河坝区块嘉二气藏储层特征及控制因素

2021-03-05黎静容姜金兰冯晓明

石油地质与工程 2021年1期

黎静容，朱桦，姜金兰，颜晓，冯晓明，高蕾

（1.中国石化西南油气分公司勘探开发研究院，四川成都 610041； 2. 中国石化西南石油工程有限公司地质录井分公司，四川绵阳 621000）

近年来，四川盆地碳酸盐岩勘探开发逐渐由以普光气田、元坝气田等为代表的台缘白云岩储层气藏向台内白云岩储层新领域转变，例如彭州地区雷口坡气藏、河坝区块嘉二气藏等[1–6]。台内白云岩储层往往为陆表海沉积环境，呈大面积薄互层席状产出，纵横向上非均质性较强，明确储层的发育特征及主控因素，将较大地提高勘探开发的成功率[7–19]。本文以河坝区块嘉二气藏为例，通过宏观、微观地质研究，明确白云岩储层特征及主控因素，深化陆表海台内薄碳酸盐岩储层发育规律的认识，对区内下一步油气勘探开发具有参考意义，同时，对同类型储层特征研究也具有借鉴意义。

1 区域地质概况

川东北河坝气田地理位置位于四川省东北部，横跨四川省通江、南江、巴中三县，河坝区块主体位于通江县境内，区域构造位置位于通南巴构造带，为一走向呈北东向至北北东向的大型背斜（图1）。嘉陵江组纵向上分为五段，其中嘉二段（T1J2）为河坝区块天然气的主力产层之一。通过海平面变化旋回特征分析，可将嘉二段划分为T1J21、T1J22、T1J23三个亚段，其中，T1j22亚段可进一步细分为两个小层，储层主要发育于T1j22–1小层中。

2 储层特征

2.1 岩石学特征

河坝区块嘉二气藏储层岩石类型主要包括微晶白云岩、粉晶白云岩、残余（藻）砂屑白云岩、残余藻黏结白云岩、亮晶（藻）砂屑白云岩、藻黏结白云岩。不同岩石类型的储集性能存在较大的差异，其中，有利的储层岩石类型为亮晶（藻）砂屑白云岩、残余（藻）砂屑白云岩、粉晶白云岩。岩石矿物成分主要由微–粉晶白云石组成，占75%～95%，含少量灰质、泥质及有机质；砂屑含量为60%～95%，局部含藻屑、砾屑、生物碎屑。

2.2 储集空间特征

薄片鉴定及扫描电镜结果表明，储层储集空间类型主要为晶间（溶）孔、残余粒间孔、粒内溶孔，少量藻格架孔、膏溶孔、微裂缝。晶间（溶）孔大小较均匀，部分晶间孔经后期溶蚀扩大，形成大小不等的晶间溶孔（图2a），晶间（溶）孔内局部见方解石、硬石膏和沥青充填，孔径0.01～0.05 mm。残余粒间孔为浅埋藏期少量粒状白云石沿孔壁生长后残留的孔隙，多呈不规则多边形，孔径一般为0.03～0.08 mm，部分残余粒间孔在埋藏期孔壁胶结物被溶蚀，残余粒间孔扩大成溶扩残余粒间孔（图2b、2c）。

2.3 孔隙结构

储层喉道类型主要为片状、缩颈型、管束状，少量孔隙缩小型。颗粒白云岩储层喉道以管束状、缩颈型为主，晶粒白云岩储层吼道以片状、缩颈型为主。5 口井30 个样品的分析结果表明，嘉二段储层具有中高排驱压力，排驱压力为0.037～87.016 MPa，平均为19.851 MPa，中值压力为0.743～163.054 MPa，平均为52.868 MPa，排驱压力和中值压力受岩性的影响而变化，含藻或砂屑白云岩较微粉晶白云岩排驱压力和中值压力值低，亮晶（藻）砂屑白云岩、残余（藻）砂屑粉晶白云岩、残余藻黏结白云岩排驱压力平均值为9.540 MPa；中值压力平均值为19.590 MPa；粉晶白云岩、微晶白云岩排驱压力平均值为15.500 MPa；中值压力平均值为50.380 MPa。样品未进汞饱和度为2.13%～53.66%，退出效率为0～39.70%，变化范围大，表明储层岩石孔隙结构复杂，孔喉大小分布不均匀，孔喉连通性较差。

2.4 孔渗特征

8 口井的186 个小岩柱物性分析表明，嘉二段储层孔隙度为2.03%～16.15%，平均为4.46%，渗透率主要为0.001×10–3～6.560×10–3μm2，平均值为0.251×10–3μm2。总体上河坝区块嘉二段储层表现为特低孔致密特征，其中砂屑白云岩（亮晶（藻）砂屑白云岩和残余（藻）砂屑白云岩）及粉晶白云岩物性稍好。

3 储层发育的主控因素

3.1 储层形成的物质基础

图2 嘉二段储层孔隙类型

沉积环境决定原生孔隙度发育程度，嘉二段为典型的陆表海台地沉积，区域上台地地势平坦，但内部存在次一级的凹凸地貌起伏，沉积微古地貌差异决定了初始储层质量的差异。嘉二段为半局限到局限沉积环境，沉积初期水体浅，能量总体较稳定，微古地貌高地相对高能沉积环境的砂屑滩会优先发育，随着持续海退，砂屑滩向台地高地周缘扩展。微古地貌高地沉积的砂屑滩，处于高能环境，沉积物遭受来回的淘洗作用，具有较高的原始孔隙度，且砂屑滩颗粒含量高，在初期的压实作用下容易形成格架支撑，原始孔隙度更容易保存；古地貌低洼处，水体能量较弱，发育滩间沉积。低能沉积环境的滩间沉积物虽然具有较高原始孔隙度，但抗压实作用弱，原始孔隙难以保存。据统计显示，砂屑滩储层平均孔隙度为4.68%，平均渗透率为0.065×10–3μm2，非砂屑滩储层平均孔隙度为3.13%、平均渗透率为0.021×10–3μm2（图3）。

图3 河坝区块嘉二段储层物性分布

3.2 储层形成的关键因素

嘉二段沉积时期，沉积水体浅，可容纳空间受到限制，砂屑滩的生长速率高于滩间，海平面旋回下降的末期，高建造率的砂屑滩易间歇性出露于水面之上，受同生期大气淡水的淋滤溶蚀改造，形成针孔型优质储层。溶蚀作用的发生在滩体的不同部位也具有差异性，滩核位于古地貌最高处，暴露在大气淡水中的时间较滩缘部位更长，溶蚀作用更发育。溶蚀作用的发生在垂向上具有层位选择性，往往发生在单期次砂屑滩的上部，如A2 井纵向上发育三期次的砂屑滩，岩性均为砂屑云岩，单期次砂屑滩体储层从底部向上物性逐渐变好，滩体下部同生期大气淡水淋滤的粒内溶孔欠发育，这也从侧面上证实了同生期暴露的时间比较短暂（图4）。

图4 A2 井嘉二段单井柱状图

由于砂屑滩暴露及滩体规模向四周扩展，区内环境闭塞，水体循序受限，强烈的蒸发作用造成海水盐度上升，在微古地貌高处的砂屑滩易形成高镁的粒间盐水，从而发生准同生期的蒸发白云岩作用。高镁的粒间盐水对砂屑滩顶部沉积物白云石化基本完成时，会向下回流渗透，对砂屑滩下部的沉积物发生渗透回流白云石化作用。白云石化作用增加了储层的抗压实能力，形成了大量的晶间孔隙并保存了部分原始粒间孔隙（图5a）。

3.3 储层致密化的关键因素

颗粒岩沉积之后，上覆沉积物的增厚为初期压实提供了动力。对于厚度较小的滩体，在初期压实作用下，过饱和流体能够顺利地进入并完全影响薄层滩体，导致碳酸盐岩胶结物发育，后期埋藏胶结作用进一步使粒间孔完全丧失，如图5b 底部第一期次砂屑滩。对于厚度较大的滩体，在初期压实作用下，与滩间的细粒沉积物直接接触的滩缘、滩顶及滩底，过饱和流体顺利进入，碳酸盐岩胶结物发育使大部分粒间孔丧失。而对于滩体核部、中部，过饱和的压释流体从滩缘向核部流动过程中，胶结损耗，孔隙流体胶结能力下降，残余粒间孔得以保存，如图5b 顶部第二、三期次砂屑滩。同时，由于滩周缘胶结致密化形成成岩透镜体，核部透镜状储层与周缘流体交换终止，滩核部、中部储层成岩流体达到溶蚀–胶结平衡后，胶结作用终止。经历初期压实和浅埋藏胶结后，砂屑滩体的储层物性在纵向上具有明显的分异性，单期次砂屑滩从顶至底储层物性先变好再变差，物性最好的储层位于滩核的中部。

图5 河坝区块嘉二气藏储层发育模式

3.4 优质储层发育的关键因素

经历上述成岩变化后，储层具有透镜状分布的特征，滩核中部储层胶结物较少，原生孔隙相对较多，而滩缘、滩顶、底及非滩相的储层原生孔隙基本丧失。三叠纪以来，通南巴地区经历了多次构造运动，局部裂缝较发育。对于滩核中部储层，裂缝可以沟通流体进入滩核内部，打破了滩核内部流体溶蚀–胶结平衡，储层发生重结晶作用，白云石晶粒由微晶变为粉晶，晶形转变为半自形到自形，晶间孔逐渐增加。同时伴随元素的迁移，砂屑形成砂屑幻影，重结晶作用强烈可使砂屑幻影消失。同时，烃类流体充注前的有机酸沿裂缝系统进入先期储层，发生埋藏溶蚀作用，最终形成优质储层（图5c）。对于滩缘、滩顶、底及非滩相的致密储层，裂缝性重结晶及埋藏溶蚀的改造作用较有限，很难成为优质储层。