伊川凹陷上三疊統油氣儲層特征

王延鵬，朱珍玉，任宵宇 ，王　地

(1.中國石化河南油田分公司勘探開發研究院，河南南陽 473132；2.中國石化華北石油工程公司錄井公司)

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伊川凹陷上三疊統油氣儲層特征

王延鵬1，朱珍玉2，任宵宇1，王地1

(1.中國石化河南油田分公司勘探開發研究院，河南南陽 473132；2.中國石化華北石油工程公司錄井公司)

通過觀察巖心、薄片鑒定、物性分析和掃描電鏡等技術手段，研究了伊川凹陷上三疊統油氣儲層的巖石學特征、成巖特征、儲集空間和儲層物性的影響因素。研究結果表明，伊川地區上三疊統儲層巖性主要是長石巖屑砂巖、巖屑長石砂巖、長石砂巖和巖屑砂巖，成分成熟度和結構成熟度中等，儲層孔隙主要為次生孔隙中的粒間溶孔和顆粒溶孔；儲層物性整體較差，受沉積微相的控制比較明顯；水下分流河道為本區儲層最有利相帶。

伊川凹陷；沉積微相；成巖作用；儲集空間；影響因素

伊川凹陷位于河南省洛陽市轄區內，橫跨伊川、宜陽兩縣，呈北東向展布。凹陷分為3個構造單元：自南而北依次為伊川南部次凹、鴉嶺-伊川鼻狀構造帶和伊川北部次凹。盆地的含油氣儲層主要發育在上三疊統，地層厚度800 ～ 2 000 m，上覆侏羅系、白堊系地層多被剝蝕，地層埋藏深度較淺[1-2]。研究影響本區儲層物性的控制因素，對儲層的改造有重要的意義。

1　儲層巖石學特征

伊川凹陷三疊系油氣儲層巖石成分成熟度和結構成熟度為中等，其中譚莊組以長石巖屑砂巖、巖屑砂巖為主；椿樹腰組以巖屑長石砂巖、長石砂巖為主。譚莊組砂巖巖石的支撐類型以顆粒支撐為主；膠結類型主要為孔隙膠結，少部分為壓嵌膠結，接觸方式主要為線接觸，少部分為線-凹凸接觸，分選性以好為主，磨圓度以次棱為主，少部分為次棱、次圓。椿樹腰組砂巖巖石的支撐類型以顆粒支撐為主；膠結類型主要為孔隙膠結；接觸方式主要為線接觸；分選性以好為主，少部分為中；磨圓度以次棱為主。

本區上三疊統填隙物的主要類型為黏土和碳酸鹽，少數為膏鹽、鐵礦、加大石英。黏土體積分數為0.04%～4.04%；方解石體積分數為0.78%～8.41%；白云石體積分數為0.11%～4.82%。

2　儲層儲集空間特征

2.1孔隙特征

伊川凹陷上三疊統的主要孔隙類型以次生孔隙為主，含少量原生孔隙。次生孔隙多數為粒間溶孔、顆粒溶孔，少數為晶間微孔、鑄模孔、顆粒溶蝕微孔、微裂縫。

(1)粒間溶孔：本區粒間溶孔普遍發育，主要為粒間碳酸鹽溶孔，是組成該區油氣儲集空間的主要孔隙類型之一。其原因是碳酸鹽膠結形成較早，碳酸鹽后期又重新被溶解，而且部分碳酸鹽被溶解得較為徹底。

(2)顆粒溶孔：本區主要為長石溶孔和黑云母溶孔兩類(圖1)。長石顆粒部分或大部分被溶解，與粒間孔共存，是構成儲層儲集空間的次要儲集孔隙類型。在本區的譚莊組、椿樹腰組局部儲層中可以見到黑云母溶孔，其主要是因為黑云母在本區儲層中的含量較低，導致黑云母溶孔在本區不是很發育。

圖1　 屯3井1 396.17 m顆粒溶孔特征

(3)晶間微孔：晶間微孔在本區三疊系地層中分布比較廣，主要為碎屑巖粒間的自生黏土礦物、自生石英晶粒間的微孔隙(圖2)。這類孔隙的孔徑、喉道均很小，連通性很差。

圖2　屯1井860.25 m晶間微孔特征

(4)鑄模孔：本區發育的鑄模孔主要是長石顆粒被溶解形成的，僅在溶蝕作用較強的局部儲層中可以見到。

(5)微裂縫：本區微裂縫為碎屑顆粒和巖石在構造應力作用下發生錯動、破裂或碎裂所形成的儲集空間[3-4](圖3)，在本區鴉嶺-伊川鼻狀構造帶比較發育。

圖3　屯3井624.8 m 微裂縫特征

2.2 儲層物性特征

譚莊組平均孔隙度為3.50%～8.36%，平均滲透率為(0.046～0.630)×10-3μm2；椿樹腰組平均孔隙度為1.00%～3.41%，平均滲透率為(0.025～0.130)×10-3μm2。儲層孔隙類型主要以次生孔隙為主。數據表明，本區上三疊統儲層多為超低孔、特低孔、非滲型非常規儲層[5-7](圖4、圖5)。

圖4　伊川凹陷上三疊統孔隙度分布頻率直方圖

圖5　伊川凹陷上三疊統滲透率分布頻率直方圖

3　儲層物性影響因素分析

3.1沉積作用的影響

伊川凹陷上三疊統主要發育了湖泊相、三角洲相兩大沉積相，三角洲前緣、前三角洲、濱淺湖、半深湖亞相以及水下分流河道、水下分流間灣、河口壩等12個微相。在椿樹腰組沉積時期，凹陷主要以三角洲沉積為主，自凹陷中心至邊緣主要發育淺湖到三角洲前緣沉積相。在譚莊組沉積時期，湖盆水體有所上升，湖泊相較椿樹腰組發育，該時期自湖盆中心至邊緣主要發育半深湖到三角洲前緣沉積相。通過對本研究區取心井段的沉積相帶分析，沉積微相是控制儲層物性的重要因素，不同的微相類型對應的儲層物性有明顯的區別(表1)。

表1　不同沉積微相儲層物性參數

3.2成巖作用的影響

3.2.1壓實作用的影響

本區三疊系地層現在的埋藏深度不是很大，這是由燕山運動的抬升、剝蝕造成的。燕山運動前三疊系的最大埋深均在2 000 m以上，較長埋藏時間和埋藏深度是造成本區壓實作用很強的原因。從圖6、圖7中可以看出，本區儲層孔隙的減少主要受壓實作用的影響。

3.2.2膠結作用的影響

早期膠結作用對本區含油氣儲層具有建設性影響。伊川地區屯2井、屯3井三疊系早期形成的碳酸鹽膠結，抵御了早期的成巖壓實作用，在油氣的成熟時期，排放出大量有機酸，碳酸鹽膠結物部分被溶解，形成了本區較好的儲集孔隙——粒間溶孔。而屯1井早期形成的碳酸鹽膠結，由于粒間碳酸鹽膠結物沒有發生足夠的溶解，使得儲層物性進一步變差。成巖階段達到中成巖A2亞期，溶解作用減弱，這個階段形成的碳酸鹽對本區儲層破壞性很大[5]。本區三疊系油氣儲層主要處于中成巖A2亞期，碳酸鹽的膠結作用是本區僅次于壓實作用的一個減孔因素。

圖6　伊川凹陷上三疊統儲層減孔評價

圖7　伊川凹陷上三疊統儲層孔隙度隨井深變化情況

3.2.3溶解作用的影響

溶解作用是本區儲層形成次生孔隙、儲集性能得到改善的最主要因素。常見的溶解途徑為：碳酸鹽的溶解和長石的溶解。本區碳酸鹽膠結物形成是多期的，溶蝕與膠結并存，溶蝕增加的孔隙甚至可以達到10%(面孔率)。碎屑巖儲層孔隙類型主要為次生孔隙，滲流能力非常差，使流體很難進入儲層，導致本區長石顆粒的溶解作用發育一般。

3.2.4黏土礦物的影響

伊/蒙混層、伊利石、高嶺石多分布于粒間，充填了孔隙，使儲層的物性條件變差。然而這些黏土礦物在早成巖早期抵抗了壓實作用對儲層的破壞，黏土礦物間保留了一些雜基微孔和晶間微孔，這些孔隙很小，但都相互連通，也為本區儲層保留了一定的儲集空間[8]。本區自生綠泥石比較發育，主要分布于顆粒表面，可以很好地抑制石英、長石的次生加大對儲層的破壞，也可以阻止碳酸鹽的膠結作用，為本區油氣儲層保留了較好的儲集空間。

4　結論

伊川凹陷上三疊統儲層物性主要受成巖作用和沉積的雙重影響。較強的壓實作用和膠結作用是本區物性變差的最主要因素。孔隙類型主要以粒間溶孔和顆粒溶孔為主，溶解作用是本區儲層物性改善的主要因素。溶解作用又受沉積微相的控制，沉積微相不同，儲層溶解作用的差異也很大，本區水下分流河道溶解作用最為發育，為儲層最有利相帶。

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編輯：黨俊芳

1673-8217(2016)04-0036-03

2016-03-20

王延鵬，工程師，1982年生，2005年畢業于中國地質大學(北京)地質學專業，現從事石油地質勘探工作。

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