辽中凹陷X油田东三段储层物性特征及控制因素

刘 丰， 吴 奎， 万 琳， 王冰洁

( 中海石油(中国)有限公司 天津分公司，天津 300452 )

辽中凹陷X油田东三段储层物性特征及控制因素

刘 丰， 吴 奎， 万 琳， 王冰洁

( 中海石油(中国)有限公司 天津分公司，天津 300452 )

基于岩心观察、铸体薄片镜下观察与统计、扫描电镜观察、岩石物性测试等资料，分析辽中凹陷X油田东营组三段(东三段)辫状河三角洲前缘储层物性特征及主控因素。结果表明，东三段岩石类型以岩屑质长石砂岩为主，以原生粒间孔和溶蚀孔为主。东三段碎屑岩储层经历复杂成岩作用及演化，现今处于中成岩B期，不同成岩作用对储层物性影响不同，溶蚀作用形成的次生孔隙能有效改善储层物性，在较强的水动力沉积环境下，分选好的中、细砂岩物性较好，在多期油气充注过程中，有机酸释放促进溶蚀作用的发生，形成有效储集空间；构造裂缝或微裂缝也能有效改善储层物性。该研究结果可以为辽中凹陷中深层油气勘探开发提供指导。

储层物性； 砂岩类型； 岩石学特征； 辫状河三角洲； 辽中凹陷

0 引言

碎屑岩储层形成机理的研究[4]主要集中于碎屑岩储层的沉积环境及成岩作用过程分析[5-6]。在碎屑岩储层形成条件和主要影响因素的研究基础上，根据渤海海域古近系碎屑岩储层发育特征[7-8]，笔者利用辽中凹陷X油田的岩心、壁心及测井、化验分析资料，进行沉积分析及砂岩样品镜下微观研究，分析研究区油气充注和构造活动特征，以及古近系东三段碎屑岩储层的物性特征，研究储层物性的影响因素，为辽中凹陷油田围区古近系的油气勘探提供指导。

1 区域地质背景

辽东湾坳陷位于渤海湾盆地的东北部, 是下辽河裂谷盆地向渤海海域的自然延伸，走向为NNE-SSW向，呈狭长条带状展布，表现为“三凹两凸”的构造格局[9]，新生代经历古近纪裂陷和新近纪—第四纪后裂陷两个阶段[10]。其中辽中凹陷位于辽东湾坳陷的中部，隶属于新生代沉积盆地，其地层沉积厚度超过6 km[11]，古近系由深至浅发育孔店组、沙河街组和东营组，主要为多期扇三角洲—辫状河三角洲砂体和湖相泥岩的旋回沉积；新近系地层发育馆陶组和明化镇组，主要为一套辫状河到曲流河陆源粗碎屑的砂砾岩和砂(泥)岩沉积。

X油田位于辽中凹陷南部，受郯庐断裂的影响，油田发育LD21和LD16两条主干走滑断层，走滑断层及其伴生断层共同构成研究区构造主体(见图1(a))。根据区域沉积相研究结果[12]，结合地震相和测井相分析、岩心观察、化验分析等资料，研究区东三段发育多期辫状河三角洲前缘砂体与湖相泥岩的沉积体系(见图1(b))，三角洲前缘砂体与上覆湖相泥岩、下伏生油岩紧密相邻，具有较好的生储盖配置关系，有利于油气成藏。

图1 X油田构造位置及东三段沉积相平面Fig.1 Structural locationand the distribution of sedimentary facies of Ed3 in the X oilfield

2 储层特征

2.1 岩石学

东三段118个岩石薄片样品观察表明，东三段储层以岩屑质长石砂岩为主(见图2)，其中岩屑体积分数为20.00%～43.00%,平均为28.96%,主要为酸性喷出岩和变质岩；长石体积分数为28.00%～55.00%,平均为41.33%;石英体积分数为15.00%～39.00%,平均为29.51%。填隙物中杂基的体积分数为1.00%～26.00%，平均为4.86%，杂基以泥质为主；胶结物体积分数为1.00%～37.00%，平均为7.79%，胶结物主要为碳酸盐和高岭石，其中菱铁矿占胶结物总体积分数的49.25%，白云石(铁白云石)占25.47%，方解石(铁方解石)占6.93%，高岭石占17.23%，胶结类型以孔隙—接触式钙质为主。储层岩石粒度整体上以中砂岩及细砂岩为主，平均粒度中值为0.21 mm，多呈次棱角—次圆状，颗粒接触关系以点—线接触为主，颗粒分选为好—中等，分选因数为1.51～4.26，平均为2.16。储层整体上具有较低的成分成熟度及中—低结构成熟度特征。

图2 X油田东三段岩石组分三端元图Fig.2 Ternary diagram of sandstone of Ed3 in the X oilfield

2.2 储层物性

4.成本回收后收益：每年发电带来的直接经济收益×17年=54293.75元×17年=922993.75元。

研究区5口井钻井和井壁138块取心样品物性数据表明，东三段中—细砂岩储层孔隙度为2.7%～31.6%，平均为22.9%；渗透率为(0.20～940.90)×10-3μm2，平均为269.00×10-3μm2。根据SY/T 6285—2011《油气储层评价方法》,X油田东三段中—细砂岩储层物性较好，以中—高孔、中—高渗储层为主(见图3(a))，储层孔隙度与渗透率之间相关关系较好，而部分高孔隙度对应相对较低的渗透率，主要是因为储层泥质杂基或胶结物体积分数较高，导致孔隙之间连通性变差(见图4(a))。随着埋深的增加,压实作用增强, 孔隙度和渗透率整体上呈现下降趋势, 埋深在2 600.00 m左右时，平均孔隙度达到25.0%，渗透率达到500.00×10-3μm2。埋深在2 800.00～3 050.00 m时，发育异常高孔隙度带(见图3(b)),储层微观孔隙结构观察表明,高孔隙度带发育较多的、呈港湾状的次生溶蚀孔或强压实作用导致颗粒破碎微裂缝(见图4(c、e))。埋深在2 834.00～2 984.00 m 时，S-1井孔隙度为23.4%～26.2%，埋深在2 895.00～2 965.00 m 时，S-4井孔隙度为25.2%～27.2%，多井孔隙度数据表明异常孔隙度带横向分布较广。

图3 X油田东三段储层孔隙度与渗透率、埋深关系

2.3 储集空间

研究区东三段中—细砂岩储层的储集空间类型以原生粒间孔(见图4(a))和溶蚀孔(见图(c、e、f))为主，粒间溶孔(见图4(e))和粒内溶孔(见图4(c、f))为次生溶蚀孔隙类型。孔隙面孔率统计表明，残余原生粒间孔面积占总孔隙面积的20.52%，粒间溶孔面积占总孔隙面积的73.34%,粒内溶孔面积占总孔隙面积的6.01%。另外，可见少量的胶结物溶孔、微裂缝发育(见图4(c、d))，微裂缝一般能切穿粒间胶结物或切碎颗粒，早期的微裂缝受强压实作用的影响，后期的颗粒边缘溶蚀导致微裂缝规模进一步扩大。

根据毛管压力数据及铸体薄片、扫描电镜观察结果，研究区东三段储层排驱压力为0.029～1.544 MPa，平均为0.301 MPa，孔喉中值半径为0.037～6.222 μm，平均为1.253 μm，饱和度中值压力平均为4.745 MPa，最大进汞饱和度平均为74.5%，退汞效率平均为27.78%，具有中—高渗储层的孔喉特征。

2.4 成岩作用及成岩阶段

研究区东三段碎屑岩埋深为2 500.00～3 300.00 m。根据黏土矿物体积分数随着深度变化关系、伊/蒙混层中蒙脱石体积分数及碳酸盐胶结物类型等参数，结合辽中凹陷古地温梯度、镜质体反射率等，对研究区S-2井的埋藏史—热史进行恢复，东三段储层经历早成岩期、中成岩A期，现今处于中成岩B期。在由浅埋藏到深埋藏过程中，岩石主要经历压实作用、胶结充填作用及溶蚀作用。压实作用导致岩石颗粒多呈线接触，如N-2井2 677.00 m埋深(见图5(a))的部分样品可见云母弯曲、断裂现象(见图5(b))；埋深越大，压实作用越强，甚至石英颗粒发生破裂而形成微裂缝,如S-1井2 906.00 m埋深(见图4(c))。东三段辫状河三角洲前缘发育多种胶结类型，主要为碳酸盐胶结和黏土矿物胶结，黏土矿物主要包括高岭石、伊利石、绿泥石及伊/蒙混层，如N-2井2 627.00 m埋深(见图5(c、d))，碳酸盐胶结分为早期菱铁矿胶结，如S-2井2 724.00 m埋深(见图5(f))，以及中晚期方解石(铁方解石)胶结、白云石(铁白云石)胶结，如S-2井2 902.60 m和2 718.00 m埋深(见图5(g、h))。此外，偶尔可见硅质胶结现象，主要表现为石英的次生加大(见图5(d、e))。

图5 X油田东三段微观成岩作用特征Fig.5 Microscopic diagenetic features of Ed3 in the X oilfield

3 储层物性影响因素

储层物性的差异主要受沉积、成岩和构造活动的影响[13]。沉积作用控制碎屑颗粒的成分和结构，影响储层原始孔隙度，与埋藏成岩过程中压实、胶结等破坏性成岩作用和溶蚀作用、构造活动等改善性作用一起决定储层最终物性[14]。

3.1 沉积作用

沉积作用不仅在宏观上影响砂体的规模、厚度等空间展布特征，还通过控制碎屑颗粒的成分、体积分数、结构等特征影响储层的原始孔隙度和渗透率，并对成岩作用的类型和强度有一定程度的影响[15]。

辽中凹陷X油田东三段砂体为辫状河三角洲前缘沉积，储层主体为中细粒的水下分流河道砂体，泥质体积分数较高的粉细砂岩为席状砂沉积，沉积微相、颗粒粒度和分选的变化对储层孔隙度影响显著。5口井61块样品粒度和物性分析表明，高能环境的水下分流河道微相带的分选好的中、细砂岩物性最好(见图6(a-d))，孔隙度为10.9%～31.6%，平均为25.4%，渗透率为(0.15～1 603.00)×10-3μm2，平均为248.80×10-3μm2，碳酸盐胶结物体积分数较低，平均为6.4%；分选中等的粉细砂岩物性相对较差，孔隙度为15.4%～23.6%，平均为20.1%，渗透率为(1.50～13.20)×10-3μm2，平均为7.30×10-3μm2,碳酸盐胶结物体积分数为10.7%。不同沉积微相之间非均质性，造成砂岩储层具有不同的岩石矿物成分和原始孔隙度，形成于高能环境的粒度相对较粗、分选好、胶结弱、泥质体积分数低的砂体具有良好的原生孔隙结构，孔渗条件好，具有溶蚀的物质基础，在溶蚀改造前能保存较多具有连通性的原生孔隙，有利于后期流体流动的溶蚀改造，进而影响储层的原始孔隙度和渗透率。岩石颗粒组分中石英体积分数与孔隙度之间相关关系不明显(见图6(e))，与渗透率之间正相关关系明显(见图6(f))。这是由于高体积分数的刚性颗粒在抗压实作用中保存较多的原生孔隙，原生孔隙含量高对储层孔隙连通性作用显著。

3.2 成岩作用

3.2.1 压实作用

研究区东三段埋藏深度属于中深埋深，遭受较强压实作用，地层压力随着埋深增加而增大，在岩石薄片中，云母等塑性颗粒发生弯曲变形，岩石颗粒接触关系由点接触向线接触转变(见图5(b))，压实作用对储层物性主要起到减弱作用。压实作用变强也导致刚性矿物颗粒破裂而产生微裂缝[16]，改善储层物性(见图4(c))。

3.2.2 胶结作用

研究区东三段储层物性受胶结作用影响显著，常见碳酸盐岩矿物、高岭石胶结，菱铁矿呈凝块状充填于碎屑颗粒之间的部分粒间孔隙，铁方解石交代碎屑颗粒，高岭石呈小米粒、书页状分布于粒间孔隙。大量菱铁矿胶结物形成于成岩早期还原环境，虽然占据原生孔隙空间而降低孔隙度，但是在压实过程中也起到支撑颗粒而减缓压实作用。进入成岩中期后，以含铁碳酸盐胶结为主，表现为长石、岩屑和早期碳酸盐组分的交代，导致储层物性下降。黏土矿物转化是导致储层物性下降的另一个关键因素，随着埋深和地温的增加，伊利石体积分数逐渐增加，呈丝絮状充填于孔隙。另外，在相对封闭的成岩环境下，首先，在长石溶蚀过程中形成的SiO2有利于次生石英加大的形成，如S-2井2 898.90 m埋深(见图5(e))；其次，一部分碳酸盐胶结物溶蚀产物难以排出，在过饱和状态下再次形成碳酸盐胶结物，由于黏土转化、泥岩孔隙水排替等作用可以提供碳酸盐胶结Fe2+[17]，因此形成含铁碳酸盐胶结物。

图6 X油田东三段沉积因素与物性关系Fig.6 Sedimentary factors and porosity permeability relationships of Ed3 in the X oilfield

3.2.3 溶蚀作用

溶蚀作用是研究区东三段储层次生孔隙形成的重要因素，溶蚀形成的长石、岩屑次生孔隙是储层物性改善的重要原因。铸体薄片镜下观察到长石沿解理溶蚀(见图5(i))，形成粒内溶孔或铸模孔，酸性火成岩岩屑选择性溶蚀，碳酸盐胶结物溶蚀形成粒间溶孔，溶蚀作用形成的次生孔隙提高储层连通性。辽中凹陷沙河街组一、二、三段湖相泥岩为主要烃源岩[18]，研究区东三段砂体与深洼区烃源岩紧密相邻，有机质成熟释放出的有机酸是溶蚀作用发生的重要因素[19]。

根据研究区与油包裹体同期的盐水包裹体的显微测温结果，东三段流体包裹体的均一温度分为两期成藏的特征：第一期为90～105 ℃，第二期为105～120 ℃(见图7)。利用埋藏史图[20]，对东三段两期流体包裹体的均一温度进行时间投影，第一期为东营组末期25 Ma左右充注，第二期为5 Ma以来原油充注。根据化学自反应自由能大小，有机酸首先溶蚀长石，其次溶蚀碳酸盐胶结物[21]。排烃时形成的有机酸进入辫状河三角洲前缘砂体，在有机酸作用下，长石颗粒溶蚀形成铸模孔等次生孔隙(见图4(f)、图5(i))，对提升储层孔隙度具有重要作用；随着有机质成熟，有机酸发生脱羧作用，地层水pH增大，形成碱性流体环境，石英颗粒发生溶蚀作用[22]，多沿石英颗粒边缘发生部分溶蚀，如N-1井2 547.00 m埋深(见图4(e))。次生孔隙带垂向上主要发育在2 800.00～3 050.00 m埋深之间(见图3(b))，储层孔隙度约增加5%。

图7 S-1井流体包裹体显微测温结果Fig.7 Results of micro temperature measurement of fluid inclusions

3.3 构造活动

构造复杂地区或部位的储层物性同时受构造运动的影响，一方面构造应力作用加剧砂岩储层的压实程度，导致物性变差；另一方面使脆性岩石破裂而形成裂缝。首先，研究区储层段主要发育断层裂缝和构造应力微裂缝(见图4(d))。其次，研究区断层比较发育，断裂形成的诱导裂缝提供良好的油气运移通道[23-24]，根据多口井的单分量偶极横波远探测成像测井资料，结合3条孔隙度测井曲线特征，对井旁垂向裂缝带进行定性识别[25-26]。在过S-2井断层断点附近，可以观察裂缝反射体和部分岩性界面反射体，对应深度泥岩的孔隙度曲线(密度及声波时差)具有密度变小、声波时差增大的典型裂缝发育特征(见图8)；在S-4井断层附近井壁取心获得构造角砾岩，也可见裂缝发育，构造裂缝和微裂缝在整体上改善砂岩储层的物性。

图8 构造裂缝段测井综合识别结果Fig.8 Log comprehensive identification of structural fracture section

4 结论

(1)辽中凹陷X油田东三段储层岩性主要为中砂岩及细砂岩，类型以岩屑质长石砂岩为主，储集空间以原生粒间孔和溶蚀孔为主，平均孔隙度为22.9%，平均渗透率为269.00×10-3μm2，为中孔、中渗储层。

(2)研究区东三段储层物性受沉积相带背景下的溶蚀作用叠加后期改造控制，三角洲前缘相带发育的中—细砂岩是储层发育的基础，宏观上控制优质储层的展布。压实作用和胶结作用对储层物性具有一定的破坏作用，但溶蚀作用产生的次生孔隙可以改善储层物性，多期油气充注过程中释放的有机酸促使溶蚀作用的发生，形成有效储集空间，对储层物性起建设性作用。构造活动形成的裂缝和微裂缝也可以改善储层物性。

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2016-10-08；编辑：任志平

国家科技重大专项(2011ZX05023-006-002)

刘 丰(1983-)，男，硕士，工程师，主要从事石油地质及油气勘探方面的研究。

TE122.2

A

2095-4107(2016)06-0009-09

DOI 10.3969/j.issn.2095-4107.2016.06.002