中国致密油储层储集性能主控因素分析

黄福喜, 杨 涛, 闫伟鹏, 郭彬程, 唐 惠, 李 欣, 马 洪

(中国石油勘探开发研究院，北京 100083)

中国致密油储层储集性能主控因素分析

黄福喜, 杨 涛, 闫伟鹏, 郭彬程, 唐 惠, 李 欣, 马 洪

(中国石油勘探开发研究院，北京 100083)

致密储层储集性是形成致密油“地质甜点”的关键控制因素之一，是致密油勘探寻找“甜点”的重要参考依据。中国致密油储层岩性复杂、类型多样、分布广、总体致密。储层岩性主要为陆相湖盆砂岩和碳酸盐岩，按沉积成因与岩性，可划分为深水重力流砂岩、三角洲水下分支河道砂岩、湖相滩坝与浅滩云质岩，以及湖相泥灰岩4种储层类型，不同类型致密储层在中国晚古生代至新生代陆相盆地广泛分布。受沉积环境与成岩作用影响，储层储集性差，一般孔隙度<10%、渗透率<1×10-3μm2。中国致密油储层的物性好坏与裂缝发育程度决定了储层的储集性能，主要受沉积相、成岩相与裂缝3种因素控制。不同成因储层储集性能主控因素不同，其中，深水重力流砂岩型储层受成岩相与构造缝控制，三角洲水下分支河道砂岩型储层受沉积-成岩相与构造缝控制，湖相滩坝、浅滩云质岩型储层受岩性与溶蚀作用控制，湖相泥灰岩型储层主要受构造缝控制。上述不同致密油储层储集性能主控因素及其差异性是勘探中寻找不同类型致密油“甜点”与目标优选的重要依据。

中国;致密油;储层类型;储集性;控制因素

最近10年，致密油在美国得到较快发展，勘探开发不断获得重大进展，2000年Bakken、2008年Eagle Ford、2012年Monterey相继突破，致密油产量快速上升，2012年致密油产量达到96.9×106t左右[1]，引起了世界广泛关注。在致密油产量的助推下，美国原油产量自2008年开始止跌回升，改变了美国能源供应格局。总结美国得以实现致密油规模勘探开发的经验，主要有3点认识与启示：一是致密油“甜点”区控制富集高产；二是紧邻优质烃源岩的储集层具有相对高孔、高渗特征以及裂缝发育程度控制了致密油的“甜点”发育；三是借助水平井体积压裂技术和平台式“工厂化”生产模式，有效降低成本，推动了美国致密油大规模开发。

中国近两年加快了致密油的研究与勘探，结果表明中国致密油资源丰富，有望成为重要的油气接替资源。鄂尔多斯盆地长7、准噶尔盆地吉木萨尔凹陷芦草沟组与松辽盆地扶余油层等致密油的勘探开发，在中国致密油基本特征、形成与分布、评价标准、主要类型与资源前景[2-6]，以及致密储层储集空间、微观特征[7-12]等方面取得了进展。勘探实践表明，寻找“甜点”是致密油勘探的核心内容，而储层储集性是形成致密油“甜点”的关键控制因素，因此，探索中国不同致密油储层储集性的控制因素，对致密油勘探具有重要的现实意义。值得指出的是，致密油“甜点”是指相对优质的有效储层，包括地质、工程与经济性等3个方面的涵义及其评价的参数，因此，可将致密油“甜点”划分为地质甜点、工程甜点和经济甜点3种类型。本文讨论的重点是地质甜点，即指储集性为相对高孔渗、紧邻优质烃源岩、保存条件好、构造稳定与埋藏深度适中等较好背景下的储集体[2]。其突出特征是储集层在整体低孔、低渗背景下，储层基质孔隙度与覆压渗透率相对较高、裂缝较发育。

1 致密油储层类型与储集特征

中国致密油储层主要发育于晚古生代与中生代-新生代的陆相盆地。与北美海相-海陆过渡相致密油储层相比，中国的储层更致密、横向分布变化快、非均质性较强，北美储层基质孔隙度较高、分布较稳定、连通性好。受盆地性质、构造特征、物源特征、沉积环境与成岩演化等因素影响，中国陆相致密油储层类型多样，不同类型致密油储层储集性能存在较大差异。

1.1 致密油储层类型

中国致密油储层主要为深水重力流砂岩、三角洲水下分支河道砂岩、湖相滩坝云质岩与湖相泥灰岩4种类型。目前，普遍认为孔隙度<10%、覆压渗透率<0.1×10-3μm2的储层为致密储层[2,3,13,14]。关于致密储层类型，具有多种分类方案，按源储沉积组合关系可分为源上、源下和源内3种类型；按储层致密成因机理可分为原生沉积型和成岩改造型2种类型[3]；按储层岩性可分为碎屑岩和碳酸盐岩2类，包括白云(质)岩、灰岩以及各类砂岩等类型[2]；按储集空间可分为孔隙型、裂缝-孔隙型、孔隙-裂缝型[3]；按沉积环境可分为深水重力流型、三角洲水下分支河道型、湖相碳酸盐岩型等。上述分类反映致密储层与优质烃源岩、储层岩性、储集空间类型、沉积及成岩作用的关系密切，说明致密储层适合采用多因素综合分类。鉴于储层储集性能及其主控因素是讨论重点，结合目前中国致密油勘探成果，首先按沉积成因及储层岩性，把中国致密油储层分为深水重力流砂岩型、三角洲水下分支河道砂岩型、湖相滩坝-浅滩白云(质)岩型与湖相泥灰岩型4种类型，进一步分析不同类型致密储层储集特征及其主控因素。

1.2 致密油储层储集特征

中国的致密储层主要为陆相湖盆砂岩与碳酸盐岩，在晚古生代-新生代广泛发育，储层物性差(表1)。致密油储层包括致密砂岩和致密碳酸盐岩，其中，①粒度较粗的致密砂岩储层，形成于湖底扇、三角洲平原-前缘、滨浅湖滩坝等环境，以中砂岩为主，含粗砂岩和细砂岩，储集类型以裂缝-孔隙型为主，在塔里木、柴达木、四川与吐哈盆地侏罗系，以及酒西地区白垩系下沟组广泛分布。柴达木盆地中下侏罗统致密砂岩储层以中细砂岩为主，孔隙度在4%～22%之间，平均为10%，渗透率在<0.1×10-3～200×10-3μm2之间，基质平均渗透率<1.0×10-3μm2。②粒度相对较细的致密砂岩储层，形成于深水的浊流、砂质碎屑流与前三角洲以及混积型滨浅湖浅滩等环境，以粉砂岩为主，含细砂岩和泥质砂岩，储集类型以孔隙型为主，在鄂尔多斯、松辽和渤海湾盆地的中生代—新生代，以及准噶尔盆地晚古生代二叠纪芦草沟期广泛分布。鄂尔多斯盆地长7段致密砂岩储层平均孔隙度为7.2%，主要介于6%～12%，平均渗透率为0.18×10-3μm2，主体<0.3×10-3μm2(图1-A)。③白云(质)岩致密储层，多形成于咸化湖盆环境，准同生期白云化作用是白云化的主要成因，储集类型以裂缝-溶孔为主，以准噶尔盆地芦草沟组、渤海湾盆地沙河街组、酒西地区下沟组为代表。吉木萨尔凹陷芦草沟组储层平均孔隙度为10.6%，主要介于6%～14%，平均渗透率为0.258×10-3μm2(图1-B)。④灰岩致密储层，形成于陆相湖盆的介壳滩与藻滩环境，储集空间以溶孔-裂缝型为主，以四川盆地大安寨段、柴达木盆地上干柴沟组、下干柴沟组和三塘湖盆地芦草沟组为代表。四川盆地大安寨段灰岩储层孔隙度普遍<4%，渗透率<0.1×10-3μm2(图1-C)。

表1 中国致密油储层储集特征Table 1 Characteristics of the tight oil reservoirs in China

中国的致密储层岩性复杂，孔隙类型多样。鄂尔多斯、松辽、渤海湾、四川与柴达木等盆地致密砂岩储层以岩屑砂岩、长石岩屑砂岩为主，其次是长石与岩屑砂岩(图2)，岩石粒度细、分选与磨圆度差，孔隙类型以粒间(微)孔、粒间及粒内溶孔、微裂缝等孔隙为主，主要为次生孔隙，原生孔隙少见。孔隙度、渗透率低是致密砂岩储层的基本地质特征，孔隙度主要介于4%～12%，空气渗透率多<1×10-3μm2。准噶尔、三塘湖、渤海湾等盆地湖相碳酸盐岩储层主要受物源条件、沉积与构造环境变化等影响，岩石矿物成分多样(图3)，岩石类型复杂，以过渡岩石类型为主，岩性纵横向变化快，储集空间类型多，包括粒间孔、晶间孔、生物格架孔、粒间与粒内溶孔等，以基质孔隙为主。由于微裂缝与构造缝发育，多为裂缝-孔隙型双重介质。物性较差，孔隙度主要介于2%～10%，空气渗透率基本<1×10-3μm2，甚至<0.01×10-3μm2。

图1 中国典型致密油储层孔隙度与渗透率分布直方图Fig.1 Histogram showing the porosity and permeability distribution of the typical tight oil reservoirs in China

图2 中国典型致密砂岩储层岩石分类三角图Fig.2 Triangular diagram showing the rock classification of the typical tight sandstone,reservoirs in China(A)鄂尔多斯盆地长7段,N=1 776; (B)松辽盆地扶余油层,N=2 094; (C)渤海湾盆地岐口凹陷沙一下段,N=387; (D)柴达木盆地扎哈泉地区Ⅳ砂层组,N=24

图3 中国典型致密碳酸盐岩储层全岩X射线衍射矿物组成Fig.3 Mineral composition of the typical tight carbonate rock reservoirs in China obtained by the whole rock X-ray diffraction(A)准噶尔盆地芦草沟组,N=139; (B)三塘湖盆地芦草沟组,N=47

与北美相比，中国致密储层更致密、非均质性更强。北美Williston盆地上泥盆统Bakken组海相致密粉砂岩储层，单层厚度为2～10 m，累计厚度达55 m，有利面积达7×104km2，孔隙度为10%～13%，渗透率为(0.01～1.0)×10-3μm2；南德克萨斯州Gulf Coast盆地白垩系海相泥灰岩储层，厚度大(30～90 m)，有利面积也达2×104km2。中国陆相湖盆致密储层，厚度变化大(5～300 m)，有利面积变化大(0.2×104～3.8×104km2)，物性差(孔隙度主要为2%～10%，渗透率<1.0×10-3μm2)[2,3]，表现为储层更致密，非均质性较强的特征。分析认为，中国陆相盆地面积小，有利相带窄，岩性岩相变化快，分布稳定性差以及构造活动性较强等因素，是导致储层总体更致密、非均质性更强的重要原因。

总之，中国的致密储层类型多、分布广，有利面积达17×104km2。不同类型致密储层储集性差异表现为砂岩储层储集性总体好于碳酸盐岩，云质岩储集性好于灰岩储层(表1)，沉积构造背景稳定、后期成岩改造环境有利的储层储集性好。目前在鄂尔多斯、准噶尔、松辽与四川等盆地的勘探成果表明，各类致密储层均具备储层“甜点”发育的有利条件。

2 致密油储层储集性主控因素

储层储集性受沉积、成岩与裂缝的控制，具体表现为受孔隙度与裂缝发育程度控制。致密油藏基质孔隙发育程度决定储层有效性，裂缝发育程度决定储层的渗流性与产能高低，因此，储层储集性决定于储层物性与裂缝发育程度(表2)。其中，物性主要受沉积作用与成岩作用影响，裂缝发育程度受构造作用与成岩作用控制。在影响储层储集性的众多因素中，沉积相是控制储层物性的基础，一是储层岩石成分成熟度与结构成熟度奠定了储层原生孔隙与次生孔隙发育的基础，二是沉积相带控制了储层物性的宏观分布及其优劣，不同沉积微相之间以及相同微相在不同地区储层物性差别较大。成岩作用是控制储集性的关键，致密砂岩与碳酸盐岩的储集性能否有效提高，形成储层“甜点”，关键决定于后期成岩作用对原始孔隙的改造程度。压实作用、压溶作用和胶结作用是导致储层进一步致密的破坏性成岩作用，溶蚀作用与白云化作用是提高储层物性的建设性成岩作用。裂缝是控制储层渗透性的重要因素，裂缝对总孔隙度的提高贡献不大，贡献率一般<1%；但对渗透率的增加作用很大，一般可提高渗透率十倍至几十倍[3]，对成岩期沿裂缝形成溶蚀孔缝系统提高储集性，以及为油气近距离大面积连续充注成藏提供运移通道等方面起着重要作用。通常，中国的致密储层的成分及结构成熟度低，粒度细小，泥质含量高，储集性一般较差，成岩溶蚀与裂缝作用为深水重力流、三角洲水下分支河道、湖相碳酸盐岩等不同致密储层“甜点”的形成创造了有利条件。

2.1 深水重力流砂岩储层储集性受成岩相与构造缝控制

以鄂尔多斯盆地长6-长7为代表的深水重力流砂岩储层物性受成岩相控制。浊流与砂质碎屑流等深水重力流沉积在鄂尔多斯、松辽与渤海湾等盆地广泛发育，为致密储层的大面积分布奠定了物质基础。以鄂尔多斯盆地为例，延长组长6-长7重力流沉积主要分布在湖盆中部水体较深的深湖-半深湖沉积环境，储层物性差，孔隙度分布在4.0%～15.0%，平均为8.7%，渗透率分布在(0.01～2.0)×10-3μm2，主体<1.0×10-3μm2，平均为0.2×10-3μm2。长6-长7储层岩性以长石砂岩和长石岩屑砂岩为主，长石与岩屑含量高，石英含量低，长石的质量分数平均为19%～43%，岩屑为34%～55%，石英为25%～32%。填隙物含量高，平均质量分数为15%～18%，主要为伊利石、绿泥石及碳酸盐，其中，长6的铁方解石含量较高，占填隙物总质量的30%以上；长7的伊利石含量较高，占填隙物总质量的45%以上。分析认为，一方面，储层岩石填隙物含量高、石英加大、铁方解石与铁白云石胶结、黏土杂基含量偏高，以及压实作用是储层致密的主要原因，导致喉道形态以片状、弯曲片状和管束状为主，孔喉半径小，孔喉主流喉道半径为0.3～0.5 μm，孔喉比大，主要分布在400～500之间。另一方面，绿泥石环边形成的原生粒间孔、长石粒间及粒内溶蚀孔的普遍发育，有效地改善了储层物性，孔隙度平均为9%～12%，渗透率平均为(0.24～0.35)×10-3μm2，为形成储层“甜点”提供了有利条件。因此，长6-长7深水重力流砂岩的优势成岩相为绿泥石膜残余粒间孔与长石溶蚀相。

表2 不同类型致密储层储集性主控因素Table 2 Dominant factors of different types of tight reservoirs’ properties

构造缝有效提高了鄂尔多斯盆地长6-长7致密砂岩储层的渗流性能。长6及长7储层天然的高角度缝与水平微裂缝发育，岩心与成像测井统计裂缝密度约为0.23条/m，不仅在砂岩中发育，在泥岩中也可以见到裂缝，产状以垂直缝和高角度缝为主，表明是构造成因，天然裂缝方位与最小主地应力方位一致。由于长6、长7致密砂岩脆性系数高，脆性指数为27%～50%，压裂过程中产生的剪切缝与天然裂缝形成复杂的网状缝，有效提高了储层渗流性能。

2.2 三角洲水下分支河道砂岩储层储集性受沉积-成岩相与构造缝控制

三角洲水下分支河道砂岩储层包括三角洲平原、前缘、前三角洲水下分支河道沉积形成的储层，在松辽盆地扶余油层、鄂尔多斯盆地长8、塔里木盆地侏罗系、吐哈盆地中下侏罗统和酒西拗陷白垩系下沟组等广泛发育，储层岩石类型受物源性质影响，以中细砂岩为主，与重力流砂岩储层相比粒度较粗。沉积相、成岩相与裂缝是三角洲水下分支河道砂岩储层储集性能的主要控制因素。

2.2.1 松辽盆地扶余油层三角洲水下分支河道砂岩储层受沉积相与构造缝控制

松辽盆地扶余油层储层以原生粒间孔为主，物性受沉积微相控制。扶余油层沉积期受物源与沉积体系演化的影响，自下而上发育曲流河-网状河-浅水三角洲沉积。三角洲平原-前缘与前三角洲水下分支河道砂岩致密储层主要发育于扶余油层一油组沉积期，在松北长垣与松南乾安、大情字井、让字井等地区广泛分布。不同沉积微相储层特征不同，松南地区西南物源、松北长垣地区北部和南部物源控制了三角洲沉积相带的整体展布，形成以北东向为主的相带展布特征。其中，三角洲平原分流河道砂体，片状分布，单层厚度为6～12 m；三角洲前缘分流河道砂体呈条带状、透镜状分布，单层厚度为3～6 m；席状砂发育，砂体厚度为0.5～2.0 m，横向变化较快，砂体宽度范围难以预测。总体而言，分支河道砂岩储层以中-粉细砂岩为主，平面呈条带状，垂向叠置呈片状，厚度大(4～12 m)，物性好，孔隙度为9%～15%，渗透率为(0.5～1.7)×10-3μm2，试油产量相对较高(>4 t/d)；而远砂坝、席状砂储层以泥质粉砂岩为主，呈面状分布，单层厚度小(<2 m)，物性差，孔隙度大多数<9%、渗透率为(0.01～0.5)×10-3μm2，试油产量低(<3 t/d)。分析认为，储层物性与深度呈负相关关系，表明压实作用是储层致密的主要原因；岩石组分分析与镜下特征表明，孔隙类型以粒间孔为主，溶孔较少，岩石结构与成分成熟度低、胶结作用以及石英次生加大是导致储层致密的重要因素。

扶余油层区域构造缝发育对改善储层储集性能起重要作用。岩心裂缝观察与统计表明，松南两井油田裂缝发育程度与岩性相关，裂缝平均线密度为0.58条/m。其中，粉砂岩裂缝密度最高(>1.2条/m)，其次是细砂岩(>0.9条/m)，泥岩与泥质粉砂岩较低(<0.5条/m)。大多数裂缝长度介于0.5～2.0 m，以高角度缝与水平缝为主。区域构造应力分析反映裂缝走向优势方位角为270°～360°，北西向的裂缝带与北东向的水下分支河道砂体叠合有效地改善了储层储集性能。因此，分支河道砂与构造缝发育叠合带是松辽盆地扶余油层储层“甜点”的有利区。

2.2.2 鄂尔多斯盆地长81三角洲水下分支河道砂岩储层受沉积-成岩相控制

鄂尔多斯盆地延长组长81储层物性受不同物源区的三角洲沉积体系控制。沉积相不仅影响长81砂体的平面和纵向展布，并且决定着岩石碎屑颗粒大小、填隙物含量与岩石结构等特征，进一步控制了储层物性的好坏。长8沉积期主要发育来自西南陇西古陆-秦岭、西北阿拉善古陆和东北阴山古陆3个沉积物源(表3)，主要发育辫状河三角洲与曲流河三角洲沉积体系，不同物源方向的储层特征存在差异。其中，西南物源控制的辫状河三角洲沉积体系储层相对较好，以陇东地区为代表，储层具有岩石粒度较粗、分布稳定、累计厚度大(15～20 m)、物性好(平均孔隙度为11.3%、平均渗透率为0.88×10-3μm2)、以粒间孔为主等特征；受西北物源控制的辫状河三角洲沉积体系储层储集性次之；受东北物源控制的曲流河三角洲沉积储层储集性相对较差，具有岩石粒度细、变化快、单层厚度薄、物性差等特征。

绿泥石膜粒间孔相与长石溶蚀相是长81相对高孔渗储层发育的重要控制因素。由于砂岩储层的矿物组成和填隙物含量既是储层原始物性的物质基础，也是成岩改造的物质基础。研究表明，长81以长石砂岩和长石岩屑砂岩为主，长石质量分数为30%～45%，岩屑为12%～20%，石英为24%～33%。岩屑与填隙物含量高，以及压实和胶结作用是储层致密的重要原因，而绿泥石膜环边保护作用与长石溶蚀改造作用是储层储集性变好的主要因素。长81砂岩储层主要发育绿泥石膜粒间孔相、长石溶蚀相、碳酸盐胶结相和弱压实粒间孔相等4种成岩相，形成了以粒间孔和长石溶孔为主的孔隙类型。其中，绿泥石膜粒间孔相主要发育在三角洲前缘-前三角洲水下分支河道砂体中，储集性能最好，以粒间孔为主，平均孔隙度为11%，平均渗透率为1.1×10-3μm2，面孔率为3.7%。长石溶蚀相也主要发育三角洲前缘-前三角洲相带，储集性较好，以溶蚀孔为主，平均孔隙度为8.5%，平均渗透率为0.7×10-3μm2，面孔率为2.9%。碳酸盐胶结相储集性最差，平均孔隙度<7%、渗透率为0.2×10-3μm2，面孔率为1.7%，主要分布在东北物源的曲流河三角洲沉积体系区与西南物源的前三角洲沉积区。弱压实粒间孔相虽然物性好，但是主要分布在离优质烃源岩较远的三角洲平原分布区。因此，绿泥石膜粒间孔相与长石溶蚀成岩相是长81储层“甜点”发育的优势成岩相，储层平均孔隙度为9.7%、渗透率为0.78×10-3μm2。

2.3 湖相滩坝、浅滩云质岩储层储集性受岩性与溶蚀作用控制

准噶尔盆地吉木萨尔凹陷二叠系芦草沟组滩坝云质岩致密储层储集性受岩性控制。芦草沟期准噶尔盆地吉木萨尔凹陷为咸化湖泊环境，受机械沉积作用和化学沉积作用影响，形成陆源碎屑岩和碳酸盐岩的混合沉积序列，具有岩石粒度细、岩性复杂、纵横方向均变化快等特征。受咸化湖泊准同生期白云化作用控制，岩石以滩坝、浅滩白云岩和泥晶、微晶云质岩为主，大面积分布于湖盆中心与斜坡区。岩心分析与测井资料表明，吉木萨尔芦草沟组不同岩性储层的储集性存在差异，储层以云质粉细砂岩、云屑砂岩、砂屑云岩和微晶泥晶云岩为主。其中，云质粉细砂岩为主要储层，占岩性发育程度的72%，储层物性较好，平均孔隙度为10.4%，平均渗透率为0.06×10-3μm2。云屑粉细砂岩占储层岩性发育程度的13%，储层物性最好，平均孔隙度为11.9%，平均渗透率为0.076×10-3μm2。砂屑云岩与泥晶、微晶云岩分布占储层岩性发育程度分别为8%和7%，储层物性较差，平均孔隙度分别为9.8%、9.2%，平均渗透率分别为0.05 ×10-3μm2、0.32×10-3μm2。分析表明，湖相滩坝云质粉细砂岩、云屑粉细砂岩是芦草沟组致密储层的优势岩性，储层孔隙度高，平均>10%。

芦草沟组滩坝云质岩储集空间受成岩溶蚀作用控制，以溶蚀孔洞、溶缝为主。吉木萨尔凹陷芦草沟组致密储层经历了多种成岩作用，包括白云化、胶结、交代、淡水渗流溶蚀和深层溶蚀作用等。其中，压实作用、胶结作用和充填作用是储层致密的主要原因，建设性成岩作用为长石碎屑及碳酸盐溶蚀作用、白云化作用与溶蚀缝作用(图4)。岩性分析表明，储层发育剩余(晶)粒间孔、微孔、溶孔、溶缝4类储集空间，以溶孔、粒内溶孔为主，孔隙度主要为5%～15%，平均为9.9%，最大>20%。储层孔喉细小，CT扫描电镜发现大量纳米级孔隙与微裂缝，渗透率主要为(<0.01～1.00)×10-3μm2。芦草沟组储层上“甜点”最大渗透率为36.3×10-3μm2，平均仅0.07×10-3μm2；下“甜点”最大渗透率达52.6×10-3μm2，平均仅0.05×10-3μm2。分析表明，芦草沟组湖相滩坝云质岩储层虽然整体致密，由于成岩溶蚀改造作用，发育大面积相对高渗储集区。

表3 鄂尔多斯盆地长8不同物源体系储层特征对比表Table 3 Comparison of the reservoir characteristics from different sediment source areas of Member 8 of Yanchang Formation in Ordos Basin

图4 准噶尔盆地吉木萨尔凹陷芦草沟组储层储集特征Fig.4 Reservoir properties of Lucaogou Formation reservoir in Jimusaer Sag, Junggar Basin(A)含粉砂质微晶云岩，溶蚀孔、洞发育，吉25井,深度3 411.05 m; (B)云质泥岩，溶蚀缝发育, 吉174井，深度3 294.86 m; (C)含粉砂质微晶云岩，白云石溶孔、晶间孔发育, 吉17井,深度3 137.80 m; (D)含粉砂质砂屑微晶云岩，溶缝、溶蚀孔洞发育, 吉174井,深度3 121.58 m

2.4 湖相泥灰岩储层储集性主要受构造缝控制

构造缝是控制湖相泥灰岩储层储集性能的关键因素。湖相泥灰岩储层在四川盆地(J1dn)、柴达木盆地(E3g-N1)和三塘湖盆地(P2l)发育广泛，以四川盆地侏罗系大安寨段介壳灰岩为代表。四川盆地侏罗系是以碎屑岩为主夹碳酸盐岩的河流-湖泊相沉积，储层岩性为砂岩和灰岩两大类，灰岩储层主要发育在大安寨段和东岳庙段。其中，大安寨段是侏罗系灰岩致密油的主要产层，为一套湖相介壳灰岩沉积。大安寨段储层整体致密，属储集性能差的特低孔、特低渗储层，孔隙度<2%，平均孔隙度为0.97%，渗透率<0.1×10-3μm2，平均渗透率为0.07×10-3μm2。分析认为，有4方面证据表明构造缝与微裂缝是提高大安寨段介壳灰岩储集性能的主要因素：①蓬安17井与蓬10井等油层测试压力恢复曲线反映基质孔与裂缝双重介质特征。②龙浅2井岩心观察与电阻率成像测井资料显示储层发育构造成因的高角度裂缝和水平缝。③公4井岩心薄片具有构造成因的分叉网状延伸缝，缝宽约0.03 mm。④采油曲线具有明显的早期高产、中后期低产稳产特征，表明构造缝对早期高产的作用，以及微裂缝沟通基质孔对中后期低产稳产的作用。因此，预测裂缝发育区是寻找四川盆地大安寨段致密油“甜点”的重点。

3 结 论

中国以陆相碎屑岩和碳酸盐岩为主的致密油储层，主要形成于浊流、碎屑流与三角洲平原、前缘、前三角洲水下分支河道沉积，以及咸化湖相碳酸盐岩沉积。按沉积成因与岩性可划分为深水重力流砂岩、三角洲水下分支河道砂岩、湖相滩坝白云(质)岩与湖相泥灰岩4种类型。由于储层岩石结构与成分成熟度低、成分复杂、岩性变化快、成岩压实与胶结作用等因素影响，整体储集性能较差。

致密油储层储集性能是储层物性与裂缝发育程度的直接反应，主要受沉积相、成岩相与裂缝3种因素综合控制；物性主要受沉积作用与成岩作用影响，裂缝发育程度受构造作用与成岩作用控制。因此，沉积环境、成岩溶蚀作用与裂缝发育程度的差异控制了不同类型致密储层的储集性能，以鄂尔多斯盆地三叠系延长组长6-长7为代表的深水重力流型储层受成岩相与构造缝控制，以松辽盆地扶余油层和鄂尔多斯盆地长81为代表的三角洲水下分支河道型储层受沉积-成岩相与构造缝控制，以准噶尔盆地吉木萨尔凹陷芦草沟组为代表的湖相滩坝、浅滩白云(质)岩型储层受岩性与溶蚀作用控制，以四川盆地侏罗系大安寨段为代表的湖相泥灰岩型储层主要受构造缝控制。总体而言，中国不同致密油储层储集性能受不同因素控制，具备形成储层“甜点”的有利条件；致密油勘探实践中，开展储集性能关键参数预测，是研究优质储层的分布规律、评价优选有利目标的重要途径。

相关的研究工作得到了中国石油天然气股份有限公司长庆、大庆、吉林、新疆、西南、青海、吐哈、华北、辽河、大港等油田分公司相关领导与专家的指导与帮助，在此一并向他们表示感谢！

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Analysis of dominant factors affecting tight oil reservoir properties of China

HUANG Fu-xi, YANG Tao, YAN Wei-peng,GUO Bin-cheng, TANG Hui, LI Xin, MA Hong

PetroChinaResearchInstituteofPetroleumExploration&Development,Beijing100083,China

The reservoir property of the tight oil reservoir is one of the key control factors in the formation of the tight oil “geologic sweet spot” and a main reference basis to find the “sweet spot” in the tight oil exploration. The complicated lithology, diversified types, widespread distribution, and overall tightness typify the tight oil reservoirs in China. The reservoir lithologies are largely terrestrial facies lake-basin sandstone and carbonate rock. They can be categorized as four different reservoir types by sedimentary genesis and lithology, that is, the deep-water gravity-flow sandstone, the sandstone of underwater-branched channel in delta, the lake-facies beach-dam and the shoal-facies dolomitic rock, and the lake-facies marl. Different types of tight reservoirs are extensively distributed over China’s terrestrial facies basins with the age from late Paleozoic to Cenozoic era. Affected by the sedimentary environment and diagenesis, the reservoirs are characterized by poor reservoir properties, generally with the porosity smaller than 10%, and the permeability smaller than 1×10-3μm2. The reservoir property of the tight oil reservoirs in China is dependent upon the magnitude of reservoir quality and the fracture development, mainly subject to three control factors: sedimentary facies, diagenetic facies and fractures. The properties of the reservoirs with different geneses are affected by different main control factors. The reservoir of the deep-water gravity-flow sandstone type is subject to the control of the diagenetic facies and tectonic fracture, that of the sandstone of underwater-branched channel in delta to the control of the sedimentary-diagenetic facies, that of the lake-facies beach-dam and shoal-facies dolomitic rock to the control of the lithology and dissolution, and that of the lake-facies marl to the control of the tectonic fracture. The main control factors and their differences of the different properties of tight oil reservoirs aforesaid are the important bases to find different types of tight oil “sweet spots” and target optimization.

China; tight oil; reservoir type; reservoir property; control factor

10.3969/j.issn.1671-9727.2014.05.02

1671-9727(2014)05-0538-10

2013-09-01 [基金项目] 国家油气专项(2011ZX05043-001)与中国石油致密油重大专项(101013kt1009)资助项目

黄福喜(1975-)，男，博士，工程师，主要从事沉积储层学、油藏分析与油气地质条件综合研究, E-mail: fuxihuang@qq.com。

TE132.2

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