元坝须二段致密砂岩储层特征及影响因素

2015-07-02谢润成吴一凡

石油地质与工程 2015年3期

关键词：粒间储集岩屑

姚勇，谢润成,2，徐浩，张冲，吴一凡

(1.成都理工大学能源学院，四川成都 610059；2.油气藏地质及开发工程国家重点实验室；3.成都理工大学地球科学学院)

元坝须二段致密砂岩储层特征及影响因素

姚勇1，谢润成1,2，徐浩1，张冲1，吴一凡3

(1.成都理工大学能源学院，四川成都 610059；2.油气藏地质及开发工程国家重点实验室；3.成都理工大学地球科学学院)

元坝地区须二段致密砂岩是该区最主要的产气层，通过岩心、薄片、压汞等资料对其岩性、物性、储集空间类型及储层发育的影响因素进行了分析，研究表明须二段储层致密，整体物性差，储层主要受到构造作用、沉积作用、成岩作用和溶蚀作用的影响，构造作用强烈的地方储层更为发育、产气潜力大，陆上沉积部分比水下沉积部分更易形成优质储层，成岩作用主要为破坏作用、导致物性变差，溶蚀作用主要产生次生孔隙、改善储渗性能。

元坝气田；须二段；储层特征；致密砂岩；影响因素

元坝气田位于四川省东北部，构造位置在川中平缓构造带、通南巴构造带以及九龙山构造带的相交地带(图1)，在燕山期-喜马拉雅期受到由北向南的挤压作用，最终在喜马拉雅晚期形成现今构造雏形。须家河组砂岩储层主要发育在须二段和须三段中，相对于须家河组其他层段，须二段物性较好，主要发育三角洲前缘沉积和滨浅湖沉积，有少量三角洲平原沉积。整个须二段分为上中下三个亚段，以砂岩为主，含有少量泥岩，局部可见煤线[1-2]。该区勘探工作开始于20世纪中期，主要针对长兴组地层钻井，对须家河组地层的研究工作比较少、认识程度还不够高[3]，当前已有研究多在沉积相、储层特征以及成岩演变过程方面，对储层发育的影响因素研究还较少。因此，对储层特征及发育影响因素进行深入研究将为该区的油气开发提供重要依据。

图1 元坝地区构造地质图

1 储层特征

1.1 岩石学特征

根据1807个井下薄片鉴定结果，须二段岩石类型主要为岩屑砂岩和岩屑石英砂岩，其次为长石岩屑砂岩，含有少量泥岩。碎屑物成分主要为石英、长石和岩屑。其中，石英含量多为35%～70%，最高92%，最低为5%；长石含量多为0～8%，最高26%，主要为钾长石，其次为斜长石；岩屑含量多为50%～80%，最高90%，最低6%，主要为碳酸盐岩和粉砂岩，其次为黏土岩、灰屑、石英砂、千枚岩，偶见喷出岩。砂岩颗粒大小均匀，粒度多为细-中粒，分选性中等偏好，磨圆度以次棱角状为主，胶结类型多为孔隙-接触式胶结，部分为孔隙式胶结，接触关系主要为点-线式接触，部分为点式接触；胶结物多为方解石，含少量白云石。

1.2 储集空间类型

储集空间是指储层中未被固体物质所占据的空间，按孔隙成因和产出状态将须二段储集空间分为原生粒间孔、杂基晶间孔、杂基微孔、粒间溶孔、粒内溶孔和裂缝等六大类[7]。原生粒间孔孔径0.03～0.15 mm，平均0.088 mm，孔壁干净，呈未充填状，在地层中均匀分布，但分布量较少；杂基晶间孔孔径0.01～0.02 mm，平均0.014 mm，主要集中在上亚段，溶蚀杂基多为长石和碎屑物；杂基微孔孔径0.01～0.05 mm，平均0.018 mm，在上亚段分布均匀，中亚段和下亚段分布不均；粒间溶孔孔径0.02～0.8 mm，平均0.109 mm，孔隙呈未充填或半充填状，在地层中均匀分布，填屑物多为黏土矿物；粒内溶孔孔径0.01～0.15 mm，平均0.049 mm，孔隙呈未充填状，孔壁干净，在上亚段分布不均，中亚段和下亚段均匀分布；裂缝宽度为0.01～0.05 mm，主要集中在0.01～0.02 mm，多呈未充填或半充填状。

根据薄片鉴定资料的统计和分析，元坝地区须二段主要为孔隙型储集层，含部分微裂缝储集层。孔隙主要为次生孔隙，以粒内溶孔为主，占总孔隙类型的42.43%，其次为杂基微孔和粒间溶孔，分别占总孔隙类型的18.47%和16.37%。微裂缝型储层主要是未充填缝，对油气运移提供有效的运移通道，但由于受超深、超压的影响，裂缝宽度较窄，对油气的流通性相对有限。

1.3 物性特征

须二段井下样品物性统计结果表明：须二段孔隙度最大为15.6%，最小为0.76%，平均4.30%，主要分布在小于5%的区间内；渗透率最大为1.407 7×10-3μm2，最小为0.001 5×10-3μm2，平均0.081 7×10-3μm2主要分布在(0.01～0.1)×10-3μm2区间内，孔渗性质差，呈明显的致密特征(图2)。

1.4 孔隙结构特征

根据压汞数据分析[8-10]，须二段样品Pc10分布范围0.98～87.90 MPa，平均10.76 MPa；Pc50分布范围9.60～186.83 MPa，平均57.85 MPa；Rc10分布范围0.009～0.767 μm，平均0.201 μm；Rc50分布范围0.004～0.078 μm，平均0.022 μm；分选系数分布范围0.36～2.71，平均为1.76；变异系数分布范围0.022～0.304，平均0.122；毛细管压力曲线形态偏向右上方，略显平台或无平台，分选差，呈略细-细歪度，孔喉大小非均质性较强(图3)。

图2 须二段孔渗关系

图3 须二段毛细管压力曲线

2 储层影响因素分析

2.1 构造作用

构造作用总体上控制盆地的沉降和隆升，对沉积也会造成一定影响。须二段有不同程度的断层和裂缝发育，说明构造作用对该地区影响较大。断层的存在既为油气聚集成藏的必要通道，也可作为后期油气渗滤的良好通道；须二段基质孔隙度和渗透率虽然很低，但是裂缝的存在使得须二段具有一定的储渗性。目前测试见产井主要分布于九龙山南鼻状构造带、中部向斜带、东部断褶带等三个区域(表1)，因为这些区域构造运动强烈，产生了大量裂缝，使得油气能够更好地运移聚集。

2.2 沉积作用

沉积相是沉积环境的直观反应，控制了砂体的类型、厚度、规模、几何形态以及砂体平面和纵向展布的非均质性，同时，还影响了沉积颗粒的粗细、分选的好坏[11-12]。

表1 不同构造部位测试无阻流量分布

2.2.1 沉积微相

须二段沉积期主要发育辫状河三角洲前缘、滨浅湖沉积以及部分辫状河三角洲平原沉积，按不同沉积相统计各井测井解释结果(图4)，须二段沉积相测井物性相对最好的是三角洲平原分流河道，其次是三角洲前缘水下分流河道及残余河口坝砂体，测井物性相对最差的是分流间湾及滨浅湖。

图4 不同沉积微相物性分布直方图

2.2.2 砂岩粒度

砂岩的粒度和分选性主要与沉积时所处沉积环境和当时的水动力条件有关。水动力强则砂岩粒度较粗，分选性也相应较好，在没有后期改造的情况下，孔隙度和渗透率都应较好。不同粒度砂岩物性统计结果(表2)表明，须二段储层中粗砂岩和中砂岩的物性最好，细砂岩次之，粉砂岩物性相对最差。因为粒度较粗的砂岩相对于粒度较细的砂岩来说具有更好的抗压能力，在压实的过程中能够比粒度细的砂岩保存更多的原生孔隙，为后期储集空间的改造提供了前提条件。

表2 不同粒度物性统计结果

2.2.3 碎屑物组分

须二段碎屑物成分主要是石英、长石和岩屑。在前期压实过程中，长石和石英由于硬度大，能够起到支撑岩石骨架的作用，具有较强的抗压实能力，其含量越高，在压实过程中就能够存更多的原生孔隙。但是，这二者对于后期次生孔隙的形成有不同的作用。在后期溶蚀过程中，石英较难被溶蚀，若是其含量太高，则不利于次生孔隙的形成。研究层段石英含量小于75%时，孔隙度是随石英含量增加而增大的，石英含量大于75%时，孔隙度的增加幅度相对减小；而长石由于相对不稳定，在后期溶蚀过程中易被溶蚀而形成次生孔隙。研究表明须二段的粒内溶孔主要是长石被溶蚀而产生的。岩屑对储层的影响取决于岩屑类型，研究层段孔隙度随岩屑含量增加而减小，这是因为岩屑中占了相当分量的黏土岩、千枚岩等塑性岩屑容易变形，在压实过程中被挤入孔隙中，从而降低孔隙度，并减少成岩流体运移，阻碍次生孔隙的形成。

2.3 成岩作用

2.3.1 压实作用

沉积物在沉积以后，随着地层的下降和上覆地层的增厚，会经历压实作用。在长期的压实过程中，原生孔隙乃至次生孔隙都将会遭到严重破坏。经过压实，砂岩颗粒间接触趋于紧密，沉积物中的水分也随之排出，部分塑性碎屑组分挤压变形填入孔隙，使得原生粒间孔隙体积越来越小，甚至消失，导致砂岩的储集性及连通性均变差。

通过薄片观察，须二段经受中-强压实。储层主要的压实现象有：颗粒趋于紧密堆积，具定向性；在砂岩中出现碎屑颗粒点-线接触，甚至凹凸接触；片状黑云母矿物定向排列并且发生弯曲变形；泥页岩屑、变质岩屑压实变形挤入孔隙，形成假杂基,堵塞孔隙、吼道；多见刚性颗粒破裂，主要为石英、长石中压实微裂纹，而须二段整体上孔隙随深度的增加而变小，说明该区经历过较强的压实作用。

2.3.2 胶结作用

碳酸盐胶结物在研究层段最常见，对物性影响较大。通常情况下少量的碳酸盐胶结物能抑制压实作用，并使得后期溶蚀作用能有更多的作用空间；但碳酸盐含量过高，则会堵塞孔隙和喉道，不利于后期酸性孔隙水对储层的改造。本区碳酸盐胶结物含量较高，表现为随碳酸盐胶结物含量增加，储层物性变差，为晚期碳酸盐胶结，主要是充填粒间孔隙和交代其他矿物，使物性变差。硅质胶结主要表现为石英次生加大，加大级别与深度呈正相关。本区的硅质胶结物含量与储层物性之间的关系较为复杂，但主要表现为破坏作用。研究层段黏土矿物主要为伊利石和绿泥石，常见伊利石呈片状、卷片状等形态充填于粒间孔隙中分割储集空间，使得流体的流动通道变得更加迂回曲折，大大降低了岩石的渗透性。此外，薄膜绿泥石对储层物性起到双重作用：成岩早期薄膜绿泥石可以增强砂岩颗粒的抗压实性，有利于粒间孔的保存[13-14]，但是，由于其沿颗粒表面生长，占据石英次生加大基底，从而抑制石英次生加大，在一定程度上影响了次生孔隙的形成。

2.4 溶蚀作用

成岩晚期的溶蚀作用对次生孔隙的形成起着至关重要的作用，往往能决定储层的发育。研究区须二段中长石和岩屑分别占碎屑总量的0～8%和50%～80%，二者都易被有机质演化过程中产生的有机酸和二氧化碳等酸性水溶液溶蚀，并产生次生孔隙，增加储集空间，不同程度地改变储层的孔喉结构。须二段作为以次生孔隙为主要孔隙类型的储层，次生孔隙占所有储集空间的80.69%，因此，溶蚀作用就成为了控制其储层发育的最关键因素。