崔 璀,鄭榮才,蔣宜勤,靳 軍,文華國

(1.成都理工大學(xué) 油氣藏地質(zhì)及開發(fā)工程"國家重點實驗室， 四川 成都 610059； 2.中國石油 新疆油田分公司 勘探開發(fā)研究院，新疆 克拉瑪依841000； 3.中國石油 新疆油田公司 實驗檢測研究院，新疆 克拉瑪依，834000)

準(zhǔn)噶爾盆地為一個年產(chǎn)量過千萬噸的重要陸相含油氣盆地，阜東斜坡區(qū)位于準(zhǔn)噶爾盆地東部(圖1)，以具備豐富的油氣資源和巨大的勘探開發(fā)潛力而受到高度關(guān)注。中侏羅統(tǒng)頭屯河組(J2t)是該地區(qū)也是準(zhǔn)噶爾盆地的主力產(chǎn)油層位[1]，勘探開發(fā)重點目前已從構(gòu)造油氣藏轉(zhuǎn)向隱蔽巖性油氣藏[2-3]， 然而對隱蔽巖性油氣藏至關(guān)重要的儲層特征的了解目前仍很膚淺，制約了頭屯河組油藏的開發(fā)效益，因而有必要對頭屯河組儲層的發(fā)育、控制因素和敏感性特征展開深入系統(tǒng)的研究。

1 頭屯河組油藏區(qū)域地質(zhì)概況

阜東斜坡位于昌吉中央凹陷北東端與博格達(dá)山山前沖斷帶北東側(cè)的結(jié)合部，也是阜康生油凹陷的東側(cè)上傾部位(圖1)，其構(gòu)造形態(tài)為一整體向北東抬升的單斜，平面展布呈北東窄南西寬的“桑葉形”，油藏主體位于阜東斜坡帶內(nèi)的頭屯河組，為明顯受巖性控制的隱蔽油氣藏。

頭屯河組厚100～500 m，具有西厚東薄的分布特點，自下而上可劃分為三段[4]，其中頭一段(J2t1)為灰色細(xì)粒長石巖屑砂巖、粉砂巖與薄層灰綠色泥質(zhì)粉砂巖、泥巖交替互層組合，下部砂巖厚約5～10 m，粒度向上逐漸變細(xì)；頭二段(J2t2)為灰色細(xì)-中粒巖屑砂巖、細(xì)粒長石巖屑砂巖、夾灰綠色泥巖和泥質(zhì)粉砂巖組合，中部以砂巖為主，厚度較大為10～20 m，具粒度向上逐漸變細(xì)的正粒序結(jié)構(gòu)，為頭屯河組主力產(chǎn)層；頭三段(J2t3)以深灰綠色泥巖為主，夾灰色細(xì)粒長石巖屑砂巖、粉砂巖和粉砂質(zhì)泥巖和多層灰黑色泥巖，砂巖厚度較薄，粒度細(xì)，一般不利于儲層發(fā)育。

2 儲層特征

2.1 儲層沉積相特征

據(jù)已有研究資料，頭屯河組屬于湖泊辮狀河三角洲沉積體系[5-6]，沉積作用受南部博格達(dá)山、北部克拉美麗山兩物源區(qū)共同控制[1-3]，局部受到北三臺凸起物源影響。研究區(qū)主體位于三角洲沉積體系的前緣亞相帶，順阜東斜坡帶的傾斜自北東向南西方向延伸。根據(jù)巖性組合與測井曲線特征，于研究區(qū)內(nèi)可細(xì)分出水下分流河道、水下天然堤、分流間灣、水下決口扇和決口河道及河口壩等微相類型。在頭屯河組的3個巖性段中，頭一段以發(fā)育分流間灣和水下天然堤為主；頭二段以發(fā)育水下分流河道為主，因而該巖性段也最有利于儲層發(fā)育的層位；頭三段以發(fā)育分流間灣為主，夾水下天然堤，而水下分流河道基本不發(fā)育，因而為重要的致密蓋層發(fā)育層位。

2.2 儲層巖石學(xué)特征

2.2.1 儲層巖石類型

頭屯河組含油儲層幾乎都發(fā)育于頭二段，巖性以灰-灰綠色細(xì)粒長石巖屑砂巖和中-細(xì)粒巖屑砂巖為主，其次為粉砂巖，反映為常年覆水的弱還原沉積環(huán)境標(biāo)志。砂巖中長石和巖屑含量較高，質(zhì)量百分?jǐn)?shù)分別為10.51%～49.28%和34.34%～71.33%，石英含量較低和變化范圍大，質(zhì)量百分?jǐn)?shù)為11.00%～62.09%(圖2)。從圖2可知，頭一段、頭二段和頭三段儲層砂巖的巖石類型相差不大。碎屑顆粒以次棱角-次圓狀為主，磨圓度和分選性中等偏好，泥質(zhì)雜基含量一般為2%～4%，平均為3.56%。碎屑之間多呈點-線接觸關(guān)系，孔隙式膠結(jié)為主，次為壓嵌式膠結(jié)。膠結(jié)物含量平均為4.14%，主要為方解石(圖3a)，次為綠泥石、水云母和高嶺石，其中綠泥石有呈環(huán)邊生長的特點(圖3b,c)。從總體上看，頭屯河組砂巖儲層具有富長石和極富巖屑,貧石英的低成分成熟度，而結(jié)構(gòu)成熟度中等偏高的性質(zhì)，反映近物源、快速堆積、環(huán)境能量較高的河道砂體沉積特征。

2.2.2 儲層成巖作用特征

頭屯河組油藏砂巖儲層的成巖后生作用，可劃分為建設(shè)性成巖作用與破壞性成巖作用兩大類。

1) 破壞性成巖作用

① 壓實-壓溶作用：機(jī)械壓實-壓溶作用主要發(fā)生在成巖早期。表征為：Ⅰ.顆粒接觸關(guān)系較緊密，多呈點-線接觸，局部出現(xiàn)凹凸縫合線接觸；Ⅱ.有較強(qiáng)塑性的火山巖巖屑、泥巖屑等發(fā)生彎曲變形，在強(qiáng)壓力作用下，甚至形成粒間孔隙中的假雜基；Ⅲ.粘土礦物在壓實作用過程中析出，主要呈薄膜狀附著在顆粒表面，致使原生孔隙和喉道半徑減小，儲層物性變差。

② 膠結(jié)作用：研究區(qū)主要有碳酸鹽、硅質(zhì)以及方沸石的膠結(jié)作用。早期碳酸鹽膠結(jié)物主要為方解石,較晚期為鐵方解石，在陰極發(fā)光下，圍繞在碎屑邊緣發(fā)育的，發(fā)較亮橙紅色光方解石膠結(jié)物屬于第一期，第二期則發(fā)很亮黃色光(圖3d,e)，原因為激發(fā)劑Mn含量較多，為近地表成巖環(huán)境；硅質(zhì)膠結(jié)作用在阜東地區(qū)頭屯河組較少，少量石英碎屑的次生加大作用較強(qiáng)，部分可達(dá)到三級，充填于粒間孔隙中(圖3f,g)，在鑄體薄片和掃描電鏡中未觀察到石英碎屑被溶解現(xiàn)象，認(rèn)為次生加大的硅質(zhì)主要來自于粘土礦物相轉(zhuǎn)化過程中釋放的硅離子。

2) 建設(shè)性成巖作用

① 早期綠泥石環(huán)邊膠結(jié)作用：掃描電鏡下可見自生綠泥石呈葉片狀、花朵狀、絨球狀分布于碎屑顆粒表面形成薄膜式膠結(jié)，或沿孔隙周緣生長形成孔隙襯墊，并保持了弱壓實的、以點-線接觸為主的顆粒支撐結(jié)構(gòu)(圖3b),顯然屬于成巖早期階段的產(chǎn)物。環(huán)邊綠泥石膠結(jié)物雖然堵塞了部分粒間孔喉,但在后期成巖過程中的抗壓實-壓溶效應(yīng)對各類孔隙，特別是原生粒間孔的保存非常有利[7]；此外，在發(fā)育環(huán)邊綠泥石膠結(jié)物薄膜的部位，在后期成巖過程中可形成水膜,不僅抑制了次生石英沉淀，而且可促進(jìn)顆粒與孔隙水之間的離子交換[8]，不穩(wěn)定顆粒組分，如長石和火山巖屑的溶蝕作用增強(qiáng)，部分被完全溶蝕，形成粒內(nèi)溶孔和只留下綠泥石包殼的鑄?？?，致使部分儲層各類次生孔隙很發(fā)育。

② 溶蝕作用：通過鑄體薄片觀察和掃描電鏡分析，頭屯河組砂巖儲層溶蝕作用總體較弱，對改善儲層的孔、滲性貢獻(xiàn)有限，主要可見長石和火山巖屑不同程度的溶解作用，且發(fā)生時期相對較晚。

③ 破裂作用：取心段中可見少量構(gòu)造擠壓破裂形成的構(gòu)造裂縫，多以未充填的有效裂縫為主。此外，鏡下常可見由強(qiáng)烈壓實-壓溶作用形成的石英顆粒的粒內(nèi)壓溶縫和呈線狀接觸的不同礦物顆粒之間貼粒壓溶縫(圖3h)，在此2類裂縫中偶爾可見瀝青和方解石充填物，但大多數(shù)為無效裂縫。

2.3 儲集空間特征

2.3.1 孔隙類型

頭屯河組砂巖儲層的儲集空間以剩余原生粒間孔為主，次為粒間和粒內(nèi)溶孔、鑄?？缀臀⒘芽p等次生孔隙。

1) 原生粒間孔隙

大部分砂巖發(fā)育有剩余原生粒間孔，且大多呈顆粒間的多角形孔(圖3i，j)，孔內(nèi)部分被(鐵)方解石或高嶺石充填(圖3a，k)。

2) 次生孔隙

研究區(qū)頭屯河組儲層中的次生孔隙類型較為豐富，計有粒間和粒內(nèi)溶孔、鑄?？缀臀⒘芽p。粒間和粒內(nèi)溶孔常為長石或火山巖屑被不同程度地溶解而成(圖3l)，當(dāng)溶解作用非常徹底時則形成鑄?？?；在取心段巖心中可見少量裂縫，并多以未充填的有效裂縫為主，但由于儲層的孔滲相關(guān)性好，從總體上看，裂縫對改善儲層貢獻(xiàn)較有限。

2.3.2 儲層物性和孔隙結(jié)構(gòu)特征

1) 物性特征

據(jù)25口井987件樣品孔隙度(圖4a)和滲透率分析數(shù)據(jù)統(tǒng)計(圖4b)，頭屯河組3個巖性段砂巖的孔隙度變化范圍為2.69%～28.88%，滲透率變化范圍為(0.01～790)×10-3μm2，孔隙度和滲透率都以頭二段砂巖平均值最高，分別為14.98%和26.08×10-3μm2，次為頭三段砂巖，分別為14.62%和33.17×10-3μm2；再次為頭一段砂巖，分別為14.50%和13.83×10-3μm2?？傮w上，頭屯河組儲層孔隙度為6.50%～28.88%，平均為15.18%，其中大于20%的樣品占11.45%，10%～20%的樣品的分布頻率為77.30%；滲透率為(0.201～790)×10-3μm2，平均為27.88×10-3μm2，其中大于500×10-3μm2的樣品占0.34%，(100～500)×10-3μm2的樣品占5.76%，(1～100)×10-3μm2的樣品占78.14%?？紫抖扰c滲透率具明顯正相關(guān)性(圖5)，相關(guān)系數(shù)為0.703，說明滲透率變化主要受基質(zhì)巖孔隙發(fā)育程度控制[8-12]。砂巖的儲集和滲透能力主要依賴于基質(zhì)孔隙與喉道,而不均勻分布的層理縫、層間縫及微裂縫對改善儲層的孔隙和滲透性貢獻(xiàn)是很有限的，總體上屬于中-高孔、中-低滲孔隙型儲層。

2) 孔隙結(jié)構(gòu)特征

儲層的孔隙結(jié)構(gòu)是巖石的微觀物理性質(zhì)，通過孔喉的分選性、孔喉分布的偏度以及平均孔喉半徑來反映。比常規(guī)儲層物性更能全面深入的反映儲層的產(chǎn)能、滲透能力和儲集性能[13-15]。

通過對阜東地區(qū)頭屯河組儲層349個樣品壓汞資料的分析研究，并對其毛細(xì)管壓力曲線形態(tài)及各特征參數(shù)的統(tǒng)計分析，將其孔隙結(jié)構(gòu)分為4種類型。

Ⅰ類孔隙結(jié)構(gòu)：巖性以水下分流河道微相的細(xì)粒長石巖屑砂巖為主，部分為中-細(xì)粒長石巖屑砂巖。平均孔隙度和滲透率分別大于19.90%和100×10-3μm2，最大值分別為24.3%和640×10-3μm2，孔隙類型主要為原生粒間孔?？紫督Y(jié)構(gòu)參數(shù)好，毛細(xì)管力曲線呈緩斜坡平臺狀(圖6)，孔喉分布以粗歪度為主，大小分布集中，分選較好，為中、小孔-中、細(xì)喉組合。排驅(qū)壓力低，范圍為0.03～0.09 MPa，平均值為0.055 MPa，中值壓力低。孔喉連通性好，最大連通孔喉半徑為8.42～41.62 μm，平均值為14.46 μm。儲層中具有此類孔隙結(jié)構(gòu)的樣品占4.18%，大多數(shù)為好儲層，部分為優(yōu)質(zhì)儲層。

Ⅱ類孔隙結(jié)構(gòu)：巖性以水下分流河道微相的細(xì)-中粒長石巖屑砂巖和細(xì)粒巖屑砂巖為主，少量為河口壩和水下決口扇微相的含泥質(zhì)細(xì)粒長石巖屑砂巖。平均孔隙度和滲透率分別為18.72%和46.69×10-3μm2，最大值分別為23.70%和198×10-3μm2，孔隙類型為原生粒間孔和剩余原生粒間孔組合?？紫督Y(jié)構(gòu)參數(shù)中等-較好，毛細(xì)管力曲線呈略陡的平臺狀(圖6)，孔喉分布以偏粗歪度為主，大小分布較集中，分選性亦較好，為中、小孔-細(xì)喉組合。排驅(qū)壓力較低，范圍為0.02～1.32 MPa，平均值為0.141 MPa，中值壓力低-中等?？缀磉B通性較好，最大連通孔喉半徑范圍為0.56～32.01 μm，平均值為9.85 μm。儲層中具有此類孔隙結(jié)構(gòu)的樣品占27.16%，大多數(shù)為好-較好儲層。

圖5 阜東地區(qū)頭屯河組儲層孔-滲關(guān)系Fig.5 Relationship between porosity and permeability in the Toutunhe Formatiaon in Fudong area

圖6 阜東地區(qū)頭屯河組壓汞毛細(xì)管壓力曲線Fig.6 Capillary pressure curve from MIP(mercury intrusion porosimetry)in the Toutunhe Formatiaon in Fudong area

Ⅲ類孔隙結(jié)構(gòu)：巖性仍以水下分流河道微相的細(xì)粒長石巖屑砂巖和巖屑砂巖為主，其次為水下天然堤、水下決口扇、河口壩和遠(yuǎn)砂壩微相的含泥質(zhì)細(xì)粒長石巖屑砂巖和粉砂巖。平均孔隙度和滲透率分別為15.14%和6.48×10-3μm2，最大值分別為20.80%和86.50×10-3μm2，孔隙類型主要為剩余原生粒間孔和少量粒間溶孔組合?？紫督Y(jié)構(gòu)參數(shù)中等，毛細(xì)管力曲線呈較Ⅱ類孔隙結(jié)構(gòu)稍陡的平臺狀(圖6)，孔喉分布也以略偏粗歪度為主，反映孔喉分選性較好，大小分布較集中，分選性亦較好，為小孔-細(xì)、微喉組合。排驅(qū)壓力低-中等，范圍為0.02～1.37 MPa，平均值為0.30 MPa，中值壓力中等。孔喉連通性中等，最大孔喉半徑范圍為0.53～23.56 μm，平均值為4.78 μm。儲層中此類孔隙結(jié)構(gòu)最發(fā)育、占樣品總數(shù)的33.13%，大多數(shù)為好-較好儲層，部分為中等儲層。

Ⅳ類孔隙結(jié)構(gòu)：巖性仍以水下分流河道微相的細(xì)粒長石巖屑砂巖與細(xì)粒巖屑砂巖為主，次為水下天然堤、水下決口河道與河口壩微相的含泥質(zhì)粉砂巖。平均孔隙度和滲透率分別為10.94%和0.91×10-3μm2，最大值分別為17.40%和14.90×10-3μm2，孔隙類型主要為少量剩余原生粒間孔與填隙物內(nèi)微孔組合。孔隙結(jié)構(gòu)參數(shù)中等-差，毛細(xì)管力曲線呈傾斜角度較大的陡坡狀(圖6)，孔喉分布為細(xì)歪度，反映孔喉分選性較差，大小分布較分散，為小孔-微喉組合。排驅(qū)壓力高，最大可達(dá)2.25 MPa，平均值為0.657 MPa，中值壓力也較高。孔喉連通性差，最大孔喉半徑范圍為0～9.51 μm，平均值為2.057 μm。儲層中此類孔隙結(jié)構(gòu)占30.74%，主要為差儲層，部分為非儲層。

2.4 儲層發(fā)育控制因素

阜東斜坡區(qū)頭屯河組油藏儲層發(fā)育受物質(zhì)組分、沉積微相和成巖作用等因素的復(fù)合控制。

2.4.1 物質(zhì)組分對儲層的影響

物源是形成儲層最基本的物質(zhì)基礎(chǔ)，對儲層儲集性有直接影響。阜東斜坡區(qū)為多物源的近源辮狀河三角洲快速沉積區(qū)，砂巖的物質(zhì)組分十分復(fù)雜，不同物質(zhì)組分砂巖的儲集物性有很大差異[16]。如石英是砂巖中的主要造巖礦物，穩(wěn)定性極高，一般只發(fā)生機(jī)械破碎,在壓實作用很弱的條件下，石英碎屑易形成顆粒支撐結(jié)構(gòu)，是保存原始孔隙的主要因素。研究區(qū)頭屯河組油藏的砂巖儲層巖石類型以長石巖屑砂巖為主，次為巖屑砂巖，兩類砂巖都以富巖屑組分為顯著特征,有意義的是,塑性和易蝕變的凝灰?guī)r屑含量可占巖屑組分總量的70%。前人對富凝灰?guī)r巖屑的砂體與正常砂巖曾進(jìn)行過比較研究[17-19]，確定凝灰質(zhì)組分在早成巖階段不利于原生孔隙保存，而在中、晚成巖階段有利于溶蝕作用而利于次生孔隙的發(fā)育。頭2段油藏儲層以原生孔隙為主，次生孔隙為輔，結(jié)合儲層中凝灰?guī)r巖屑含量與孔隙度的相關(guān)性分析(圖7)，認(rèn)為雖然隨著凝灰?guī)r巖屑含量的增加，孔隙度發(fā)生相對應(yīng)的下降，但因成巖作用強(qiáng)度總體較弱和由石英顆粒的支撐作用，大部分原生粒間孔仍得到較好保存，部分轉(zhuǎn)化為剩余原生粒間孔。

2.4.2 沉積微相對儲層發(fā)育的控制

頭屯河組儲層屬于辮狀河三角洲沉積體系[6]，研究區(qū)主要位于三角洲前緣亞相，可細(xì)分為水下分流河道、水下天然堤、水下決口扇、決口河道、分流間灣、河口壩、遠(yuǎn)砂壩和前三角洲泥等微相類型，有利儲層發(fā)育的微相為水下分流河道、河口壩和水下天然堤(表1)，其中以水下分流河道微相的砂體物性為最好，以發(fā)育中-高孔、中滲孔隙型儲層為主，次為河口壩和水下天然堤微相的砂體，以發(fā)育中孔、低滲孔隙型儲層為主，而水下決口扇、決口河道和遠(yuǎn)砂壩砂體雖然可具有一定的儲集性，但因砂體普遍很薄，且往往與泥巖互層產(chǎn)出而難以形成有效儲層。

圖7 阜東地區(qū)頭二段凝灰?guī)r巖屑含量與孔隙度相關(guān)性Fig.7 Correlation between tuff lithic content and porosity of J2t2 in Fudong area

2.4.3 成巖作用對儲層發(fā)育的控制

1) 壓實-壓溶作用

壓實作用主要發(fā)生在成巖早期，中等偏強(qiáng)，頭屯河組砂巖碎屑間接觸關(guān)系以點-線接觸為主，局部出現(xiàn)有壓溶作用的凹凸接觸，而泥巖巖屑、黑云母等塑性組分受壓發(fā)生彎曲變形(圖3a)，而在石英和長石碎屑的壓實-壓溶過程中，有少量硅質(zhì)和次生粘土礦物析出，或形成石英的次生加大邊，或以薄膜狀附著在顆粒表面形成環(huán)邊膠結(jié)(圖3b、g)。由機(jī)械壓實作用使大部分原生孔隙趨于消失，滲透性變差。由膠結(jié)物-粒間體積(IGV)關(guān)系圖[20](圖8)可知，原始孔隙度喪失約為30%～100%，主要是壓實-壓溶作用使儲層孔隙度下降，膠結(jié)作用的破壞程度相對較小，多數(shù)小于13%。

綜上所述,壓實作用對儲集層質(zhì)量的影響起首要作用,原因有：①研究區(qū)內(nèi)巖石組分中塑性易變形的凝灰?guī)r巖屑和千枚巖巖屑含量高,抗壓實性弱；②侏羅系儲集層埋藏淺、成巖作用強(qiáng)度弱。膠結(jié)或溶蝕作用對儲集層物性的改造能力相對較小。

2) 膠結(jié)作用

頭屯河組砂巖膠結(jié)作用類型主要有3種：①環(huán)邊綠泥石膠結(jié)作用。自生綠泥石呈片狀、花朵狀和絨球狀垂直分布于碎屑顆粒表面，沿孔隙周緣形成孔隙襯墊，環(huán)邊薄膜厚約為0.01 mm，為成巖早期階段產(chǎn)物。雖然早期綠泥石環(huán)邊膠結(jié)作用減少了部分原始孔隙，但大幅度提高了砂巖抗壓實-壓溶強(qiáng)度[18]和降低了石英的次生加大程度，使部分原生孔隙和喉道得以保存，從而有利于儲層發(fā)育。②方解石膠結(jié)物。粗大的結(jié)晶顆粒以連晶狀方式存在，顆粒接觸形式為點接觸。表明方解石沉淀發(fā)生的期次為早成巖期(圖3a，h)。③硅質(zhì)膠結(jié)物。石英次生加大程度中等偏強(qiáng)，部分可達(dá)到Ⅲ級，并有較多石英晶簇充填粒間孔隙(圖3i)，成為減小孔隙度和縮小孔喉的主要因素之一。

表1 阜東地區(qū)頭屯河組砂巖儲層各類儲集巖孔隙度和滲透率Table 1 Porosity and permeability of various sandstone reservoirs in the Toutunhe Formatiaon in Fudong area

圖8 阜東地區(qū)砂巖膠結(jié)物含量-粒間體積(IGV)關(guān)系(假定原始粒間體積為40%,據(jù)Houseknecht,1987)Fig.8 Correlation of sandstone cement content and intergranular volume in Fudong area (with a depositional intergranular volume of 40%,cited from Houseknecht,1987)

3) 溶蝕作用

據(jù)鏡下薄片觀察研究表明，頭屯河組儲集砂巖溶蝕作用較弱，溶蝕對象主要是長石顆粒，其次為含長石的碎屑顆粒,多為“蜂窩狀”的粒內(nèi)溶孔和沿長石解理溶蝕的粒內(nèi)溶孔，雜基內(nèi)的溶蝕現(xiàn)象較為少見。因為溶蝕作用發(fā)生時間較晚，溶蝕現(xiàn)象較少，所以溶蝕作用僅增加極少量巖石的次生孔隙，對改善孔隙連通性和增強(qiáng)滲流條件有限。

3 儲層敏感性

阜東斜坡區(qū)頭屯河組雖然儲集砂體非常發(fā)育，儲層物性較好，含油飽和度也很高，但油藏開發(fā)效果并不理想，究其原因與儲層普遍存在多種不同程度的敏感性有關(guān)，因而了解儲層的敏感性特征和進(jìn)行評價，對制定相應(yīng)的對策和提高油藏開發(fā)效益至關(guān)重要。

基于頭屯河組含油層主要發(fā)育于頭二段，因而進(jìn)行敏感性實驗的133塊樣品都取自頭二段，并對樣品進(jìn)行X-衍射及掃描電鏡資料分析，以確定樣品中的粘土礦物含量和類型。結(jié)果表明，頭二段儲層砂巖中的粘土礦物絕對含量平均為5%，類型豐富，可識別出蒙脫石、伊/蒙混層、綠泥石、伊利石、高嶺石等類型。其中伊/蒙混層平均相對含量最高(49.26%)，其次為綠泥石(13.97%)，伊利石(9.36%)，而高嶺石最少(6.86%)。

3.1 敏感性特征

3.1.1 水敏性

儲層水敏性為粘土礦物與外來流體接觸時，因吸水膨脹和堵塞喉道造成滲透率下降，常可造成油氣層嚴(yán)重傷害[21-24]。實驗時，在低于臨界流速條件下，依次注入模擬地層水(按當(dāng)?shù)氐貙铀畼?biāo)準(zhǔn)配制，礦化度為3.56～14.34 g/L)、次地層水(為模擬地層水礦化度標(biāo)準(zhǔn)的一半)及蒸餾水。10塊巖心樣品的實驗結(jié)果表明，隨礦化度逐漸降低，頭屯河組砂巖儲層滲透率不斷降低，損害率不斷增大(圖9)，水敏對滲透率的損害率為34.38%～85.30%，平均57.84%，屬于中等偏強(qiáng)水敏傷害。根據(jù)粘土礦物相對含量與水敏性的相關(guān)性資料分析，水敏損害率與伊/蒙混層相對含量呈弱正相關(guān)，相關(guān)系數(shù)0.39；與伊利石相對含量呈較強(qiáng)正相關(guān)，相關(guān)系數(shù)0.66，原因有：①伊利石和蒙脫石有較高的親水性和膨脹性，易堵塞喉道；②伊利石多呈絲狀和片狀結(jié)構(gòu)(圖3g)，使原本喉道較小的儲層孔隙更加微細(xì)，力學(xué)性質(zhì)不穩(wěn)定，流體婉轉(zhuǎn)迂回流動過程中更易發(fā)生微粒運移而水化脫落，從而損害滲透率和地層儲層。

3.1.2 酸敏性

酸液進(jìn)入儲層后與儲層中的酸敏性礦物發(fā)生反應(yīng)，產(chǎn)生凝膠或化學(xué)沉淀物堵塞喉道而導(dǎo)致滲透率下降的現(xiàn)象稱為酸敏性[22,25]。將質(zhì)量分?jǐn)?shù)分別為12%的鹽酸與3%的氟化氫混合制成的土酸液注入儲層進(jìn)行流動實驗。結(jié)果表明31塊樣品的酸敏性與砂巖儲層膠結(jié)物中有較多含鐵方解石(56.1%)和綠泥石(10%)有關(guān)，酸敏損害率與膠結(jié)物中(鐵)方解石和綠泥石含量呈較強(qiáng)正相關(guān)性，相關(guān)系數(shù)分別為0.99及0.58。整體以中等酸敏為主(表2)。由于儲層中含有富鐵的礦物，如綠泥石與土酸反應(yīng)的直接產(chǎn)物就是產(chǎn)生難溶的絮狀氫氧化鐵沉淀物[21-22]，又如含鐵方解石與土酸反應(yīng)雖無直接的沉淀物，但隨著pH值升高，析出的Fe3+離子與殘酸中的OH-離子也可形成絮狀氫氧化物沉淀物[24-26]，這些不溶性化合物多呈膠體粘附在顆粒表面，或占據(jù)孔隙空間，或堵塞喉道而造成滲透率下降。此外，儲層中還含有少量的石英及高嶺石，故酸化時也常伴有Si4+離子，與溶液中的OH-離子結(jié)合形成難溶的硅酸鹽膠體堵塞喉道而造成滲透率下降。

圖9 阜東地區(qū)頭二段儲層水敏性評價實驗Fig.9 Experiment on water-sensitivity of J2t2 in Fudong area

酸敏性程度樣品個數(shù)酸敏指數(shù)酸敏性程度樣品個數(shù)酸敏指數(shù)強(qiáng)30～90 1中等偏弱110～47 5中等偏強(qiáng)952 0～69 4弱80～29 3

3.1.3 速敏性

72件砂巖儲層速敏樣品的分析結(jié)果，其中28件樣品為弱或無透率損害程度，占樣品總數(shù)的58.33%，總體表現(xiàn)為無臨界流速至臨界流速81.68 m/d的弱速敏性特征。引起弱速敏的原因是高嶺石和伊利石晶間結(jié)構(gòu)較疏松，遇到流體沖刷會伴隨其剝離脫落與遷移，未能形成對喉道的堵塞有關(guān)，整體表現(xiàn)為高臨界流速和低滲透率損害的特點。另48件樣品的流速-滲透率之間的關(guān)系曲線出現(xiàn)3種情況 (圖10)：①伴隨注入的水流速增大，優(yōu)質(zhì)儲層樣品中的較大顆粒處于靜止?fàn)顟B(tài)，與基質(zhì)結(jié)合力較弱的細(xì)小粘土顆粒開始脫落、運移。由于細(xì)小顆粒的半徑遠(yuǎn)小于樣品喉道半徑，所以流動阻力可忽略不計,不僅不發(fā)生堵塞喉道的情況，而且隨著細(xì)小顆粒不斷被運移帶出，孔隙和喉道半徑也略微變大，滲透率也得到改善(圖10a)，具有高臨界流速和滲透率改善的特點。②當(dāng)流速增大到一定程度時，好和較好儲層樣品中可移動顆粒的粒徑和數(shù)量逐漸增大，喉道處開始出現(xiàn)堆積或“橋堵”現(xiàn)象[20]，在25～60 m/d流速范圍內(nèi)出現(xiàn)滲透率的波動，但此階段因穩(wěn)定“橋堵”條件還不具備，在流速加大過程中易解體，因此，隨著流速不斷增大，“橋堵”因顆粒與孔道直徑不匹配而遭到破壞，滲透率重新持續(xù)上升(圖10b)，表現(xiàn)出很強(qiáng)的高滲透率恢復(fù)程度[20,26]。③當(dāng)滲透率增大到臨界流速時，中等和差儲層樣品中與喉道半徑相匹配的顆粒開始運移，并在喉道處形成穩(wěn)定的“橋堵”，當(dāng)運移顆粒的數(shù)目不斷聚集增多，顆粒對流體沖擊的抵抗力大大提高，喉道在短時間內(nèi)被堵塞，導(dǎo)致滲透率急速下降(圖10c)，具有低臨界流速和高滲透率損害的特點。

對于不同類型孔隙結(jié)構(gòu)的儲層，其速敏損害率變化有所差異的原因和程度與儲層的孔喉大小、形態(tài)，以及伊利石和高嶺石含量密切相關(guān)，優(yōu)質(zhì)儲層的孔喉相對較大，喉道半徑約為9.27 μm，伊利石和高嶺石含量小于3%，平均滲透率為77.2×10-3μm2，對微粒的調(diào)控作用較強(qiáng)，微粒在孔喉中發(fā)生聚積的程度較弱，即使發(fā)生聚積，在流速加大過程中很容易解體，因而承受速敏的能力相對較強(qiáng)；好壞較好儲層的孔喉半徑與優(yōu)質(zhì)儲層相近，為10.98 μm，但伊利石和高嶺石含量較多為6%，滲透率(22.2×10-3μm2)低于優(yōu)質(zhì)儲層，對微粒的調(diào)控作用較弱，微粒在孔喉中發(fā)生聚積的程度相對較強(qiáng)，對儲層滲透率損害有較大的影響；而中等和差儲層不僅孔喉半徑只有5.2 μm，且高達(dá)16%的伊利石和高嶺石的含量，在流速加大過程中非常容易造成喉道嚴(yán)重堵塞，因而對儲層滲透率損害很強(qiáng)。

由此可見，頭屯河組優(yōu)質(zhì)和好-較好砂巖儲層的速敏性弱至中等，對儲層滲透率的損害影響不大，甚至對改善優(yōu)質(zhì)和好儲層的滲透率有很強(qiáng)的促進(jìn)作用。

3.1.4 鹽敏性

鹽敏感性是指儲層在系列鹽溶液中，使粘土礦物發(fā)生水化、分散、運移、膨脹而導(dǎo)致儲層滲透率下降的現(xiàn)象[27-28]。本區(qū)20塊樣品中，儲層的臨界礦化度為0.89～13.33 g/L，其中中等偏弱鹽敏與弱鹽敏樣品共有15個，占75%，3塊樣品是強(qiáng)鹽敏，占總數(shù)的15%，2塊樣品為無鹽敏，占10%。從總體上看，頭屯河組砂巖儲層的鹽敏性較弱。

圖10 阜東地區(qū)頭二段儲層速敏性評價實驗Fig.10 Experiment on velocity-sensitivity of J2t2 in Fudong area

3.2 敏感性評價

綜上所述，按中華人民共和國石油天然氣行業(yè)標(biāo)準(zhǔn)(SY/T 5358—2010)[29]，頭屯河組砂巖儲層不僅各種敏感性普遍，而且在不同沉積微相的砂巖儲層中造成儲層滲透率損害的原因各不相同。

① 水下分流河道微相：以水敏性對儲層滲透率損害為最強(qiáng)，在所分析的樣品中，偏強(qiáng)和強(qiáng)敏感性占80.65%，中等偏弱占19.35%；其次為酸敏性，中等偏強(qiáng)和強(qiáng)酸敏性占42.83%，中等偏弱和弱酸敏性占37.50%，無酸敏性占12.50%；儲層的速敏性傷害最弱，中等和偏強(qiáng)的樣品占19.35%，中等偏弱和弱速敏性占77.42%，個別樣品的速敏性對改善儲層滲透率有貢獻(xiàn)，此特征告誡開發(fā)地質(zhì)工作者，在注、采工程中此類優(yōu)質(zhì)和好儲層在實施注水工藝時極易形成水浸突進(jìn)層造成水淹油層事故，需要提前防范。

② 河口壩沉積微相：仍以水敏性對儲層滲透率損害為最強(qiáng)，在所分析的樣品中，中等偏強(qiáng)和強(qiáng)水敏性占66.67%，中等偏弱占33.33%；其次為酸敏性，其中強(qiáng)酸敏性占33.33%，中等偏弱和弱酸敏性占66.67%；速敏性弱，對儲層滲透率基本無損害。

③ 遠(yuǎn)砂壩沉積微相儲層：以水敏性傷害為最強(qiáng)，所分析樣品均為中等偏強(qiáng)水敏性；酸敏性由于樣品數(shù)量較少，推斷為中等偏強(qiáng)酸敏性；速敏性則最弱，對儲層滲透率基本無影響。

4 結(jié)論

1) 阜東地區(qū)頭屯河組砂巖具有成分成熟度中等和結(jié)構(gòu)成分成熟度偏低的特點，物性受辮狀河三角洲前緣亞相和砂體粒度控制，以細(xì)粒的水下分流河道和河口壩砂體為最有利儲層發(fā)育的微相。

2) 頭屯河組砂巖屬于中-高孔隙、低滲透儲層，孔隙結(jié)構(gòu)中等偏差。儲集空間以剩余原生粒間孔為主，含少量的粒內(nèi)溶孔和微裂縫。因儲層儲集和滲透能力主要依賴于砂巖基質(zhì)的孔隙與喉道，微裂縫對改善儲層孔隙滲透性的貢獻(xiàn)有限。

3) 研究區(qū)儲層受物質(zhì)組分、沉積微相與成巖作用控制，中等-偏強(qiáng)的壓實作用，尤其是膠結(jié)作用制約了孔喉的發(fā)育，晚期較弱的溶蝕作用也未明顯改善儲層物性。但早期的綠泥石環(huán)邊膠結(jié)作用所形成的的抗壓實組構(gòu)，對原生孔隙的保存非常有利。

4) 頭屯河組砂巖儲層普遍具備各種敏感性，是造成儲層損害的主要原因之一，其中對儲層傷害最強(qiáng)的是中等偏強(qiáng)的水敏性，次為中等偏弱的酸敏性和鹽敏性，而速敏性對儲層滲透率不僅基本無傷害，而且部分優(yōu)質(zhì)和好儲層在注水工程中極易形成特高滲層而造成水淹油層事故。

5) 在各微相類型的砂體中，以水下分流河道砂體的各種敏感性最為嚴(yán)重，次為河口壩砂體。而遠(yuǎn)砂壩砂體較弱?；诤蜕绑w主要為分流河道和河口壩砂體，在部署注、采工程和實施工藝流程時，應(yīng)該以水下分流河道和河口壩砂體為主要對象，而遠(yuǎn)砂壩砂體可忽略不計。

參 考 文 獻(xiàn)

[1] 張琴,張滿郎,朱筱敏,等.準(zhǔn)噶爾盆地阜東斜坡區(qū)侏羅紀(jì)物源分析[J].新疆石油地質(zhì),1999,20(6):501-504.

Zhang Qin,zhang Manlang,Zhu Xiaomin,et al.Analysis of Jurassic sources in east FuKang slope of Junggar basin[J].XinJiang Petroleum Geology,1999,20(6):501-504

[2] 周新平,徐懷民,王仁沖,等.準(zhǔn)噶爾盆地侏羅系不整合復(fù)合體及其巖性地層油氣藏[J].現(xiàn)代地質(zhì),2012,26(3):581-588.

Zhou Xinping,Xu Huaimin,Wang Renchong,et al.Unconformity complex and Its lithologic-stratigraphic reservoir of the Jurassic in Junggar basin[J].Geoscience,2012,26(3),581-588.

[3] 屈爭輝,姜波,王超勇.柴北緣石泉灘和冷湖三號儲層特征對比研究[J].中國礦業(yè)大學(xué)學(xué)報,2007,36(6):837-842.

Qu Zhenghui,Jiang Bo,Wang Chaoyong.Contrast research on reservoir characteristics between shiquantan and lenghu 3 in northern margin of qaidam basin[J].Journal of China University of Mining & Technology,2007,36(6):837-842.

[4] 羅立民.河湖沉積體系三維高分辨率層序地層學(xué)——以準(zhǔn)噶爾盆地東部北 27 井區(qū)侏羅系頭屯河組為例[M].北京:地質(zhì)出版社,1999:7-9.

Luo Limin.Three dimensional high resolution sequence stratigraphy of river lake sedimentary system——A case study of Jurassic Toutun Formation in North 27 Well Area,Eastern Junggar basin[M].Beijing:Geological Publishing House,1999:7-9.

[5] 張傳林,趙省民,文志剛.準(zhǔn)噶爾盆地南緣辮狀河三角洲沉積特征及儲集性[J].新疆石油地質(zhì),2003,24(3):202-205.

Zhang Chuanlin,Zhao Shengmin,Wen Zhigang.Secimentary chracteristics and reservoir quality of braided deltas in Southern margin of Junggar basin[J].XinJiang Petroleum Geology,2003,24(3):202-205.

[6] 張順存,鄒妞妞,史基安,等.準(zhǔn)噶爾盆地瑪北地區(qū)三疊系百口泉組沉積模式[J].石油與天然氣地質(zhì),2015,36(4):640-650.

Zhang Shuncun,Zou Niuniu,Shi Ji’an,et al.Depositional model of the Triassic Baikouquan Formation in Mabei area of Junggar Basin[J].Oil & Gas Geology,2015,36(4):640-650.

[7] 文華國,鄭榮才,陳洪德,等.鄂爾多斯盆地白豹-華池地區(qū)長6砂巖儲層特征[J].石油學(xué)報,2007,28(4):46-51.

Wen Huaguo,Zheng Rongcai,Chen Hongde,et al.Characteristics of chang 6 sandstone reservoir in Baibao-Huachi region of Ordos Basin[J].Acta Petrolei Sinica,2007,28(4):46-51.

[8] 王國倉,孫敏卓,王鵬,等.柴北緣馬北8號構(gòu)造下干柴溝組下段砂巖儲層特征[J].石油學(xué)報,2012,33(2):241-248.

Wang Guocang,Sun Minzhuo,Wang Peng,et al.Charcteristics of the lower part of the Xiaganchaigou Formation in the MabeiⅧ structure in the northern margin,Qaidam basin[J].Acta Petrolei Sinica,2012,33(2):241-248.

[9] 何自新,付金華,席勝利,等.蘇里格大氣田成藏地質(zhì)特征[J].石油學(xué)報,2003,24(2):6-12.

He Zixin,Fu Jinhua,Xi Shengli,et al.Geological features of reservoir formation of Sulige gas field[J].Acta Petrolei Sinica,2003,24(2):6-12.

[10] 陳國俊,呂成福,王琪,等.珠江口盆地深水區(qū)白云凹陷儲層孔隙特征及影響因素[J].石油學(xué)報,2010,31(4):566-572.

Chen Guojun,Lv Chengfu,Wang Qi,et al.Characteristics of pore evolution and its controlling factors of Baiyun Sag in deepwater area ofpearl river Mouth basin[J].Acta Petrolei Sinica,2010,31(4):566-572.

[11] 何文祥,許雅,劉軍鋒,等.馬嶺油田北三區(qū)河流相儲層構(gòu)型綜合地質(zhì)研究[J].石油學(xué)報,2010,31(2):274-279.

He Wenxiang,Xu Ya,Liu Junfeng,et al.Integrated geology study on fluvial reservoirs architecture in No.3 district of northern Maling Oilfield[J].Acta Petrolei Sinica,2010,31(2):274-279.

[12] 朱筱敏,董艷蕾,郭長敏,等.歧口凹陷沙河街組沙一段層序格架和儲層質(zhì)量分析[J].沉積學(xué)報,2007,25(6):934-941.

Zhu Xiaomin,Dong Yanlei,Guo Changmin,et al.Sequence framework and reservoir quality of Sha1 Member in Shahejie Formation,Qikou Sag[J].Acta Sedimentologica Sinica,2007,25(6):934-941.

[13] Makowitz A,Lander R H,Milliken K L.Diagenetic modeling to assess the relative timing of quartz cementation and brittle grain processes during compaction[J].AAPG Bulletin,2006,90(6):873-885.

[14] Lash G G,Engelder T.Thickness trends and sequence stratigraphy of the Middle Devonian Marcellus Formation,appalachian basin:implications for acadian foreland basin evolution[J].AAPG Bulletin,2011,95(1):61-103.

[15] Hillier S.Pore-lining chlorites in siliciclastic reservoir sandstones:Electron microprobe,SEM and XRD data,and implications for their rigin [J].Clay Minerals,1994,29:665-679.

[16] 于景維,鄭榮才,柳妮,等.準(zhǔn)噶爾盆地東部阜東斜坡帶頭屯河組粘土礦物特征[J].石油與天然氣地質(zhì),2015,36(6):945-954.

Yu Jingwei,Zheng Rongcai,Liu Ni,et al.Characterization of clay minerals in Toutunhe Formation of Fudong slope area in eastern Junggar Basin[J].Oil & Gas Geology,2015,36(6):945-954.

[17] Salman B,Robert H L,Linda B.Anomalously high porosity and permeability in deeply buried sandstone reservoirs:Origin and predictability[J].AAPG Bulletin,2002,86(2):301-328.

[18] 張國印,王志章,郭旭光,等.準(zhǔn)噶爾盆地烏夏地區(qū)風(fēng)城組云質(zhì)巖致密油特征及“甜點”預(yù)測[J].石油與天然氣地質(zhì),2015,36(2):219-229.

Zhang Guoyin,Wang Zhizhang,Guo Xuguang,et al.Characteristics and ‘sweet spot’ prediction of dolomitic tight oil reservoirs of the Fengcheng Formation in Wuxia area,Junggar Basin[J].Oil & Gas Geology,2015,36(2):219-229.

[19] 陳國俊,杜貴超,張功成,等.珠江口盆地番禺低隆起第三系儲層成巖作用及物性影響因素分析[J].天然氣地球科學(xué),2009,20(6):854-861.

Chen Guojun,Du Guichao,Zhang Gongcheng ,et al.Diagenesis and main factors controlling the tertiary reservoir properties of the Panyu low-uplift reservoirs,Pearl river mouth basin[J].Natural Gas Geos-cience,2009,20(6):854-861.

[20] Houseknecht D W.Assessing the relative importance of compaction processes and cementation to reduction of porosity in sandstones[J].AAPG Bulletin,1987,71(6):633-642.

[21] Berger A,Gier S,Krois P.Porosity-preserving chlorite cements in shallow-marine volcaniclastic sandstones:Evidence from Cretaceous sandstones of the Sawan gas field,Pakistan[J].AAPG Bulletin,2009,93(5):595-615.

[22] 鄭榮才.遼河盆地下第三系砂巖儲層的敏感性研究[J].礦物巖石,1997,17(1):77-84.

Zheng Rongcai.Sensitive of sandstones reservoir in paleogene from liaohe basin[J].Journal of Mineralogy and Petrology,1997,17(1):77-84.

[23] 陳麗華,姜在興.儲層實驗測試技術(shù)[M].東營:石油大學(xué)出版社,1994:219-235.

Chen Lihua,Jiang Zaixing.Reservoir test technology[M].Dongying:Petroleum Press,1994:219-235.

[24] 李永剛.秦家屯油田儲層的敏感性評價[J].吉林大學(xué)學(xué)報(地球科學(xué)版),2004,34(1):51-54.

Li Yonggang.Estimation of sensitivity of reservoir in qinjiatun oil field[J].Journal of Jilin University(Earth Science Edition) ,2004,34(1):51-54.

[25] Baker J C,Uwins PJ R,Mackinnon I D R.ESEM study of authigenic chlorite acid sensitivity in sandstone reservoim [J].Journal of Petroleum Science and Engineering,1993,8(3):269-277.

[26] 郭艷東,趙英杰,李治平.大慶油田薩零組砂巖儲層敏感性研究[J].石油地質(zhì)與工程,2008,22(1):58-60.

Guo Yandong,Zhao Yingjie,Li Zhiping.Study on sensitivity of siltstone reservoir of Saling Formation in Daqing oilfield[J].Petroleum Geology and Engineering,2008,22(1):58-60.

[27] Bertaux J,Lemanczyk Z R.Importance of dissolution/precipitation mechanisms in sandstone-alkali interactions[J].SPE16278,1987.

[28] Mohnot S M,Gulf R.A study of mineral/alkali reactions[J].SPE 13032,1987.

[29] 中國石油化工股份有限公司勝利油田分公司地質(zhì)科學(xué)研究院.SY/T 5358—2010,中華人民共和國石油天然氣行業(yè)標(biāo)準(zhǔn)儲層敏感性流動實驗評價方法[S].北京:石油工業(yè)出版社,2010.

Geological Scientific Research Institute of Shengli Oilfield.SY/T 5358—2010,Experimental Evaluation of Standard Reservoir Sensitivity Flow in Oil and Gas Industry of the People’s Republic of China[S].Beijing:Petroleum Industry Press,2010.