吐哈盆地红连地区三间房组储层特征与成岩相

2019-04-17李富祥徐胜林徐雄飞陈安清庞春雨

成都理工大学学报（自然科学版） 2019年2期

李富祥,徐胜林,徐雄飞,陈安清,杨帅,庞春雨,陈璇

(1.油气藏地质及开发工程国家重点实验室(成都理工大学)，成都 610059；2.中国石油吐哈油田公司勘探开发研究院，新疆哈密 839009)

红连地区地处新疆吐哈盆地台北凹陷的西南缘，南北分别邻近台南凹陷和胜北生油洼陷，长期处于斜坡区，是油气聚集的有利区(图1)。1989年于台北凹陷台参1井中侏罗统三间房组测获第一口工业油气流井，自此开始了对该凹陷进一步的油气勘探。在勘探技术进一步发展中，后续在该凹陷第三系至侏罗系中勘探发现多套含油层系[1]。在研究区，中侏罗统油气藏主要受控于储层，属于岩性复合型油气藏，整体上勘探程度低；而其上部更新的地层油气分布主要受构造、岩性控制，属于构造-岩性复合型油气藏，整体勘探开发程度较高[2]。前人主要针对凹陷内侏罗系在构造特征、层序地层划分、油气藏类型及成藏主控因素、沉积相及砂体展布方面做了大量的研究[3-11]，但是针对三间房组开展系统的储层特征尤其是成岩相方面的研究尚显不足。

本文以吐哈盆地红连地区三间房组储集层为研究目标，在野外岩心观察的基础上，结合薄片鉴定、扫描电镜等测试分析资料，系统获取三间房组储集层砂岩的岩石学特征、储层物性特征和储层成岩作用特征；在此基础之上，详细研究成岩相发育类型及其特征，揭示优质储层发育的成岩相类型，为勘探与部署提供依据。

1 区域地质背景

红连构造处于吐哈盆地次级构造单元——台北凹陷，东西方向长约30 km，南北方向宽约14 km，面积约420 km2。研究区主要受控于燕山期和喜马拉雅期构造运动，构造相对较为复杂。台北凹陷构造自南向北可分为火焰山-七克台前锋上冲背斜带、中央扭动背斜带、山前上冲断阶带3个Ⅲ级构造单元，而东西方向由于受近于南北方向平移断层控制切割为6大断块。红连构造带发育于火焰山-七克台前锋上冲背斜带之间，总体上向北相对较缓倾斜[1,12]。断裂构造的发育，在一定程度上为目的层系烃源岩油气运移提供了良好通道。红连地区位于台南拗陷以北，台北凹陷南部，三间房组沉积期主要发育辫状河三角洲沉积，发育辫状河道、水下分流河道、间湾、河口坝、滨浅湖泥、三角洲平原和前缘等典型沉积微相和亚相(图2),地层厚度主要为240～350 m[13-15]。

2 储层特征

2.1 储层岩石学特征

据106件薄片分析，采用曾允孚等[16]的砂岩成因结构分类方案，认为该地区储集砂岩主要为岩屑砂岩和长石岩屑砂岩两大类(图3)。岩屑组分主要为火山岩，变质岩和沉积岩次之。在碎屑组分中，石英类的质量分数(w)普遍为21%～30%，平均为26.8%；长石类的质量分数为15%～30%，平均为19.3%；岩屑含量较高，质量分数为40%～55%，平均为44.1%。碎屑直径主要为0.15～0.6 mm，分选性差，以中细砂岩为主，颗粒支撑，孔隙式胶结为主，颗粒间以点、线接触为主，次棱角状-棱角状。成分成熟度指数Q/(F+R)值为0.3～0.6，平均为0.43，总体上表现为结构成熟度和成分成熟度双低的特征。

图1 研究区位置图Fig.1 Location of the study area

图3 红连地区三间房组砂岩QFR图Fig.3 Plot of QFR diagram for Sanjianfang Formation sandstone in Honglian area

填隙物中胶结物类型以铁方解石和高岭石为主，其次为绿泥石，白云石和硅质次之。铁方解石质量分数为0.5%～19%，平均为2.5%；高岭石质量分数为0.5%～6.519%，平均为2.72%。在部分井(红南2井等)可见石英次生加大现象。杂基以泥质为主且含量较低。

2.2 储集空间特征

以岩心观察和铸体薄片鉴定为基础，结合扫描电镜等综合分析显示，红连地区储集孔隙主要受埋深层位影响，以发育次生孔隙为主，其次为剩余原生粒间孔。次生孔隙可分为三大类：①晶间孔(图4-A、C)，此类孔隙主要见于高岭石、次生钠长石和次生石英晶体之间，在显微镜下和扫描电镜下，常见到斑点状或蜂窝状的高岭石晶间孔，孔隙细小，一般小于0.01 mm；而次生钠长石晶间孔和次生石英晶体孔在显微镜下不易观察到，但在扫描电镜下此类晶间孔十分清晰。②粒间溶孔(图4-F)，在研究区此类孔隙较为发育，形态上多呈不规则状、港湾状，其成因主要是颗粒与填隙物被溶蚀。③粒内溶孔(图4-A、G)，此类孔隙连通性较差，是由长石、岩屑不同程度溶蚀形成，孔隙直径相差较大，为0.01～0.3 mm，但分布不均匀。剩余原生粒间孔(图4-I)在镜下孔隙大、喉道粗，但连通性较差，呈三角形、四角形和多角形，主要受压实作用和自生胶结物的双重影响。

2.3 储层物性特征

通过对比研究区目的层系176个岩心样品物性特征，结果表明：储层孔隙度(q)和渗透率(K)值具有较大的变化。孔隙度从连23井3 207.3 m深度处1.8%到红西1井769.12 m深度处28.7%，平均为6.55%；而渗透率从连2井2 673.8 m深度处0.11×10-3μm2到红西5井784.34 m深度处692×10-3μm2，平均为2.19×10-3μm2。储层物性整体较差，为致密砂岩储层；但从储层孔渗关系方面上看两者之间相关度较好(图5)。这一结果表明研究区目的层主要是以孔隙型储层为主，其发育不仅受成岩作用影响，同时也受成岩相分布的控制。

3 成岩作用类型及特征

通过对红连地区中侏罗统三间房组储集砂岩碎屑颗粒的形态特征、成岩矿物类型及其特征等综合分析，揭示研究区目的层主要遭受了压实作用等4种成岩作用。

3.1 压实作用

研究区处于斜坡区上，目的地的埋深存在一定差异，压实作用表现也存在一定差异，总体上是以机械压实为主，对油气的储层起到破坏作用。随着井位的不同其埋深存在一定差异，这导致碎屑颗粒所呈受压实作用强度有所不同(图4-G)。显微镜下，压实作用主要表现为云母类等片状矿物的揉皱变形、破裂和波状消光；在压力作用下长石、石英和岩屑颗粒发生脆性破裂，颗粒之间由点接触变为线接触(图4-A、B)。从孔隙度、渗透率与埋深关系看，储层物性与埋深呈负相关性，随着埋深增加储层物性明显变差(图6)。

图4 红连地区三间房组孔隙及成岩作用显微特征Fig.4 Microscopic characteristics of pores and diagenetic features of the Sanjianfang Formation in the Honglian area(A)碎屑颗粒被拉长变形，颗粒之间呈线接触，部分碎屑颗粒长石被溶蚀，发育溶蚀孔,连砂2井，深度3 733.10 m，单偏光; (B)碎屑颗粒被拉长变形，岩屑发育,连砂2井，深度3 733.10 m，正交偏光; (C)长石颗粒被溶蚀现象普遍，晶间孔、粒间(可见次生石英晶体、高岭石集合体充填)及粒内次生溶蚀孔隙发育,红南2井，深度3 296.30 m; (D)高岭石集合体被溶蚀，片状高岭石晶体边缘呈锯齿状，长石颗粒次生加大呈阶梯状，片丝状伊利石集合体充填于粒间溶孔中且夹杂方解石晶体,红南3井，深度3 048.15 m; (E)硅质晶体集合体及片丝状伊利石充填于粒间孔隙中，粒表附着片状绿泥石，见微孔缝发育,红西5井，深度790 m; (F)石英颗粒次生加大，碎屑颗粒之间呈镶嵌状，见粒间孔缝,红南4井，深度3 360.75 m; (G)碎屑颗粒之间呈镶嵌状接触，粒表附着片丝状伊利石，见溶蚀微孔隙,连北1井，深度3 442.85 m; (H)长石颗粒被溶蚀破碎杂基化，溶蚀微孔隙发育，粒表附着片状高岭石晶体，见部分片状高岭石集合体充填于碎屑颗粒之间及粒间孔隙中,红西5井，深度796.60 m; (I)粒间孔隙被次生钠长石晶体、高岭石晶体、毛发状伊利石充填形成残留粒间孔隙,连23井，深度3 387.73 m

图5 红连地区三间房组砂岩孔隙度、渗透率相关度图Fig.5 Correlation of porosity and permeability of Sanjianfang Formation sandstone in the Honglian area

3.2 胶结作用

研究区三间房组胶结作用普遍发育，胶结矿物主要为黏土矿物(包括绿泥石和高岭石，少量伊利石)，其次为碳酸盐矿物和硅质矿物(次生石英)。

图6 红连地区孔隙度、渗透率与深度关系图Fig.6 Porosity,permeability versus depth in the Honglian area

3.2.1 黏土矿物

多年来的研究显示绿泥石对储集层的影响具有两面性[17-21]。早成岩阶段绿泥石是以衬边产出的薄膜，不仅能在一定程度上提高岩石的抗压实能力，而且还能较好地抑制晚期石英等的次生加大，这使得原生孔隙得以保存。然而，绿泥石以球形集合体形式充填于孔隙边缘或孔隙中间，则堵塞了喉道，降低储层物性[18-21]。研究区绿泥石胶结物主要以2种赋存状态产出：一种是早成岩期呈片状、叶片状以孔隙衬垫式产出的薄膜(图4-E)；另一种是以集合体的形式充填于孔隙之中，在显微镜下主要呈针叶状、绒球状。前一种赋存形式对储层物性具有一定保护性[10]，后一种赋存形式则对储层起破坏性作用，而前者处于主导地位。然而，研究发现在后期方解石、硅质等不同程度充填于部分砂岩粒间孔隙之中，填塞孔隙，对储层起到破坏作用；因而，这些类型物质越少，则衬边形式产出的绿泥石对储层就越有利。

在研究区，三间房组储集砂岩是以岩屑砂岩和长石岩屑砂岩为主且长石类和岩屑等含量较高，这为高岭石的产生提供了物质基础[10]。高岭石作为该区较为普遍发育的黏土矿物之一，其主要经其他矿物(长石、云母等)蚀变转化形成。扫描电镜下，主要以集合体形态呈书页状、片状(图4-D、H)；显微镜下，以孔隙填充形式产出。

3.2.2 碳酸盐矿物

研究区三间房组碳酸盐类胶结物主要形成于早中期，早期为粗晶、巨晶状的方解石充填于粒间孔隙中；晚期深埋阶段为具有较好晶形的铁方解石，以嵌晶、连晶状充填在次生粒间孔隙内：对储层起破坏性作用。

3.2.3 硅质胶结作用

硅质胶结物普遍发育于红连地区三间房组，主要有2种形态，即石英次生加大边和自生石英晶体(图4-E、F)。显微镜下，石英次生加大以单晶石英为核晶生长发育。扫描电镜下，自生石英呈六方双锥状晶体充填于粒间孔隙中[10,22]。这2种形态的硅质胶结物充填了原始孔隙的空间，进而致使储层物性变差，因此，其对储层表现为破坏性。

3.3 溶蚀作用

研究表明，经溶蚀作用后形成的溶蚀孔常常为油气提供了主要的储集空间，可发生于成岩作用的各个时期，成因复杂且次生溶蚀孔隙种类多样；同时，砂岩孔隙结构变化大。在研究区，最常见的是长石、岩屑溶解。

长石溶解在研究区不同深度均有发育，主要是沿着解理缝、双晶缝及压实作用形成的裂纹处发育；岩屑溶解也普遍发育，主要是以泥质岩屑的溶解为主。扫描电镜下，可见长石和岩屑溶解形成粒间溶孔、粒内溶孔，两者物质的溶蚀为后期油气聚集提供了良好的储集空间(图4-C、H)。总体上溶解作用有利于储层。

3.4 破裂作用

研究区的构造活动较为强烈，破裂作用在研究区储层砂岩中都有不同程度的发育，主要表现为裂缝发育(图4-G)。显微镜下观察到裂缝宽度主要为0.01～0.04 mm，在裂缝之间可见穿插切割现象。研究区发育多套含煤层，其提供酸性流体；而裂缝的形成为溶蚀流体提供了运移通道，这使部分裂缝两侧的易溶组分被溶蚀，改善了储层物性。总体上，破裂作用有利于储层发育。

4 成岩相

目前，国内外对于碎屑岩储层成岩相定义尚不统一。控制成岩相的主要因素包括成岩作用、成岩环境和成岩矿物等[10,23-25]。本文综合研究区目的层系储集空间特征、成岩作用特征和成岩矿物特征系统分析确定成岩相类型，并结合钻井资料及沉积相展布(图2)确定各类成岩相边界，划分了6种成岩相类型(图7)，研究表明储层发育受控于成岩相的分布。

图7 红连地区三间房组储集砂体成岩相分布图Fig.7 Distribution of diagenetic facies of reservoir sand bodies in Sanjianfang Formation

4.1 强压实-伊利石充填-溶蚀孔成岩相

连北1井地区主要发育此类成岩相，其埋深约3.44 km。研究区三间房组是一套夹煤层地层，这为该区富钾长石类砂岩的形成提供了酸性条件，部分碎屑颗粒形成溶蚀孔隙；但是在地下流体作用下，伊利石极易发生膨胀造成原生孔隙堵塞；同时，在强压实作用的共同作用下此区域储层物性较差，主要表现为碎屑颗粒之间接触较为紧密，以发育溶蚀孔为主(图4-G)。在该井区，三间房组孔隙度为2.2%～10.1%，平均为7.8%；渗透率为(0.1～2.6)×10-3μm2，平均为1.49×10-3μm2。这类成岩相不利于储层发育。

4.2 高岭石、伊利石充填-石英次生加大-溶蚀孔、剩余原生粒间孔成岩相

这类成岩相于红南2井区发育。其表现为高岭石、伊利石充填为主要成岩作用特征，其充填原生孔隙形成剩余原生粒间孔，而石英次生加大充填了部分孔隙但其在一定程度上提高颗粒的抗压性，进而使剩余原生孔得以保存。同时，由于在酸性流体的作用下，部分易容颗粒发生溶蚀形成溶蚀孔(图4-C)，整体储层发育较好。该井区，三间房组孔隙度为6.6%～19.9%，平均为15.8%；渗透率为(0.25～44.9)×10-3μm2，平均为13×10-3μm2。总体上，这类成岩相在研究区对储层有一定改善性。

4.3 环边绿泥石胶结-硅质、高岭石充填-剩余原生粒间孔成岩相

研究结果显示，红西5井地区此类成岩相发育。在该区域绿泥石主要存在形态是环边绿泥石膜(图4-E)，这既增强了颗粒抗压实性，又进一步抑制了后期石英的次生加大，与其相伴生的硅质、高岭石填充原生孔隙形成剩余原生孔(图4-H)；但整体上对储层呈现改善作用且储层发育较好。该井区三间房组孔隙度为4.7%～28.7%，平均为20.1%；渗透率为(8.1～692)×10-3μm2，平均为221×10-3μm2。此类成岩相有利于储层发育，为有利成岩相。

4.4 硅质、高岭石充填-剩余原生粒间孔成岩相

连砂2井区发育这类成岩相，在该区域长石类矿物在酸性流体作用下发生蚀变形成高岭石和硅质造成原生孔隙堵塞(图4-A、B)。研究表明：一定条件下，高岭石和硅质不仅提高了碎屑颗粒的抗压实性，而且其不完全堵塞因而保存下部分原生孔，但整体上不利于储层，储层发育较差。在该井区，三间房组孔隙度为2.6%～6.1%，平均为4.9%；渗透率为(0.06～0.1)×10-3μm2，平均为0.07×10-3μm2。

4.5 高岭石充填-剩余原生粒间孔成岩相

研究结果显示，这类成岩相于连23井区较为发育。显微镜下高岭石以集合体形式产出，主要呈书页状、片状充填于原生孔隙中(图4-I)。晶间孔发育于高岭石颗粒之间，总体上储层发育较差。在此区域，三间房组孔渗相对较差，孔隙度平均为2.9%，渗透率平均为1.96×10-3μm2，因而，此类成岩相不利于储层发育。

4.6 高岭石、伊利石充填-剩余原生粒间孔成岩相

这类成岩相主要于红南3井区发育。高岭石、伊利石充填孔隙，致使储层物性降低；但其发育有大量的剩余原生粒间孔(图4-D)，储层发育较好，这给油气聚集提供了有利场所。在此区域，三间房组孔渗相对较好，孔隙度平均为10.9%，渗透率平均为3.46×10-3μm2。总体上，这类成岩相有利于储层发育。

综合以上结果显示，研究区三间房组发育6种成岩相，且储层发育明显受控于成岩相分布。其中在研究区东部发育的环边绿泥石胶结-硅质、高岭石充填-剩余原生粒间孔成岩相，高岭石、伊利石充填-石英次生加大-溶蚀孔、剩余原生粒间孔成岩相和高岭石、伊利石充填-剩余原生粒间孔成岩相3类为较有利成岩相，在这3类成岩相发育区储层发育整体较好。