周维博（中石化胜利油田分公司地质科学研究院，山东 东营257015）

孤南-富林洼陷沙河街组碎屑岩储层特征及物性影响因素分析

周维博（中石化胜利油田分公司地质科学研究院，山东 东营257015）

通过岩心观察、薄片鉴定、物性分析、扫描电镜观察等技术手段，研究了孤南－富林洼陷沙河街组碎屑岩储层的岩石类型、孔隙类型、物性特征及影响因素。结果表明，碎屑岩储层岩石学特征具有结构成熟度中等，成份成熟度较低的特点；孔隙类型为原生孔隙、次生溶蚀孔隙及构造裂隙；储层物性随埋深逐渐变差，具有次生孔隙发育带；影响储层物性的因素包括物源体系、沉积相带及成岩作用，沉积相带是影响储层物性的根本因素。

孤南－富林洼陷；沙河街组；碎屑岩；物性特征；影响因素

孤南－富林洼陷位于渤海湾盆地济阳坳陷沾化凹陷东南端［1～6］，由孤南和垦东两条断裂带控制形成北断南超、东断西超北东走向的洼陷，勘探面积550km2。受北东走向的垦利断层分割形成孤南洼陷和富林洼陷（图1）。前人研究［1～6］主要集中于层序地层、构造演化及油气成藏特征，笔者对孤南－富林洼陷沙河街组碎屑岩储层特征进行研究，并分析储层物性影响因素，具有十分重要的现实意义。

孤南－富林洼陷沙河街组地层发育全，储集层以碎屑岩储层为主，只在沙一段（生物灰岩为主）及富林洼陷沙四段（白云岩为主）发育碳酸盐岩储层。碎屑岩储层类型包括砾岩、含砾砂岩、细砂岩、粉砂岩和泥质粉砂岩等，砂体类型主要有三角洲、扇三角洲、湖底扇砂体以及滩坝砂体［2，3］。

图1 孤南-富林洼陷及周边构造纲要图

1 储层特征研究

1.1 岩石学特征

根据薄片观察，研究区碎屑岩的结构成熟度中等，成份成熟度较低，多为长石砂岩和岩屑长石砂岩［7］（图2）。碎屑成分中，石英含量一般为33%～46%，多在40%左右，少量样品在52%以上；长石含量在25%～38%之间，一般在34%左右；岩屑含量为20%～30%，局部发育以石英颗粒为核心的鲕粒。石英多为次棱角状，少量次圆状，有多旋回沉积的特征。长石成分中钾长石多于斜长石，岩屑主要有石英岩，长英质变质岩及中酸性喷出岩，也可见少量粉砂岩和泥岩岩屑。

图2 孤南富-林洼陷沙河街组碎屑岩成分三角图

1.2 储层孔隙类型

根据普通薄片、铸体薄片等分析，孤南－富林洼陷沙河街组碎屑岩储层孔隙既有原生孔隙，又有次生溶蚀孔隙以及构造裂隙（图3）。

原生孔隙主要分布在填隙物含量较少的层段，发育程度较小，且由于大部分沉积物距物源较近，颗粒分选性较差，孔隙连通性不好。研究区次生孔隙发育，主要由碎屑颗粒（主要是长石、碳酸盐胶结物或黏土杂基）溶蚀而成，具有孔隙大小不一、分布不均的特点。常见有粒间扩大溶孔、印模溶孔、颗粒内溶孔、胶结物内溶孔等类型。粒间扩大溶孔是由于颗粒边缘的溶蚀作用，使原有粒间孔隙加大而形成的次生孔隙，这类次生孔隙不受颗粒边界的限制，边缘常呈港湾状，形状不规则；印模溶孔是由于岩石颗粒或粒间交代物被完全溶蚀而形成的次生孔隙，该类孔隙显示溶蚀前碎屑颗粒的外形，或者是胶结物印模和交代物印模；粒内溶孔指的是长石、岩屑等不稳定的碎屑颗粒内部被溶蚀所产生的孔隙，有时呈网眼状，如进一步发展将变成印模孔隙；胶结物内溶孔是由于自生胶结物（方解石、高岭石）被溶蚀形成次生孔隙。除上述孔隙类型之外，碎屑岩储层中还存在微孔隙、裂隙等孔隙类型。微孔隙是指小于0.5μm的孔隙，这类孔隙在碎屑岩中数量可观，但对渗透率的贡献很小，主要是储集岩充填物之间的小孔隙，既包括杂基内微孔隙，也包括自生矿物的细小晶间孔，如自生高岭石的晶间或晶内孔隙。裂隙是成岩过程中由岩石组分收缩作用或构造应力作用形成的裂隙，常呈细微片状，一般宽度为几微米到几十微米。裂隙所提供的孔隙空间很少，通常小于岩石总体积的1%，但极大地改善了储层渗透能力，裂隙只在局部发育，多为矿物颗粒破裂而产生。

1.3 孔隙结构特征

孔隙结构主要取决于岩石颗粒的接触类型、胶结类型、颗粒的大小和形状。研究区储层以点状和点－线状接触为主，接触－孔隙式胶结，颗粒轮廓不清晰，大小不等的颗粒混杂堆积，根据孤南181井和垦84井等井铸体薄片、压汞数据（图4），研究区储层孔喉发育不均匀，孔隙结构主要表现为中孔中细喉和细孔细喉型，略粗歪度，饱和度中值压力约为0.82MPa，喉道半径中值平均9.45μm。

1.4 储层物性特征

孔隙度和渗透率是最常用的储层物性评价参数［8］，分析研究区储层物性及其在纵、横向上的变化特征，是揭示储层物性控制因素的基础。

图3 孤南-富林洼陷沙河街组碎屑岩储层孔隙类型

图4 孤南181井毛细管压力曲线特征

利用孤南－富林洼陷20多口井的实测数据，做出了孔隙度、渗透率随深度变化图（图5）。从图5上可以看出，两者均随埋深而下降，2400～2750m段两者均有所增加，但是增加幅度不大。同时可以看出，孔隙度、渗透率的变化趋势相似，反映了两者良好的相关性，表明储层物性主要受压实作用的控制，孔隙类型应以原生孔隙为主。

图5 孤南-富林洼陷沙河街组碎屑岩孔隙度、渗透率纵向变化特征

2 储层物性影响因素分析

孤南－富林洼陷沙河街组沉积具有多物源、多沉积类型的特点，因而决定了内部丰富的砂体类型，而储集体物性的好坏决定了油气的富集程度，因此对储层物性影响因素的分析，对评价储层至关重要。影响储层发育的因素有很多［9～11］，如沉积相、成岩作用、有机质演化及烃类早期充注、异常压力、构造活动、埋藏深度等。通过对孤南－富林洼陷沙河街组碎屑岩储层进行细致研究后认为，物源体系、沉积相带及成岩作用是影响该区储层物性的3个主要因素。

2.1 物源体系影响储层物性

孤南－富林洼陷周缘存在垦东凸起、孤岛凸起、陈家庄凸起及垦利凸起（短时局部）等不同的物源区，沙河街组沉积时期，各物源区剥蚀程度不同，向洼陷提供沉积的母岩性质、动力条件等不同，使得不同物源体系下储层孔渗的演化特征不同，表现为储层物性间物源体系的差异。通过不同物源体系之间储层物性的差异对比，能够揭示研究区物源体系对储层物性的控制作用。

首先根据样品点位置，区分出不同的物源体系；然后对各物源沉积体系中部位置的物性做分布直方图，最后通过对比各物源体系储层物性分布范围，确定物源对储层物性的控制。垦东、孤岛、陈家庄物源储层物性分布如图6所示（图中，N为样品数），3物源孔隙度主频率范围分别为15%～20%、10%～20%、5%～15%，渗透率范围分别为（1～10）×10－3μm2、（10～100）×10－3μm2、（0.1～10）×10－3μm2，综合分析认为垦东、孤岛、陈家庄物源体系储层物性依次变差。

2.2 沉积相带控制储层物性

由于不同沉积相带物源供给的能量不同，其沉积物岩性配置（砂泥岩比率）、分选、磨圆以及成岩作用程度不同，造成储集层物性的差别。按照砂岩百分含量由洼陷边缘到中心的变化，将各沉积相划分为根部、中部、端部。结果表明（图7），根部孔隙度主要分布在15%～20%，渗透率在（1～10）×10－3μm2，分布较为集中；中部61%的孔隙度值分布在20%～25%之间，渗透率分布范围较宽，66%分布在（1～100）×10－3μm2，大于100×10－3μm2的样品约占26%；端部与根部物性分布比较相似，但是较小的孔隙度、渗透率值所占比例稍有增加。由此可见，孤南－富林洼陷各沉积相带中部物性最好、根部次之、端部稍差。

图6 孤南-富林洼陷物源体系之间储层物性分布对比图

2.3 成岩作用对储层物性的影响

良好的物源体系和有利的沉积相带为储层物性提供良好的先天条件，成岩作用［10］对储集性能的改造则是影响储集物性的后天因素［11］。孤南－富林洼陷碎屑岩经历的成岩作用包括压实作用、胶结作用、交代充填作用、溶蚀作用和破裂作用。压实作用是研究区最常见的一种成岩作用，表现为颗粒的破裂、塑性颗粒挤压变形、刚性颗粒嵌入塑性颗粒中、片云母压弯折断等，压实作用的结果是使岩石中颗粒排列更加紧密，物性变差。

胶结作用主要为泥质胶结和钙质胶结，局部可见石英次生加大和铁质胶结现象。泥质胶结主要是一些同沉积和自生的黏土矿物的胶结作用。钙质胶结物的含量变化很大，一般随岩石中泥质填隙物含量的增加而降低，而与深度的关系不明显；钙质胶结物对储层具有双重作用：一方面，它填塞了孔隙空间，使孔隙度减小，可以使孔隙发育的砂岩渗透层变为非渗透层或致密层；另一方面，它阻碍了压实作用的进行，为后期的溶蚀作用提供了物质基础，为储集层保留了一些潜在的储集空间。研究区石英次生加大现象普遍，一般石英次生加大边的含量占3%～5%，石英次生加大堵塞石英碎屑之间的孔隙喉道，形成镶嵌状结构，降低砂岩的孔隙度和渗透性。

图7 孤南-富林洼陷不同沉积相带储层物性分布对比图

交代充填作用主要有3种类型［7］。第1种是黏土矿物交代长石；第2种是碳酸盐矿物对黏土矿物、长石、石英、云母等的交代作用；第3种是碳酸盐矿物之间的交代。交代充填作用使孔隙空间减小，物性变差。

溶蚀作用主要为长石和碳酸盐矿物及岩屑的溶蚀，可以产生各种次生孔隙，如胶结物溶孔、交代物溶孔及颗粒溶孔，使深埋的砂岩有很好或较好的储集空间。

构造运动可以使岩石产生破裂，形成裂缝。破裂作用形成的裂缝一般比较平直，对改善储层物性很有利，但多数情况下这些裂缝被方解石部分充填。

压实作用、胶结作用、交代充填作用使颗粒间接触更紧密，储层物性变差；而溶蚀作用和破裂作用能够产生次生孔隙和裂缝，改善了储层储集性能。

3 结 论

1）孤南－富林洼陷沙河街组发育多种沉积相类型的碎屑岩储层，具有结构成熟度中等，成份成熟度较低的特点。

2）碎屑岩储层储集空间类型包括原生孔隙、次生溶蚀孔隙及构造裂隙。

3）孔隙度、渗透率随埋深增加逐渐下降，且变化趋势相似，2400～2750m为次生孔隙发育带。

4）影响孤南－富林洼陷沙河街组碎屑岩储层物性的因素包括物源体系、沉积相带及成岩作用，其中沉积相带是影响储层物性的根本因素。

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The Characters of Clastic Reservoirs and the Influential Factors of Physical Property of Shahejie Formation in Gunan－Fulin Depression

ZHOU Wei－bo（Author's Address：Research Institute of Geosciences，Shengli Oilfield Company，SINOPEC，Dongying257015，Shandong，China）

The rock types，porosity types，characters of physical property and the influential factors of clastic reservoirs in Shahejie Formation of Gunan－Fulin Depression were studied by means of core observation，thin－section identification，physical property analysis and scanning electronic microscope.Study results show that the clastic reservoirs have the characteristics of medium textural maturity and lower compositional maturity；the porosity types are primary pores，secondary dissolution pores and structural fractures，reservoirs physical properties have a descent trend with depth increase and have secondary pore development－belt；the influential factors on reservoirs physical properties include provenance system，sedimentary facies and diagenesis，and the sedimentary facies are the essential factors.

Gunan－Fulin Depression；Shahejie Formation；clastic；characters of physical property；influential factors

TE122.2

A

1000－9752（2012）08－0027－07

2012－02－13

国家油气重大专项（2011ZX05006）。

周维博（1979－），男，2001年大学毕业，硕士，工程师，现从事油气勘探及石油地质综合研究工作。

［编辑］ 宋换新