三塘湖盆地西山窑组低孔低渗储层特征及物性控制因素

2018-05-02展转盈尹锦涛

非常规油气 2018年2期

徐杰，刘刚，展转盈，尹锦涛，高潮.

(陕西延长石油(集团)有限责任公司研究院，陕西西安 710075)

三塘湖盆地位于新疆的东北部，北与蒙古接壤，南隔巴里坤盆地与吐鲁番—哈密盆地，盆地整体呈北西—南东向延伸，面积约为2.2×104km2。一级构造单元分为北部隆起带、中央坳陷带和南部冲断带，中央坳陷带进一步分为5个凸起和6个凹陷，是盆地油气勘探与开发的主要领域[1-5]。早中侏罗世盆地构造活动减弱，盆地整体稳定下沉，湖盆水域扩大，沉积界面坡度较平缓，以沉积较深水的暗色泥岩为主；晚侏罗世时期，受燕山运动水平挤压的影响，盆地两侧老山向中央逆冲推覆，致使盆地范围缩小，接受浅水粗碎屑沉积[6-7]。20世纪90年代以来对三塘湖盆地开展大规模的油气勘探[8]，经过20多年的勘探开发，针对中生界的油气勘探取得了一系列的成果，相继发现了北小湖、石板墩、西峡沟、牛圈湖、牛东、马北和马中等多个含油气构造和油气田，而发现的规模效益储量区块的含油层系主要集中在马朗凹陷中侏罗统西山窑组[9-10]。侏罗系西山窑组为埋藏较浅的重要含油气层越来越受到重视[11]。三塘湖盆地西山窑组储层为典型的低孔、特低渗油藏，其地质条件十分复杂，非均质性强烈。不同学者从不同角度开展了对西山窑组储层的研究工作，但主要以储层宏观特征为主，储层特征的研究显得较为薄弱，特别是在储层微观特征研究方面。本文主要通过扫描电镜和高压压汞等方法，对储层的孔隙结构和孔喉分布特征开展深入研究，并分析控制因素，对正确评价低渗储层特征及其科学开发具有重大意义[12]。

图1 三塘湖盆地位置Fig.1 The location of Santanghu basin

1 储层储集性能特征

三塘湖盆地西山窑组储层物性及孔隙演化主要受沉积作用及埋藏过程中沉积体内部发生的物理和化学成岩作用的控制。沉积作用主要包括沉积微相、砂岩粒径、分选和泥质含量，成岩作用主要包括压实与压溶作用、胶结作用、溶蚀作用等。本区胶结作用和溶蚀作用总体较弱，而沉积微相对储层性质的控制一定程度上反映在砂岩的粒径上，因此储层性质的关键控制因素是砂岩的粒径、泥质含量和胶结方式及压实作用。

目前西山窑组的物性分析资料集中于西山窑组下段(表1)，各区块间，除马北区块储层物性较好外，其他区块之间的储层物性分布相当。相对而言，马北区块的储层物性最好，其孔隙度主要分布在12%～20%，平均为15.2%；渗透率分布范围为0.01～105 mD，平均为14 mD。其他区块孔隙度分布在12%～20%，主体分布在14%～18%；渗透率分布范围为0.3～80 mD。在牛圈湖区块、牛东区块和西峡沟区块之间，其物性分布范围相当；牛东区块和西峡沟区块孔隙度稍好，牛圈湖区块稍差；渗透率分布相当，但西峡沟区块渗透率分布较集中并偏低。总体上，西山窑组下段储层属中低孔、低渗特低渗型储层。

表1 三塘湖盆地西山窑组取心段物性分析统计表Table 1 Analysis and statistical Table of core physical properties in Xishanyao formation, Santanghu basin

续表

1.1 孔隙结构特征

根据显微镜、扫描电镜的观察，三塘湖盆地储集层的储集空间类型以剩余粒间孔、颗粒溶孔、晶间孔为主。粒间孔主要发育在陆源碎屑较发育的盆地边缘及斜坡区，凹陷内部亦有少量发育，孔隙半径大小不一，铸体薄片可见，孔隙半径为1～1000 μm。粒间孔虽然发育少，但由于溶蚀作用改善，其孔隙半径较大，因此常常是储层“甜点”。

1.1.1 剩余粒间孔

剩余粒间孔为显孔的主要孔隙类型，为原生粒间孔在机械压实、长石及石英的再生长或其他胶结作用充填后的剩余原生粒间孔隙，颗粒边缘无明显溶蚀现象。剩余粒间孔隙为西山窑组储层的优势孔隙类型(图2)，西山窑组的剩余粒间孔相对而言较不发育，平均为1%～3%，个别井区达6%左右。各区块之间，相对而言马北区块和西峡沟区块剩余粒间孔较好，平均为2%～4%；牛圈湖区块和牛东马中区块次之，剩余粒间孔为1%～3%。

图2 三塘湖盆地主要目的层孔隙结构特征Fig.2 Pore structure characteristics of main target layers in Santanghu basin a.潮218井，1567.3m，J2x1，粒间孔；b.马204井，751.2m，J2x1，粒内溶蚀孔； c.马46井，1449.9m，J2x1，粒间孔；d.马41井，1449.9m，J2x1

1.1.2 粒内溶蚀孔

粒内溶蚀孔为显孔的次要类型。颗粒溶蚀孔主要由长石和火山岩屑的选择性不均一溶蚀作用形成，包括颗粒边缘溶蚀的粒间孔和粒内溶蚀孔(图2)。西山窑组粒内孔相对较低，平均主要分布在0.1%～0.5%。

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1.1.3 微孔隙或晶间孔

微孔隙或晶间孔占据孔隙体积的绝大部分，包括黏土杂基微孔、粒间微孔和颗粒内微孔等。此类孔隙对渗透率的贡献甚小。

1.1.4 粒间溶孔

粒间溶孔在西山窑组较为发育，表现为粒间方解石的微量溶蚀，溶蚀面孔率小于2%，平均不到1%，为次要的孔隙类型。在中生界其他层位，该类孔隙类型不发育，仅个别井如马13、马3、牛17-13井有所发育，平均以小于1%为主。

1.1.5 微裂缝

本区微裂缝主要分布在个别区块的储集层中，主要类型为构造微裂缝及因颗粒之间挤压而发育于碎屑颗粒内部的压碎微缝。微裂缝面孔率平均为0.1%。

1.2 孔隙组合特征

根据显微镜、扫描电镜的观察，结合压汞资料分析，本区目的层段主要发育有以下3种孔隙组合类型。

1.2.1 Ⅰ类：剩余原生粒间孔型

该类型是最优的孔隙组合类型，砂岩面孔率基本由原生粒间孔或剩余原生粒间孔组成，颗粒溶孔少量，微孔所占的比例相对较小。主要分布于西山窑组泥杂基含量少(小于3%)、粒级粗、分选较好的砂岩中，以分流河道为主，储层表现为中孔—中渗的特征。

1.2.2 Ⅱ类：颗粒溶孔—黏土微孔—剩余粒间孔型

该类型是较好的孔隙组合类型，砂岩中含一定量的泥杂基(一般小于6%)，且主要以薄膜式存在，砂岩微孔增加，颗粒溶孔占面孔率百分比一般为10%～20%。主要分布于西山窑组粒级较粗的砂岩中，以河道顶部或河口坝砂体为主，表现为中孔—中低渗储层的特征。

1.2.3 Ⅲ类：黏土微孔—颗粒溶孔

该类型为较差的孔隙组合类型，砂岩泥质含量较高，除形成薄膜外，还充填于粒间孔中。砂岩显孔不发育，以颗粒溶孔或少量的剩余原生粒间孔隙为主，储层表现为低孔—低渗或特低渗特征。主要分布于河口坝、远砂坝砂体，或泥质含量较高、分选较差的扇三角洲砂体与辫状河三角洲前缘水下分流河道砂顶部及致密胶结的砂体中。

1.3 孔喉分布特征

三塘湖盆地西山窑组砂岩孔喉较细，其最大孔喉半径平均为0.5～10 μm，孔喉半径中值为0.03～0.20 μm；排驱压力较大，平均为0.1～2.0 MPa；最大进汞饱和度较低，分布在60%～80%；退汞效率差，平均分布在30%～45%。总体上西山窑组砂岩孔喉为分选不好，喉道略偏细，压汞曲线无明显平台，孔隙类型多为小孔隙(图3)。平面上，相对而言马北区块和牛东区块储层孔喉相对其他区块粗，西峡沟区与牛圈湖区块相对稍差，小孔喉所占比重较大。

图3 三塘湖盆地西山窑组储层压汞曲线特征Fig.3 Mercury injection curves characteristics of Xishanyao formation reservoir in Santanghu basin

1.4 压汞曲线与孔喉分布类型

西山窑组储层压汞曲线与孔喉大小分布可分为4类，各类的典型孔喉分布具如下特征。

Ⅱ类：单峰正偏态较粗孔喉型(图3)。孔喉分布呈单峰且孔喉较粗，优势孔喉半径一般大于0.63 μm，排驱压力一般小于0.1 MPa。此类型主要分布于西山窑组泥杂基含量少(小于3%)、粒级粗、分选较好的砂岩中，以分流河道为主，储层表现为中孔—中渗的特征，渗透率一般大于50 mD。

Ⅲ1类：单峰正偏或微负偏态较粗孔喉型(图3)。孔喉分布呈单峰且偏向粗孔喉的一边，优势孔喉半径一般在0.25～6.30 μm间，排驱压力一般小于0.15 MPa。表现为中孔—中低渗储层的特征，渗透率一般大于10 mD，以分流河道、河道顶部或河口坝砂体为主。

Ⅲ2类：单峰负偏态细孔喉型(图3)。孔喉分布呈单峰且偏向细孔喉一侧，优势孔喉半径一般在0.63 μm左右，排驱压力一般小于0.5 MPa。表现为低孔—低渗特征，渗透率一般介于1～10 mD，砂体主要为河口坝砂体，或泥质含量较高、分选较差的扇三角洲砂体与辫状河道砂体。砂岩的孔隙度较低，渗透性较差，渗透率一般在0.3～10 mD。

Ⅳ类：单峰负偏态微孔喉型(图3)。孔喉半径一般小于0.63 μm，砂岩渗透性极差。砂体主要为分远砂坝砂体，或泥质含量高的、分选差的扇三角洲砂体及致密胶结的砂体，渗透率一般小于0.3 mD。

2 储层控制因素

岩心和薄片观察，储层宏观裂缝和微裂隙均不发育，地震解释断裂发育较弱，表明侏罗纪的构造运动较弱，构造和断裂作用对本区储层影响不大。因此，中生界储层物性及孔隙演化主要受沉积作用及埋藏过程中沉积体内部发生的物理和化学成岩作用的控制。沉积作用包括沉积微相、砂岩粒径、分选和泥质含量，成岩作用包括压实与压溶作用、胶结作用、溶蚀作用等[13]。本区胶结作用和溶蚀作用总体较弱，而沉积微相对储层性质的控制在一定程度上反映在砂岩的粒径上，因此储层性质的关键控制因素是砂岩的粒径、泥质含量和胶结方式及压实作用。

2.1 压实作用是主要的减孔因素

由西山窑组储层压实减孔与胶结减孔评价图(图4)可知，压实减孔量远大于胶结减孔量，胶结减孔量一般小于7.5%，平均为4.8%；压实减孔量一般在15%～25%，平均为19.8%；马中地区西山窑组的压实减孔量比牛东稍高，一般在20%～28%，平均为24.6%，这与马中地区西山窑组埋藏深度较深有关。

2.2 砂岩粒径的控制作用

粗粒级砂岩的表面积较小，颗粒之间的支撑力较大，这使得其自身的抗压性也增强。因此，粒径相对粗的砂岩往往是相对优质的储层，这是一般规律。从图5可以看出，粗砂岩的储层物性最好，在相同的孔隙度情况下，极细砂岩渗透最差，细砂岩次之，不等粒砂岩、中砂岩较好，砂砾岩的储集性质稍差，主要与砂砾岩的分选差、成分成熟度低、泥质含量高等有关。

图4 三塘湖盆地中生界砂岩压实与胶结作用降孔评价Fig.4 Evaluation of reducing porosity after compaction and cementation in Mesozoic sandstones of Santanghu basin

图5 三塘湖盆地西山窑组不同岩性与物性关系Fig.5 The relationship of different lithological characters and physical properties in Xishanyao formation of Santanghu basin

2.3 塑性岩屑的发育加速了砂岩的压实

西山窑组单井平均含量为3.5%～16.8%，总平均在10%左右。同时局部发育同生泥屑或凝絮粒等塑性岩屑，成为影响储层性质的重要因素之一，表现在塑性岩屑的较强可压缩性加速了砂岩的压实进程。

2.4 泥质含量对储层物性的影响明显

西山窑组砂岩泥质含量对储层物性有明显的影响作用，表现在储层随泥质含量增高，储层物性变差。图6为三塘湖盆地西山窑组储层渗透率与泥质含量关系图，可以看出，当泥质含量大于10%时，储层渗透率基本小于0.3 mD。另一方面，储层粒级与泥质含量也有密切关系，表现在细砂、粉砂的泥质含量一般较中砂和粗砂要高(图7)；泥质产状在泥质含量较少时普遍以孔隙衬壁式薄膜存在，泥质高时除形成颗粒包膜外还充填于粒间，一定程度上缩小了孔喉直径，同时也增加了微孔隙，使砂岩的储集物性明显变差。牛东—马中区块西山窑组油藏表现出极细砂岩、粉砂岩的泥质含量较高，基本上大于10%，而细砂以上粒级岩性其泥质含量基本小于10%，这与细砂岩、中粗砂岩所处的水下分流河道沉积相有关。

图6 三塘湖盆地储层渗透率与泥质含量关系Fig.6 The relationship of reservoir permeability and shale content in Santanghu basin

图7 三塘湖盆地储层粒度中值与泥质含量关系Fig.7 The relationship of reservoir granularity median and shale content in Santanghu basin

2.5 胶结作用对储层物性的影响整体较弱

西山窑组胶结物主要为高岭石、硅质和菱铁矿，但总体上整个中生界的胶结物总量一般小于5%，且以斑块状胶结为主，胶结作用强度总体较弱，对砂岩的渗透作用的影响也总体较弱。

2.6 沉积微相的影响

沉积微相对砂岩储层物性的影响主要反映在砂岩的粒级、分选和泥杂基含量上。相对而言，粗粒级(砂砾岩视情况而定)、分选好、低泥杂基的砂岩储层物性相对较优。因此在埋藏深度相当的情况下，中三叠统下段的扇三角洲砂体的物性要差于西山窑组下段辫状河三角洲砂体的物性，辫状河三角洲分流河道砂体的河道主体砂体的物性要好于细粒级的河道顶部或天然堤砂体的物性，一定程度上也好于粒级偏细的河口坝和泥质较多的远砂坝砂体的物性，但在分流河道的顶部或底部常常发育钙质砂岩，因钙质胶结作用，造成其物性也较差。表2列出了典型井的不同微相砂体的物性，西山窑组辫状河水下分流河道及河口坝储层物性相对而言最好，孔隙度平均一般大于11%，渗透率平均大于1.0 mD；而席状砂、河道间储层物性较差，孔隙度平均一般小于10%，渗透率平均大于1.0 mD，为特低孔—特低渗储层，其物性差的主要原因是分选差、泥质高；此外，辫状河三角洲水下分流河道底部钙质砂岩因胶结作用强，造成砂岩的物性也较差，孔隙度平均一般小于7%，渗透率平均小于0.35 mD，基本上为非储层。

3 结论

(1)西山窑组储层的孔隙度主要分布范围为12%～20%，平均为15.2%；渗透率分布范围为0.01～105 mD，平均为14 mD，以低孔低渗和特低孔低渗为主。孔隙组合类型可分为剩余原生粒间孔、颗粒溶孔—黏土微孔—剩余粒间孔和黏土微孔—颗粒溶孔3类。孔喉类型可分为单峰正偏态较粗孔喉、单峰正偏或微负偏态较粗孔喉、单峰负偏态细孔喉和单峰负偏态微孔喉4类。

(2)储层物性及孔隙演化主要受沉积作用及埋藏过程中沉积体内部发生的物理和化学成岩作用的控制。沉积作用包括沉积微相、砂岩粒径、分选和泥质含量，成岩作用包括压实与压溶作用、胶结作用、溶蚀作用等。压实作用是主要的减孔因素。