辽河盆地J16块储层物性特征控制因素分析

2012-11-08许晓宏张君子

长江大学学报(自科版) 2012年1期

许晓宏，黄苇，张君子，邹瑜

针对辽河盆地J16块地区勘探开发前景，为寻找有利油气储层，在沉积相研究的基础上，结合岩心观察，利用铸体薄片、扫描电镜等对取心井资料进行分析。研究结果表明，J16块于楼油层为扇三角洲沉积，储层物性以扇三角洲前缘亚相水下分流河道砂体最好；储层岩石类型以长石岩屑砂岩和岩屑长石砂岩为主，总体具有中高孔、高渗的特征；其储集空间以原生粒间孔和次生溶蚀孔、晶间孔及裂缝为主；沉积作用对储层的影响主要是通过岩石类型、沉积微相等方面来控制体现的；经过强烈的压实、压溶和胶结等成岩作用的改造，储层物性明显降低，而埋藏期长石颗粒的溶蚀使得储集空间变好；构造活动中裂缝的发育有利于储层物性的改善，对形成有利储层起着一定的促进作用。

辽河盆地；J16块地区；于楼油层；储层特征；物性；控制因素

辽河油田西部凹陷是辽河盆地最大的含油气凹陷，面积1330km2，是辽河油田的重点勘探区之一，具有十分优越的地质条件和较大的油气勘探潜力。J16块于楼油层位于辽河盆地西部凹陷西斜坡南段，该地区老第三系沙河街组一段于楼油层组为一套近物源浅水环境的扇三角洲沉积体系，砂体延伸主要受西北方向物源控制。储集层主要为扇三角洲前缘的水下分流河道及河口坝砂体，储集空间主要为原生粒间孔及次生晶间孔、溶蚀孔和裂缝。近年来随着该区勘探的不断深入，于楼油层已成为该地区稠油生产的主力储层。前人对辽河盆地J16块于楼油层的研究主要为构造演化、沉积相等方面[1]，在储层特征控制因素方面的研究比较少。为此，笔者主要从岩石学特征、物性特征等方面对研究区储层进行了描述，并结合沉积作用、成岩作用及构造活动对储层的主控因素进行了分析，为今后研究区勘探、开发和评价工作提供依据。

1 基本地质特征

欢喜岭油田J16块于楼油层处于辽河坳陷西部凹陷南部，为一被南、北2条断层夹持的背斜构造，轴向呈NE-SW的长条状。下第三系沙河街组一段沉积时期，盆地基底断裂活动相对较弱，主干断裂活动降低，下降幅度较小，处于裂陷衰减的地质时期，主要发育冲积扇和扇三角洲沉积。沙河街组一段沉积末期湖盆收缩，全凹陷为更广泛的扇三角洲沉积所覆盖。据现有勘探成果表明，沙河街组为辽河盆地主要油气富集层位。根据地质、测井和地震资料的综合研究，采取以沉积旋回为基础，对比标志层为控制原则，由大到小逐级控制，将研究区于楼油层划分为2个油组，6个砂组，但主要研究目的层为于楼油层Ⅰ油组1砂组(Y-Ⅰ-1)、2砂组(Y-Ⅰ-2)、3砂组(Y-Ⅰ-3)。

1.1沉积特征

研究区内主要发育扇三角洲前缘亚相，与油气储集关系密切，为主要研究对象。扇三角洲前缘亚相可进一步划分为水下分流河道、河口坝和分流间湾微相。水下分流河道和分流间湾占前缘亚相的绝大部分，前者是由含砾砂岩和砂岩组成的向上变细的正韵律，后者是由互层的灰色、浅灰色细砂岩、粉砂岩及灰绿色泥岩组成的；河口坝由砂岩夹灰色泥岩组成，由下而上粒度逐渐变粗，呈反韵律。

1.2物性特征

岩心分析是认识油气层地质特征的必要手段。通过取心井岩心描述和粒度分析资料统计，J16块于楼油层为细砂岩、含泥及含砾不等粒砂岩；岩矿分析资料统计表明，该区砂岩储层的岩石类型以长石岩屑砂岩、岩屑长石砂岩为主，其次还有少量的岩屑砂岩。陆源碎屑组分占55%～98%，平均89%，碎屑组分中石英含量7%～58%，平均35%；长石4%～39%，平均27%；岩屑2%～36%，平均14.1%；填隙物组分2%～66%，平均9.5%，以泥质为主。

表1 J16块不同砂组砂体孔渗物性统计表

储层的储集空间是油气储集的场所，也是储层研究的主要对象[3]。孔隙度和渗透率是反映储层储集性能和渗透特征的基本参数。研究区于楼油层孔隙类型主要为原生粒间孔，其次为次生晶间孔、溶蚀孔及裂缝。据测井物性数据统计，于楼油层储层孔隙度最大可达41.39%，平均23.55%；渗透率最大可达6316.9×10-3μm2，平均1192.2×10-3μm2，具有中高孔、高渗的储层特征。

2 储层物性的控制因素

大地构造背景和埋藏史分别从沉积物源、有机质演化等方面宏观控制储层的形成，微观上沉积物的沉积作用、成岩作用控制了储层的物性。盆地西部南段于楼油层砂岩属于中高孔、高渗储层，笔者主要从沉积、成岩作用及构造活动3方面来讨论对储层物性控制及影响。

2.1沉积作用对储层物性的控制

不同的沉积环境，所形成岩石的成分和结构成熟度都有很大的差异，岩石原始孔隙大小、渗透率好坏、储层空间展布形态以及后期成岩作用都有很大的影响，因此，沉积作用对储层储集性能起到决定性的控制作用。

1)岩石类型对储层物性的控制岩石的碎屑组分及杂基含量，直接影响储层原始孔隙大小及后期成岩作用。总体上，储层物性与杂基含量和胶结物含量成反比关系，杂基含量高，占据了大量原生孔隙度，并阻碍孔隙流体流动，抑制溶解成岩作用的进行；胶结物既可以充填原生孔隙，也可以充填次生孔隙，大大减少了储层储集空间。J16块于楼油层物源主要来自西北部凸起，含有大量变质岩和中性、酸性岩浆岩，泥质杂基含量不高，有利于原生孔隙的发育和保存，不稳定矿物长石和岩屑含量较高，有利于次生孔隙的生成，如表2所示。

表2 J16块于楼油层储层物性统计表

2) 沉积微相对储层物性的控制沉积微相是影响储层储集性能的地质基础，对储集砂体类型、规模、空间展布形态、孔隙度及渗透率起着决定性影响。由于沉积条件不同，沉积区古地形、水盆深浅、离物源区的远近、沉积物供应的差异，形成的岩石成分、粒度、分选、胶结类型、孔隙充填、砂体形态、侧向连续性、横向连通性、厚度等不同，造成了储层岩性、物性和内部结构、层理构造在纵向上和横向上都有一定的差异[2]。

根据J16块于楼油层钻井资料并结合区域上地质资料综合分析认为，研究区储集层主要为扇三角洲前缘亚相砂体。扇三角洲前缘是水流能量加强的沉积区，是砂岩分选较好、泥质含量较少、孔渗较好的储集砂体形成的理想环境。水体能量强度是决定储层渗透性能的主要因素，高能量的水体环境是产生良好物性的必要条件。不同沉积微相的取心井物性分析数据如图1、图2所示(图中1、2、3砂组为于楼油层Ⅰ油组的3个砂组)。由图1、图2可知，能量较强的水下分流河道砂体孔隙度、渗透率均较好；能量稍弱的河口坝微相砂体次之；能量较低的分流间湾微相砂岩最差。

图1 不同微相砂体孔隙度分布直方图

图2 不同微相砂体渗透率分布直方图

纵向上同一口井，不同沉积微相储层物性差别较大，如图3所示。J16-19-411井段为扇三角洲前缘亚相的水下分流河道微相，储层物性好，主要是其沉积时水动力条件较强，储集砂岩的成分较纯、粒度均一、分选好、杂基含量较低，砂体厚度较大；河口坝储集物性次之，沉积于水下分流河道前方，并继续顺其方向向湖盆中央发展，水流速度相对较低，为粉砂岩、泥质粉砂岩，孔隙度、渗透率都较水下分流河道砂体差；分流间湾微相的储集物性最差。

平面上同一层位不同相带的储层物性也存在着差异。如同处于于楼油层Ⅰ油组2砂组的5-005井的储层砂体所属微相类型为水下分流河道，而5-135井的储层砂体为分流间湾微相，前者平均孔隙度为29.9%，平均渗透率1839.3×10-3μm2，而后者平均孔隙度只有14.37%，平均渗透率260.71×10-3μm2。可见不同沉积微相在平面上的孔渗差异也是很大的(见图4)。

图3 J16-19-411井不同微相储层物性变化

图4 同层位不同微相储层物性特征

2.2成岩作用对储层物性的控制

成岩作用是控制储层孔隙演化的主要因素并决定其最终状态，贯穿油气运聚的始终,成为影响储层物性的主要因素[4]。碎屑岩成岩作用类型主要包括压实和压溶作用、胶结作用、交代作用、重结晶作用、溶解作用、矿物的多形转变作用等。它们都是互相联系和互相影响的，其综合效应影响和控制着碎屑岩沉积物的发育历史。其中对碎屑岩储层物性有重要影响的是压实作用、胶结作用及溶解作用。

研究资料表明，成岩作用在破坏原生孔隙的同时，也可以形成次生孔隙。压实压溶作用和胶结作用是减小储层原生孔隙、降低渗透率的主要因素。研究区内早、中期的胶结作用充填原始粒间孔，压实作用使储层变得更加致密，从而减少了原生孔隙，但为以后的溶解作用形成次生孔隙提供物质基础；晚期的胶结和压实作用则会重新堵塞次生孔隙，使得储层变得更为致密。溶解作用有助于储集性能的改善。碎屑岩中各种碎屑组分、胶结物及杂基，在地下孔隙水溶解作用下形成次生孔隙，构成良好的次生孔隙砂体[2]。该区砂岩储层中长石、不稳定岩屑、杂基和碳酸盐胶结物是易溶组分，经溶解作用形成粒间溶孔、特大溶蚀孔隙等次生孔隙，从而提供了新的储集空间，补偿了由于压实和胶结作用所降低的次生孔隙，使该区储层的物性得到明显改善[4](见图5)。

(a)石英次生加大边生长，紧密胶结破坏原生孔隙，J201，1127m (b)部分长石溶蚀产生次生溶孔，改善储层孔隙，J202,1083m

2.3构造活动对储层物性的控制

构造运动的发展和演化对于楼油层油气藏的形成和保存起到一定的控制作用[5]。在早第三纪早期，基底断裂整体活动，强烈引张，盆底下沉，湖盆形成，接受沉积；晚期基底断裂依然活动，但强度减弱，盖层断层活动强烈，断距加大，显现出同生断层特征，同时产生了一些纵向和水平裂缝。这些构造破裂组成裂缝发育带，可以改善储层的渗透性，使一些致密层经改造后成为具有工业价值的高产层[6]。