伊川凹陷上三叠统油气储层特征

王延鹏，朱珍玉，任宵宇 ，王　地

(1.中国石化河南油田分公司勘探开发研究院，河南南阳 473132；2.中国石化华北石油工程公司录井公司)



伊川凹陷上三叠统油气储层特征

王延鹏1，朱珍玉2，任宵宇1，王地1

(1.中国石化河南油田分公司勘探开发研究院，河南南阳 473132；2.中国石化华北石油工程公司录井公司)

通过观察岩心、薄片鉴定、物性分析和扫描电镜等技术手段，研究了伊川凹陷上三叠统油气储层的岩石学特征、成岩特征、储集空间和储层物性的影响因素。研究结果表明，伊川地区上三叠统储层岩性主要是长石岩屑砂岩、岩屑长石砂岩、长石砂岩和岩屑砂岩，成分成熟度和结构成熟度中等，储层孔隙主要为次生孔隙中的粒间溶孔和颗粒溶孔；储层物性整体较差，受沉积微相的控制比较明显；水下分流河道为本区储层最有利相带。

伊川凹陷；沉积微相；成岩作用；储集空间；影响因素

伊川凹陷位于河南省洛阳市辖区内，横跨伊川、宜阳两县，呈北东向展布。凹陷分为3个构造单元：自南而北依次为伊川南部次凹、鸦岭-伊川鼻状构造带和伊川北部次凹。盆地的含油气储层主要发育在上三叠统，地层厚度800 ～ 2 000 m，上覆侏罗系、白垩系地层多被剥蚀，地层埋藏深度较浅[1-2]。研究影响本区储层物性的控制因素，对储层的改造有重要的意义。

1　储层岩石学特征

伊川凹陷三叠系油气储层岩石成分成熟度和结构成熟度为中等，其中谭庄组以长石岩屑砂岩、岩屑砂岩为主；椿树腰组以岩屑长石砂岩、长石砂岩为主。谭庄组砂岩岩石的支撑类型以颗粒支撑为主；胶结类型主要为孔隙胶结，少部分为压嵌胶结，接触方式主要为线接触，少部分为线-凹凸接触，分选性以好为主，磨圆度以次棱为主，少部分为次棱、次圆。椿树腰组砂岩岩石的支撑类型以颗粒支撑为主；胶结类型主要为孔隙胶结；接触方式主要为线接触；分选性以好为主，少部分为中；磨圆度以次棱为主。

本区上三叠统填隙物的主要类型为黏土和碳酸盐，少数为膏盐、铁矿、加大石英。黏土体积分数为0.04%～4.04%；方解石体积分数为0.78%～8.41%；白云石体积分数为0.11%～4.82%。

2　储层储集空间特征

2.1孔隙特征

伊川凹陷上三叠统的主要孔隙类型以次生孔隙为主，含少量原生孔隙。次生孔隙多数为粒间溶孔、颗粒溶孔，少数为晶间微孔、铸模孔、颗粒溶蚀微孔、微裂缝。

(1)粒间溶孔：本区粒间溶孔普遍发育，主要为粒间碳酸盐溶孔，是组成该区油气储集空间的主要孔隙类型之一。其原因是碳酸盐胶结形成较早，碳酸盐后期又重新被溶解，而且部分碳酸盐被溶解得较为彻底。

(2)颗粒溶孔：本区主要为长石溶孔和黑云母溶孔两类(图1)。长石颗粒部分或大部分被溶解，与粒间孔共存，是构成储层储集空间的次要储集孔隙类型。在本区的谭庄组、椿树腰组局部储层中可以见到黑云母溶孔，其主要是因为黑云母在本区储层中的含量较低，导致黑云母溶孔在本区不是很发育。

图1　 屯3井1 396.17 m颗粒溶孔特征

(3)晶间微孔：晶间微孔在本区三叠系地层中分布比较广，主要为碎屑岩粒间的自生黏土矿物、自生石英晶粒间的微孔隙(图2)。这类孔隙的孔径、喉道均很小，连通性很差。

图2　屯1井860.25 m晶间微孔特征

(4)铸模孔：本区发育的铸模孔主要是长石颗粒被溶解形成的，仅在溶蚀作用较强的局部储层中可以见到。

(5)微裂缝：本区微裂缝为碎屑颗粒和岩石在构造应力作用下发生错动、破裂或碎裂所形成的储集空间[3-4](图3)，在本区鸦岭-伊川鼻状构造带比较发育。

图3　屯3井624.8 m 微裂缝特征

2.2 储层物性特征

谭庄组平均孔隙度为3.50%～8.36%，平均渗透率为(0.046～0.630)×10-3μm2；椿树腰组平均孔隙度为1.00%～3.41%，平均渗透率为(0.025～0.130)×10-3μm2。储层孔隙类型主要以次生孔隙为主。数据表明，本区上三叠统储层多为超低孔、特低孔、非渗型非常规储层[5-7](图4、图5)。

图4　伊川凹陷上三叠统孔隙度分布频率直方图

图5　伊川凹陷上三叠统渗透率分布频率直方图

3　储层物性影响因素分析

3.1沉积作用的影响

伊川凹陷上三叠统主要发育了湖泊相、三角洲相两大沉积相，三角洲前缘、前三角洲、滨浅湖、半深湖亚相以及水下分流河道、水下分流间湾、河口坝等12个微相。在椿树腰组沉积时期，凹陷主要以三角洲沉积为主，自凹陷中心至边缘主要发育浅湖到三角洲前缘沉积相。在谭庄组沉积时期，湖盆水体有所上升，湖泊相较椿树腰组发育，该时期自湖盆中心至边缘主要发育半深湖到三角洲前缘沉积相。通过对本研究区取心井段的沉积相带分析，沉积微相是控制储层物性的重要因素，不同的微相类型对应的储层物性有明显的区别(表1)。

表1　不同沉积微相储层物性参数

3.2成岩作用的影响

3.2.1压实作用的影响

本区三叠系地层现在的埋藏深度不是很大，这是由燕山运动的抬升、剥蚀造成的。燕山运动前三叠系的最大埋深均在2 000 m以上，较长埋藏时间和埋藏深度是造成本区压实作用很强的原因。从图6、图7中可以看出，本区储层孔隙的减少主要受压实作用的影响。

3.2.2胶结作用的影响

早期胶结作用对本区含油气储层具有建设性影响。伊川地区屯2井、屯3井三叠系早期形成的碳酸盐胶结，抵御了早期的成岩压实作用，在油气的成熟时期，排放出大量有机酸，碳酸盐胶结物部分被溶解，形成了本区较好的储集孔隙——粒间溶孔。而屯1井早期形成的碳酸盐胶结，由于粒间碳酸盐胶结物没有发生足够的溶解，使得储层物性进一步变差。成岩阶段达到中成岩A2亚期，溶解作用减弱，这个阶段形成的碳酸盐对本区储层破坏性很大[5]。本区三叠系油气储层主要处于中成岩A2亚期，碳酸盐的胶结作用是本区仅次于压实作用的一个减孔因素。

图6　伊川凹陷上三叠统储层减孔评价

图7　伊川凹陷上三叠统储层孔隙度随井深变化情况

3.2.3溶解作用的影响

溶解作用是本区储层形成次生孔隙、储集性能得到改善的最主要因素。常见的溶解途径为：碳酸盐的溶解和长石的溶解。本区碳酸盐胶结物形成是多期的，溶蚀与胶结并存，溶蚀增加的孔隙甚至可以达到10%(面孔率)。碎屑岩储层孔隙类型主要为次生孔隙，渗流能力非常差，使流体很难进入储层，导致本区长石颗粒的溶解作用发育一般。

3.2.4黏土矿物的影响

伊/蒙混层、伊利石、高岭石多分布于粒间，充填了孔隙，使储层的物性条件变差。然而这些黏土矿物在早成岩早期抵抗了压实作用对储层的破坏，黏土矿物间保留了一些杂基微孔和晶间微孔，这些孔隙很小，但都相互连通，也为本区储层保留了一定的储集空间[8]。本区自生绿泥石比较发育，主要分布于颗粒表面，可以很好地抑制石英、长石的次生加大对储层的破坏，也可以阻止碳酸盐的胶结作用，为本区油气储层保留了较好的储集空间。

4　结论

伊川凹陷上三叠统储层物性主要受成岩作用和沉积的双重影响。较强的压实作用和胶结作用是本区物性变差的最主要因素。孔隙类型主要以粒间溶孔和颗粒溶孔为主，溶解作用是本区储层物性改善的主要因素。溶解作用又受沉积微相的控制，沉积微相不同，储层溶解作用的差异也很大，本区水下分流河道溶解作用最为发育，为储层最有利相带。

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编辑：党俊芳

1673-8217(2016)04-0036-03

2016-03-20

王延鹏，工程师，1982年生，2005年毕业于中国地质大学(北京)地质学专业，现从事石油地质勘探工作。

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