准噶尔盆地白家海凸起侏罗系八道湾组孔隙结构特征及影响因素

2011-04-10油气资源与勘探技术教育部重点实验室长江大学湖北荆州434023

长江大学学报(自科版) 2011年34期

(油气资源与勘探技术教育部重点实验室(长江大学），湖北荆州434023）

何桂平(中石油长庆油田分公司第一采油厂，陕西延安716000）

况昊，于景维(油气资源与勘探技术教育部重点实验室(长江大学），湖北荆州434023）

白家海凸起区位于准噶尔盆地中央隆起带东段，为中央坳陷东部一个北东向展布的三级正向构造单元，该区地层经历了从晚古生代到第四纪之间的海西、印支、燕山和喜马拉雅各期构造运动。各次运动的长周期之间是频繁的陆内湖水进退，形成沉积旋回和各种沉积体系、沉积类型，也同时制约着油气的生成、运移和聚集。现今沉积岩层南厚北薄，盆地基底向南倾斜。发育石炭系、二叠系、三叠系、侏罗系、白垩系、第三系和第四系地层，该区侏罗系八道湾组(J1b）地层被稳定发育的两套煤层分割成3段，地层由下至上可分为八道湾组一段(J1b1）、二段(J1b2）和三段(J1b3）。其中J1b3砂组是侏罗系下统勘探目的层，砂层从分支河道的箱状砂体到频繁的砂泥岩互层，横向岩性变化大，纵向多套的储盖组合，为岩性圈闭的形成提供了有利条件。前人对白家海凸起基础石油地质工作开展了大量的研究[1-2]，但对于J1b的储层孔隙结构、喉道类型特征等方面并没有深入研究。就此，笔者系统研究了白家海地区侏罗系八道湾组储层的孔隙结构特征及其影响因素，开展八道湾组物性研究，目的在于揭示储层的微观特征，为下一步勘探开发提供地质依据。

1 储层岩石学特征

通过对沉积相综合研究，工区内八道湾组为一套含煤系的陆相沉积，储层岩性以细、中砂岩为主。碎屑岩储层以岩屑砂岩占绝对优势[3]，说明其成分成熟度很低(见表1）。杂基在J1b砂岩中含量普遍较少，各层平均含量一般在1．0%左右，砂岩的分选普遍中等到好，反映砂岩的结构成熟度较高。通过扫描电镜分析，白家海凸起J1b碎屑岩储层中的粘土矿物主要是书页状蠕虫状高岭石、不规则状伊蒙混层、片状伊利石、叶片状绿泥石等，储层样品中大多为2级石英次生加大。胶结类型为孔隙-接触型和孔隙-压嵌型。砂粒分选性较好，磨圆度多为次棱状-次圆状，接触方式为点-线接触。由此可以看出，侏罗系储层整体上呈 “低胶结物含量、低成分成熟度、高结构成熟度和普遍含有塑性岩屑”的 “两低一高和一普遍”的岩石学特征。

2 孔隙类型及特征

通过岩石铸体薄片的观察与统计，结合扫描电镜分析，研究层段以次生溶蚀孔隙为主，大约占总孔隙的66%，原生孔隙也占有一定的比例，约占总孔隙的20%；同时发育小比例的晶间孔和微裂缝。从J1b1、J1b2和J1b3各类孔隙的发育情况来看(见表2），随着埋藏深度的增加，成岩作用加强，原生孔隙的含量逐渐减少，而次生孔隙的比例增加，呈现孔隙类型逐渐变化的特点。

表1 白家海地区八道湾组岩矿特征统计表

表2 白家海凸起区块的孔隙类型数据表

3 孔隙结构特征及喉道分布

3．1 孔隙结构特征

1）排驱压力 J1b1的排驱压力值为4．92～0MPa，平均值为1．53MPa；J1b2的排驱压力值为5．19～0MPa，平均值为2．9MPa；J1b3的排驱压力值为4．38～0MPa，平均值为1．08MPa。可见J1b3孔隙半径较大，分选性较好。

2）分选系数 J1b1、J1b2及J1b3分选系数的数值分别为1．41，0．84，1．78，表明孔喉大小分布的均一程度中等。

3）中值毛细管压力 J1b1、J1b2及J1b3中值毛细管压力平均值分别为7．65、11．29和5．07MPa，说明J1b3的中值毛细管半径较J1b1、J1b2大。

4）平均毛细管半径 J1b1、J1b2及J1b3平均毛细管半径的平均值分别为0．31、0．07和0．61μm，表明J1b3平均喉道较大。

5）退汞效率 J1b1、J1b2及J1b3退汞效率比较低，分别为33．363%、23．87%和36．14%，说明孔喉分布状况差，孔隙结构复杂，非均质性强。

6）均质系数 J1b1、J1b2及J1b3均质系数的平均值分别为0．26、0．26、0．23，其值不高，表明孔喉半径不大。

7）变异系数 J1b1、J1b2及J1b3变异系数的平均值较低，分别为0．12、0．07、0．16，表明细孔较多。

由以上分析可以看出，白家海地区J1b储集层喉道主要为细喉、中喉。喉道特征参数比较充分证明J1b3的喉道较好。

3．2 孔喉分布

通过铸体薄片观察和压汞资料所反映的孔喉分布特征来看，研究区3个砂组储集砂岩孔喉分选较好，大多数样品的毛管压力曲线呈略细歪度。喉道以细喉为主，其次为中喉。据电镜观察，储集层砂岩主要发育片状或弯片状喉道，在泥质、钙质胶结富集处，发育管束状喉道。物性分析结果表明，白家海凸起区块储集层砂岩的孔隙度分布范围为4．9%～15．33%(平均值为11．46%），渗透率分布范围为（0．02～2．79）×10-3μm2，平均值为0．44×10-3μm2，为低渗透储层[4-5]。

研究层段以细喉为主，其次是中喉，但J1b3中喉所占的比例较多[6-7]。结合J1b3、J1b2及J1b1物性等储层评价参数，其较好储层发育在J1b3中。

4 储层孔隙结构影响因素分析

4．1 沉积作用的影响

沉积作用主要控制储集层沉积时的空间与原始孔隙度[8-9]，对孔隙结构的影响主要表现在不同类型的岩性对储层物性的控制。对比白家海凸起侏罗系八道湾组、三工河组和西山窑组砂岩的岩矿成分和含量，除塑性岩屑含量和砂岩粒径外，其他特征在平面上的变化较小。砂岩的粒级总体偏细，中粒和细粒砂岩约占砂质岩的60%以上；在层位上，三工河组砂岩的粒级较西山窑组和八道湾组要粗些。八道湾组和西山窑组在白家海凸起地区中-细粒砂岩为主，约占砂质岩的80%(见图1）。粒度偏小的砂岩在上覆岩层的作用下，颗粒之间比较容易滑动，对于压实作用比较敏感，经历一定的埋藏作用后，孔隙度和渗透率降低较快。

图1 研究区侏罗系不同粒级砂岩分布直方图

4．2 成岩作用的影响

成岩作用对储层物性的影响主要分为破坏性和建设性2种[10]。该区破坏性成岩作用有压实作用、胶结作用；建设性成岩作用主要为溶蚀作用。成岩作用是决定储层物性的重要因素[11]。

1）压实作用对孔隙的影响压实作用是破坏性很强的成岩作用之一，压实作用对原生孔隙影响随埋深增加而增强，使得粒间体积减小，碎屑颗粒接触紧密，从而充填堵塞孔喉，降低渗透率。研究区内，侏罗系储层压实减孔量基本上大于15%，平均20%左右，是储层孔隙损失的主要因素。

2）胶结作用对孔隙的破坏白家海凸起地区储集岩经历的胶结作用主要有碳酸盐胶结、硅质胶结及粘土矿物胶结，此外还见少量石膏、黄铁矿、沸石等自生矿物胶结。胶结作用是导致砂岩孔隙度减小、渗透率降低的一种主要成岩作用。碳酸盐胶结物以方解石和白云石较为常见，它充填于岩石残余原生孔隙和次生孔隙中，致使岩石储集物性遭到极大的破坏；硅质胶结主要指石英次生加大和自生石英集合体，石英次生加大充填孔隙并经常堵塞喉道，对储层的孔、渗性能起着一定的破坏作用。工区内粘土矿物胶结物主要是伊蒙混层矿物、高岭石、伊利石及绿泥石等，蒙脱石较少见。伊-蒙混层矿物在扫描电镜下大多呈不规则状、蜂巢状；高岭石主要以蠕虫状、书页状充填于晶间孔隙中，这种产状的高岭石易迁移，对砂岩储层的渗透性影响较大。

3）溶蚀作用对孔隙的改善溶蚀作用是一种非常重要的建设性成岩作用，主要是由于大量有机酸进入砂岩中溶蚀胶结物和易溶颗粒造成的。该区J1b3出现了次生孔隙带，主要表现在溶蚀作用形成的粒内溶孔和粒间溶孔占有很大的比例。这些溶孔产生是由于地层中含有煤层，有机质含量高，产生较多的有机酸对碳酸盐胶结物及岩屑、长石等不稳定颗粒的溶解。有机酸产生的高峰期是镜质体反射率为0．5%～0．7%之间，主要发生于中成岩期的A1亚期。但是溶蚀作用对于整个白家海凸起区块J1b储层孔隙改善十分有限。