川东北通南巴构造河坝区块嘉二段储层特征研究

2012-11-20黄仁春赵永庆

长江大学学报(自科版) 2012年28期

关键词：晶间河坝溶孔

张卿，黄仁春，朱祥，赵永庆

(中石化勘探南方分公司勘探研究院，四川成都 610041)

川东北通南巴构造河坝区块嘉二段储层特征研究

张卿，黄仁春，朱祥，赵永庆

(中石化勘探南方分公司勘探研究院，四川成都 610041)

在对四川盆地嘉陵江组沉积背景认识的基础上，根据川东北通南巴构造河坝区块嘉二段钻井岩心的宏观和微观特征，结合孔隙度和渗透率资料对其储层特征进行较为深入的研究，总结出河坝区块嘉二段储层的岩性特征、物性特征、储集空间类型及储层的纵横向展布。结果表明,河坝区块嘉二段储集岩主要为粉晶残余(藻)砂屑白云岩和细-粉晶白云岩2大类;孔隙类型主要以晶间孔、晶间溶孔、粒内溶孔为主，储层以低孔、低渗为主，储集空间类型以孔隙为主，且裂缝是储层的渗滤通道，组成裂缝-孔隙型储集空间类型;储层纵向上主要发育于嘉二2亚段，横向上嘉二2亚段储层以河坝1井最为发育。在储层特征研究的基础上，从沉积环境、成岩作用和构造破裂作用3个方面综合分析储层发育的控制因素。

储层特征；嘉二段；控制因素；河坝区块；川东北

河坝区块位于四川盆地通江县境内，是通南巴构造带西南段南阳场构造东北部的背斜构造[1]。嘉二段在河坝区块广泛分布，主要为灰岩-白云岩-硬石膏岩组成的向上变浅的多旋回沉积。按其旋回性，分成3个亚段，自下而上分别为嘉二1亚段、嘉二2亚段、嘉二3亚段。嘉二段主要为局限台地台内滩和泻湖沉积，台内滩是区内储层发育部位[1]，台内滩沉积主要发育于嘉二2亚段中。纵向上嘉二段岩相变化也在较大范围内具有同步性，横向上嘉二段岩性组合、岩相具有很好的对比性。河坝1井嘉二段测试产气6.06×104m3/d[2]，嘉二段是河坝区块一个重要的油气勘探目的层。因此，深入开展嘉二段储层地质研究，对扩大勘探成效具有积极的推动作用。

1 储层岩性特征

根据河坝区块大量的普通薄片、铸体薄片鉴定结果，嘉二段的储集岩主要为粉晶残余(藻)砂屑白云岩、细-粉晶白云岩2大类。

1)粉晶残余(藻)砂屑白云岩部分藻屑之间具有明显的粘连结构，受重结晶作用影响，部分粒屑及胶结物显示不同程度残余结构。砂屑大小不均，一般0.1～0.3mm，形状不规则。孔隙较发育，以粒间溶孔、晶间溶孔为主，孔径0.02～0.20mm不等，局部方解石含量较高。

2)细-粉晶白云岩白云石晶粒大小不均，一般0.03～0.10mm，以粉晶为主占85%，部分细晶占15%，晶形以半自形-它形晶为主，少部分自形晶。局部见方解石充填物。晶间孔可见有机质丰富，可能为油气充注的结果。孔隙较为发育，以晶间孔或晶间溶孔为主，孔径细小，一般0.02～0.10mm，分布不均匀。数条构造微裂缝无充填或方解石充填，缝宽0.1～0.2mm。

2 储层储集空间类型

通过对河坝区块嘉二段钻井岩心观察，孔隙较发育，以针孔状孔隙为主，局部层段还发育少量溶洞(见图1(a))，但多被方解石充填或半充填。岩心特征在研究区范围内可以对比，反映了相似的沉积成岩环境。镜下观察结果表明，嘉二段的孔隙类型主要以晶间孔、晶间溶孔、粒内溶孔为主，其次可见有少量的粒间溶孔。

1)晶间孔指白云石晶体生长形成的晶体之间的孔隙，孔径一般小于50μm，一般孔内充填物很少，少见粘土矿物，偶见次生石英晶体。该类型孔隙在岩性相对较疏松的粉-细晶白云岩中较为发育。晶间孔常被溶蚀作用改造成为其他孔隙，研究区内以单一晶间孔为储集空间的储层较为少见。

2)晶间溶孔是研究区嘉二段主要的孔隙类型，约占孔隙空间的30%以上，主要分布在细-粉晶白云岩中，在上述晶间孔的基础上因溶蚀扩大而形成的次生孔，故与晶间孔密切共生，白云石边缘可见遭受溶蚀，白云石晶粒内部也可见有少量溶孔(见图1(b))。铸体薄片也显示，白云石晶间溶孔发育，白云石晶体构成了岩石骨架，半自形-它形，可能为后期溶蚀所致，孔隙直径大约在0.03～0.1mm之间。孔径一般大于晶间孔，介于20～60μm之间。岩心触摸略有磨砂感，该类孔隙的分布较密集，外形大多呈不规则的多面体状，孔内有少量充填物，如石英、粘土矿物和胶状碳化沥青，充填作用不完全。该类型孔隙在残余鲕粒白云岩中也可见，由于孔间连通性好，因此为嘉二段重要的储集空间类型。

图1 河坝区块嘉二段储集空间类型特征

3)粒内溶孔为研究区嘉二段重要储集空间类型，约占总孔隙空间的20%以上。镜下观察在残余鲕粒、砂屑粒内见有溶蚀孔隙发育，孔隙边缘可见有明显鲕粒或砂屑泥晶套的残余结构(见图1(c))，证明孔隙类型为粒内溶孔，孔隙孔径较大，孔隙直径在50～200μm左右，可能为颗粒选择性溶蚀的结果。

4)粒间溶孔也为研究区嘉二段的一种重要的孔隙类型，约占孔隙空间的10%以上，多出现在第1期砂屑粒间环边白云石胶结作用以后，晚期的晶粒白云石胶结物可见被溶蚀而成圆状，应为晚期溶蚀作用的重要特征。

5)溶洞岩心观察显示，河坝区块嘉二段储层可能存在1～2层呈水平状分布的溶蚀孔洞。如河坝1井的溶洞层段深度分别为4489.6～4490.4m和4493.1～4494m，溶洞发育密度为20～30个/m，直径大小为2～5cm，为方解石半充填-全充填，入水见气泡。河坝2井在深度4632～4646m也可发现方解石半充填-全充填的溶蚀孔洞。同样，在河坝101井(见图1(a))和河坝104井均发现上述呈层状分布的溶洞。

6)裂缝在河坝104井嘉二段储层岩心上共见有3期裂缝，一期为水平缝，这种缝主要发育在灰岩与白云岩的薄互层段，裂缝中少见充填物，可作为有效裂缝。水平缝发育的部位，岩心呈“酥饼”状(见图1(d ))。另外两期为高角度缝，两者切割关系明显。形成时间较早的一期高角度缝，一般缝宽约1～2mm，但被方解石全充填，有效性差；形成较晚的一期高角度缝的缝宽一般比前者宽，延伸也较前者长，裂缝被石膏充填，充填物自形程度差。

3 嘉二段物性特征

储层物性是决定储层储集性能及产能的主要因素，包括孔隙度和渗透率等因素[3]。对河坝区块嘉二段主要储集层段岩心孔隙度与渗透率值分布情况进行统计，124个孔隙度样品中，孔隙度值介于0.54%～16.15%，平均值3.28%。109个渗透率样品中，最大渗透率551.3162×10-3μm2，最小渗透率0.0000814×10-3μm2，几何平均值0.032×10-3μm2。总体来看，嘉二段储层以低孔、低渗为主。

图2 河坝区块嘉二段孔隙度与渗透率关系图

研究认为，孔隙型储层的渗透率往往随着孔隙度的增大而增大，且具有良好的相关性，而裂缝型储层往往不具有相关性[4]。对河坝区块嘉二段进行岩心孔隙度和渗透率的相关性分析(见图2)，结果表明，储层主要表现为孔隙性储层，但相关性不是很强。分析原因认为，裂缝是储层的渗滤通道，若裂缝发育，则提高了储层渗透能力、改善了储层结构，从而有效改善储层的储渗能力[5]，因此导致低孔隙储层中渗透率变高。总体来说，研究区嘉二段储层为裂缝-孔隙型储层。

4 储层分布

1)储层纵、横向分布川东北地区嘉二段储层具有区域稳定、局部变异的分布特征，表现在嘉二段裂缝-孔隙型储层发育在相对稳定的层段，但在区域内甚至局部构造范围内，储层显示了较强的非均质性[5]。根据河坝区块测井解释结果，纵向上嘉二段储层主要发育于嘉二2亚段，测井解释的单层有效厚度在0.29～9.55m之间，储层发育具有单层多且厚度薄的特点。横向上，河坝区块嘉二段储层在河坝1井最为发育，其嘉二段有效厚度为21m，至研究区西北部的河坝101井嘉二段有效厚度减薄至16.6m(见图3)。

图4 河坝区块嘉二段储层有效厚度等值线图

2)储层平面分布河坝区块嘉二段储层有效厚度等值线图(见图4)表明，在河坝1井其储层有效厚度最大，次为河坝1-1D井，至河坝101井、河坝2井其储层有效厚度减薄。

5 储层发育的控制因素

川东北通南巴构造河坝区块嘉二段储层发育受沉积环境、成岩作用和构造破裂作用的综合影响和控制。

1)沉积环境三叠纪嘉陵江组期，四川盆地内水体变浅，加之受到周边古陆和水下隆起的屏蔽作用，使川东地区处于台内蒸发-局限环境之中，水体浅、能量低、盐度大是其基本环境特征[6]。河坝区块嘉二段储层主要发育于局限台地的台内滩中。不同的沉积环境下，储层物性存在较大差异[7]，对河坝2井嘉二段32个岩心样品进行分析，其嘉二段滩相白云岩孔隙度基本在3%以上，明显高于灰坪沉积。可见，滩相沉积作为有利的沉积环境对嘉二段储层发育具有重要的控制作用。

2)成岩作用成岩作用对白云岩储层孔隙的生成、发展、消亡起着重要的控制作用，白云岩储层成岩作用可以分为建设性和破坏性2大类，其中白云岩化作用为一种重要的建设性成岩作用[8-9]。河坝区块嘉二段储层埋藏较深，经历了复杂的成岩作用，现今储集空间几乎都发育于白云岩中，因此白云石化作用是形成优质储层的必要条件[10]。根据岩石学观察，研究区可能存在卤水回流渗透白云石化作用和埋藏白云石化作用。同时，溶蚀作用也是有利于储层发育的建设性成岩作用，通过对研究区嘉二段储层储集空间类型的研究，嘉二段储层发生过不同程度、不同期次的溶蚀作用。

3)构造破裂作用构造破裂作用产生的裂缝，不仅可以作为储层的渗滤通道，改善储层的渗透性能，还可以作为流体的运移通道，为溶蚀作用、白云岩化作用等成岩作用的发生提供条件。另外，该区的钻探实践表明，裂缝对提高嘉二段储层产能具有积极作用，位于河坝区块构造高点裂缝相对较发育的河坝1井在嘉二段测试获得了较好的工业产能。