塔北隆起英买力地区舒善河组储层特征与控制因素

2020-12-30孙东权李文浩卢双舫刘雪萍何涛华朱鹏飞王秀哲应俊锋王璟明

东北石油大学学报 2020年6期

孙东权，李文浩，卢双舫，刘雪萍，何涛华，朱鹏飞，王秀哲，应俊锋，王璟明

( 1.中国石油大学(华东) 深层油气重点实验室，山东青岛 266580； 2.中国石油大学(华东) 地球科学与技术学院，山东青岛 266580 )

0 引言

塔北隆起是塔里木盆地油气最富集的一级构造单元，白垩系是主要的含油层系[1-5]。在英买7、英买1构造带白垩系舒善河组发现高产油流，预示舒善河组砂岩具有良好的勘探前景[6-7]。人们对英买力地区舒善河组地层及沉积方面开展研究[8-11]，储层质量差异性及其形成机制影响油气精细勘验效应和后期开发产量。英买力地区舒善河组主要形成于辫状河三角洲和滨浅湖沉积环境，受南北两侧物源控制，储层非均质性强、相变快；复杂的成岩作用影响储层发育，造成现今储层物性差异较大。因此，研究储层成岩作用及控制因素，对预测优势储层和指导油气精细勘探具有重要意义。

储层成因机制研究包括储层控制因素和储层孔隙度—油气藏成藏史两个方面[12-17]，储层孔隙度—油气藏成藏史的匹配关系决定油气能否大规模进入储层。因此，恢复储层孔隙度演化过程为储层有效性评价的关键。利用“反演回剥法”进行储层孔隙度演化的恢复是目前较常用方法[18-20]。通过储层孔隙演化史,一方面能定量分析各成岩作用对储层物性的贡献量[21-22]；另一方面结合油气充注史能明确油气充注时储层的物性特征[23-24]，指明储层是否具备有效性。

以塔北隆起英买力地区白垩系舒善河组砂岩储层为研究对象，笔者利用铸体薄片、包裹体温度、物性、阴极发光等分析测试资料，研究舒善河组砂岩储层特征，明确物性控制因素及储层孔隙度演化史，为英买力地区优质储层的识别提供依据。

1 区域地质背景

塔北隆起位于塔里木盆地北部，北邻库车坳陷，南接北部坳陷，总体呈北东向展布，面积约为3.6×104km2。塔北隆起是一个古生代—中生代大型叠合古隆起，整体为向北倾斜的大斜坡，在古生代中期隆起逐渐显现，至古生代末—三叠纪隆起趋于稳定，持续演化至侏罗纪末—白垩纪早期[25-28]。研究区位于塔北隆起西部(见图1(a))，包括英买力低凸起与轮台凸起部分区域[25]。研究区主要发育下白垩统，上白垩统被剥蚀，与上、下地层呈不整合接触。下白垩统自下而上依次发育亚格列木组、舒善河组、巴西盖组和巴什基奇克组[29]，其中舒善河组现今埋深在4 164～5 775 m之间，整体厚度在50～350 m之间，具有向北倾斜的特征。舒善河组为一套细粒碎屑岩沉积，整体发育滨浅湖和三角洲相。三角洲岩性以棕红色、红褐色、灰绿色细砂岩和粉砂岩为主；滨浅湖岩性以红褐色、灰绿色泥岩和粉砂质泥岩为主，并夹杂薄层粉砂岩(见图1(b))[2,8]。

图1 英买力地区构造位置及舒善河组综合柱状图Fig.1 The structural location of Yingmaili Area and the Shushanhe Formation stratigraphic column

2 储层岩石学及储集特征

2.1 岩石学特征

通过英买力地区舒善河组7口井取心样品观察及310块岩石铸体薄片鉴定分析，舒善河组储层整体为细粒碎屑岩，包括细砂岩、粉砂岩。根据FOLK R L[30]砂岩分类方案，舒善河组岩石类型以长石岩屑砂岩为主，岩屑砂岩次之(见图2，其中Q为石英，F为长石，R为岩屑)。碎屑组分中，石英体积分数介于29.0%～58.0%，平均为45.2%，以单晶石英为主；长石(钾长石和斜长石)体积分数介于8.0%～25.0%，平均为16.8%；岩屑体积分数介于15.0%～58.0%，平均为37.9%，其中沉积岩、变质岩及岩浆岩平均体积分数分别为4.7%、15.9%、17.3%。砂岩填隙物体积分数介于2.0%～32.0%，平均为12.4%。颗粒分选性为中等—好，主要为次棱状，次棱—次圆状次之，呈颗粒支撑结构，成分成熟度和结构成熟度表现中等，具有近源、快速堆积的特征。

图2 英买力地区舒善河组砂岩组分三角图Fig.2 The Q-F-R diagram of Shushanhe Formation sandstone in Yingmaili Area

2.2 储层物性与储集空间类型

根据英买力地区舒善河组285块岩心样品物性数据，砂岩储层实测孔隙度普遍大于5.0%，平均孔隙度为12.9%，平均渗透率为20.12×10-3μm2。孔隙度为10.0%～15.0%的样品占比最高，占样品总数的52.9%；孔隙度为15.0%～25.0%的样品占比为25.3%；孔隙度为5.0%～10.0%的样品占比为14.7%(见图3(a))。渗透率为(1.00～50.00)×10-3μm2的样品占比最高，占样品总数的63.9%；渗透率小于1.00×10-3μm2的样品占比为22.8%；渗透率大于50.00×10-3μm2的样品占比为13.3%(见图3(b))。研究区砂岩储层以低孔低渗(Ⅱ)为主(见图3(c))，中孔中渗(Ⅰ)、超低孔低渗(Ⅲ)次之。在低渗背景下，舒善河组具有良好储层发育特征。

图3 英买力地区舒善河组砂岩储层孔隙度、渗透率分布直方图及物性关系Fig.3 Histogram of porosity and permeability distribution and physical property relationship of Shushanhe Formation sandstone reservoir in Yingmaili Area

镜下观察显示，舒善河组储层原生粒间孔、粒间溶孔、粒内溶孔发育(见图4(a-b))，颗粒间可见方解石、白云石充填(见图4(c-d))；发育贴颗粒边缘的微裂缝(见图4(c))，呈弯曲状，主要由碎屑颗粒和填隙物之间差异性压实而形成[31]，裂缝连通性好，可以改善舒善河组砂岩储层的渗流能力。

图4 英买力地区舒善河组砂岩储层主要成岩作用Fig.4 Major diagenesis of Shushanhe Formation sandstone reservoir in Yingmaili Area

3 储层成岩作用

各成岩作用的综合效应控制储层的发育历史[32]。根据铸体薄片鉴定，将舒善河组成岩作用分为破坏性成岩作用和建设性成岩作用。

3.1 破坏性成岩作用

3.1.1 压实作用

压实作用贯穿舒善河组埋藏的始末，表现为随埋深的增加，储层受上覆沉积层的压力增大，导致物性逐渐降低。显微镜下观察可见碎屑颗粒排列紧密，呈线到点接触，整体沿颗粒长轴定向排列(见图4(a、c))；长石等脆性矿物发生破裂、位移等(见图4(d))。

3.1.2 胶结作用

英买力地区舒善河组储层胶结物主要有碳酸盐矿物胶结、黏土矿物胶结及硅质胶结。

舒善河组砂岩储层普遍发育碳酸盐胶结物(见表1)，包括方解石、铁方解石，局部可见白云石和铁白云岩发育。方解石呈孔隙式胶结(见图4(f-g))，铁方解石零星可见；在阴极发光镜下，方解石显示橘黄色，铁方解石显示橘红色(见图4(j))。在早期浅埋阶段，舒善河组长时间处于早成岩阶段A期，地层孔隙水中含有一定量的碳酸盐，可作为物质来源，并在适宜的条件下沉淀于孔隙，导致孔喉连通性变差，降低储层质量。研究区舒善河组砂岩段碳酸盐胶结物体积分数与孔隙度具有明显的负相关关系(见图5)。

图5 舒善河组砂岩碳酸盐胶结物体积分数与物性关系Fig.5 Relationship between carbonate content and physical properties of Shushanhe Formation sandstone

表1 研究区舒善河组砂岩段碳酸盐胶结物体积分数Table 1 Statistics on carbonate cement average content of Shushanhe Formation sandstone section in study area

舒善河组砂岩储层发育黏土矿物胶结物，主要有高岭石、绿泥石、伊利石及伊/蒙间层。扫描电镜照片显示，高岭石为六边形晶片，以书页状分布于孔隙(见图4(h))，保留较好的形态。自生高岭石对储层物性影响具有两面性，一方面，自生高岭石沉淀预示长石的溶蚀作用，可形成次生孔隙；另一方面，高岭石以胶结物的形式充填于孔隙，导致孔喉连通性降低。因此，高岭石沉淀和长石溶蚀对储层物性具有两级分化的影响，当酸性流体能将溶蚀产物顺利迁移时，代表次生孔隙增多；反之，当高岭石沉淀于孔隙时，储层质量变差[33]。绿泥石主要呈针状—叶状分布于颗粒表面(见图4(i、k))，可以提高岩石的抗压能力，增强岩石的固结程度，尤其抑制石英次生加大的形成[34]。绿泥石发育有利于孔隙保存。

舒善河组储层偶见硅质胶结，表现为石英次生加大边(见图4(l))。发生硅质胶结的主要原因是强烈的压实作用使石英颗粒接触面发生压溶，孔隙流体中二氧化硅的饱和度增加，并在适宜条件下形成硅质沉淀，以次生加大的形式充填于孔隙。

3.2 建设性成岩作用

舒善河组砂岩储层溶蚀现象较为明显，在埋藏过程中，由于上覆地层存在压力，导致碎屑颗粒接触处产生微弱溶蚀，颗粒呈凹凸状接触(见图4(e))。显微镜下观察可见，舒善河组次生溶蚀孔隙包括粒间溶孔、粒内溶孔、铸模孔(见图4(a-b、d))。粒间溶孔表现为长石、岩屑颗粒溶蚀，在颗粒边缘可见明显溶蚀痕迹，呈不规则状；粒内溶孔表现为长石、岩屑颗粒不均匀溶蚀，可见网格状、蜂窝状结构；随溶蚀作用加强，长石颗粒全部溶蚀，可见颗粒轮廓，为铸模孔。根据舒善河组与油伴生盐水包裹体均一温度分布，舒善河组存在一期油气充注，充注期为4.2～2.0 Ma(见图6)，库车坳陷三叠系黄山街组烃源岩进入大量生排烃阶段[6]，大量酸性流体伴随油气运移至研究区，舒善河组储层发生大规模溶蚀。

图6 YM1井舒善河组与油伴生盐水包裹体均一温度及埋藏演化史Fig.6 Uniform temperature distribution of oil-associated brine inclusions and burial history of well YM1 in Shushanhe Formation

4 物性控制因素

沉积环境、成岩作用是影响舒善河组砂岩储层的主要因素，其中沉积环境在宏观上控制砂体空间特征，在微观上控制砂岩的组分组成，决定储层原始孔隙结构，进而影响后期成岩作用；成岩作用控制储层的演化过程，进而决定储层质量[35-36]。

4.1 沉积环境

研究区舒善河组储层自下而上发育辫状河三角洲水下分流河道砂体和滨浅湖滩坝砂体[11]。统计两种沉积相带砂岩孔隙度、渗透率分布(见表2)，两组砂体物性存在差异，水下分流河道砂体物性明显好于滩坝砂体的，前者平均孔隙度、平均渗透率分别为16.1%、42.69×10-3μm2；后者平均孔隙度、平均渗透率分别为12.8%、37.32×10-3μm2。此外，不同粒度的砂岩的物性存在差异(见图7)，在整体低渗状态下，埋深较浅的粉砂岩孔隙度相对较高，相近深度的细砂岩、泥质粉砂岩的孔隙度、渗透率变化不大，即沉积相带影响储层物性差异分布。舒善河组辫状河水下分流河道砂体距离物源近，水动力较强，杂基体积分数较少，颗粒较粗，颗粒抗压实能力较强，物性较好，有利于原生孔隙保存。

表2 两种沉积相带砂岩孔隙度、渗透率分布Table 2 Statistical table of porosity and permeability distribution of sandstone in different sedimentary zones

图7 舒善河组砂岩储层深度与物性关系Fig.7 Relationship between sandstone reservoir depth and materia of Shushanhe Formation

沉积物中泥质杂基是影响储层质量的主要因素[37]。泥质杂基体积分数与储层孔隙度、渗透率的关系见图8，当泥质杂基体积分数很低(小于5%)时，储层物性变化不大；当泥质杂基体积分数大于5%时，储层物性与杂基体积分数呈反比关系。随泥质杂基体积分数的增加，一方面降低岩石的抗压能力；另一方面泥质杂基充填于孔隙之间，降低孔喉的连通性，导致储层物性变差。

图8 舒善河组砂岩杂基体积分数与物性关系Fig.8 Relationship between sandstone matrix content and physical properties of Shushanhe Formation

4.2 成岩作用

在地层埋藏过程中，成岩作用控制储层的物性变化[28]。通过恢复储集层孔隙度演化史，定量计算各成岩作用的增、减孔量，明确成岩作用对储层物性的贡献量。

4.2.1 孔隙及成岩演化特征

4.2.1.1 关键成岩作用时深窗口

成岩作用在不同阶段(强或弱)和不同方面(破坏性或建设性)影响孔隙演化过程，明确主要成岩作用发生的先后顺序，是储集层孔隙度定量演化研究的基础[38]。结合自生矿物的形态、溶解充填等相互关系，确定研究区舒善河组砂岩主要成岩事件演化顺序为：机械压实→绿泥石胶结→石英次生加大→方解石、铁方解石胶结→酸性流体溶蚀。舒善河组镜质体反射率介于0.6%～0.7%[39]，自生矿物发育特征及古地温(120 ℃)指示舒善河组砂岩储层处于中成岩阶段A期。压实作用贯穿埋藏始末，关键在于确定胶结作用和溶蚀作用发生的时间与古埋深。埋藏史揭示舒善河组储层长期处于早成岩阶段A期，以胶结作用为主，时间为111.9～9.5 Ma。溶蚀作用与油气充注期较为接近，时间为4.2 Ma至今(见表3)。

表3 舒善河组各成岩作用发生的时间与古埋深Table 3 Start time and ancient burial depth of diagenesis in the Shushanhe Formation

4.2.1.2 孔隙度反演回剥

在成岩作用演化序列的前提下，定量分析各成岩作用对舒善河组储层的贡献量，利用现今实测孔隙度，从最后一期成岩作用开始进行反演回剥，明确各成岩作用开始发生时的储层物性。以显微镜下照片为基础，通过Photoshop软件对各成岩作用镜下特征进行识别，并利用不同的颜色进行标记；借助ImageJ软件，对不同颜色的面孔率进行定量标定；利用公式得到实际孔隙度。为保证标定的准确性，每张薄片镜下照片的标定数量超过15张；通过各成岩作用的时深转换，确定不同古埋深的孔隙度。在进行面孔率与孔隙度的转换过程中，不能将面孔率直接等同于孔隙度，建立二者之间的关系(见图9)，得到各成岩作用对储层物性的定量影响程度。

图9 舒善河组砂岩面孔率与孔隙度关系Fig.9 Functional relationship between plane porosity and porosity of the sandstone in the Shushanhe Formation

选取YM1井4 364.45 m处砂岩样品，样品现今孔隙度为18.3%；利用计算砂岩原始孔隙度的经验公式[36]，求得YM1井4 364.45 m处原始孔隙度为39.4%。运用ImageJ、Photoshop软件定量计算各成岩作用的面孔率，得到胶结作用贡献的面孔率为5.25%，转化孔隙度为10.4%；溶蚀作用贡献的面孔率为2.00%，转化孔隙度为4.9%。因此，溶蚀作用开始时(埋深为2 378.10 m)的反演回剥孔隙度为13.4%(现今孔隙度为18.3%，扣除溶蚀作用增加的孔隙度4.9%)；胶结作用开始时(埋深为348.90 m)的反演回剥孔隙度为23.8%(见表4)。

表4 英买1井4 364.54 m砂岩样品孔隙度演化定量恢复结果Table 4 Quantitative recovering results of reservoir porosity in each diagenesis stage of sandstone sample at 4 364.54 m of well YM1

4.2.1.3 机械压实校正

压实作用贯穿成岩作用始末，孔隙度演化时，压实作用归结于早成岩作用阶段，导致后期成岩阶段减孔量不足，影响孔隙演化精度。因此，为恢复孔隙度演化过程，将压实作用损失的孔隙度通过砂岩正常压实图版校正到各期关键成岩阶段。

根据成岩演化序列，在胶结作用前，样品为正常压实，当舒善河组进入早成岩阶段A期，伴随胶结作用开始，胶结物不断增加，胶结物在一定程度上抑制压实作用发生，导致砂岩压实图版不能准确指明压实作用对储层物性的影响程度。因此，在机械压实校正的过程中，计算各阶段压实作用对储层物性贡献比并进行分配，以减小误差[18]。选取胶结物体积分数小于5%、次生孔隙度小于1%的样品作为正常压实的样品，将孔隙度与深度拟合得到砂岩正常压实图版(见图10)。由图10可见，样品原始孔隙度约为41.2%，与计算的原始孔隙度结果相近，证明砂岩正常压实图版的有效性。

图10 英买力地区砂岩正常压实曲线Fig.10 Normal compaction curve of sandstone in Yingmaili Area

根据机械压实减孔计算公式[18]，得到机械压实损失的总孔隙度为15.6%。机械压实校正表明，在发生胶结作用前(145.0～119.9 Ma)，为正常压实作用阶段，压实作用减孔量为2.5%；在发生胶结作用后，根据砂岩正常压实图版各阶段压实作用减孔量按9∶5∶8进行分配，即早成岩阶段A期(111.9～9.5 Ma)压实减孔量为5.4%，早成岩阶段B期至油气充注期(9.5～4.2 Ma)压实减孔量为2.9%，油气充注后(4.2 Ma～至今)压实减孔量为4.8%(见表4)。

4.2.1.4 孔隙度演化

在反演回剥的基础上，通过机械压实校正得到舒善河组储层孔隙度演化史(见表4、图11)。储层原始孔隙度为39.4%，在111.9 Ma时(古埋深为348.90 m)，储层孔隙度为36.9%(扣除压实减孔量为2.5%)；9.5 Ma时(古埋深为1 649.50 m)，储层孔隙度为21.1%(扣除胶结作用减孔量为10.4%和压实减孔量为5.4%)；在4.2 Ma时(古埋深为2 378.10 m)，储层孔隙度为18.2%(扣除压实减孔量为2.9%)，储层现今孔隙度为18.3%(溶蚀增孔量为4.9%，压实减孔量为4.8%)。

图11 英买力地区英买1井4 364.54 m砂岩样品孔隙度演化曲线Fig.11 Porosity evolution curves of sandstone sample at 4 364.54 m in well YM1 in Yingmaili Area

油气充注开始时[6](4.2 Ma)，研究区整体物性为中等，孔隙度为18.2%，油气进行大量充注，有利于油气藏的形成。

4.2.2 物性影响

利用压实率((压实减孔量/原始孔隙度)×100%)、胶结率((胶结减孔量/原始孔隙度)×100%)、溶蚀率((溶蚀增孔量/原始孔隙度)×100%)参数，表征成岩作用对储层孔隙度演化的贡献量，以小于30%、30%～70%、70%～90%为界限确定各成岩作用对储层物性的影响程度[24]。舒善河组砂岩储层压实率介于31.3%～59.5%、胶结率介于12.6%～40.7%、溶蚀率介于9.0%～14.7%，表现为中压实、弱胶结、弱溶蚀。因此，舒善河组储层受压实作用影响最大，其次为胶结作用、溶蚀作用。

将储层演化划分为早期缓慢浅埋和晚期快速深埋两个阶段。早期缓慢浅埋阶段，压实作用和胶结作用是影响储层物性的主要因素，由上覆地层引起的压实作用导致原生孔隙降低。胶结作用发生于早成岩阶段A期，一方面，充填于颗粒之间，导致孔喉半径变小；另一方面，随胶结物体积分数增多，胶结物能在一定程度上承载上覆地层压力，抑制压实作用的发生。晚期快速深埋阶段，随地层压力不断增大，压实作用占主导地位，储层物性继续降低，直到油气充注期(4.2 Ma)，大量有机酸进入储层，可以有效抑制碳酸盐矿物胶结等成岩作用，最大限度保存原生孔隙；酸性流体对长石等碎屑颗粒进行溶蚀，形成各种溶蚀孔隙而改善储层质量。