榮72塊沙一段儲層特征控制因素分析

舒麗娟,王佩虎，田永慶，張 劍

(中國石油遼河油田公司遼興油氣開發公司,遼寧盤錦 124010)

榮72塊沙一段儲層特征控制因素分析

舒麗娟,王佩虎，田永慶，張 劍

(中國石油遼河油田公司遼興油氣開發公司,遼寧盤錦 124010)

利用巖石薄片、X-射線衍射和掃描電鏡等測試資料，結合常規物性及勘探開發情況，對榮72塊儲層物性、儲集空間類型及儲層物性控制因素進行了深入的探討。研究認為榮72塊儲層為中孔低滲儲層，以原生孔隙為主；沙一段處于晚成巖作用A期，歷經壓實作用、膠結作用和溶解作用，本區成巖作用對物性影響并不強烈。儲層特征受沉積微相類型、構造運動、油氣早期充注和異常高壓作用等綜合因素影響。水下分流河道微相物性好于席狀砂微相；斷裂活動對于改善儲層物性起到積極作用；油氣的早期充注和異常高壓共同降低壓實作用的影響，抑制膠結作用，較好地保存了原生孔隙。

榮72塊；儲層特征；控制因素；斷層作用；沙一段

榮72塊構造上位于遼河坳陷東部凹陷榮興屯斷裂背斜構造帶北部，為一東傾斷鼻，自下而上發育地層為中生界、古近系沙三段、沙一段、東營組及新近系館陶組和第四系。其中沙一段為主力含油層系。前人僅對榮興屯地區沙一段的砂礫巖儲層類型做了研究[1]，該區構造復雜，儲層發育尚不明確，生產過程中頻頻出現出砂、水敏等諸多問題，因此深入分析儲層特征及控制因素，對于增儲上產具重大意義。根據巖石薄片、X-射線衍射和掃描電鏡等巖心分析資料，結合榮興屯斷裂背斜構造發育史，綜合分析榮72塊儲層物性特征，探討了成巖作用、構造運動、油氣充注時間等因素對儲層物性的影響，為榮興屯斷裂背斜構造帶的開發提供科學依據。

1 沉積特征

沙一段沉積時期，榮興屯地區處于淺湖-半深湖沉積環境，發育了一套中-細碎屑扇三角洲前緣沉積，物源主要來自于東部凸起短軸方向及北部長軸方向，主要儲集砂體為水下分流河道、河口壩、席狀砂，砂體橫向變化較快。沉積相平面形態多為裙邊狀、舌狀或扇狀，自下而上呈現由細變粗的沉積序列，下部以深灰色泥巖為主，夾灰色砂巖、粗砂巖，泥巖電阻率呈現低平特征；上部以淺灰色、灰白色層狀砂巖、含礫砂巖與綠灰、深灰色泥巖不等厚互層，局部夾玄武巖，電阻率曲線表現為齒狀特點，表明水動力條件變化快。水下分流河道砂體具有明顯的正韻律特征，而河口壩砂體具有明顯的反韻律特征。

2 儲層發育特征

2.1 儲層巖石學特征

完鉆井取心情況統計顯示，榮72塊沙一段巖性主要以細砂巖和中砂巖為主，根據巖心薄片資料分析，儲層成分成熟度較高，主要以陸源碎屑物質為主，石英含量一般為46.4%～67.4%，平均34.2%；長石含量一般為25%～42.1%，平均33.3%；巖屑含量平均為7.7%，主要有中、酸性噴出巖巖屑、變質巖巖屑和沉積巖巖屑。填隙物主要為雜基和膠結物，雜基類型主要為泥質和泥微晶碳酸鹽巖，膠結物主要為方解石，碳酸鹽巖含量平均為4.9%。儲層巖心中黏土礦物伊蒙混層含量33%～50%，平均42.88%，伊利石含量3%～10%，平均5.4%，高嶺石含量20%～43%，平均33.2%，綠泥石含量15%～24%，平均18.5%，伊蒙混層比范圍30%～40%，平均35.3%。根據黏土礦物成分及現場生產情況可以看出，儲層具很強的水敏性，與儲層不配伍的外來流體進入儲層后，易引起黏土膨脹、分散、運移，從而導致滲透率下降，影響產能。儲層結構成熟度較高，碎屑顆粒間以點接觸關系為主，顆粒支撐，孔隙式膠結，顆粒粒徑較細，顆粒分選性中一好，磨圓程度主要為次圓狀，風化程度微弱，膠結程度差，巖性松散易碎，生產中Ⅰ和Ⅲ油層組存在出砂情況。

2.2 儲層物性特征

根據鑄體薄片、掃描電鏡分析，榮72塊儲集空間主要為原生粒間孔和少部分次生粒內溶蝕微孔混合發育為特征。根據鑄體薄片統計資料，面孔率平均為12.4%，孔寬74.64～197.39μm，平均孔寬113.6μm，儲層最大連通喉道半徑一般小于30μm，多為1.48～18.1 μm，儲層孔隙度10.2%～20.4%，平均16.86%，滲透率(5～228)×10-3μm2，平均29.6×10-3μm2，為中孔低滲儲層。

該區孔隙度滲透率具較強相關性，基本呈線性。縱向上，隨著埋深的增加，上覆壓力的增大，儲層孔隙度呈逐漸減小趨勢，在埋深1 900～2 350 m，上覆壓力17～22 MPa，由于溶解作用溶蝕長石顆粒及碳酸鹽巖膠結物，孔隙度略有升高，而后又因壓實作用而繼續降低，而滲透率在降至一定值時基本保持不變(圖1)。

圖1 上覆地層壓力與孔滲性的關系

3 成巖作用

斷陷盆地的儲集層物性受原始沉積條件、后期成巖改造及構造作用等多因素影響[2]，成巖作用決定了儲集層內部儲集空間特征和儲集性能[3]。本區經歷的成巖作用主要有壓實作用、膠結作用、溶解作用；隨著埋藏深度的增加，機械壓實和化學膠結作用增強，巖石變得致密，孔隙度降低，儲層物性變差；溶解作用則能提高儲層孔隙度和滲透率，使得儲層物性得以改善。

3.1 壓實作用

本區油層埋深為2 600～3 200 m，受機械壓實作用影響，顆粒點接觸，碎屑顆粒較粗，為細砂-中砂，分選較好，成分成熟度較高。該區地溫梯度為2.5～3℃/100 m，屬較低-正常溫壓系統，低溫條件影響化學反應速率，在一定的深度條件下，低熱成熟度地區的孔隙度高于高熱成熟度地區。這些有利因素在壓實作用中較好地保持了原生孔隙。

3.2 膠結作用

榮72塊沙一段儲層主要膠結物有泥質、泥微晶碳酸鹽巖、自生黏土等，膠結作用相對較弱。膠結物主要為方解石，其含量一般小于10%，以泥微晶的方式沿顆粒邊緣膠結或充填于部分粒間及溶孔中。碳酸鹽膠結物既可以堵塞孔隙及喉道，降低儲層物性，也可以起支撐作用，提高砂巖的抗壓強度[4]。碳酸巖膠結物在不同時期具有不同的產狀，在早期成巖作用中形成圍繞顆粒形成泥晶包殼，減少壓實率，為后期產生次生孔隙的溶解作用提供物質基礎；后期成巖作用在局部區域也可充填孔隙空間，成為微晶狀方解石膠結物，導致儲層孔隙度和滲透率迅速下降。

3.3 溶解作用

溶解作用是改善儲層物性的主要因素。本文根據中國石油天然氣集團公司于2003年制定的碎屑巖成巖階段劃分標準(淡水-半咸水水介質碎屑巖)[5],根據成巖階段劃分結果，本區沙一段主要處在晚成巖作用A期，儲層主要發生長石顆粒、巖屑及膠結物的溶解。

沙一段沉積階段，本區處于淺湖-半深湖沉積環境，氣候較為溫暖濕潤，早期由于地層埋深不大，大氣中的CO2溶解于地表水，產生碳酸，且土壤中含有草酸，經地表水的淋濾作用，使得儲層遭受溶蝕，形成部分溶蝕孔，但碳酸酸性較弱，且對Ca2+和Al3+等溶解能力有限，所以生成的溶蝕孔不多，后期壓實作用又使得表生溶蝕孔遭受破壞，因此，早期溶解作用對儲層影響不大。

館陶組埋藏時期，沙三段儲層達到生油門限，烴源巖沿榮興屯斷裂幕式排烴過程中，有機酸進入儲層，對碳酸鹽巖膠結物及長石顆粒進行溶蝕，孔隙水沿著長石具有較為發育的解理面及雙晶進行溶蝕，產生粒內溶蝕孔，不穩定組分溶解對于改善儲層的儲集條件具有建設作用[6]。幕式排烴的間歇性及有機酸對鋁硅酸鹽的溶解度遠大于碳酸巖的溶解度，表現出選擇性溶蝕。本區膠結作用不強，物質基礎薄弱，所以后期溶解作用并不強烈，僅發育部分溶蝕孔。

4 儲層特征控制因素分析

4.1 沉積微相類型

沉積微相在宏觀上控制儲層的規模和平面展布，控制了砂體類型、厚度和展布等；在微觀層面上還決定儲層原始物質的組成和結構，包括巖石的礦物成分、粒度、磨圓和分選性等，進而影響成巖作用種類和結構演化走向。因此，注重優質儲層的成巖成因，從宏觀上闡明優質儲層產生的先天條件是非常重要的。本區為扇三角洲前緣沉積，最突出特征是以水下分流河道砂體為骨架，與分流間灣泥質沉積層呈沖刷接觸，在不同時期，受物源方向等多方面影響，河道位置不穩定，砂體呈條帶狀垂向疊置且厚度增大，導致不同微相，物性差異很大。本區水下分流河道砂體與席狀砂孔隙度差異較小，但滲透率差異極大，水下分流河道砂體平均孔隙度13.4%，平均滲透率38.8×10-3μm2，且產能較高。席狀砂砂體厚度較薄，較為致密，滲透率差，平均孔隙度11.3%，平均滲透率6.9×10-3μm2(表1)。榮72-24-32井Ⅳ油組2 990.0～3 071.6 m為一套席狀砂砂體，測井解釋滲透率僅為0.8×10-3μm2，壓力恢復測試地層有效滲透率僅為0.044×10-3μm2，滲透率極低。

表1 不同沉積微相物性與產能關系

4.2 斷裂作用改善儲層物性

榮興屯斷層是遼河坳陷走滑構造期的新生斷層，由反轉特征最明顯、規模最大的駕掌寺斷層派生的具有花狀構造特征的反轉斷層組成[7]。受駕掌寺斷層的后期反轉的影響，在斷層西側形成了一組雁列式組合的反轉斷背斜、斷鼻、斷塊構造，榮興屯為一斷裂背斜帶，早期作為油氣側向運移通道的砂層連通性在走滑斷裂錯動下受到較大的影響，而全區十分發育的斷層面成為該期的主要運移通道。沙三段烴源巖生成的大量油氣在減弱了原有側向運移趨勢的同時，大大增強了垂向運移的力度，斷層面在區域張應力條件下開啟程度相對較好[8]。 由于榮興屯斷裂垂向切割作用，緊鄰斷層的一側巖層突然變陡，形成撓曲。根據榮72井地層傾角測井資料，2 862 m以上地層傾向為50°，傾角為12°～15°，2 862～3 096 m，地層傾向變為140°，傾角由12°逐漸上升到55°。發育的撓曲更有利于油氣聚集，且達到巖石破裂極限，在斷層末端應力釋放區發育誘導伴生裂縫，改善了儲層的儲集性能。如榮72-28-42井，撓曲的形成有利于油氣在高部位聚集，斷裂產生的微裂縫改善了儲集性能，且斷層形成良好的封堵條件。該井生產層段含油飽和度66%，孔隙度14.3%，滲透率高達92.1×10-3μm2，日產油18.9 t。

4.3 油氣早期充注有利于原始孔隙的保存

本區沙三段沉積受基底斷裂及榮興屯斷層和駕掌寺斷層的影響，盆地大幅度沉降，深湖-半深湖環境下沉積巨厚泥巖，泥巖總厚度平均為289.5 m，單層厚度最大6 m，最小1 m，主要為深灰色和灰黑色，有機質含量高。沙三段沉積后期，地殼抬升遭受剝蝕，缺失沙二段，之后盆地持續沉降，接受沉積，發育沙一段扇三角洲沉積體系。隨著埋深的增加，沙三段泥巖中的有機質向油氣轉化；東營末期，榮興屯已進入成熟階段(R0為0.5%)；從館陶末期開始，沙三段烴源巖都進入了成熟階段，開始大量生烴，現今沙三段已全部進入生油門限，測得地層溫度為96～109 ℃，而沙一段至今在沉積中心地區仍處于低成熟階段[9]。東營末期，由于榮興屯斷層的活動，深部沙三段生成的油氣沿著呈幕式活動的斷層面向淺部地層運移，在東營組和沙一段圈閉中聚集，油源主要來源于沙三段烴源巖。榮72塊含油目的層解釋為油跡、油斑、油浸，含油飽和度13.9%～70.8%，平均為35.7%，具較高的含油飽和度。早期快速的油氣充注及高含油飽和度帶來的高壓對壓實作用有較強的抵抗作用，并對石英等膠結物有明顯的抑制作用，較好地保留了原生孔隙且根據巖心鑄體薄片及掃描電鏡分析，碳酸鹽巖以泥微晶的形式為主，未發現晚成巖期典型膠結物鐵白云石沉淀，而黏土礦物蒙脫石含量為零，伊蒙混層部分有序排列，混層比范圍30%～40%，平均35.3%，處于第一迅速轉化帶，更說明了由于烴類的早期充注，油氣在超壓和浮力的雙重作用下驅替孔隙中的地層水，占據孔隙空間，抑制了無機成巖作用(自生礦物的形成以及礦物的交代和轉化、膠結、重結晶等)的進行，有利于原始孔隙的保留[10]，并將原始的水-巖兩相系統改變為水-油-巖三相系統；且生烴作用產生大量有機酸，改變了巖石地球化學環境，有利于改善儲層物性條件。

4.4 異常高壓作用有利于原始孔隙保存

本區初始地層壓力系數0.95～1.15，原油中含氣量較高，初始氣油比平均為780 m3/t，以溶解氣的形式賦存在孔隙中，初始地層壓力較高(表2)。本區的異常高壓主要與泥巖的欠壓實作用及黏土礦物脫水作用有關。

表2 榮72塊地層原始壓力

榮72塊儲層砂巖含量較低，砂體發育較薄，與泥巖呈互層沉積。由于壓實作用，泥巖孔隙度減小速度比砂巖快，迅速排出孔隙水，由此產生欠壓實作用。根據榮72塊巖心分析資料，蒙脫石含量為零，伊蒙混層含量33%～50%、平均為42.9%，伊利石含量3%～10%、平均為5.4%，蒙脫石在99～143℃溫度條件下，大量向伊利石的轉化過程中脫去層間水，這些水分按體積計算可占整個礦物的50%，按重量計算可占整個礦物的22%。這兩種作用有利于異常高壓的產生。在相對封閉穩定的條件下，異常高壓能夠使顆粒的壓實效應得以減緩，減緩和抑制壓實作用，且有效抑制流體的運動和能量的交換，阻礙了孔隙流體中礦物質的沉淀作用，抑制石英次生加大和碳酸鹽的膠結作用，有效地保存了原始孔隙，并且進一步加強了酸性孔隙水對易溶礦物(長石和碳酸鹽類礦物等)的溶解作用，對儲層儲集性能的改善有一定促進作用[11-12]。

5 結論

(1)榮72塊沙一段儲集空間以原生粒間孔為主，含少部分次生粒內溶蝕微孔，處于晚成巖作用A期，歷經壓實作用、膠結作用和溶解作用。該區壓實作用并不強烈，保持較多原生孔隙；膠結作用以泥微晶碳酸鹽巖膠結為主；溶解作用主要為長石顆粒、巖屑及膠結物的溶解，發生在表生成巖階段和晚成巖作用A期。

(2)榮72塊儲層物性特征主要受沉積微相類型、構造作用、油氣早期充注和異常高壓作用共同影響。水下分流河道微相儲層物性較好，具較高的孔滲性；斷層活動溝通了烴源巖與儲集層的垂向通道，且產生微裂縫，有利于油氣聚集及改善儲層物性，對儲層物性起到積極作用；構造運動與烴源巖排烴為同一時期，由此實現油氣的早期充注，因欠壓實作用和黏土礦物脫水產生了異常高壓，油氣的早期充注和異常高壓作用共同降低壓實作用的影響，抑制膠結作用，較好地保存了原生孔隙。

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編輯：吳官生

1673-8217(2015)03-0021-04

2014-11-07

舒麗娟，工程師，1982年生，2007年畢業于中國石油大學(華東)資源勘查工程專業，現從事地質勘探與開發工作。

國家大型油氣田及煤層氣開發科技重大專項(2011ZS05007-002)。

TE112.23

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