劉 豐， 吳 奎， 萬 琳， 王冰潔

( 中海石油(中國)有限公司 天津分公司，天津 300452 )

遼中凹陷X油田東三段儲層物性特征及控制因素

劉 豐， 吳 奎， 萬 琳， 王冰潔

( 中海石油(中國)有限公司 天津分公司，天津 300452 )

基于巖心觀察、鑄體薄片鏡下觀察與統(tǒng)計、掃描電鏡觀察、巖石物性測試等資料，分析遼中凹陷X油田東營組三段(東三段)辮狀河三角洲前緣儲層物性特征及主控因素。結果表明，東三段巖石類型以巖屑質長石砂巖為主，以原生粒間孔和溶蝕孔為主。東三段碎屑巖儲層經(jīng)歷復雜成巖作用及演化，現(xiàn)今處于中成巖B期，不同成巖作用對儲層物性影響不同，溶蝕作用形成的次生孔隙能有效改善儲層物性，在較強的水動力沉積環(huán)境下，分選好的中、細砂巖物性較好，在多期油氣充注過程中，有機酸釋放促進溶蝕作用的發(fā)生，形成有效儲集空間；構造裂縫或微裂縫也能有效改善儲層物性。該研究結果可以為遼中凹陷中深層油氣勘探開發(fā)提供指導。

儲層物性； 砂巖類型； 巖石學特征； 辮狀河三角洲； 遼中凹陷

0 引言

碎屑巖儲層形成機理的研究[4]主要集中于碎屑巖儲層的沉積環(huán)境及成巖作用過程分析[5-6]。在碎屑巖儲層形成條件和主要影響因素的研究基礎上，根據(jù)渤海海域古近系碎屑巖儲層發(fā)育特征[7-8]，筆者利用遼中凹陷X油田的巖心、壁心及測井、化驗分析資料，進行沉積分析及砂巖樣品鏡下微觀研究，分析研究區(qū)油氣充注和構造活動特征，以及古近系東三段碎屑巖儲層的物性特征，研究儲層物性的影響因素，為遼中凹陷油田圍區(qū)古近系的油氣勘探提供指導。

1 區(qū)域地質背景

遼東灣坳陷位于渤海灣盆地的東北部, 是下遼河裂谷盆地向渤海海域的自然延伸，走向為NNE-SSW向，呈狹長條帶狀展布，表現(xiàn)為“三凹兩凸”的構造格局[9]，新生代經(jīng)歷古近紀裂陷和新近紀—第四紀后裂陷兩個階段[10]。其中遼中凹陷位于遼東灣坳陷的中部，隸屬于新生代沉積盆地，其地層沉積厚度超過6 km[11]，古近系由深至淺發(fā)育孔店組、沙河街組和東營組，主要為多期扇三角洲—辮狀河三角洲砂體和湖相泥巖的旋回沉積；新近系地層發(fā)育館陶組和明化鎮(zhèn)組，主要為一套辮狀河到曲流河陸源粗碎屑的砂礫巖和砂(泥)巖沉積。

X油田位于遼中凹陷南部，受郯廬斷裂的影響，油田發(fā)育LD21和LD16兩條主干走滑斷層，走滑斷層及其伴生斷層共同構成研究區(qū)構造主體(見圖1(a))。根據(jù)區(qū)域沉積相研究結果[12]，結合地震相和測井相分析、巖心觀察、化驗分析等資料，研究區(qū)東三段發(fā)育多期辮狀河三角洲前緣砂體與湖相泥巖的沉積體系(見圖1(b))，三角洲前緣砂體與上覆湖相泥巖、下伏生油巖緊密相鄰，具有較好的生儲蓋配置關系，有利于油氣成藏。

圖1 X油田構造位置及東三段沉積相平面Fig.1 Structural locationand the distribution of sedimentary facies of Ed3 in the X oilfield

2 儲層特征

2.1 巖石學

東三段118個巖石薄片樣品觀察表明，東三段儲層以巖屑質長石砂巖為主(見圖2)，其中巖屑體積分數(shù)為20.00%～43.00%,平均為28.96%,主要為酸性噴出巖和變質巖；長石體積分數(shù)為28.00%～55.00%,平均為41.33%;石英體積分數(shù)為15.00%～39.00%,平均為29.51%。填隙物中雜基的體積分數(shù)為1.00%～26.00%，平均為4.86%，雜基以泥質為主；膠結物體積分數(shù)為1.00%～37.00%，平均為7.79%，膠結物主要為碳酸鹽和高嶺石，其中菱鐵礦占膠結物總體積分數(shù)的49.25%，白云石(鐵白云石)占25.47%，方解石(鐵方解石)占6.93%，高嶺石占17.23%，膠結類型以孔隙—接觸式鈣質為主。儲層巖石粒度整體上以中砂巖及細砂巖為主，平均粒度中值為0.21 mm，多呈次棱角—次圓狀，顆粒接觸關系以點—線接觸為主，顆粒分選為好—中等，分選因數(shù)為1.51～4.26，平均為2.16。儲層整體上具有較低的成分成熟度及中—低結構成熟度特征。

圖2 X油田東三段巖石組分三端元圖Fig.2 Ternary diagram of sandstone of Ed3 in the X oilfield

2.2 儲層物性

4.成本回收后收益：每年發(fā)電帶來的直接經(jīng)濟收益×17年=54293.75元×17年=922993.75元。

研究區(qū)5口井鉆井和井壁138塊取心樣品物性數(shù)據(jù)表明，東三段中—細砂巖儲層孔隙度為2.7%～31.6%，平均為22.9%；滲透率為(0.20～940.90)×10-3μm2，平均為269.00×10-3μm2。根據(jù)SY/T 6285—2011《油氣儲層評價方法》,X油田東三段中—細砂巖儲層物性較好，以中—高孔、中—高滲儲層為主(見圖3(a))，儲層孔隙度與滲透率之間相關關系較好，而部分高孔隙度對應相對較低的滲透率，主要是因為儲層泥質雜基或膠結物體積分數(shù)較高，導致孔隙之間連通性變差(見圖4(a))。隨著埋深的增加,壓實作用增強, 孔隙度和滲透率整體上呈現(xiàn)下降趨勢, 埋深在2 600.00 m左右時，平均孔隙度達到25.0%，滲透率達到500.00×10-3μm2。埋深在2 800.00～3 050.00 m時，發(fā)育異常高孔隙度帶(見圖3(b)),儲層微觀孔隙結構觀察表明,高孔隙度帶發(fā)育較多的、呈港灣狀的次生溶蝕孔或強壓實作用導致顆粒破碎微裂縫(見圖4(c、e))。埋深在2 834.00～2 984.00 m 時，S-1井孔隙度為23.4%～26.2%，埋深在2 895.00～2 965.00 m 時，S-4井孔隙度為25.2%～27.2%，多井孔隙度數(shù)據(jù)表明異常孔隙度帶橫向分布較廣。

圖3 X油田東三段儲層孔隙度與滲透率、埋深關系

2.3 儲集空間

研究區(qū)東三段中—細砂巖儲層的儲集空間類型以原生粒間孔(見圖4(a))和溶蝕孔(見圖(c、e、f))為主，粒間溶孔(見圖4(e))和粒內(nèi)溶孔(見圖4(c、f))為次生溶蝕孔隙類型?？紫睹婵茁式y(tǒng)計表明，殘余原生粒間孔面積占總孔隙面積的20.52%，粒間溶孔面積占總孔隙面積的73.34%,粒內(nèi)溶孔面積占總孔隙面積的6.01%。另外，可見少量的膠結物溶孔、微裂縫發(fā)育(見圖4(c、d))，微裂縫一般能切穿粒間膠結物或切碎顆粒，早期的微裂縫受強壓實作用的影響，后期的顆粒邊緣溶蝕導致微裂縫規(guī)模進一步擴大。

根據(jù)毛管壓力數(shù)據(jù)及鑄體薄片、掃描電鏡觀察結果，研究區(qū)東三段儲層排驅壓力為0.029～1.544 MPa，平均為0.301 MPa，孔喉中值半徑為0.037～6.222 μm，平均為1.253 μm，飽和度中值壓力平均為4.745 MPa，最大進汞飽和度平均為74.5%，退汞效率平均為27.78%，具有中—高滲儲層的孔喉特征。

2.4 成巖作用及成巖階段

研究區(qū)東三段碎屑巖埋深為2 500.00～3 300.00 m。根據(jù)黏土礦物體積分數(shù)隨著深度變化關系、伊/蒙混層中蒙脫石體積分數(shù)及碳酸鹽膠結物類型等參數(shù)，結合遼中凹陷古地溫梯度、鏡質體反射率等，對研究區(qū)S-2井的埋藏史—熱史進行恢復，東三段儲層經(jīng)歷早成巖期、中成巖A期，現(xiàn)今處于中成巖B期。在由淺埋藏到深埋藏過程中，巖石主要經(jīng)歷壓實作用、膠結充填作用及溶蝕作用。壓實作用導致巖石顆粒多呈線接觸，如N-2井2 677.00 m埋深(見圖5(a))的部分樣品可見云母彎曲、斷裂現(xiàn)象(見圖5(b))；埋深越大，壓實作用越強，甚至石英顆粒發(fā)生破裂而形成微裂縫,如S-1井2 906.00 m埋深(見圖4(c))。東三段辮狀河三角洲前緣發(fā)育多種膠結類型，主要為碳酸鹽膠結和黏土礦物膠結，黏土礦物主要包括高嶺石、伊利石、綠泥石及伊/蒙混層，如N-2井2 627.00 m埋深(見圖5(c、d))，碳酸鹽膠結分為早期菱鐵礦膠結，如S-2井2 724.00 m埋深(見圖5(f))，以及中晚期方解石(鐵方解石)膠結、白云石(鐵白云石)膠結，如S-2井2 902.60 m和2 718.00 m埋深(見圖5(g、h))。此外，偶爾可見硅質膠結現(xiàn)象，主要表現(xiàn)為石英的次生加大(見圖5(d、e))。

圖5 X油田東三段微觀成巖作用特征Fig.5 Microscopic diagenetic features of Ed3 in the X oilfield

3 儲層物性影響因素

儲層物性的差異主要受沉積、成巖和構造活動的影響[13]。沉積作用控制碎屑顆粒的成分和結構，影響儲層原始孔隙度，與埋藏成巖過程中壓實、膠結等破壞性成巖作用和溶蝕作用、構造活動等改善性作用一起決定儲層最終物性[14]。

3.1 沉積作用

沉積作用不僅在宏觀上影響砂體的規(guī)模、厚度等空間展布特征，還通過控制碎屑顆粒的成分、體積分數(shù)、結構等特征影響儲層的原始孔隙度和滲透率，并對成巖作用的類型和強度有一定程度的影響[15]。

遼中凹陷X油田東三段砂體為辮狀河三角洲前緣沉積，儲層主體為中細粒的水下分流河道砂體，泥質體積分數(shù)較高的粉細砂巖為席狀砂沉積，沉積微相、顆粒粒度和分選的變化對儲層孔隙度影響顯著。5口井61塊樣品粒度和物性分析表明，高能環(huán)境的水下分流河道微相帶的分選好的中、細砂巖物性最好(見圖6(a-d))，孔隙度為10.9%～31.6%，平均為25.4%，滲透率為(0.15～1 603.00)×10-3μm2，平均為248.80×10-3μm2，碳酸鹽膠結物體積分數(shù)較低，平均為6.4%；分選中等的粉細砂巖物性相對較差，孔隙度為15.4%～23.6%，平均為20.1%，滲透率為(1.50～13.20)×10-3μm2，平均為7.30×10-3μm2,碳酸鹽膠結物體積分數(shù)為10.7%。不同沉積微相之間非均質性，造成砂巖儲層具有不同的巖石礦物成分和原始孔隙度，形成于高能環(huán)境的粒度相對較粗、分選好、膠結弱、泥質體積分數(shù)低的砂體具有良好的原生孔隙結構，孔滲條件好，具有溶蝕的物質基礎，在溶蝕改造前能保存較多具有連通性的原生孔隙，有利于后期流體流動的溶蝕改造，進而影響儲層的原始孔隙度和滲透率。巖石顆粒組分中石英體積分數(shù)與孔隙度之間相關關系不明顯(見圖6(e))，與滲透率之間正相關關系明顯(見圖6(f))。這是由于高體積分數(shù)的剛性顆粒在抗壓實作用中保存較多的原生孔隙，原生孔隙含量高對儲層孔隙連通性作用顯著。

3.2 成巖作用

3.2.1 壓實作用

研究區(qū)東三段埋藏深度屬于中深埋深，遭受較強壓實作用，地層壓力隨著埋深增加而增大，在巖石薄片中，云母等塑性顆粒發(fā)生彎曲變形，巖石顆粒接觸關系由點接觸向線接觸轉變(見圖5(b))，壓實作用對儲層物性主要起到減弱作用。壓實作用變強也導致剛性礦物顆粒破裂而產(chǎn)生微裂縫[16]，改善儲層物性(見圖4(c))。

3.2.2 膠結作用

研究區(qū)東三段儲層物性受膠結作用影響顯著，常見碳酸鹽巖礦物、高嶺石膠結，菱鐵礦呈凝塊狀充填于碎屑顆粒之間的部分粒間孔隙，鐵方解石交代碎屑顆粒，高嶺石呈小米粒、書頁狀分布于粒間孔隙。大量菱鐵礦膠結物形成于成巖早期還原環(huán)境，雖然占據(jù)原生孔隙空間而降低孔隙度，但是在壓實過程中也起到支撐顆粒而減緩壓實作用。進入成巖中期后，以含鐵碳酸鹽膠結為主，表現(xiàn)為長石、巖屑和早期碳酸鹽組分的交代，導致儲層物性下降。黏土礦物轉化是導致儲層物性下降的另一個關鍵因素，隨著埋深和地溫的增加，伊利石體積分數(shù)逐漸增加，呈絲絮狀充填于孔隙。另外，在相對封閉的成巖環(huán)境下，首先，在長石溶蝕過程中形成的SiO2有利于次生石英加大的形成，如S-2井2 898.90 m埋深(見圖5(e))；其次，一部分碳酸鹽膠結物溶蝕產(chǎn)物難以排出，在過飽和狀態(tài)下再次形成碳酸鹽膠結物，由于黏土轉化、泥巖孔隙水排替等作用可以提供碳酸鹽膠結Fe2+[17]，因此形成含鐵碳酸鹽膠結物。

圖6 X油田東三段沉積因素與物性關系Fig.6 Sedimentary factors and porosity permeability relationships of Ed3 in the X oilfield

3.2.3 溶蝕作用

溶蝕作用是研究區(qū)東三段儲層次生孔隙形成的重要因素，溶蝕形成的長石、巖屑次生孔隙是儲層物性改善的重要原因。鑄體薄片鏡下觀察到長石沿解理溶蝕(見圖5(i))，形成粒內(nèi)溶孔或鑄?？?，酸性火成巖巖屑選擇性溶蝕，碳酸鹽膠結物溶蝕形成粒間溶孔，溶蝕作用形成的次生孔隙提高儲層連通性。遼中凹陷沙河街組一、二、三段湖相泥巖為主要烴源巖[18]，研究區(qū)東三段砂體與深洼區(qū)烴源巖緊密相鄰，有機質成熟釋放出的有機酸是溶蝕作用發(fā)生的重要因素[19]。

根據(jù)研究區(qū)與油包裹體同期的鹽水包裹體的顯微測溫結果，東三段流體包裹體的均一溫度分為兩期成藏的特征：第一期為90～105 ℃，第二期為105～120 ℃(見圖7)。利用埋藏史圖[20]，對東三段兩期流體包裹體的均一溫度進行時間投影，第一期為東營組末期25 Ma左右充注，第二期為5 Ma以來原油充注。根據(jù)化學自反應自由能大小，有機酸首先溶蝕長石，其次溶蝕碳酸鹽膠結物[21]。排烴時形成的有機酸進入辮狀河三角洲前緣砂體，在有機酸作用下，長石顆粒溶蝕形成鑄?？椎却紊紫?見圖4(f)、圖5(i))，對提升儲層孔隙度具有重要作用；隨著有機質成熟，有機酸發(fā)生脫羧作用，地層水pH增大，形成堿性流體環(huán)境，石英顆粒發(fā)生溶蝕作用[22]，多沿石英顆粒邊緣發(fā)生部分溶蝕，如N-1井2 547.00 m埋深(見圖4(e))。次生孔隙帶垂向上主要發(fā)育在2 800.00～3 050.00 m埋深之間(見圖3(b))，儲層孔隙度約增加5%。

圖7 S-1井流體包裹體顯微測溫結果Fig.7 Results of micro temperature measurement of fluid inclusions

3.3 構造活動

構造復雜地區(qū)或部位的儲層物性同時受構造運動的影響，一方面構造應力作用加劇砂巖儲層的壓實程度，導致物性變差；另一方面使脆性巖石破裂而形成裂縫。首先，研究區(qū)儲層段主要發(fā)育斷層裂縫和構造應力微裂縫(見圖4(d))。其次，研究區(qū)斷層比較發(fā)育，斷裂形成的誘導裂縫提供良好的油氣運移通道[23-24]，根據(jù)多口井的單分量偶極橫波遠探測成像測井資料，結合3條孔隙度測井曲線特征，對井旁垂向裂縫帶進行定性識別[25-26]。在過S-2井斷層斷點附近，可以觀察裂縫反射體和部分巖性界面反射體，對應深度泥巖的孔隙度曲線(密度及聲波時差)具有密度變小、聲波時差增大的典型裂縫發(fā)育特征(見圖8)；在S-4井斷層附近井壁取心獲得構造角礫巖，也可見裂縫發(fā)育，構造裂縫和微裂縫在整體上改善砂巖儲層的物性。

圖8 構造裂縫段測井綜合識別結果Fig.8 Log comprehensive identification of structural fracture section

4 結論

(1)遼中凹陷X油田東三段儲層巖性主要為中砂巖及細砂巖，類型以巖屑質長石砂巖為主，儲集空間以原生粒間孔和溶蝕孔為主，平均孔隙度為22.9%，平均滲透率為269.00×10-3μm2，為中孔、中滲儲層。

(2)研究區(qū)東三段儲層物性受沉積相帶背景下的溶蝕作用疊加后期改造控制，三角洲前緣相帶發(fā)育的中—細砂巖是儲層發(fā)育的基礎，宏觀上控制優(yōu)質儲層的展布。壓實作用和膠結作用對儲層物性具有一定的破壞作用，但溶蝕作用產(chǎn)生的次生孔隙可以改善儲層物性，多期油氣充注過程中釋放的有機酸促使溶蝕作用的發(fā)生，形成有效儲集空間，對儲層物性起建設性作用。構造活動形成的裂縫和微裂縫也可以改善儲層物性。

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2016-10-08；編輯：任志平

國家科技重大專項(2011ZX05023-006-002)

劉 豐(1983-)，男，碩士，工程師，主要從事石油地質及油氣勘探方面的研究。

TE122.2

A

2095-4107(2016)06-0009-09

DOI 10.3969/j.issn.2095-4107.2016.06.002