渤中凹陷A2－1构造东营组储层物性控制因素分析

朱文森，王清斌，刘士磊，宋章强，王雪莲，陈延芳

(中海石油(中国）有限公司天津分公司渤海油田勘探开发研究院，天津 300452）

渤中凹陷A2－1构造东营组储层物性控制因素分析

朱文森，王清斌，刘士磊，宋章强，王雪莲，陈延芳

(中海石油(中国）有限公司天津分公司渤海油田勘探开发研究院，天津 300452）

根据岩石薄片、扫描电镜、物性和测井等资料，分析了渤中凹陷A2－1构造东营组砂岩储层品质控制因素，探讨了测试段产能差异的原因。通过分析认为:渤中凹陷古近系东营组储层物性主要受压实作用、沉积条件、碳酸盐胶结、溶蚀作用和黏土转化阶段控制。在负胶结物投点图上，大部分砂岩都落在压实作用区间，显示了压实作用是减少孔隙的主要因素;沉积条件对储层物性的影响突出体现在粒度和泥质含量方面的影响，随着粒度变细、泥质含量增加，渗透率明显降低。储层中普遍含碳酸盐胶结物且含量较高，是DST2测试段渗透率低、产能差的重要原因之一。两测试段储层中溶蚀作用普遍存在，主要体现在对长石的溶蚀，DST2测试段是强超压的半封闭系统，溶出物不能有效带出系统而沉淀在孔隙和喉道中，对储层物性破坏较大。黏土转化阶段与渗透率的快速降低段有较好的对应关系，渗透率变差段主要出现在伊蒙混层有序混层带以下。

渤中凹陷;东营组;储层物性;控制因素;渤海湾盆地

渤中凹陷古近系东营组储层发育，是渤中凹陷重要勘探目的层系之一。该区A2－1构造已钻探了两口井，初步证实馆陶组—东营组油气显示活跃，具多套含油层系。A2－1－2井在东营组喜获工业油气流，进一步揭示了渤中凹陷东营组勘探潜力，也揭示出一些问题:该井进行了3次DST测试，DST2测试产能极低，DST3测试获得高产，测试段产能差别大;物性资料表明，两测试段岩心渗透率差别大。因此，落实该构造东营组储层物性主控因素对指导该区带东营组勘探具有重要意义。

1 区域地质特征

A2－1构造位于石臼坨凸起与427构造相交处边界大断层下降盘的坡折带上(图1），具有滚动性质的半背斜构造，构造紧邻渤中西次洼，油源充足，成藏条件优越。

图1 A2－1构造区域位置Fig.1 Location of structure A2－1

2 储层物性影响因素

图2 A2－1－2井DST3(红色）和DST2(蓝色）测试段储层物性(205个样品）ig.2 Reservoir properties of DST3(red）and DST2(blue）of well A2－1－2(205 data point）

从两测试段实测孔渗结果(图2）可以看出，DST3测试段孔渗整体上要比DST2测试段好。DST3测试段以中孔中渗和中孔低渗为主，DST2测试段以中孔低渗和中孔特低渗为主。两测试段孔隙度相近，渗透率相差大。与渤中整体物性相比，DST2测试段物性更低。本文主要在岩石薄片、扫描电镜、物性和测井等资料的分析基础上，从压实作用、沉积条件、碳酸盐胶结作用、溶蚀作用和黏土演化等方面分析对储层物性的影响。

2.1 压实作用对储层物性的影响

沉积物在埋藏过程中，在上覆沉积物的重荷下，矿物颗粒发生重新排列、排出粒间水，密度增加、孔隙度减小，即为压实作用，该过程是不可逆的［1］。A2－1－2井东营组埋深超过3 000 m，整体压实作用强，在负胶结物投点图上大部分砂岩都落在压实作用区间，显示了压实作用是减少孔隙的首要因素。碳酸盐胶结物含量主要分布在5% ～20%之间，部分样品落在了胶结作用区间，胶结作用对储层孔隙度的影响也较明显(图3）。

图3 A2－1－2井负胶结物投点Fig.3 Minus-cement point diagram of well A2－1－2

2.2 沉积条件对储层物性的影响

不同沉积相带储层物性均有差异，同一沉积相带中，由于水动力条件的变化，沉积物成分及结构也有变化，也会导致渗透率的差异［2－4］。沉积作用控制了砂岩的粒度、分选、单砂层厚度、杂基含量、砂泥配置关系等，这些对储层物性均有明显的影响。储层以三角洲前缘为主，该区沉积条件对储层物性的影响突出体现在粒度和泥质含量上。

2.2.1 粒度的影响

在整体三角洲的大背景下，颗粒相对较粗的砂岩沉积水动力强，填隙物含量低，颗粒支撑作用强，孔隙大、孔喉大，孔隙流体运移活跃，影响储层保持孔渗，尤其对渗透率影响更大。图4显示，A2－1－2井取心段粒度中值在0.06～0.18 mm之间，并与孔隙度呈弱正相关，与渗透率呈明显正相关。统计表明细砂岩渗透率的高值段集中在(5～50）×10－3μm2，部分渗透率超过 100 ×10－3μm2，细砂级以下砂岩整体渗透率均较低，渗透率的高值段集中在(0.1～5） ×10－3μm2(图5）。从两测试段取心情况看，DST3高产能测试段主要以细砂为主，DST2测试段主要以极细砂为主，由于两者粒度的差异导致渗透率的差异是两测试段产能差异的主要原因之一。

图4 A2－1－2井取心段粒度中值与孔隙度和渗透率的关系Fig.4 Relations between median size and porosity or permeability of coring interval of well A2－1－2

图5 A2－1－2井取心段极细砂(左）和细砂(右）渗透率分布直方图Fig.5 Distribution histogram of permeability of very fine sand(left）and fine sand(right）of coring interval in well A2－1－2

2.2.2 泥质含量的影响

泥质含量较高的砂岩在埋藏条件下，泥质会在压实作用下以假杂基形态堵塞孔隙和喉道，使渗透性变差。A2－1－2井DST3测试段砂岩岩心扫描自然伽马平均值为102API，DST2测试段砂岩岩心扫描自然伽马平均值为136API，DST2测试段整体泥质含量高对储层渗透率影响较大。

2.3 碳酸盐胶结对储层物性的影响

碳酸盐胶结作用是影响储层质量的重要因素之一，高碳酸盐胶结物含量带常对应低孔隙度发育带［5］。A2－1－2井两测试段碳酸盐含量均较高，薄片统计显示碳酸盐平均值大于15%，局部超过40%，碳酸盐胶结物的含量与孔隙度和渗透率都呈较强的负相关性(图6），碳酸盐胶结作用是影响储层品质的另一重要原因。碳酸盐胶结物主要有铁方解石、白云石、菱铁矿。菱铁矿一般认为是早成岩期的胶结物［6］。研究区东营组菱铁矿以假杂基形态和团块状为主，菱铁矿发育位置的颗粒主要以点接触为主，反映了菱铁矿主要形成于砂岩原生孔隙发育的早成岩期(图7a、7b）。铁方解石和白云石以充填压实后残余孔隙为主，应主要形成于埋深较大的成岩期，这类碳酸盐堵塞孔隙及喉道对储层物性影响较大(图7c、7d）。从薄片统计情况来看，DST3测试段砂岩碳酸盐含量低于10%的比例超过40%，而DST2测试段砂岩碳酸盐含量低于10%的样品不超过10%，一般碳酸盐含量大于10%对储层物性影响较大，碳酸盐的分布差异性也是造成两测试段渗透率差异、产能差异的重要原因之一。

图6 A2－1－2井取心段碳酸盐胶结物含量与孔隙度和渗透率的关系Fig.6 Relations between content of carbonate cement and porosity or permeability of coring interval in well A2－1－2

图7 A2－1－2井储层中碳酸盐胶结物薄片照片Fig.7 Thin section photo of carbonate cement in sandstone reservoirs of well A2－1－2

2.4 溶蚀作用对储层物性的影响

东营组储层大部分处在伊蒙间层的有序混层带。伊蒙间层的有序混层带是蒙脱石大量脱去晶间水向伊利石转化的深度带，脱水的过程中把泥岩生成的有机酸带入储层中，产生溶蚀作用［7－9］。研究区东营组以长石砂岩为主，少量岩屑长石砂岩。长石含量较高，为溶蚀作用提供了物质基础［10］(图8）。扫描电镜和薄片下都见到了大量长石颗粒的溶蚀现象，部分颗粒完全溶蚀形成铸模孔(图9）。两测试段都见到了明显的长石溶蚀现象，但两测试段的渗透率和产能差别较大，这说明溶蚀作用并不能成为储层品质改善的决定性作用。高产能的DST3测试段为正常压力系统，与系统外流体交换频繁，溶出物能够有效带出或重新分配;低产能的DST2测试段为强超压系统，压力系数1.6，在强超压的半封闭系统中，溶出物不能有效带出系统而沉淀在孔隙和喉道中，反而对储层物性破坏较大。

图8 长石溶蚀Fig.8 Dissolution of feldspar

图9 颗粒溶蚀Fig.9 Dissolution of grains

2.5 黏土转化阶段对储层物性的影响

黏土矿物对储层物性有着重要的影响，黏土矿物的演化阶段对储层渗透率影响较大［11］。随着成岩阶段加深，伊利石的大量生成往往是渗透率快速降低的重要原因。高产的DST3测试段主要位于I/S的有序混层带，DST2测试段主要位于I/S的超点阵有序混层带，I/S中蒙脱石含量均在15%以下，这一因素可能也是造成储层品质差异的原因之一。

3 结论

(1）渤中凹陷A2－1构造东营组储层埋深超过3 000 m，整体压实作用强，压实作用是减少孔隙的首要因素。沉积条件对该构造物性的影响突出体现在粒度和泥质含量上。随着粒度变细、泥质含量增加，渗透率快速降低，是造成低产层的主要原因。

(2）储层中普遍含碳酸盐胶结物且含量较高是DST2测试段渗透率低、产能差的重要原因之一。进入I/S的超点阵有序混层带后，大量生成的伊利石堵塞孔喉，使渗透率快速降低，也是造成产能差的重要原因。

(3）溶蚀作用不是该构造储层品质改善的决定性作用，储层品质整体改善还受其它因素制约，DST2测试段强超压的半封闭系统，溶出物不能有效带出系统，而沉淀在孔隙和喉道中，对储层物性破坏较大。

［1］赵澄林，朱筱敏.沉积岩石学［M］.北京:石油工业出版社，2001:17－19.

［2］李会军，吴泰然.中国优质碎屑岩深层储层控制因素综述［J］.地质科技情报，2004，23(4）:76－77.

［3］陈纯芳，赵澄林，李会军.板桥和歧北凹陷沙河街组深层碎屑岩储层物性特征及其影响因素［J］.石油大学学报(自然科学版），2002，26(1）:4－7.

［4］高勇，张连雪.板桥—北大港地区深层碎屑岩储集层特征及影响因素研究［J］.石油勘探与开发，2001，28(2）:36－39.

［5］钟大康，朱筱敏，周新源，等.塔里木盆地中部泥盆系东河砂岩成岩作用与储集性能控制因素［J］.古地理学报，2003，5(3）:378－390.

［6］刘宝珺，张锦泉.沉积成岩作用［M］.北京:科学出版社，1992:65－79.

［7］罗静兰，S Morad，阎世可，等.河流－湖泊三角洲相砂岩成岩作用的重建及其对储层物性演化的影响——以延长油区侏罗系、上三叠统砂岩为例［J］.中国科学(D 辑），2001，31(12）:1006－1016.

［8］谢继荣.砂岩次生孔隙形成机制［J］.天然气勘探与开发，2000，23(1）:52－55.

［9］郭春清，沈忠民.砂岩储层中有机酸对主要矿物的溶蚀作用及机理研究综述［J］.地质地球化学，2003，31(3）:54－56.

［10］史继安，晋慧娟，薛莲花.长石砂岩中长石溶解作用发育机理及其影响因素分析［J］.沉积学报，1994，12(3）:68－75.

［11］赵澄林，陈丽华，涂强，等.中国天然气储层［M］.北京:石油工业出版社，1999:74－88.

Analysis on the controlling factors of reservoir property in Dongying formation of structure A2－1 in Bozhong Sag

ZHU Wensen，WANG Qingbin，LIU Shilei，SONG Zhangqiang，WANG Xuelian，CHEN Yanfang
(Exploration and Development Research Institute of Bohai Oil Field of Tianjin Limited，CNOOC，Tianjin 300452，China）

On the basis of thin section analysis，electron microprobe scanning，physical properties and logging data，this paper studies on controlling factors of reservoir in Paleogene Dongying formation of structure A2－1 in Bozhong Sag and discusses the reasons for different productions between the test sections.Through the analysis concerned，sandstone reservoir properties of Dongying formation in Bozhong Sag are mainly controlled by compaction，depositional environment，carbonate cementation，dissolution and clay transformation stage.In the minus-cement point diagram，most of the points are in the lower left corner，meaning compaction is the major factor of decreasing porosity.Influence of depositional environment on reservoir properties reflected most outstandingly in respect of grain size and clay content.With decreasing of grain size and increasing of clay content，permeability is rapidly decreasing.Those are the major causes of low yield.One of the reasons of low permeability and productivity of DST2 is that reservoirs generally contain carbonate cement.Dissolution which mainly reflected in the dissolution of feldspar generally exists in two test sections，DST2 test section is semi-closed system with strong overpressure，dissolving objects can＇t be effectively brought out from the system and deposit in pore and throat which destroyed reservoir properties a lot.Clay transformation stage has a good corresponding relationship with permeability，and permeability becomes worse when I/S(S%）is less than 15%.

Bozhong Sag;Dongying formation;reservoir properties;controlling factors;Bohai Bay Basin

TE122.2+3

A

10.3969/j.issn.1008－2336.2011.04.059

1008－2336(2011）04－0059－04

国家科技重大专项“近海富烃凹陷资源潜力再评价和新区、新领域勘探方向”(2008ZX05023－001－004）;中海石油(中国）有限公司天津分公司“十一五”重大基础研究项目“渤海湾地区古近系层序地层及隐蔽圈闭分布预测”(SC06TJ－TQL－004－BH02）。

2011－05－26;改回日期:2011－05－30

朱文森，女，1985年生，助理工程师，2008年毕业于长江大学资源勘查工程专业，现主要从事地层、储层综合研究工作。E-mail:zhuws@cnooc.com。