苏里格气田苏6区块致密砂岩储层特征及成岩储集相

2013-05-13姜超中石化胜利油田分公司地质科学研究院山东东营257015

石油天然气学报 2013年1期

姜超（中石化胜利油田分公司地质科学研究院，山东东营257015）

虞莉红（中国石油大学（华东）地球科学与技术学院，山东青岛266580）

王永奇（中石油长庆油田分公司超低渗透油藏第一项目部，甘肃庆阳745400）

苏里格气田是中国年产气量最大的整装气田［1］，截止2009年，苏里格致密砂岩大气区探明储量已达3．0×1012m3。苏里格气田储层是典型的致密砂岩储层，储层成因机理复杂。为了更好地预测有效储层的分布及其内部储集性能的差异，以苏里格气田下二叠统下石盒子组8段（以下简称盒8段）为研究目的层段，在对储层特征研究的基础上，对成岩储集相进行了研究。主要研究区为苏6区块，该区块位于苏里格气田的东部，地处内蒙古自治区苏里格庙境内［2］。前人对苏里格气田苏6区块的沉积特征和有效砂体的分布进行了详细的研究［3～8］，研究区盒8段以辫状河沉积为主，发育大套、厚层中粗砂岩。

1 储层基本特征

1．1 岩石学特征

研究区盒8段岩石类型以岩屑砂岩和岩屑质石英砂岩为主，少量石英砂岩。碎屑颗粒成分以石英和岩屑为主，石英体积分数为30．8%～94．5%，平均74%；岩屑体积分数为5．5%～69．2%，平均为25．9%；长石体积分数一般不超过2%。砂岩粒度较粗，颜色较浅，以灰白色的粗砂岩、含砾粗砂岩最为发育，少量中细砂岩。

1．2 物性特征

研究区盒8段砂岩物性总体较差，孔隙度在3．3%～23．5%之间，平均7．8%，主要集中在4%～12%之间；渗透率在0．0034～561mD之间，差异较大，主要集中在0．01～0．5mD之间。

1．3 成岩作用特征

利用镜质体反射率以及黏土矿物混层比等资料，结合前人的研究成果［9，10］，认为苏里格气田盒8段砂岩储层主要处于中成岩B阶段，部分可能达到晚成岩阶段。储层经历的成岩作用有压实作用、胶结作用、溶蚀作用和交代作用，以前3种对储层的影响最为明显。

1．3．1 压实作用

苏里格气田盒8段现今埋深在3200m以上，埋藏深度较大，储层经历了强烈的压实作用，碎屑颗粒之间多呈线接触，甚至凹凸接触。压实作用是造成储层孔隙度降低的重要因素。

1．3．2 胶结作用

研究区盒8段砂岩中胶结类型主要分为3种：硅质胶结、碳酸盐岩胶结和黏土矿物胶结。

1）硅质胶结研究区硅质胶结物主要以石英次生加大边的形式出现，硅质胶结物的体积分数为0%～21．6%。在硅质胶结物体积分数超过12%的薄片中，碎屑颗粒常呈镶嵌状接触，岩石较致密。

2）碳酸盐岩胶结研究区最常见的碳酸盐岩胶结物是方解石和铁方解石。铁方解石比方解石发育，体积分数在0%～28%之间，两者均表现为局部富集。在镜下，方解石和铁方解石体积分数超过10%时，常呈连晶状充填孔隙空间。

3）黏土矿物胶结研究区黏土矿物胶结物主要有高岭石、水云母和绿泥石，其中水云母含量最为丰富，平均体积分数在6%以上。黏土矿物胶结物堵塞了孔隙和喉道，使得储层的孔隙度和渗透率降低；而高岭石和伊利石等黏土矿物晶体之间存在大量的晶间孔，也具有一定的储集性。

1．3．3 溶蚀作用

研究区储层孔隙的主要来源是不稳定的凝灰质岩屑的溶蚀，其次为黏土杂基和胶结物溶蚀。溶蚀作用改善了研究区储层的物性，是研究区有利储层形成的最重要因素。

1．4 储集空间类型

薄片鉴定资料分析表明：苏里格气田储层的孔隙类型包括原生粒间孔、粒间溶孔、岩屑溶孔、杂基溶孔、黏土矿物晶间孔和微裂隙，以粒间溶孔和岩屑溶孔等次生溶孔为主，其次为黏土矿物晶间孔。

1）原生粒间孔由于压实作用强烈，且遭受了强烈的物理化学作用，因此原生孔隙几乎损失殆尽，只能见到少量残余（图1（a））。

2）粒间溶孔研究区粒间溶孔主要是由不稳定岩屑发生局部或全部溶解形成的（图1（b））。

3）岩屑溶孔是指颗粒内溶蚀孔隙（图1（c）），在研究区最常见的是火山岩屑溶孔，也是对次生孔隙度贡献最大的孔隙类型。

4）杂基溶孔主要是由于黏土矿物部分溶蚀而产生的次生孔隙（图1（d））。

5）晶间孔晶间孔是高岭石、伊利石等自生黏土矿物晶粒之间存在的微孔隙，在电子显微镜下较易观察到（图1（e）），也是较重要的储集空间类型。

6）微裂隙微裂隙在研究区主要表现为岩石中的破裂缝（图1（f））。微裂隙在盒8段总体上含量不高，面孔率一般不超过2%。

图1 苏里格气田苏6区块储集空间特征

2 成岩储集相

2．1 成岩储集相的分类

成岩储集相是指影响储层性质的某种或某几种成岩作用和特有的储集空间的组合［11］，成岩储集相综合反映了储层所经历的成岩史和孔隙演化史。在总结前人对低渗致密砂岩成岩储集相研究方法的基础上［12～14］，根据苏里格气田取心井盒8段砂岩的岩石学特征、成岩作用特征，结合微观孔隙结构和物性特征，将研究区砂岩成岩储集相划分为4大类11小类。

2．1．1 Ⅰ类成岩储集相

Ⅰ类成岩储集相主要包括3种类型：黏土＋硅质胶结粒间孔相（Ⅰ1）（图2（a））、黏土＋硅质胶结粒间孔与溶孔相（Ⅰ2）和黏土胶结粒间孔与溶孔相（Ⅰ3），主要岩性为中粗粒岩屑石英砂岩和石英砂岩。孔隙类型主要为残余粒间孔及其与岩屑溶孔和杂基溶孔的组合，少量黏土矿物胶结物，其中Ⅰ1和Ⅰ2两种成岩储集相硅质胶结物发育，体积分数一般在5%～12%之间。Ⅰ类成岩储集相的砂岩物性较好，粒间孔面孔率在1．5%以上，岩心孔隙度在10%以上。

2．1．2 Ⅱ类成岩储集相

Ⅱ类成岩储集相主要包括3种类型：黏土＋硅质胶结溶孔相（Ⅱ1）（图2（b））、黏土＋钙质胶结溶孔相（Ⅱ2）（图2（c））和黏土胶结溶孔相（Ⅱ3），主要岩性为中粗粒岩屑石英砂岩和石英砂岩，少量岩屑砂岩。孔隙类型主要为凝灰质等不稳定岩屑溶孔，其次为杂基溶孔，发育少量硅质或钙质胶结物。储层物性相对较好，溶孔面孔率在0．5%以上，岩心孔隙度多集中在5%～10%之间。

2．1．3 Ⅲ类成岩储集相

Ⅲ类成岩储集相主要包括黏土＋硅质胶结晶间孔相（Ⅲ1）（图2（d））和黏土胶结晶间孔相（Ⅲ2）。主要岩性为含泥中粗粒岩屑砂岩和岩屑石英砂岩，少量石英砂岩。主要孔隙类型为黏土矿物晶间孔，黏土矿物以高岭石和伊利石为主，硅质胶结物少量发育，而钙质胶结物不发育。储层物性中等，晶间孔面孔率大于0．2%，岩心孔隙度在5%～8%之间。

图2 苏里格气田苏6区块砂岩主要成岩储集相特征

2．1．4 Ⅳ类成岩储集相

Ⅳ类成岩储集相为致密相，包括黏土＋硅质胶结致密相（Ⅳ1）、黏土＋钙质胶结致密相（Ⅳ2）和黏土胶结致密相（Ⅳ3）。黏土＋硅质胶结致密相（Ⅳ1），硅质胶结物含量大于5%，岩性为中粗粒岩屑石英砂岩和岩屑砂岩；黏土＋钙质胶结致密相（图2（e）），钙质胶结物含量大于10%，薄片中呈连晶状充填孔隙空间，岩性为含方解石或钙质中粗粒岩屑石英砂岩和岩屑砂岩；黏土胶结致密相（图2（f）），其特点是泥质含量较高，主要岩性为含泥中粗粒岩屑石英砂岩和岩屑砂岩、泥质或含泥中细粒岩屑石英砂岩和岩屑砂岩。该类成岩相岩石较致密，孔隙不发育，岩心孔隙度在5%以下。

2．2 成岩储集相分布特征

2．2．1 成岩储集相垂向分布特征

通过成岩储集相的分类研究表明，不同成岩储集相的岩性、成分、孔隙结构及物性均有不同。不同的水动力条件和沉积微相类型控制了岩石的结构和矿物成分，进一步影响了储层的成岩改造过程。为了弄清不同成岩储集相与沉积作用的关系，以苏6井等9口取心井为重点解剖对象，详细分析了不同成岩储集相的纵向分布特征。以苏6井为例（图3），通过成岩储集相分析表明：Ⅰ类和Ⅱ类成岩储集相主要分布在水动力较强的辫状河心滩微相中，砂岩以粗砂岩为主，含砾，泥质含量较少；Ⅲ类成岩储集相发育在辫状河高能水道心滩的顶底部和低能水道心滩微相中，砂岩以粗砂岩为主，泥质含量有所增加；Ⅳ类成岩储集相主要分布在单个心滩砂体旋回的上部，泥质含量较高，多为含泥或泥质砂岩。

图3 苏里格气田苏6井盒8段成岩储集相垂向分布特征

2．2．2 成岩储集相平面分布特征

在对研究区各取心井成岩储集相分析的基础上，结合成岩储集相与沉积微相、岩性、物性之间的关系，对成岩储集相在平面上的分布特征进行了研究，绘制了各小层成岩储集相的平面展布图。以盒8下亚段2小层（图4）为例：Ⅰ类和Ⅱ类成岩储集相主要集中在研究区中西部辫状河主流水道的心滩微相中，研究区东部少量发育，孔隙度一般高于8%；Ⅲ类成岩储集相则在全区均有分布，集中在研究区东部辫状河平流水道的心滩微相中，其次为研究区中西部辫状河主流水道心滩周围，孔隙度多小于8%；Ⅳ类成岩储集相分布于河道侧缘及河床底部滞留沉积微相中，孔隙度多小于5%。