红浅1井区砂砾岩稠油储层特征与主控因素

周伟建，施小荣，王贵文，2，李雪松，李 辉

(1.中国石油大学，北京 102249;2.油气资源与探测国家重点实验室中国石油大学，北京 102249;3.中国石油新疆油田分公司，新疆 克拉玛依 834000)

0 引言

红山嘴油田红浅1井区砂砾岩稠油油藏是准噶尔盆地西北缘重要的油藏类型之一，更是油藏热采技术先导实验对象之一。红浅1井区位于准噶尔盆地西北缘红山嘴油田西段，距离克拉玛依市西南约20 km处。从构造上看，该区域地势较平坦，平均地面海拔为313 m，整个红山嘴地区位于准噶尔盆地西北缘前陆叠合盆地的斜坡超覆带，东南部则是中央坳陷区，为准噶尔盆地西北缘车前断裂带与克拉玛依逆掩断裂的交汇部位[1]，总的构造背景呈现西北高、东南低，具有三面高、中间低、一面向洼的地质结构。研究区砂砾岩储层主要含油层系为侏罗系八道湾组(J1b)及齐口组(J3q)，也是研究的目的层系，其中八道湾组与下伏白碱滩组呈不整合接触，齐口组与下伏头屯河组、上覆吐谷鲁群也呈不整合接触。对该井区砂砾岩稠油油藏的研究，前人大多集中在开发技术应用、生产效果等开发层面[2－3]，然而对储层特征尚无系统性研究。为此，结合已收集到的相关资料，分析砂砾岩储层岩石类型、储层孔隙、储层质量等储层特征，探讨沉积相和成岩作用对该井区砂砾岩稠油储层的主控因素，以期为该区砂砾岩稠油储层热采开发的适用性研究提供参考。

1 砂砾岩稠油储层基本特征

1.1 岩石学特征

根据分析观察资料，红浅1井区砂砾岩稠油储层岩石类型主要为砂砾岩，其次为不等粒砂岩、粗砂岩、含砾砂岩、砾岩。其中，砾石成分以凝灰岩为主，为29.4%，其次泥岩类为14.2%，硅化岩为11.5%，变泥岩为7.6%，及少量的流纹岩、花岗岩等;砂岩成分主要为岩屑砂岩，成分成熟度低，砂屑含量占16.6%，其成分以凝灰岩3.7%、石英3.0%为主，其次为变泥岩类、硅化岩等。据扫描电镜和X衍射资料分析，杂基中黏土矿物主要为高岭石，其次为伊利石、蒙脱石、伊(蒙)混层及绿泥石。对该井区砂砾岩稠油储层22块样品黏土矿物含量进行X衍射资料分析统计，其中，高岭石含量为45.45%，伊利石含量为13.63%，伊利石(蒙脱石)含量为31.83%，绿泥石含量为9.09%，该结果与镜下观察的结果基本一致。岩石碎屑颗粒表现出差—中等结构成熟度，分选差，以粗粒为主，磨圆度为次棱角—次圆状，胶结类型以接触式、接触—孔隙式为主，胶结程度中等—疏松。总的看来，储层距物源较近，为近源粗碎屑沉积。

1.2 储集空间类型

通过对红浅1井区砂砾岩储层的铸体薄片鉴定及扫描电镜分析发现，该区发育多种储层孔隙类型。按照孔隙产状分类方法，发现研究区以原生的粒间孔隙为主，其次为粒内溶孔、粒间溶孔、杂基溶孔及少量微裂缝(图1)。镜下孔隙发育较好，孔隙连通中等—较好。

图1 红浅1井区砂砾岩储层孔隙类型

粒间孔隙大多呈不规则形状，颗粒边缘无明显溶蚀现象，多呈现出较为规则的边缘特征(图1a)，为研究区主要的孔隙类型。若长石边缘发生溶蚀或钙质胶结物经溶蚀作用后，易形成较大孔径，孔隙边缘常呈锯齿状等不规则状的次生溶蚀孔隙，即粒间溶孔(图1b)。当砂砾岩中长石颗粒及岩屑颗粒等不稳定组分经溶蚀后[4]，便可见骨架颗粒内部不均匀溶蚀形成的蜂窝状颗粒及颗粒边缘呈不规则的港湾状、弯曲状为主要识别特征的粒内溶蚀孔(图1c、d)。粒内溶孔虽对储层总孔隙度占有一定的比例，但因连通性较差，实际上储层对储集性的提高改善不大[5]。杂基微孔隙一般孔隙直径小，在铸体薄片中表现为铸体呈分散的红色斑点状浸染(图1e)。微裂缝主要是颗粒压碎缝及构造缝，其中粒缘收缩缝随机分布在颗粒当中，而构造缝大多沿着应力薄弱带分布，可裂开岩石颗粒并呈延伸状出现在岩层中(图1e、f)。这些微裂缝可作为油气储集空间及油气运移的良好通道，从而有效改善储层的渗透性[5]。

1.3 储层孔隙结构

孔隙结构是指岩石内的孔隙和喉道类型、大小、分布及其相互连通关系，可作为衡量储层渗透性好坏的标准之一[6]。依据样品的压汞分析结果和毛管压力曲线，根据排驱压力、饱和度中值压力、束缚水饱和度、退汞效率等喉道定量特征参数，可将储集层分为4种类型:Ⅰ类，好—较好;Ⅱ类，较好—中等;Ⅲ类，中等—较差;Ⅳ类，差—非储层。其中Ⅰ类储层岩心分析结果显示其孔隙度大于29.9%，排驱压力为0.0456～0.5200 MPa，饱和度中值压力大于0.7100 MPa，毛管压力曲线为分选较好的粗歪度类型，表现为排驱压力和中值压力均较低，束缚水饱和度低，正态概率曲线反映出“两头短而陡，中间长”的特点，属于好储层。

1.4 储层物性

储层的孔隙性和渗透性是决定储层储集性能的关键，其对应的孔隙度反映储层储集性能的好坏，同时渗透率表现出渗滤条件的优劣。据红浅1井区488个样品孔隙度及318个样品渗透率化验分析资料统计，该区砂砾岩储层孔隙度为3.83%～36.58%，平均为 24.09%;渗透率为0.03×10－3～5000.00 ×10－3μm2，平均为 603.46×10－3μm2，属于中高孔、中高渗储层。统计时发现，个别数据点离散性很大，孔隙度较小，但渗透率较高，反映出微裂缝改造了储层物性。

2 储层影响因素

2.1 沉积因素

岩石成分、结构成熟度受控于沉积环境，不同的沉积环境有着不同的水动力条件，导致不同沉积相带的储层有着不同的原始储集条件。前人研究认为红浅1井区沉积相为辫状河沉积[2，7]，但在结合取心井hT1010、h2097A、检596井的岩心观察后，认为该区沉积相应为扇三角洲沉积，同时从扇三角洲的主要识别标志入手，探讨该区沉积相类型对储层的影响。以3口密闭取心井揭示的扇三角洲相为例，扇三角洲平原亚相中主要发育有水上分流河道、河道间沼泽微相以及泥石流沉积。其中，水上分流河道多为正韵律的粗粒砂岩和砂砾岩夹灰绿色、浅灰色泥岩，泥岩表现出氧化环境特点，河道底部具有明显的冲刷面(图2a、h);河道间沼泽微相可见黑色的炭质泥岩，反映河泛时期该相区为排水不畅的沼泽环境，适宜于植物生长繁殖[8－9](图2b);陆上泥石流沉积在岩心中表现为砂、砾、泥混杂的灰色不等粒砂砾岩，组分分选磨圆差(图2c);对扇三角洲前缘亚相来讲，水下分流河道的岩心沉积构造丰富，发育斜层理、平行层理等，同时可见具复合正韵律的多期河道砂体(图2d、g、i);水下分流河道间则以发育含植物茎杆化石、炭屑的浅灰色、灰色细粒砂岩及泥岩为主(图2e、i);至于河口坝、席状砂微相在观察的3筒岩心中，现象不是特别明显;前扇三角洲因处还原环境、水体能量较低，故沉积灰绿色、浅灰色泥岩并可见植物炭屑(图3j)，尤其在湖平面动态变化的过程中，也有弱氧化环境的出现，从而在大段灰绿色泥岩中有棕红色泥岩的存在(图2f)，同时可见重力流沉积(图2k)。上述这些岩心特征都说明了该区扇三角洲沉积是客观存在的。

图2 红浅1井区扇三角洲岩心典型沉积特征及沉积构造

调研前人关于扇三角洲沉积的研究[8－10]，重点考察优质储层发育的沉积相环境，发现牵引流是控制砂砾岩储层分布的关键。重力流成因砂砾岩因其沉积时存在大量泥质杂基，故其物性较差，只在局部砾石颗粒间以砂质成分堆积、胶结较弱的沉积物中见到油迹或油斑(图2c)。以牵引流为主的强水动力条件改造了粗粒沉积的水上分流河道及水下分流河道，碎屑颗粒在经过滚动、跳跃后，成分成熟度、结构成熟度得到有效改善，但从两者相比较来看，水上分流河道由于没有湖水的反复淘洗，其内部的杂基成分要高于水下分流河道，导致其物性稍差。含油性好的储层，其储层孔渗能力对应呈现出正相关的关系，该认识在3口密闭取心井的含油显示得到直观的反映。但值得注意的是，对河口坝、席状砂的含油性在此处不能有所反映，不代表这2个微相的储层发育情况差于前面所述的含油砂砾岩，还需后期扩大研究来解释其储层质量的优劣。总之，沉积环境当中的水动力条件影响沉积物的正常沉积，改变其沉积时杂基含量，进而达到影响储层物性的作用。

2.2 成岩作用因素

破坏性成岩作用在该区主要为压实作用及胶结作用，两者共同作用降低储层的储集物性。压实作用属于早期成岩阶段的物理成岩作用，与沉积物的结构成熟度、成分成熟度有一定联系[10]，即受到岩石中塑性组分含量、矿物颗粒的分选及磨圆程度影响。镜下可观察到砂砾岩储层中，矿物颗粒之间多以点接触为主，线接触次之，部分颗粒呈游离状态(图1a)，储层的孔隙类型也多以粒间孔隙为主(图1a、b)，部分颗粒内部有压裂缝出现(图1f)，压实作用中等。胶结作用是研究区储层性能变差的主要因素，且以碳酸盐胶结对储层的影响最大，据hq13、J259井的分析化验资料显示，其碳酸盐平均含量为0.25% ～1.89%，硅质及泥质胶结并非特别强烈，但均可导致储层孔渗能力明显降低。岩心中有灰白色碳酸盐胶结、硅质胶结的部位，储层孔隙基本被其堵死，含油性基本丧失(图2g)。实际稠油生产开发过程中，钙质胶结可形成隔夹层影响，如SAGD中的蒸汽超覆现象，从而降低泄油效率。

对于溶蚀作用及广义的裂缝成岩作用这2个建设性成岩作用来讲，可提供大量的次生孔隙，且可改善储层的渗透能力[11]。该区储层当中溶蚀对象为长石颗粒及杂基，镜下观察到部分矿物颗粒边缘呈溶蚀港湾状，内部见“蜂窝状”粒内溶孔，严重者呈铸模孔(图1a～d)，杂基则被溶蚀成网状溶孔(图1e)。推测溶蚀孔隙发育的原因在于酸性流体通过主要的断裂或裂缝通道进入砂岩当中，对其中的不稳定组分进行溶蚀[11]。工区范围发育的主要逆断裂及次级断裂较多，进而受构造作用影响在储层中发育不同尺度的裂缝，在镜下及岩心中均能直观表现(图1e、f)，这些裂缝有效改善了储集岩孔隙结构，明显提高了储层的渗透性能。

3 结论

(1)红浅1井区砂砾岩储层主要是砂砾岩组分，砂质成分主要是岩屑砂岩，杂基成分大多是泥质，成分成熟度及结构成熟度均较低。

(2)储层储集空间类型以剩余原生粒间孔隙为主，据孔隙结构特征将储油层划为Ⅰ类牵引流砂砾岩储层及Ⅱ类重力流砂砾岩后期受牵引流改造的储层，且属于浅埋深的中高孔、中高渗储层。

(3)研究区储层的发育情况受控于沉积环境及成岩作用。牵引流环境下的水上分流河道和水下分流河道是发育有利储集相带的优势分布区，是储集性能好坏的地质基础。钙质胶结作用破坏原生孔隙结构，降低储层物性，导致岩心含油级别明显变低;而溶蚀作用和裂缝有效改善了储层的孔隙度和渗透性，是形成有效储集层的积极因素之一。

(4)加强沉积相认识及成岩作用的研究，对后期开发部署井位的优选及开发技术适用性研究都具有一定积极作用。

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