵凹陷南斷階阜一段儲層特征進(jìn)行分析，結(jié)合巖石相、沉積相、成巖特征研究儲層物性的控制因素，探討低滲透砂巖背景下的優(yōu)質(zhì)儲層形成條件。研究結(jié)果表明：高郵凹陷南斷階阜一段儲層為低孔低滲透儲層，其成分和結(jié)構(gòu)成熟度中等，孔隙度一般為15%，滲透率一般為10×10-3μm2。沉積作用是形成低滲透儲層的基礎(chǔ)性因素，控制著砂體的發(fā)育，決定了后期成巖作用的類型和強度；成巖作用的壓實作用、膠結(jié)作用和溶蝕作用對儲層物性起決定性作用，優(yōu)質(zhì)儲層的形成主要受后期碳酸鹽溶蝕作用控制。尋找次生孔隙發(fā)育儲層是該地區(qū)下一步油氣開發(fā)的方向和突破點。

巖石相；沉積相；成巖作用；優(yōu)質(zhì)儲層；主控因素；高郵凹陷；蘇北盆地；江蘇

0 引 言

蘇北盆地系蘇北南黃海陸相中、新生代盆地西南的陸地部分，包括安徽省天長市的部分地區(qū)，南以江都—如皋一線為界，北至濱海，西起泗洪、盱眙一線，東臨黃海，面積3.5萬km2。高郵凹陷位于蘇北盆地東臺坳陷中部，按構(gòu)造單元劃分為南部斷階帶、深凹帶和北斜坡，南斷階自西南往東北依次劃分為方巷、許莊、竹墩3個斷塊，南斷階阜一段沉積環(huán)境為湖盆構(gòu)造沉降減弱、物源供應(yīng)增加情況下的扇三角洲沉積，扇三角洲前緣亞相砂體是研究區(qū)砂體堆積的主體，是河流波浪共同作用的地帶。砂泥經(jīng)沖刷淘洗和再分布形成了砂質(zhì)相對較純、分選較好的砂質(zhì)集中帶，可進(jìn)一步劃分為水下分流河道、水下分流河道側(cè)緣、河口砂壩、前緣席狀砂等沉積微相，砂巖類型以細(xì)砂巖和粉砂巖為主，其次為泥、灰質(zhì)粉砂巖、不等粒砂巖。根據(jù)巖芯物性實測資料分析，南斷階阜一段儲層孔隙度為3.2%～25.0%，滲透率為(0.07～300)×10-3μm2。根據(jù)儲層分類標(biāo)準(zhǔn)，南斷階阜寧組阜一段儲層為低滲-致密砂巖儲層。

1 儲層特征

1.1 巖石學(xué)特征

巖石的礦物組成是儲層演化特征的物質(zhì)基礎(chǔ)，目前研究儲層的巖礦特征主要基于顯微鏡下的薄片鑒定，砂巖包含4種基本組成部分：碎屑顆粒、雜基、膠結(jié)物、孔隙。雜基與膠結(jié)物合稱填隙物。

方巷、竹墩地區(qū)阜一段泥巖主要為淺灰色、紅褐色泥巖，反映了水下氧化沉積環(huán)境；許莊地區(qū)主要為深灰色泥巖，說明沉積時期許莊水體比方巷、竹墩地區(qū)相對要深。砂巖類型以粉細(xì)砂巖和粉砂巖為主，大量的薄片鑒定結(jié)果顯示，砂巖普遍成分成熟度和結(jié)構(gòu)成熟度中等，砂巖碎屑質(zhì)量分?jǐn)?shù)為60%～90%。填隙物質(zhì)量分?jǐn)?shù)為5%～20%，由雜基和膠結(jié)物兩部分組成：雜基主要成分為泥質(zhì)，X射線衍射全巖分析結(jié)果表明，方巷、許莊、竹墩、徐31塊的泥質(zhì)質(zhì)量分?jǐn)?shù)較高(>6%)；膠結(jié)物質(zhì)量分?jǐn)?shù)>10%，以碳酸鹽為主，另有少量硅質(zhì)膠結(jié)物，偶見鐵礦、硬石膏、菱鐵礦、片鈉鋁石(竹墩地區(qū))膠結(jié)物，其中石英質(zhì)量分?jǐn)?shù)平均為65.0%，長石質(zhì)量分?jǐn)?shù)平均為17.4%，鉀長石含量高于斜長石。巖屑質(zhì)量分?jǐn)?shù)為10%～30%，平均為16.9%，成分主要為石英巖、硅質(zhì)巖、片巖等。巖石類型主要為巖屑長石砂巖和少量長石巖屑砂巖、長石石英砂巖。顆粒分選中等，磨圓度為次圓-次棱角，點-線接觸，一般為顆粒支撐，孔隙-接觸式膠結(jié)(丁圣等，2012a,2012b)。

1.2 儲集空間類型

1.2.1 原生孔隙 研究區(qū)阜一段儲層中原生孔隙一般為原生粒間孔隙，大小不一，直徑在5～20 μm之間，連通性中等—差。形態(tài)較規(guī)則，原生粒間孔形態(tài)呈三角形、多邊形等，孔隙邊緣平直，未見明顯的溶蝕現(xiàn)象(圖1)，分布不均。方巷、許莊地區(qū)原生孔隙較少，原生粒間孔占6%～10%；竹墩地區(qū)所占比率相對較高，原生粒間孔占21%。

圖1 原生孔隙微觀特征Fig.1 Microscopic characteristics of primary pores

1.2.2 次生孔隙 方巷—竹墩地區(qū)阜一段儲層的次生孔隙是研究區(qū)主要儲集空間類型，主要包括粒間溶孔、粒內(nèi)溶孔、鑄模孔以及特大孔隙等。

(1) 粒間溶孔。主要為填隙物發(fā)生溶解，其主要組分為黏土礦物和碳酸鹽膠結(jié)物，受成巖作用溶解形成粒間溶孔，增加儲集空間，提高儲層連通性，是研究區(qū)主要儲集空間類型。方巷、許莊地區(qū)粒間溶孔占總孔隙的59%～66%，竹墩地區(qū)粒間溶孔占總孔隙的59%。這種儲集空間主要發(fā)生在沉積時經(jīng)過充分淘洗、雜基含量相對較低的水下分流河道或河口壩沉積相內(nèi)(圖2)。

圖2 粒間溶蝕孔微觀特征Fig.2 Microscopic characteristics of intergranular dissolution pores

(2) 粒內(nèi)溶孔與鑄?？?。長石、巖屑等一些不穩(wěn)定礦物遭受內(nèi)部溶蝕而形成次生粒內(nèi)溶孔，其形態(tài)不規(guī)則。鑄?？资橇?nèi)溶孔的進(jìn)一步擴大，直到全部溶解，保持原始顆粒形態(tài)(圖3)。此類孔隙多發(fā)育在孔隙水較為活躍或顆粒成熟度較低的地帶，方巷、許莊地區(qū)鑄?？渍?9%～20%，粒內(nèi)溶孔占3%～15%；竹墩地區(qū)鑄模孔占12%，粒內(nèi)溶孔占8%。

圖3 粒內(nèi)溶蝕孔和鑄?？孜⒂^特征Fig.3 Microscopic characteristics of intragranular dissolution pores and mold pores

圖4 許淺1-21井毛管壓力測試曲線Fig.4 Test curves of capillary pressure in the well Xuqian 1-21

圖5 紀(jì)X11井毛管壓力測試曲線Fig.5 Test curves of capillary pressure in the well Ji X11

1.3 孔隙結(jié)構(gòu)特征

通過壓汞曲線特征(圖4、圖5)分析計算孔隙度、滲透率、排驅(qū)壓力、中值壓力、分選系數(shù)、最大喉道半徑、平均喉道半徑等參數(shù)的特征(高靜樂等，2008；邱隆偉等，2009；熊偉等，2009；周勇等，2011)。從圖4、圖5可以看出，許淺1-21井斜率較大，說明孔隙半徑較??；曲線基本靠近左下方，呈略細(xì)歪度特征，說明分選整體不是很好。紀(jì)X11井曲線比許淺1-21井平緩，而且曲線主要集中在右下方，呈細(xì)歪度，同時方巷與許莊滲透率都比較低。從許淺1-21井孔喉分布直方圖可以看出(圖4)，孔喉半徑的分布頻率峰值主要在0.15～0.65 μm之間，竹墩地區(qū)孔隙度高，滲透率大；紀(jì)X11井孔喉直方圖中，孔喉分布頻率峰值主要集中在1.00～2.50 μm之間。因此可以得出巖芯孔喉半徑的分布與對滲透率的貢獻(xiàn)值基本一致，表明對于孔喉半徑較小的地層，其主要的滲透率貢獻(xiàn)來自于小孔喉；孔喉半徑相對較大的地層，其主要滲透率貢獻(xiàn)來自于大孔喉。如果儲層滲透率主要由較大的孔喉所貢獻(xiàn)，那么流體的滲流通道大、阻力小、能力強，儲層的開發(fā)潛力大；反之，如果儲層滲透率主要由細(xì)小的孔喉所貢獻(xiàn)，那么流體的滲流阻力就大、能力弱，儲層的開發(fā)難度加大。

2 物性主控因素分析

低滲-致密砂巖儲層物性一般對沉積微相、巖石相、成巖相等因素比較敏感。研究區(qū)目的層段巖性主要為粉砂巖、細(xì)砂巖，其次為泥、灰質(zhì)粉砂巖、不等粒砂巖、灰質(zhì)含礫砂巖(表1)。不同巖石相的物性分布范圍廣，相互都有大量重疊區(qū)域，重疊區(qū)孔隙度為10%～15%，滲透率集中在(0.1～20)×10-3μm2。通過不同巖石相的劃分，很難區(qū)分孔隙度的差異，說明研究區(qū)巖石相對儲層物性控制作用弱。

表1 不同巖性孔隙度與滲透率Table 1 Porosity and permeability of different lithologies

研究區(qū)沉積相主要有扇三角洲前緣水下分流河道、水道側(cè)緣、河口壩、席狀砂4種微相，各微相儲層物性具有較大的差異：水下分流河道的物性參數(shù)分布范圍廣，孔隙度分布區(qū)間為5%～25%，滲透率分布區(qū)間為(0.1～300)×10-3μm2；河口壩的物性最好，孔隙度分布區(qū)間為15%～25%，滲透率分布區(qū)間為(10～300)×10-3μm2；水道側(cè)緣和前緣席狀砂物性相對都比較差，孔隙度基本小于15%，滲透率小于10×10-3μm2。

從表2可以看出，不同沉積微相孔滲數(shù)據(jù)點雖存在差異，但是重疊區(qū)域大，尤其是水下分流河道受間歇性洪水影響，其孔滲低值部分與水道側(cè)緣、前緣席狀砂重疊，高值部分與河口壩范圍重疊，因此沉積微相對儲層物性控制作用弱。

對南斷階阜一段不同區(qū)塊的孔隙度滲透率數(shù)據(jù)進(jìn)行分析，不同區(qū)塊的物性分布范圍廣，相互間有大量重疊區(qū)域，方巷、許莊重疊區(qū)孔隙度集中在7%～12%之間，滲透率集中在(0.02～1)×10-3μm2之間；竹墩地區(qū)與方巷、許莊地區(qū)重疊區(qū)孔隙度集中在10%～18%之間，滲透率集中在(0.1～20)×10-3μm2之間，通過不同區(qū)塊的劃分，很難區(qū)別物性的差異(表3)。

表2 不同微相孔隙度與滲透率Table 2 Porosity and permeability of different microfacies

表3 不同區(qū)塊孔隙度與滲透率Table 3 Porosity and permeability for different blocks

結(jié)合井深、泥質(zhì)含量、碳酸鹽含量、填隙物(泥質(zhì)+碳酸鹽)、平均粒徑、顆粒分選系數(shù)6個因素對孔隙度、滲透率進(jìn)行多因子分析(表4)。表4顯示，深度對孔隙度、滲透率影響因子分別為-0.59、-0.48；其次，影響孔滲的因素為填隙物，特別是碳酸鹽含量的影響要高于泥質(zhì)含量的影響，填隙物和孔滲呈負(fù)相關(guān)關(guān)系，對孔隙度、滲透率的影響因子分別為-0.40、-0.36，說明壓實、膠結(jié)、溶蝕等成巖作用對研究區(qū)阜一段儲層物性影響大，是儲層物性好壞的決定因素。

2.1 深度對物性控制分析

方巷—竹墩地區(qū)阜一段地層普遍存在蒙脫石、伊利石、高嶺石及綠泥石等黏土礦物。隨著埋深的增加，條件適宜時各黏土礦物會發(fā)生轉(zhuǎn)化。在此過程中，黏土礦物脫出的層間水及H+的酸性混合液對碳酸鹽礦物和長石等的溶蝕作用增強，促進(jìn)了次生孔隙的發(fā)育。黏土礦物轉(zhuǎn)化所提供的酸性混合液主要是由蒙脫石向伊利石轉(zhuǎn)化產(chǎn)生的。

次生孔隙的形成是經(jīng)過各種成巖作用和成巖環(huán)境改造的最終產(chǎn)物。在早成巖B期以前，機械壓實是最主要的成巖作用類型，因而孔隙度是持續(xù)降低的；隨著深度的增加和顆粒間接觸程度的提高，機械壓實作用變?nèi)?，至早成巖B期早期時，儲層已固結(jié)成巖，壓實及膠結(jié)作用的影響減弱；在中成巖階段，由于有機質(zhì)演化而伴生有機酸，使得碳酸鹽、長石等不穩(wěn)定礦物成分溶解形成次生孔隙。

表4 孔隙度、滲透率多因子影響因素分析Table 4 Analysis of multi-factor influencing factors of porosity and permeability

方巷、許莊地區(qū)阜一段地層埋藏深度范圍為1 200～2 600 m。由圖6可以看出，在1 800 m深度附近，儲層物性發(fā)生明顯突變，1 800～2 200 m時物性變好，此深度段為次生孔隙發(fā)育帶。

圖6 方巷、許莊地區(qū)孔隙演化圖Fig.6 Evolution of porosity in the Fangxiang and Xuzhuang areas

竹墩地區(qū)阜一段地層埋藏深度范圍為1 100～2 700 m，從竹墩地區(qū)孔隙演化圖(圖7)可以看出，在1 900 m深度附近，儲層物性發(fā)生明顯的突變，自1 900～2 400 m物性變好，此深度段為次生孔隙發(fā)育帶。

圖7 竹墩地區(qū)孔隙演化圖Fig.7 Evolution of porosity in the Zhudun area

2.2 成巖作用對物性控制分析

2.2.1 壓實作用 壓實作用是原生粒間孔隙損失的主要因素，壓實程度受埋藏深度、溫度、埋藏時間、異常流體壓力、孔隙中流體性質(zhì)、碎屑成分、粒度和分選性等諸多因素影響。高郵凹陷南斷階的方巷、許莊和竹墩地區(qū)阜一段儲層埋深分別處在1 200～2 600 m和1 100～2 000 m之間，少數(shù)井埋深有異常，具有碎屑顆粒細(xì)(以粉砂巖和細(xì)砂巖為主)、長石和巖屑質(zhì)量分?jǐn)?shù)較高(20%～40%)等特點，南斷階阜一段儲層總體上經(jīng)歷了較強的壓實作用：(1)可見云母及部分巖屑的塑性變形，部分可見長石、石英顆粒的破裂(圖8)；(2)顆粒間接觸以點-線接觸為主，在埋深較深的層位以線-凹凸接觸為主(圖9)。從顆粒接觸關(guān)系不難看出，由于不同地區(qū)埋深有差異，壓實作用強度不同，1 500 m埋深以上以點接觸為主，2 000 m埋深以線接觸為主，2 500 m埋深以凹凸接觸為主。

圖8 強壓實作用與顆粒間線、凹凸接觸Fig.8 Photos showing strong compaction, intergranular line contact and concavo-convex contact

圖9 塑性顆粒變形與剛性顆粒破裂Fig.9 Photos showing deformation of plastic particles and cracking of rigid particles

圖10 顆粒在碳酸鹽膠結(jié)物中呈“漂浮”型Fig.10 Photos showing ″floating″ particles in carbonate cements

2.2.2 膠結(jié)作用 膠結(jié)作用是破壞儲層物性的另一主因。流動的孔隙水能持續(xù)地帶入溶解的碳酸鹽，為碳酸鹽膠結(jié)物的主要來源?？紫端芙馑樾汲练e物中的介殼和碳酸鹽顆粒，溶解的物質(zhì)又作為成巖期的膠結(jié)物沉淀下來。有些顆粒在嵌晶碳酸鹽中呈“漂浮”型(圖10)，砂粒周圍無其他類型膠結(jié)物，說明此類碳酸鹽膠結(jié)物是形成于壓實作用較弱、其他膠結(jié)物尚未析出的早成巖B期淺埋藏階段。碳酸鹽巖的溶解度對溶液的pH值極為敏感，隨著pH值的升高，其穩(wěn)定性逐漸升高，從而有利于碳酸鹽礦物的沉淀。

方解石膠結(jié)物可以呈微晶、粒狀、鑲嵌狀、襯邊狀和櫛狀產(chǎn)出，同時對顆粒和雜基進(jìn)行交代。在高郵凹陷南斷階地區(qū)阜一段地層中，方解石質(zhì)量分?jǐn)?shù)變化較大，在2%～40%間均有。從垂向分布來看，與深度關(guān)系不大，主要受沉積相帶等因素的控制，如在水下分流河道中，方解石膠結(jié)物主要分布在河道的底部；而在席狀砂中方解石含量較高，形成期早，膠結(jié)致密，從而使顆粒呈“飄浮”型。

石英是研究區(qū)砂巖中最常見的硅質(zhì)膠結(jié)物，它可以呈微、細(xì)粒狀充填于孔隙中，但更主要的是以碎屑石英自生加大邊膠結(jié)物出現(xiàn)(吳旭光，2014；周正等，2014；祝海華等，2014；岳紹飛等，2015)。在研究區(qū)阜一段地層中(圖11)，石英次生加大發(fā)育程度隨埋藏深度變化較為明顯，整體趨勢隨埋深增大而增多，但總的來說，質(zhì)量分?jǐn)?shù)較低(約0.5%～5%)。石英次生加大的結(jié)果是充填孔隙，降低了儲層的孔隙度，使喉道縮小、滲濾能力變差，在一定程度上影響了儲層的儲集物性。

圖11 石英自生加大現(xiàn)象Fig.11 Photos showing Quartz overgrowth

2.2.3 溶蝕作用 溶蝕作用對儲層物性具有建設(shè)性作用。南斷階地區(qū)儲層溶解作用主要發(fā)生在碳酸鹽膠結(jié)物和黏土礦物膠結(jié)物等填隙物以及長石、巖屑和少量石英等的骨架顆粒中(圖12)。其中，長石的溶蝕主要沿解理縫開始，巖屑的溶蝕從裂縫或易溶物開始，而石英是從邊緣開始或通過裂縫開始。易發(fā)生溶解作用的儲層一般位于沉積時得到充分的淘洗、雜基含量相對較低的沉積微相，同時儲層溶蝕作用的發(fā)生和地層水的活動性有直接關(guān)系，在水下分流河道以及分流河口砂壩等孔隙連通性較好的位置，高嶺石向綠泥石轉(zhuǎn)化過程中形成的大量酸性孔隙水活動強烈，長石的溶蝕較強，從而早期越優(yōu)質(zhì)的原始儲層越容易改造成優(yōu)質(zhì)儲層，即壓實作用弱和溶蝕作用強的儲層。

3 結(jié) 論

(1) 巖石相、沉積相是形成低滲透-致密儲層的基礎(chǔ)性因素，控制著砂體的展布和發(fā)育規(guī)模，不是導(dǎo)致研究區(qū)儲層致密的主要因素，但決定了后期成巖作用的類型和強度。

(2) 研究區(qū)成巖作用對儲層的影響早期表現(xiàn)為顆粒中等到強壓實；中期方解石和(含)鐵白云石的強膠結(jié)，在壓實作用、強烈鈣質(zhì)膠結(jié)以及石英加大作用影響下，儲層物性具有明顯的降低趨勢；后期隨著埋深的繼續(xù)增加，碳酸鹽膠結(jié)物和黏土礦物膠結(jié)物等填隙物以及長石、巖屑和少量石英等的骨架顆粒開始溶蝕，并發(fā)育了較明顯的次生孔隙帶，優(yōu)質(zhì)儲層的形成主要受后期碳酸鹽溶蝕作用控制。

尋找次生孔隙發(fā)育儲層是該區(qū)下一步油氣開發(fā)的方向和突破點。

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Reservoir characteristics of the first member of Funing Formation in south fault terrace of the Gaoyou sag and the main controlling factors on physical properties

DING Sheng

(Sinopec Geophysical Research Institute, Nanjing 211103, Jiangsu, China)

The characteristics of different low permeability reservoirs vary greatly, and especially the physical characteristics have an important impact on the seepage capability and development efficiency. This study analyzed the reservoir features of the first member of the Funing Formation in south fault terrace of the Gaoyou sag with conventional thin section and casting thin section techniques based on core data. In addition, we studied the controlling factors of reservoir physical properties combining with lithofacies, sedimentary facies and diagenetic characteristics, and discussed the formation conditions of high-quality reservoir in low permeability sandstone. The result shows that this reservoir has moderate compositional maturity and textural maturity, and low porosity and permeability, with average porosity of 15% and average permeability of 10×10-3μm2. Sedimentation is a basic factor of this low permeability reservoir, which controls the development of sand bodies and determines the type and intensity of the late diagenesis. The compaction, cementation and dissolution of rocks are critical to the reservoir physical properties. The formation of high-quality reservoir is mainly controlled by carbonate dissolution. Those reservoirs with secondary pores are the direction and breakthrough of the oil and gas development in the region.

lithofacies; sedimentary facies; diagenesis; high quality reservoir; main controlling factors; Gaoyou sag; Subei Basin; Jiangsu Province

10.3969/j.issn.1674-3636.2016.04.575

2015-12-18；

2015-12-26；編輯：陸李萍

江蘇省自然科學(xué)基金項目“復(fù)雜斷塊油藏細(xì)分層開發(fā)提高采收率潛力研究”(BK2008582)

丁圣(1978— )，男，高級工程師，博士，主要從事油氣藏開發(fā)地質(zhì)工作，E-mail: ds3108@126.com

P618.130.2+1

A

1674-3636(2016)04-0575-08