准噶尔盆地中部1区三工河组低渗透储层成因机制

张江华，相 鹏

(1.中国石化胜利油田分公司 新春采油厂，山东 东营 257000； 2.中国石化胜利油田分公司 勘探开发研究院，山东 东营 257000)

引 言

低渗透储层是指渗透率为(0.1～50)×10-3μm2的储集体，我国第三次油气资源评价表明，国内已探明低渗透储量52.14×104t，已动用26.66×104t，还有近50%的低渗透储量没有得到动用，展现出巨大的开发潜力[1-2]。中石化准噶尔盆地中部1区块三工河组低渗透油藏上报三级石油地质储量为5 733×104t，周边中石油区块的莫北油田和莫索湾油田探明储量在5 000×104t以上，均揭示该区是胜利油田西部探区重要的增储上产阵地。近年来，多位学者就研究区三工河组低渗透储层特征、沉积成岩综合相识别以及成岩作用与孔隙演化等开展了相关研究[3-8]，然而，由于低渗透储层物性演化过程复杂，储层成因机制问题始终制约着该区块的勘探开发进程。因此，本文针对研究区目的储层开展成岩演化序列约束下的物性反演，定量分析其低渗成因机制，这有利于研究区非常规油藏的高效勘探和效益开发。

1 区域地质背景

准中1区块位于准噶尔盆地中央坳陷盆1井西凹陷，勘探面积3 648 km2(图1)。侏罗系三工河组二段为研究区的主要含油层，区内现今构造简单，主要表现为南深北浅的单斜构造。侏罗系三工河组二段上下亚段分别发育曲流河三角洲和辫状河三角洲前缘沉积，砂体厚度大、分布广[9-12]，是本次研究的主要对象。

图1 研究区构造位置Fig.1 Teconic position of the study area

2 储层基本特征

2.1 储层岩石学特征

通过观察研究区25口井670.4 m的岩心，统计相关数据，结果表明岩石类型以中、细砂岩为主。砂岩类型主要为长石岩屑砂岩,其中石英、长石、岩屑体积分数分别平均47.46%、20.57%、31.41%。石英颗粒在阴极发光下表现为蓝紫色和深棕色2种,反映出石英颗粒的多源性；长石种类多样,镜下显示主要有钠长石、钾长石及斜长石系列；塑性岩屑的含量与砂岩粒级密切相关,粒级越细,其含量越高[5]。岩石碎屑颗粒分选较好，分选系数在1.0～1.5，磨圆度为次圆—次棱角，结构成熟度好—较好，成分成熟度平均0.92，属较好—中等。

2.2 储层物性及孔隙结构特征

储层物性统计表明：研究区三工河组孔隙度小于15%的中低孔-特低孔储层占75.8%；渗透率小于0.1×10-3μm2的储层占比29.5%，(0.1～1.0)×10-3μm2的储层占26.4%，(1.0～50.0)×10-3μm2的储层占22.6%，由此可知，储层整体属于中低孔-低渗、特低渗储层。

根据岩石铸体薄片观察，研究区三工河组储层储集空间主要为原生孔、次生溶孔及少量微裂缝等，其中，原生粒间孔平均占孔隙总量的87.5%，次生溶蚀孔平均占孔隙总量的12.4%。根据压汞测试资料，并结合储层物性和扫描电镜资料，将三工河组储层孔喉结构分为3大类(表1)：Ⅰ类即高孔-中粗喉，对应中高孔中高渗储层；Ⅱ类即中低孔-中细喉，对应中低孔低渗储层；Ⅲ类即特低孔-微细喉，对应特低孔特低渗储层。不同的孔喉结构类型的孔隙度与渗透率呈现良好的正相关(图2)

3 成岩作用演化序列

铸体薄片显微镜下观察、扫描电镜分析结果显示研究区三工河组储层经历了多期胶结、多期溶解以及多样化的交代过程[5-7]，流体包裹体均一温度及盐度分析、碳酸盐胶结物碳氧同位素分析结果[7]显示储层成岩流体具有多期性与多源性的特点。多期多源的成岩流体导致多重成岩环境，形成多期溶解及多期胶结作用。

表1 侏罗系三工河组储层孔喉结构分类
Tab.1 Classification of reservoir pore throat structure of Jurassic Sangonghe Formation

图2 不同孔喉结构类型储层的孔渗关系Fig.2 Relationships between porosity and permeability of reservoirs of different pore throat structure types

根据研究区三工河组储层自生矿物之间的交代切割关系及溶解充填现象，并结合研究区烃源岩演化史及储层埋藏史[7-8]，确定了成岩演化序列。以莫西庄地区庄4井4 355.68 m 中细砂岩储集层为例，其成岩环境及成岩作用演化如下(图3)：

距今约195～107 Ma，地层温度小于50 ℃，储层成岩环境呈碱性，绿泥石膜沉淀。

距今约107～50 Ma，地层温度约达到75 ℃，二叠系烃源岩生成大量有机酸，储层成岩环境开始向酸性转化，长石、岩屑溶蚀过程伴随着石英次生加大和自生高岭石生成。

距今约92 Ma开始，地层温度约90 ℃，高盐度和弱酸性成岩环境使得石膏开始脱水，向硬石膏转化。

距今约58～31 Ma，二叠系烃源岩地层温度高于140 ℃，早期有机酸在溶解作用等过程中的消耗使得储层成岩环境由酸性向碱性转化。

距今约31～0 Ma，储层成岩环境最终变为碱性，铁方解石、铁白云石等发生胶结作用，少量晚期黄铁矿胶结物出现。

4 低渗储层物性演化

储层的现今孔隙度是经成岩作用改造后保存下来的原生孔隙与部分次生孔隙的总和，要研究储层的物性演化过程就需要对不同历史时期储层孔隙度进行恢复。

图3 三工河组储层成岩作用演化Fig.3 Diagenesis evolution of Jurassic Sangonghe Formation reservoir

图4 恢复地质历史时期储层物性参数的流程Fig.4 Flow chart for restoring reservoir physical parameters in geological history

在成岩作用演化序列约束下，反演回剥法恢复各主要成岩阶段储层的孔隙度，再由孔-渗函数关系(表1)计算地质历史时期储层渗透率[13-16]，其流程见图4。关键成岩作用对孔隙度的贡献量获取方式主要以铸体薄片为基础，利用显微镜图像分析软件及岩心铸体分析系统，采用人机结合的方法，定量统计各溶蚀作用、胶结作用影响下的面孔率，再利用面孔率与孔隙度之间的函数关系，将各成岩阶段面孔率转化为孔隙度。

以庄4井4 355.69 m 中细砂岩储集层为例(表2)，根据埋藏史恢复结果，距今约195 Ma，侏罗系三工河组地层开始接受沉积，物性反演恢复的原始孔隙度为44.0%，孔喉结构为ⅠB类，渗透率为27 962.18×10-3μm2。受压实作用影响，储集层孔渗变差，距今约107 Ma时，恢复的储集层孔隙度为29.2%(44.0%-6.4%-8.4%)，孔喉结构为ⅡA类，渗透率为4 252.38×10-3μm2，随后压实作用进一步增强，在酸性成岩环境下开始长石溶蚀、石英次生加大、高岭石充填。距今约92 Ma时，恢复的储集层孔隙度为25.22%(29.2%-4.2%+6.59%-3.75%-2.62%)，孔喉结构为ⅡA类，渗透率为1 318.06×10-3μm2。距今约31 Ma时，恢复的储集层孔隙度为13.09%(25.22%-0.29%-11.84%)，孔喉结构为ⅡB类，渗透率为3.58×10-3μm2。现今实测孔隙度为12.8%(13.09%-0.29%)，孔喉结构为ⅡB类，恢复的渗透率为3.14×10-3μm2，与现今实测渗透率4.43×10-3μm2相近，物性反演结果可信(图5)。

表2 庄4井地质历史时期实际孔隙度演化Tab.2 Key diagenetic events and actual porosity evolution of well Zhuang4 in geological history

5 低渗储层成因机制

以碎屑岩初始孔隙度计算方法恢复砂体沉积时的初始孔隙度。准中1区三工河组低渗透储层在沉积初期具有良好的物性条件，恢复的孔隙度均在40%以上，渗透率基本在20 000×10-3μm2以上，因此，后期埋藏过程中的成岩作用才是导致储层低渗的根本因素，其中，压实作用是储层物性变差的主要原因，胶结作用则是形成低渗储层的根本原因，而溶蚀作用对储层物性改善作用十分有限。

图5 庄4井中细砂岩储集层物性演化结果Fig.5 Physical property evolution of medium and fine sandstone reservoirs in well Zhuang 4

5.1 压实作用

物性反演分析结果表明：三工河储层压实减孔量在19.78%～32.2%，平均24.44%，相应的压实减孔率在46.7%～80%，平均达51.3%。工区渗透率(K)跟储层渗透率与孔隙度的比值(K/Φ)呈良好的指数关系(K=0.094 5×K/Φ0.874 9；R2=0.971 2) (图2)，储层渗透率基本从20 000×10-3μm2降至(100～1 000)×10-3μm2，渗透率减少了95%以上(图6)，因此，压实作用对储层低渗起主控作用。

5.2 胶结作用

早期压实作用导致储层从沉积初期的极高孔-极高渗演变为胶结作用之前的中孔-中高渗，而胶结作用则致使储层物性进一步变差，转变为低渗，甚至是特低渗、超低渗储层。三工河组低渗透储层胶结作用主要发育石英次生加大胶结、高岭石胶结、碳酸盐矿物胶结和硬石膏胶结4种类型，通过对胶结作用前后物性反演结果分析可知，胶结作用致使储层渗透率从(100～1 000)×10-3μm2降至低渗透储层渗透率上限50×10-3μm2以下，其中硬石膏强烈胶结，自生高岭石胶结及石英次生加大是造成储集层低渗、特低渗的根本原因(图7)。

图6 三工河组储层压实作用渗透率损失统计Fig.6 Permeability loss of Sangonghe Formation reservoir caused by compaction

图7 三工河组储层胶结作用前后渗透率对比Fig.7 Comparison of permeability of Sangonghe Formation reservoir before and after cementation

5.3 溶蚀作用

研究区三工河组总体溶蚀不强，以长石溶蚀现象最为普遍，常见长石颗粒粒内溶孔、粒间溶孔等。然而，溶蚀作用增加孔隙绝对量不大，次生孔隙绝对含量为1%～4%，相对含量2%～15%，且次生溶孔被晚期碳酸盐矿物和自生高岭石充填(图8)，未能明显改善储层物性也是低渗储层形成的重要原因之一。

图8 三工河组储层溶蚀作用微观表征Fig.8 Microscopic characterization of dissolution in Sangonghe Formation reservoir

6 结 论

(1)准中1区三工河组低渗储层成岩环境经历了碱性-酸性-碱性的演化过程，其成岩演化序列依次为：绿泥石薄膜沉淀-酸性不稳定矿物溶蚀-石英次生加大-自生高岭石充填-硬石膏胶结-晚期碳酸盐胶结-黄铁矿胶结，压实作用贯穿埋藏成岩作用阶段始终。

(2)低渗透储层的形成主要受控于压实作用。压实作用导致储层渗透率大幅度降低，孔隙度和渗透率的损失分别在50%和95%以上。胶结作用是低渗透储层形成的根本因素，其中晚期的碳酸盐矿物胶结作用最终导致储层渗透率低于低渗透储层上限值50×10-3μm2。溶蚀作用对储层物性的改善十分有限，也是储层低渗成因之一。