川中公山庙油田凉高山砂岩储层主控因素分析

董 小 波

(郑州职业技术学院， 郑州 450121)

川中公山庙油田凉高山砂岩储层主控因素分析

董 小 波

(郑州职业技术学院， 郑州 450121)

通过取芯井岩心观察、普通薄片和铸体薄片鉴定、X衍射分析、场发射环境电镜扫描及地球化学实际测量分析等，对川中公山庙油田凉高山致密砂岩储层特征进行综合研究。凉高山致密砂岩储层岩石类型主要为灰色粉砂岩，沉积相主要为滨浅湖相滩坝。砂岩储层致密化的主要原因是受到强烈持久的成岩作用所致，其中机械压实作用是砂岩孔隙降低的主要原因，胶结作用导致储层物性显著降低。由构造作用和成岩作用形成的裂缝、微裂缝在一定程度上改善了储层的物性，提高了油气渗流能力。研究区砂岩储层属于灰质胶结超低孔低渗极致密储层，储层的分布主要受沉积相、成岩作用与裂缝发育程度的控制。

致密砂岩储层； 裂缝； 储层特征； 凉高山段； 公山庙油田

致密砂岩储层是一种重要的非常规油气储层，大都埋藏较深，且往往经历了复杂的成岩作用过程[1-2]。李新景等人经过研究，初步明确了公山庙油田凉高山段的构造作用、沉积作用和成岩作用类型，但对于有效优质储层分布的主要控制因素未作深入探讨[3]。在本次研究中，以川中公山庙油田侏罗系凉高山段致密砂岩储层为研究对象，根据物性特征、储集空间、孔隙结构、沉积作用、成岩作用分析致密砂岩油田的储层特征及主控因素，以期为致密砂岩油田的高效勘探与开发起到积极的推动作用。

1 区域地质概况

川中地区位于四川盆地中部，东、西以华蓥山和龙泉山基底大断裂为界，南抵“川南古凹中隆构造区”，北与“川北古中拗陷低平构造区”过渡，大地构造上称“川中陆核”。公山庙油田位于四川盆地中部西北向倾斜的平缓斜坡上(见图1)。

图1 四川盆地构造单元划分及研究区构造位置图

2 储层基本特征

2.1 岩石类型

根据岩心描述、普通薄片、X射线衍射分析资料，可知研究区砂岩主要发育岩屑长石砂岩和长石岩屑砂岩(见图2)。其中，石英体积分数为35%～60%，平均为45%；长石体积分数为20%～40%，平均为35%；岩屑体积分数为15%～45%，平均为28%；胶结物体积分数平均为5.2%，以方解石、白云石为主；黏土矿物以伊利石、绿泥石和伊蒙混层为主，储层总体具有成分成熟度低和结构成熟度中等偏高的特点[4]。

图2 公山庙油田凉高山段岩石组分特征

2.2 储集空间类型

研究区储集层埋深大，成岩作用对储层的改造作用比较明显，储集空间类型多样，主要发育残余原生粒间孔、溶蚀孔和裂缝[5-6]。通过普通薄片、场发射环境扫描电镜等资料分析，可知研究区存在 5 种类型储集空间：残余原生粒间孔、粒间溶孔、粒内溶孔、裂缝和微裂缝(见图3)。

2.3 孔隙结构特征

通过高压压汞手段对研究区样品进行孔隙结构分析，发现最大进汞压力为170 MPa，进汞的孔喉半径为0.005 μm，研究区储集层孔喉半径主要为85～205 μm。样品的渗透率存在差异，但孔喉半径分布差别较小，喉道半径主要为0.5～2 μm。研究区样品的喉道半径与渗透率呈现较好的正相关性，孔喉半径大于1 μm的样品在渗透率高的样品中所占的比重较大。从不同半径喉道对渗透率的贡献来看，渗透率高的储层中大喉道对渗透率的贡献最大，有效喉道集中分布的范围较大，主要集中在大喉道区域[7]。

图3 川中凉高山段致密砂岩储层镜下特征

3 沉积相对有效储层分布的控制

由于其物源区的分布不同，沉积物岩石成分呈现出较强的差异性，主要表现为沉积岩石类型的区域性分异。通过对比发现，研究区砂岩的岩石成分在平面上表现出分区性。根据现场采集到的样品分析结果，可划分出3个岩性分区，北部长石岩屑砂岩分布区与岩屑砂岩分布区交互分布(见图4)，而南部井区为岩屑石英砂岩分布区。岩屑长石砂岩区的有效储层厚度最大，岩屑砂岩区的有效储层厚度较小[8-9]。

4 成岩作用对有效储层的控制

4.1 压实作用

在早成岩阶段，压实作用大幅降低原生孔隙[20]。研究区地层都经历过较深的埋藏作用，最大埋深多大于4 000 m，压实作用较强。随着埋深的加深，颗粒间的接触方式由点接触依次演化为线接触、凹凸接触和缝合线接触。当埋深大于3 000 m 时，凹凸接触和缝合线接触类型明显增多(见图5)。碎屑矿物成分决定了压实效果。石英颗粒抗压能力较强，长石次之，岩屑抗压能力最弱，岩屑含量较高的砂岩很少留存原生孔隙；而石英与长石含量较高的砂岩抗压能力较强，原生孔隙发育充分[10]。

4.2 胶结作用

在研究区凉高山致密砂岩储层中，石英次生加大胶结发育较充分(石英含量为1%～3%)，岩屑石英砂岩中的石英次生加大胶结发育最充分(石英含量为75%～80%)。研究区致密砂岩地层中的黏土矿物包括伊利石、伊蒙混层、绿泥石及高岭石等。在成岩作用的中后期阶段，成岩环境由酸性逐渐过渡为碱性，在石英次生加大和早期溶蚀作用后，主要形成伊利石和绿泥石两种黏土矿物，呈孔隙环边状分布于孔隙壁[11]。

4.3 溶蚀作用

致密砂岩储层中溶蚀作用的主要影响因素为地层成岩流体、流体运移通道和储层中不稳定矿物组分。公山庙油田凉高山段气藏具有煤系烃源岩特征，在深埋藏过程中地层中的酸性流体使溶蚀作用强烈，长石、岩屑及杂基、胶结物发生溶蚀形成粒间溶孔、粒内溶孔等次生孔隙。研究区有效储层主要发育于岩屑长石砂岩区，说明溶蚀作用对有效储层的形成起主要控制作用。

图5 公山庙油田凉高山段砂岩储层镜下照片

5 结 语

公山庙油田凉高山段致密砂岩中主要发育了岩屑长石砂岩和长石岩屑砂岩，储层岩石总体具有成分成熟度低和结构成熟度中等偏高的特点。

研究区存在 5 种类型储集空间：残余原生粒间孔、粒间溶孔、粒内溶孔、裂缝和微裂缝。根据毛管压力曲线形态和排驱压力、最大孔喉半径和物性参数等，可将储层基质孔隙结构划分为4种类型。受沉积、成岩和构造因素影响，孔喉结构的非均质性较强。

公山庙油田凉高山段致密砂岩中，有效储层的宏观分布受沉积相带与物源的控制。沉积微相控制沉积物的粒度和成分，从而对成岩作用有一定的影响。强烈的压实作用与石英次生加大胶结作用是砂岩致密化的主要机制，溶蚀作用有效地改善了储层的物性。

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ReservoirControlFactorsofLianggaoshanFormationofGongshanmiaoOilFieldinCentralSichuan

DONGXiaobo

(Zhengzhou Technical College, Zhengzhou 450121, China)

Through drilling core description, thin section identification, X-ray diffraction analysis, field emission scanning electron microscopy and organic geochemical analysis, etc., the characteristics of dense sandstone reservoir is comprehensively studied in Lianggaoshan area of Gongshanmiao oilfield, central Sichuan. The rock types are mainly composed of gray siltstone, and sedimentary facies is mainly shore shallow lake beach dam. Strong and persistent diagenesis is the main reason of the densification, and the compaction is the main cause of reduced sandstone pore; while cementation significantly reduces the reservoir physical properties. Tectonic deformation and diagenesis formes a certain number of cracks which greatly improve the physical property of the reservoir and the ability of oil and gas seepage was improved as well. This target area belongs to extremely tight reservoir with low porosity and permeability gray matter cementation. The reservoir distribution is mainly affected by sedimentary facies, diagenesis and fracture development degree.

tight sand reseroir; fissure; reservoir characteristics; Lianggaoshan member; Gongshanmiao oilfield

2017-07-15

国家重点基础研究发展计划项目(“973”计划)“中国陆相致密油(页岩油)形成机理与富集规律”(2014CB239003)

董小波(1988 — )，男，河南焦作人，硕士，研究方向为遗迹学、石油地质学。

P618

A

1673-1980(2017)06-0013-04