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效果有著重要影響。以巖芯為基礎，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行分析，結合巖石相、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質儲層形成條件。研究結果表明：高郵凹陷南斷階阜一段儲層為低孔低滲透儲層，其成分和結構成熟度中等，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性因素，控制著砂體的發育，決定了后期成巖作用的類型和強度；成巖作用的壓實作用、膠結作用和溶蝕作用對儲層物性起決定性作用，優質儲層的形成主要受后期碳酸鹽溶蝕作用控制。尋找次生孔隙發育儲層是該地區下一步油氣開發的方向和突破點。

巖石相；沉積相；成巖作用；優質儲層；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，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境為湖盆構造沉降減弱、物源供應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砂體堆積的主體，是河流波浪共同作用的地帶。砂泥經沖刷淘洗和再分布形成了砂質相對較純、分選較好的砂質集中帶，可進一步劃分為水下分流河道、水下分流河道側緣、河口砂壩、前緣席狀砂等沉積微相，砂巖類型以細砂巖和粉砂巖為主，其次為泥、灰質粉砂巖、不等粒砂巖。根據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。根據儲層分類標準，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 巖石學特征

巖石的礦物組成是儲層演化特征的物質基礎，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、膠結物、孔隙。雜基與膠結物合稱填隙物。

方巷、竹墩地區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境；許莊地區主要為深灰色泥巖，說明沉積時期許莊水體比方巷、竹墩地區相對要深。砂巖類型以粉細砂巖和粉砂巖為主，大量的薄片鑒定結果顯示，砂巖普遍成分成熟度和結構成熟度中等，砂巖碎屑質量分數為60%～90%。填隙物質量分數為5%～20%，由雜基和膠結物兩部分組成：雜基主要成分為泥質，X射線衍射全巖分析結果表明，方巷、許莊、竹墩、徐31塊的泥質質量分數較高(>6%)；膠結物質量分數>10%，以碳酸鹽為主，另有少量硅質膠結物，偶見鐵礦、硬石膏、菱鐵礦、片鈉鋁石(竹墩地區)膠結物，其中石英質量分數平均為65.0%，長石質量分數平均為17.4%，鉀長石含量高于斜長石。巖屑質量分數為10%～30%，平均為16.9%，成分主要為石英巖、硅質巖、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(丁圣等，2012a,2012b)。

1.2 儲集空間類型

1.2.1 原生孔隙 研究區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。形態較規則，原生粒間孔形態呈三角形、多邊形等，孔隙邊緣平直，未見明顯的溶蝕現象(圖1)，分布不均。方巷、許莊地區原生孔隙較少，原生粒間孔占6%～10%；竹墩地區所占比率相對較高，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—竹墩地區阜一段儲層的次生孔隙是研究區主要儲集空間類型，主要包括粒間溶孔、粒內溶孔、鑄?？滓约疤卮罂紫兜?。

(1) 粒間溶孔。主要為填隙物發生溶解，其主要組分為黏土礦物和碳酸鹽膠結物，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，是研究區主要儲集空間類型。方巷、許莊地區粒間溶孔占總孔隙的59%～66%，竹墩地區粒間溶孔占總孔隙的59%。這種儲集空間主要發生在沉積時經過充分淘洗、雜基含量相對較低的水下分流河道或河口壩沉積相內(圖2)。

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

(2) 粒內溶孔與鑄?？?。長石、巖屑等一些不穩定礦物遭受內部溶蝕而形成次生粒內溶孔，其形態不規則。鑄?？资橇热芸椎倪M一步擴大，直到全部溶解，保持原始顆粒形態(圖3)。此類孔隙多發育在孔隙水較為活躍或顆粒成熟度較低的地帶，方巷、許莊地區鑄?？渍?9%～20%，粒內溶孔占3%～15%；竹墩地區鑄?？渍?2%，粒內溶孔占8%。

圖3 粒內溶蝕孔和鑄模孔微觀特征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 孔隙結構特征

通過壓汞曲線特征(圖4、圖5)分析計算孔隙度、滲透率、排驅壓力、中值壓力、分選系數、最大喉道半徑、平均喉道半徑等參數的特征(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?。磺€基本靠近左下方，呈略細歪度特征，說明分選整體不是很好。紀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，竹墩地區孔隙度高，滲透率大；紀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，其主要滲透率貢獻來自于大孔喉。如果儲層滲透率主要由較大的孔喉所貢獻，那么流體的滲流通道大、阻力小、能力強，儲層的開發潛力大；反之，如果儲層滲透率主要由細小的孔喉所貢獻，那么流體的滲流阻力就大、能力弱，儲層的開發難度加大。

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。研究區目的層段巖性主要為粉砂巖、細砂巖，其次為泥、灰質粉砂巖、不等粒砂巖、灰質含礫砂巖(表1)。不同巖石相的物性分布范圍廣，相互都有大量重疊區域，重疊區孔隙度為10%～15%，滲透率集中在(0.1～20)×10-3μm2。通過不同巖石相的劃分，很難區分孔隙度的差異，說明研究區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

研究區沉積相主要有扇三角洲前緣水下分流河道、水道側緣、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分布范圍廣，孔隙度分布區間為5%～25%，滲透率分布區間為(0.1～300)×10-3μm2；河口壩的物性最好，孔隙度分布區間為15%～25%，滲透率分布區間為(10～300)×10-3μm2；水道側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據點雖存在差異，但是重疊區域大，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塊的孔隙度滲透率數據進行分析，不同區塊的物性分布范圍廣，相互間有大量重疊區域，方巷、許莊重疊區孔隙度集中在7%～12%之間，滲透率集中在(0.02～1)×10-3μm2之間；竹墩地區與方巷、許莊地區重疊區孔隙度集中在10%～18%之間，滲透率集中在(0.1～20)×10-3μm2之間，通過不同區塊的劃分，很難區別物性的差異(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 不同區塊孔隙度與滲透率Table 3 Porosity and permeability for different blocks

結合井深、泥質含量、碳酸鹽含量、填隙物(泥質+碳酸鹽)、平均粒徑、顆粒分選系數6個因素對孔隙度、滲透率進行多因子分析(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含量的影響，填隙物和孔滲呈負相關關系，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、溶蝕等成巖作用對研究區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生轉化。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，促進了次生孔隙的發育。黏土礦物轉化所提供的酸性混合液主要是由蒙脫石向伊利石轉化產生的。

次生孔隙的形成是經過各種成巖作用和成巖環境改造的最終產物。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，機械壓實作用變弱，至早成巖B期早期時，儲層已固結成巖，壓實及膠結作用的影響減弱；在中成巖階段，由于有機質演化而伴生有機酸，使得碳酸鹽、長石等不穩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育帶。

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

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

圖7 竹墩地區孔隙演化圖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、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，少數井埋深有異常，具有碎屑顆粒細(以粉砂巖和細砂巖為主)、長石和巖屑質量分數較高(20%～40%)等特點，南斷階阜一段儲層總體上經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)。從顆粒接觸關系不難看出，由于不同地區埋深有差異，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 顆粒在碳酸鹽膠結物中呈“漂浮”型Fig.10 Photos showing ″floating″ particles in carbonate cements

2.2.2 膠結作用 膠結作用是破壞儲層物性的另一主因。流動的孔隙水能持續地帶入溶解的碳酸鹽，為碳酸鹽膠結物的主要來源。孔隙水溶解碎屑沉積物中的介殼和碳酸鹽顆粒，溶解的物質又作為成巖期的膠結物沉淀下來。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物，說明此類碳酸鹽膠結物是形成于壓實作用較弱、其他膠結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，其穩定性逐漸升高，從而有利于碳酸鹽礦物的沉淀。

方解石膠結物可以呈微晶、粒狀、鑲嵌狀、襯邊狀和櫛狀產出，同時對顆粒和雜基進行交代。在高郵凹陷南斷階地區阜一段地層中，方解石質量分數變化較大，在2%～40%間均有。從垂向分布來看，與深度關系不大，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，膠結致密，從而使顆粒呈“飄浮”型。

石英是研究區砂巖中最常見的硅質膠結物，它可以呈微、細粒狀充填于孔隙中，但更主要的是以碎屑石英自生加大邊膠結物出現(吳旭光，2014；周正等，2014；祝海華等，2014；岳紹飛等，2015)。在研究區阜一段地層中(圖11)，石英次生加大發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，質量分數較低(約0.5%～5%)。石英次生加大的結果是充填孔隙，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性作用。南斷階地區儲層溶解作用主要發生在碳酸鹽膠結物和黏土礦物膠結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生和地層水的活動性有直接關系，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，從而早期越優質的原始儲層越容易改造成優質儲層，即壓實作用弱和溶蝕作用強的儲層。

3 結 論

(1) 巖石相、沉積相是形成低滲透-致密儲層的基礎性因素，控制著砂體的展布和發育規模，不是導致研究區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) 研究區成巖作用對儲層的影響早期表現為顆粒中等到強壓實；中期方解石和(含)鐵白云石的強膠結，在壓實作用、強烈鈣質膠結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增加，碳酸鹽膠結物和黏土礦物膠結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，并發育了較明顯的次生孔隙帶，優質儲層的形成主要受后期碳酸鹽溶蝕作用控制。

尋找次生孔隙發育儲層是該區下一步油氣開發的方向和突破點。

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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

江蘇省自然科學基金項目“復雜斷塊油藏細分層開發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地質工作，E-mail: ds3108@126.com

P618.130.2+1

A

1674-3636(2016)04-0575-08