吴思仪，司马立强，袁龙，温新房

高邮凹陷阜一段低渗透储层特征及成因分析

吴思仪1，司马立强1，袁龙1，温新房2

（1.西南石油大学资源与环境学院，成都610500；2.中国石化江苏油田勘探局地质测井处，江苏扬州225002）

利用岩心、薄片和压汞等资料，通过统计、对比等方法得到苏北盆地高邮凹陷阜一段低渗透储层沉积相、岩石学和物性等特征以及储层低渗透的成因。结果表明：阜一段储层主要为水下分流河道、河口坝砂岩储层，岩石类型以长石砂岩和长石岩屑砂岩为主，储层颗粒细、分选差、胶结物含量高，成分成熟度和结构成熟度低，整体上属于低孔、低渗储层；孔隙类型以粒间溶孔为主，其次为粒内溶孔、铸模孔，次生孔隙为阜一段储层的主要储集空间；沉积作用是导致储层低渗透的最基本因素，机械压实作用和胶结作用是导致储层低渗透的主要原因。储层早期压实作用强，后期溶蚀作用相对较弱，晚期碳酸盐胶结较为发育，使得储层低渗透特征明显。

低渗透储层；储层特征；成因分析；压实作用；高邮凹陷

0 引言

低渗透油藏储量在油藏总储量中占有相当大的比例，随着油气勘探开发和地质理论研究的不断深入，低渗透储层无疑已成为我国石油勘探的主战场［1］。根据油气田勘探和开发实际，我国低渗透砂岩的标准定为渗透率为0.1～50.0 mD，低渗透砂岩储层又可划分为常规低（10～50 mD）、特低（1～10 mD）和超低（0.1～1.0 mD）渗透砂岩储层3种类型［1］。在苏北盆地存在大量的低渗透砂岩储层，储层低渗透的特征使其孔隙结构、测井响应变得复杂，此外单井日产量小、产量下降快等，给油田稳产造成很大困难。因此，为了提高对储层的认识，有必要对苏北盆地低渗透储层特征及成因进行探索。

高邮凹陷位于苏北盆地东台坳陷，为一典型的南断北超箕状凹陷，面积为2 670 km2，按构造单元划分为南部断阶带、深凹带和北斜坡。该凹陷自下而上主要沉积有上白垩统泰州组，古近系阜宁组、戴南组、三垛组地层。阜宁组与下伏泰州组呈假整合—整合接触，与上覆戴南组呈假整合接触，依大套岩性组合自下而上称之为阜一段、阜二段、阜三段和阜四段，阜一段和阜三段砂岩储层为高邮凹陷的主要勘探层系，其中阜一段以三角洲前缘沉积为主，主要发育水下分流河道、河口坝等三角洲砂体［2］。

前人已对高邮凹陷阜宁组储层的成岩作用及特征［3］、次生孔隙成因机制［4］以及储层动力学特征［1］等进行了深入的研究，但对阜一段的储层特征及成因研究得较少。因此，笔者利用岩心、薄片和压汞等资料，通过统计、对比等方法研究高邮凹陷阜一段低渗透储层沉积相、岩石学和物性等特征以及储层低渗透的成因，以期为苏北盆地下一步的油气勘探开发提供依据。

1 储层特征分析

1.1沉积相特征

高邮凹陷是一个多物源、多水系的汇水盆地，分为北部的浅水三角洲和南部的扇三角洲。阜一段沉积类型为浅水三角洲和正常河流为主的三角洲，沉积亚相有三角洲平原、三角洲前缘和前三角洲，以三角洲前缘为主，发育水下分流河道、河口坝、水下分流间湾和前缘席状砂等砂体（图1），沉积环境为浅水充氧陆源湖泊相至较深水陆源湖泊相。阜一段沉积时期，该凹陷处于快速沉降期，沉降中心位于深凹带，最大沉积厚度大于900 m。该时期气候炎热干旱，岩石组合主要为一套棕色的砂泥岩互层，反映沉积时以氧化环境为主；平面上具有西高东低的沉积构造面貌，物源主要来自西北和西南方向，由西向东逐渐由河流冲积平原→河流泛滥盆地→滨浅湖沉积变化，南部周庄地区发育有小型冲积扇；纵向上早中期主要发育河流沉积，晚期逐渐演化为浅水三角洲和滨浅湖沉积，具有粗—细—粗的岩石组合特征，总体为一水进旋回。

图1 高邮凹陷阜一段储层沉积相图Fig.1 Sedimentary facies of reservoir of the first member of Fuyi Formation in Gaoyou Sag

1.2岩石学特征

统计庄11井、庄13井等21口井54个样品的岩心分析资料可知，阜一段岩性主要为长石砂岩和长石岩屑砂岩，储层颗粒细、胶结物含量高，成分成熟度和结构成熟度低，主要表现为长石和岩屑含量普遍较高，分选和磨圆较差，多呈次圆状—次棱角状，泥质含量高，颗粒多呈点—线接触（图版Ⅰ-1），粒间主要被方解石、铁方解石及黏土共同胶结并充填。根据对沙X59井、沙31井、沙X22井和沙58井共4口井9个岩心样品的分析表明：石英体积分数一般为50%左右，长石体积分数为30%左右，以斜长石为主，岩屑体积分数为10%～30%（表1）。

表1 高邮凹陷阜一段储层矿物体积分数统计结果Table 1 Minerals statistical results of reservoir of the first member of Fuyi Formation in Gaoyou Sag

续表1

1.3自生矿物特征

据方4-1、方4-3和方4-7等井共12个砂岩岩心样品统计分析可知：阜一段主要自生矿物有黏土矿物、石英和碳酸盐胶结物（表2）。其中，主要黏土矿物类型按含量从高到低依次为伊利石、高岭石、伊/蒙混层及绿泥石，它们随埋藏深度的增加会发生成岩转化，对储层的物性有较大影响；石英的自生加大现象在研究区储层中较普遍（图版Ⅰ-2），石英加大的强度随埋深增加而增大；储层胶结物以碳酸盐为主，主要有方解石和白云石，多以孔隙充填的形式存在（图版Ⅰ-3），其中方解石是含量最多的一类胶结物，尤其是在阜一段砂岩储层中广泛分布。

国内医疗资源相对紧张，为解决群众“看病难、看病贵”问题国家持续进行医疗卫生改革，公立医疗机构的资源可以满足患者基本医疗需求，私立医疗机构在人才和技术方面存在明显劣势，所以国内医疗资源大多不具备参与开展医疗旅游的条件，既有政策和文献所述国内医疗旅游主要是指中医药旅游，耿松涛对此探索理论创新与实践归纳[7]。

表2 高邮凹陷阜一段储层自生矿物体积分数统计结果Table 2 Authigenic minerals statistical results of reservoir of the first member of Fuyi Formation in Gaoyou Sag

1.4孔隙类型特征

研究区储层段为孔隙型砂岩储层，原生孔隙极少，主要孔隙类型有粒内溶孔、粒间溶孔以及铸模孔，且大多为填隙物内微孔隙，主要为次生溶蚀孔隙［1，3-7］。分析发3井、富深X1井等8口井共152块铸体薄片资料可知，孔隙空间以粒间溶孔为主，占总有效孔隙的60%～70%，其次为粒内溶孔和铸模孔（表3）。

表3 高邮凹陷阜一段储层不同孔隙类型平均孔隙度统计结果Table 3 Average porosity statistical results of different pore types of the first member of Fuyi Formation in Gaoyou Sag %

粒间溶孔是颗粒之间的溶蚀再生孔隙，主要是颗粒边缘以及粒间胶结物和杂基大部分溶解所形成的分布于颗粒之间的孔隙。粒间溶孔多见于长石部分岩屑溶蚀（图版Ⅰ-4），常见溶蚀粒内孔隙与溶蚀粒间孔隙连通。通过铸体薄片和扫描电镜观察发现，长石（斜长石及钾长石等）、石英等被溶蚀所形成的次生孔隙主要有粒内溶孔和铸模孔等（图版Ⅱ-1）。

1.5物性特征

对方4-1、方4-3等11口井141块砂岩样品的常规物性分析资料统计表明：阜一段储层孔隙度一般为8%～12%，渗透率多小于10 mD，低渗透储层特征十分明显，且渗透率随孔隙度增大而增大；阜一段储层的岩性细，主要为粉砂岩，含泥质较多的砂岩物性较差（图2）。

图2 高邮凹陷阜一段储层岩性与物性关系图Fig.2 Relationship between lithologies and properties of reservoirofthefirstmemberofFuyiFormationinGaoyouSag

从高邮凹陷阜一段储层孔隙度、渗透率与埋深关系（图3）来看，储层孔隙度与埋深具有较好的相关性，其外包络线随着埋深的增大而减小，并呈一定的线性特征；渗透率与埋深也有一定的相关性，但相关性较差，表明后期压实作用对于储层物性的控制作用不是特别强烈，并且当埋深超过2 500 m时，中深部储层的渗透率均小于50 mD，属于明显的低渗透储层。

图3 高邮凹陷阜一段储层物性与埋深关系图Fig.3 Relationship between properties and burial depth of reservoir of the first member of Fuyi Formation in Gaoyou Sag

研究区储层具有相控型储层的特征，沉积微相是影响储层物性的基本因素。阜一段主要为三角洲前缘沉积，储集砂体以三角洲粉砂岩和细砂岩为主，胶结物主要为碳酸盐，黏土次之，发育水下分流河道、分流间席状砂、前缘席状砂和河口坝等微相类型［3］。根据物性分析资料，储层孔、渗值由大到小的各微相依次为水下分流河道、河口坝、席状砂（表4），即沉积物粒径较小、厚度较小的席状砂砂体的储集物性明显较沉积物粒径较大、厚度较大的水下分流河道和河口坝砂体差［3］。

表4 高邮凹陷阜一段储层不同沉积微相物性统计结果［3］Table 4 Properties of different sedimentary microfacies of reservoir of the first member of Fuyi Formation in Gaoyou Sag

1.6孔喉结构特征

储层孔隙结构是指储层所具有的孔隙和喉道的大小、形态、分布及其相互连通关系。岩石中喉道的大小和形态决定了孔隙之间连通性的好坏，它是影响储层渗透性的关键因素［3-5］。

图4 高邮凹陷阜一段储层不同孔隙度岩心的毛管压力曲线图Fig.4 Capillary pressure curves of different porosity of reservoir of the first member of Fuyi Formation in Gaoyou Sag

2 储层低渗透成因分析

高邮凹陷阜一段储层形成时期气候炎热干旱，水体较浅，局部地区甚至有蒸发岩的存在，导致储层的初始沉积环境为中—弱碱性；随着埋深的增加，上覆地层增厚，地层温度升高，地层水碱性增强，机械压实作用和胶结作用使得孔隙大幅度减少，后期烃源岩排烃所排出的酸性流体进入储层并发生溶蚀作用，形成了有效储层。该区储集层的成岩阶段处于早成岩阶段B期至晚成岩阶段A期，其典型的成岩序列为压实作用—压溶作用—胶结作用，局部地区或层段存在溶解作用［8］。通过分析，认为该区低渗透储层物性主要受到沉积相带和成岩作用的影响。

2.1沉积作用的影响

沉积作用直接决定了储层的原始物性，并间接对储层后期成岩改造产生影响。稳定水动力条件下，储层原始物性好，有利于成岩流体的改造；反之，不利于后期成岩流体的改造。不同沉积微相的储层由于沉积作用的差异，造就了不同的储集性能［3-4］。由该区物性与沉积微相的关系（参见表4）可知，沉积物粒度较细、厚度较小的席状砂砂体的储集物性明显低于沉积物粒度较粗、厚度较大的水下分流河道和河口坝砂体，因此，沉积作用的差异造成了不同微相原始物性的分异，这是沉积作用对储层物性演化的初次分异，也是形成阜一段低渗透砂岩储层最基本的因素。

2.2成岩作用的影响

2.2.1 压实作用是导致储层低渗透的主要因素

压实作用与上覆地层厚度、埋藏深度、埋藏时间、物理化学稳定性、岩石成分、填隙物含量及骨架颗粒粒级有关，也与构造应力作用强弱、有无异常高压存在等有关［8-12］。随埋藏深度加大，区内砂岩储层孔隙度逐渐降低，并呈现出明显规律性的变化，而成分成熟度低的砂岩随压实作用增强更易产生致密化。阜一段地层的埋深较大，而且砂岩、粉砂岩中塑性颗粒含量较低，其压实作用本应表现得相当强烈，但是由于整个阜一段储层的碳酸盐胶结物含量较高，导致压实作用被这些填充物所抵消，致使矿物颗粒之间的接触关系多为点—线接触，凹凸接触相对较少（图版Ⅰ-1），并且矿物破裂也较少，因此仅在碳酸盐含量低的部位，压实作用才表现得较强烈。通过分析认为，尽管阜一段的碳酸盐含量较高，在一定程度上抑制了压实作用，但是由于埋深较大，其压实作用强度仍大于阜三段，且溶蚀作用较弱，储层低渗透特征更为明显。

2.2.2 胶结作用是导致储层低渗透的关键因素

（1）碳酸盐胶结。在阜一段，碳酸盐胶结（图版Ⅱ-3）是最重要的成岩作用，其影响遍及全凹陷。多期碳酸盐胶结严重影响了储层物性。早期的碳酸盐胶结在一定程度上抑制了压实作用，使得储层的原生孔隙得以保存，对储层物性有积极的影响；在晚期由于碳酸盐胶结的增多，使储层原生孔隙被充填，导致储层物性变差。

（2）石英自生加大。阜一段石英自生加大较发育，主要是埋深较大、成岩作用时间较长所致，体积分数为0.5%～1.0%，加大边宽0.01～0.03 mm，一般为Ⅱ～Ⅲ级加大（图版Ⅱ-4），加大边缘保存完好或被碳酸盐胶结物交代。在成岩作用早期，垂直于颗粒表面生长的黏土矿物和石英硅质胶结物可以抵抗其他胶结物对颗粒的胶结，并能在一定程度上抑制压实作用，有利于剩余原生粒间孔隙的保存；在成岩作用晚期，处于成熟阶段的有机质所产生的有机酸导致一系列矿物强烈溶解并形成次生孔隙，但同时析出的大量自生矿物充填孔隙使砂岩更加致密化。随着黏土含量的增加，石英自生加大对储层物性的影响更加复杂，次生加大石英不断充填粒间孔隙，破坏砂岩原生孔隙，使得其孔隙度、渗透率降低［5，13］。

（3）黏土矿物胶结。研究区储层黏土矿物体积分数平均高达18.16%，而以伊利石为主的黏土矿物因其含量、成分和产状的差异，不同程度地影响到了储层物性。在成岩作用初期，黏土胶结物会占据一定的粒间孔隙，造成砂岩原生孔隙度一定程度的降低，而中期胶结对压实作用有一定程度的阻碍，并对粒间孔隙起到保护作用［11，13］。伊/蒙混层黏土矿物多以孔隙充填和孔隙衬里的形式出现，多数粒间孔隙中均不同程度地存在高岭石晶体，部分高岭石充填于喉道，减小了喉道宽度［3，5，13］。绿泥石属于成岩作用早期的主要胶结物，在砂岩孔隙演变过程中，它可以增强砂岩的抗压能力，从而使一部分砂岩原生孔隙得以保存；另一方面随着绿泥石含量的增多，它则以胶结物的形式占据了砂岩的储集空间，从而使砂岩的渗透性降低［3，8，11］。

总之，由于胶结物不断占据砂岩的孔隙空间，减小甚至截断连通孔隙的喉道，使得孔隙连通性变差，导致储层低渗透特征明显。

2.2.3 溶蚀作用改善储层储集性能

阜一段早期碳酸盐胶结作用强烈。碳酸盐矿物在该区储层中质量分数一般为25%左右，多以孔隙充填的形式存在。碳酸盐矿物的溶解有2种机理：一是有机酸经脱羧作用产生CO2，从而使碳酸盐矿物溶解；二是有机酸离解出H+，对碳酸盐矿物产生溶解作用［14-16］。碳酸盐矿物的溶蚀作用为后期次生孔隙的形成提供了条件，并提高了储层的渗流能力。薄片资料显示：研究区储层中相当多的长石、方解石等被溶蚀，主要形成了粒内溶孔、铸模孔等（图版Ⅱ-1），改善了储层的物性条件。但是由于阜一段储层早期压实作用强，后期的溶蚀作用相对较弱，晚期碳酸盐较为发育，孔隙发育相对较差，储层低渗透特征仍十分明显。

综上所述，在沉积作用的基础上，由于压实作用和胶结作用，研究区储层的孔隙度和渗透率大大降低，使原生孔隙残留较少，形成致密层，后来由于有机质向油气转化产生的大量酸性水使碳酸盐和一些骨架颗粒溶解，产生了次生孔隙，使储层物性得以改善，但溶蚀作用相对较弱，储层渗透性差。主要受成岩作用控制的低渗透砂岩储层称为次生低渗透储层，其孔隙中次生孔隙比例较大，研究区阜一段储层即为次生低渗透储层［17-26］。

3 结论

（1）高邮凹陷阜一段主要发育长石砂岩和长石岩屑砂岩储层，颗粒细、分选差、胶结物含量高，成分成熟度和结构成熟度低，属典型的低渗透储层。主要自生矿物有黏土矿物、碳酸盐胶结物及石英。主要孔隙类型有粒间溶孔、粒内溶孔及铸模孔，以次生孔隙为主。孔喉连通性较差，主要发育管状喉道，还见有孔隙缩小型和缩颈型喉道。

（2）形成于水下分流河道、分流间湾、席状砂和河口坝中的砂体为储层的形成提供了物质基础，沉积作用是导致该区储层低渗透的最基本因素。

（3）研究区储层经历了复杂的成岩演化，机械压实作用和胶结作用是导致储层低渗透的主要原因。成岩早期胶结物抑制了压实作用，保存了部分原生孔隙，晚期原生孔隙被胶结物充填，储层物性变差。早期压实作用强，后期溶蚀作用相对较弱，晚期碳酸盐胶结较为发育，使得储层低渗透特征明显。

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图版Ⅰ

图版Ⅱ

（本文编辑：于惠宇）

图版Ⅱ

（本文编辑：王会玲）

Characteristics and genesis of low permeability reservoir of the first member of Fuyi Formation in Gaoyou Sag

WU Siyi1，SIMA Liqiang1，YUAN Long1，WEN Xinfang2
（1.College of Resources and Environment，Southwest Petroleum University，Chengdu 610500，China；2.Geological Logging Division，Sinopec Jiangsu Petroleum Exploration Bureau，Yangzhou 225002，Jiangsu，China）

Based on the data of cores,thin sections and mercury penetration,this paper studied the characteristics of sedimentary facies,petrology,properties and genesis of low permeability reservoir of the first member of Fuyi Formation in Gaoyou Sag by using statistics and correlation method.The results show that the reservoir of the first member of Fuyi Formation formed in subaqueous distributary channel and mouth bar.The reservoir rock is mainly composed of finegrained feldspathic sandstone and feldspathic litharenite,they were poorly sorted,with high content of cements,and both the compositional maturity and textural maturity are low.The reservoir properties are poor,with low porosity and permeability.The pore types are mainly intergranular dissolved pores,followed by intragranular dissolved pores and mold pores.The main reservoir space is secondary pores.Deposition is the fundamental factor for causing the low permeability of the reservoir,and cementation and strong compaction are the main factors for the low permeability. Because of the strong cementation during the early formation of reservoir,relatively weak dissolution in later period and more developmental carbonate cementation during the late diagenetic stage,the characteristics of low permeability reservoir is significant.

lowpermeabilityreservoir；reservoircharacteristics；genesisanalysis；compaction；GaoyouSag

TE122.2+3

A

1673-8926（2014）02-0047-07

2013-11-04；

2014-01-12

吴思仪（1990-），女，西南石油大学在读硕士研究生，研究方向为油气田测井方法、解释及地质应用。地址：（610500）四川省成都市新都区西南石油大学研究生院。E-mail：251948812@qq.com。