张琴，朱筱敏，刘畅，季汉成，陈祥

（1.中国石油大学（北京）地球科学学院，北京102249；2.中国石化河南石油勘探局，河南南阳473132）

周口坳陷谭庄凹陷下白垩统低孔低渗碎屑岩储层特征及成因分析

张琴1，朱筱敏1，刘畅1，季汉成1，陈祥2

（1.中国石油大学（北京）地球科学学院，北京102249；2.中国石化河南石油勘探局，河南南阳473132）

根据岩心、薄片、扫描电镜等分析化验资料确定谭庄凹陷下白垩统储层平均孔隙度为6.1%，平均渗透率为10.5 mD，为低孔、低渗碎屑岩储层。除巴1井外，其他各井从上部商水组向下到巴村组，随着埋藏深度增大，孔隙度和渗透率基本呈下降趋势。下白垩统储层质量主要受沉积条件、成岩作用及构造作用的影响。较低的成分和结构成熟度、较强的压实作用和胶结作用以及较弱的溶蚀作用是导致储层低孔、低渗的根本原因，而构造作用形成的裂缝均被矿物充填，对储层物性改善不大。

低孔、低渗碎屑岩储层；主控因素；成岩相；下白垩统；谭庄凹陷

0 引言

谭庄凹陷位于周口坳陷的中部，呈北西西向展布，南部以叶鲁断裂为界，北部以商水断裂与临颖凸起分界，东部为沈丘凹陷和新桥次凹陷，西部与舞阳凹陷、襄城凹陷及平顶山凸起相连，面积为650 km2。谭庄凹陷包含3个三级构造单元，即北部斜坡带、双楼田鼻状构造带及东部断阶带［1-4］。谭庄凹陷现有探井9口，其中7口井钻遇下白垩统，钻遇层系比较齐全，各种资料较为丰富的有周参12井、周15井、周18井及巴1井（图1）［5］。

图1 谭庄凹陷构造单元划分［5］Fig.1Tectonic division of Tanzhuang Sag

谭庄凹陷下白垩统成岩作用及储层研究工作始于1986年，主要针对周参12井和巴1井开展了储层的沉积相类型及岩石学特征研究。根据钻井揭示的谭庄凹陷下白垩统岩性组合特征，将其自下而上划分为巴村组（K1b）、永丰组下段（K1y下）、永丰组上段（K1y上）及商水组（K1s）。下白垩统主要为一套扇三角洲—湖泊—三角洲砂泥岩沉积，从巴村组—商水组，岩性呈粗—细—粗（红—灰—红）变化。横向上受凹陷南北窄、东西长的带状形态控制，南北方向上相带变化较快，东西方向上变化较小。白垩纪时期受南侧断层的影响，凹陷南深北浅。在南部边缘形成了许多扇三角洲沉积，北部主要为三角洲沉积，较深湖主要分布在南部深凹陷处，在浅湖—较深湖中局部含浊积砂体［6-7］。前人对该区下白垩统储层特征和成岩作用也做过研究［5］，但对储层物性分布特征和低孔、低渗控制因素还缺乏系统的认识。本次研究选择谭庄凹陷6口井的岩心，共计207.33 m，取样120余块，分别进行普通薄片、铸体薄片、扫描电镜、阴极发光及图像分析等化验分析，从沉积条件、成岩作用和构造作用等方面研究下白垩统物性分布及低孔、低渗碎屑岩储层的成因机理，以便为有利储层预测提供依据。

表1 谭庄凹陷下白垩统各井储层物性数据Table 1Reservoir properties of Lower Cretaceous in Tanzhuang Sag

表2 谭庄凹陷各井下白垩统不同层段储层物性数据Table 2Reservoir properties of different formations of Lower Cretaceous in Tanzhuang Sag

1 下白垩统储层物性和孔隙分布特征

根据谭庄凹陷6口钻井的岩心样品分析（表1、表2），下白垩统储层孔隙度、渗透率普遍较低。储层孔隙度为0.14%～22.20%，平均为6.1%；储层渗透率为0.001～336.000 mD，平均为10.5 mD，大部分层段渗透率小于1 mD。根据《SY/T 6285—2011油气储层评价方法》［8］，该区下白垩统储层属于低孔、低渗储层。除巴1井外，其他各井从上部商水组向下到永丰组下段，随着埋藏深度的增大，孔隙度和渗透率基本呈下降趋势（表2），如周参12井商水组平均孔隙度为12.80%，平均渗透率为1.980 mD，到永丰组上段平均孔隙度为9.88%，平均渗透率为1.099 mD，至永丰组下段平均孔隙度和渗透率则分别降低为5.94%和0.737 mD。巴1井永丰组下段由于次生孔隙较发育而比永丰组上段储层物性要好。

2 下白垩统储层物性控制因素

角洲平原分流河道储集体物性较好，但随着埋藏深度的增加，同样是扇三角洲平原分流河道储集体，孔隙度则明显降低，在1 500～2 500 m井段，孔隙度主要为15%～18%，而在井深2 500 m以下，孔隙度迅速降低为5%～8%。综合认为，储集物性最好的为埋藏深度小于2 500 m的扇三角洲平原分流河道储集体，其次为扇三角洲前缘水下分流河道或河

碎屑岩储层物性的好坏受多种地质因素控制［9-10］。谭庄凹陷下白垩统低孔、低渗储层物性主要受沉积条件（沉积环境和岩性）、成岩作用（成岩相）及构造作用的影响。

2.1 沉积条件对储层物性的影响

沉积条件对储层物性的影响主要表现在沉积物的粒度、分选、填隙物含量以及物源区母岩性质等对储集物性的影响［9］。不同的沉积亚相或微相，其储层岩石学特征明显不同，储集物性也存在差别。该区下白垩统碎屑岩储集体主要形成于扇三角洲、三角洲、湖泊及滑塌浊积扇沉积中。通过储集体物性数据的统计发现，不同成因的储集体具有不同的物性特征（图2）。水动力较强、颗粒较粗的扇三口坝储集体（孔隙度为5%～15%），再次为发育于巴1井附近的三角洲前缘水下分流河道或河口坝储集体以及滨浅湖滩坝储集体（孔隙度为3%～8%），滑塌浊积扇储集体孔隙度数据只有2个，分别为0.14%和5.33%。

图2 谭庄凹陷下白垩统不同沉积亚相或微相孔隙度分布Fig.2Porosity in different sedimentary facies of Lower Cretaceous in Tanzhuang Sag

图3 谭庄凹陷下白垩统不同岩性孔隙度分布与深度关系Fig.3Relationship between porosity and depth in different lithologies of Lower Cretaceous in Tanzhuang Sag

通常，三角洲前缘水下分流河道和河口坝应发育较好储层［9-10］，但该区三角洲主要发育于凹陷北部，因其埋藏深度大（如巴1井3 917.71～4 407.35 m），物性反而很差，这与岩石所经历的成岩作用关系密切。该区压实作用较强，砂岩原生孔隙损失殆尽，加之胶结作用也较强，后期次生孔隙不甚发育，所以储层物性较差。

沉积条件对储层物性的影响还表现在不同岩性对物性的控制方面［11］。研究区碎屑岩储层岩石类型包括砾岩、含砾砂岩、砂岩和粉砂岩，其中细砂岩最为发育，如周参12井；其次为粉砂岩和含砾砂岩；砾岩仅在个别井段发育，如周14井商水组（砾岩厚147.5 m）和永丰组上段（砾岩厚421.5 m）。由于研究区离物源区较近，岩石颗粒中不稳定组分长石和岩屑的含量高，岩屑中特别是火山岩岩屑（主要为中基性喷出岩）含量高，岩石分选、磨圆度均为差—中等，所以岩石的成分成熟度和结构成熟度均较低，造成了原生孔隙度较低。从不同岩性孔隙度随深度的变化关系看，在相同埋深的条件下，岩性（粒度）明显影响储层的物性（图3）。如在埋深2 000 m附近，从细砂岩→灰质砂岩→中砂岩→含砾砂岩孔隙度依次降低；从总体上看，埋深相同时细砂岩的储集物性最好，其次为含砾砂岩和砾岩，泥质粉砂岩储集物性最差。另外，岩性相同时，随着埋藏深度的增加，孔隙度明显减小，如细砂岩在1 700 m附近平均孔隙度为18%，在2 500 m附近平均孔隙度为10%，到3 000 m附近平均孔隙度则降低为7%，所以相同的岩石类型在后期埋藏成岩过程中受成岩演化的影响非常大。因此，受沉积条件控制的原生孔隙度较低是造成该区储层低孔、低渗的根本原因，而后期的成岩作用则进一步影响着储层的物性。

2.2 成岩作用对储层物性的影响

研究区对储层物性具有明显控制作用的成岩作用类型主要包括压实作用、胶结作用和溶蚀作用［12-13］。各种成岩作用对储层物性的影响程度可采用成岩相来衡量。

成岩相指岩石的成岩环境及其在该环境下形成的成岩矿物的组合，反映了成岩环境的岩石学、地球化学和岩石物理的综合特征［14-15］。在划分成岩相时，通常以储集岩石的成岩特征（包括压实和溶蚀组构及强度、胶结物成分与胶结类型、孔隙类型及分布等）方面的差异为依据［16-17］。首先进行储层成岩作用强度的计算，主要包括视压实率、视胶结率和视溶蚀孔隙度等的计算［5］，得出该区下白垩统碎屑岩储层的压实强度、胶结强度及溶蚀强度标准（表3），进而依据不同成岩作用强度，在谭庄凹陷下白垩统储层中共划分出5种成岩相，即Ⅰ类中等压实强胶结中等溶蚀成岩相、Ⅱ类较强压实强胶结中等溶蚀成岩相、Ⅲ类强压实强胶结中等溶蚀成岩相、Ⅳ类较强压实强胶结弱溶蚀成岩相及Ⅴ类强压实强胶结弱溶蚀成岩相。不同类型成岩相具有不同的成岩环境，表现为岩石学特征及成岩特征的明显差异及其对储层物性的影响异常明显［18-20］。其中Ⅰ类成岩相储层物性相对较好，仅在周参12井商水组发育（图版Ⅰ-1～Ⅰ-2），Ⅴ类成岩相储层物性最差，在周15井区较发育（图版Ⅰ-3～Ⅰ-4），其他井区发育Ⅱ～Ⅳ类成岩相。因此，研究区下白垩统储层大都处于较强—强压实、强胶结、弱—中等溶蚀成岩相，大部分原生孔隙被强压实作用和胶结作用所破坏，而溶蚀作用又较弱，不能形成大规模的次生孔隙发育带，这是造成该区下白垩统储集物性整体较差的重要原因。

表3 谭庄凹陷下白垩统储层成岩强度划分标准［5］Table 3The diagenesis intensity of Lower Cretaceous reservoir in Tanzhuang Sag

2.3 构造作用对储层物性的影响

构造作用可通过形成断裂或裂缝影响储层物性［21］，该区主要表现为构造活动引起的裂缝对储层物性的影响。由于构造活动比较强烈，在谭庄凹陷下白垩统多口井的岩心中，均发育有裂缝（图4）。裂缝一般发育在钙质粉砂岩或钙质泥岩中，有的发育在砾岩中，以垂直缝和高角度斜交缝为主，另发育少量与高角度斜交缝同期形成的规模较小且延伸不远的协调裂缝（倾角不确定，一般较小）。现今储层裂缝多被方解石和铁方解石充填（图4），仅有少数井如周21井2 453.45 m，2 470.25 m和2 577.00 m处的裂缝大部分未被充填，缝宽0.1～0.5 mm。

图4 谭庄凹陷下白垩统岩心裂缝发育特征Fig.4Facture characteristics of Lower Cretaceous in Tanzhaung Sag

在岩心裂缝发育的井段，对应的岩心薄片中微裂缝也较发育（图版Ⅰ-5）。微裂缝多与宏观裂缝组系相同，应为构造裂缝。微裂缝宽度一般为25～500 μm，最宽达到1 mm以上，大多被方解石或铁方解石充填。扫描电镜下仅在周21井见到少量的定裂缝，呈开启状（图版Ⅰ-6），缝宽5～10 μm，个10～20 μm。根据以上分析结果，呈开启状的微宽度普遍小于20 μm，毛细管力的作用大。因研究区存在的微裂缝对储集空间和渗流意义不对储集物性的改善作用也较小。

3 低孔、低渗碎屑岩储层成因

基于上述储层物性控制因素分析，该区下白垩统碎屑岩储层主要受沉积条件及成岩作用的共同影响［22］。沉积条件主要通过控制岩性和原始孔隙度，并影响后期的成岩作用而制约着储层的质量，而成岩作用则通过早期的压实和胶结作用使原生孔隙度降低，并进一步影响了后期的溶蚀作用。

谭庄凹陷南部（如周21井区）下白垩统发育扇三角洲沉积，岩石类型以含砾砂岩和砂岩为主，成分和结构成熟度均较低，储层原生孔隙不发育，压实和胶结程度较高，致使后期的溶蚀作用较弱（图版Ⅰ-7）；北部（如巴1井区）下白垩统发育三角洲沉积，岩石类型主要为细砂岩，成分和结构成熟度较高，但埋藏较深（超过3 000 m），压实和胶结程度高，原生孔隙被方解石早期胶结并消失殆尽，后期溶蚀作用较弱，形成小型次生孔隙，但孔隙连通性差（图版Ⅰ-8），所以储层孔隙度和渗透率仍较低。因此，南部井区的碎屑岩储层受沉积条件的影响原生孔隙不发育，且后期溶蚀作用弱是导致储层低孔、低渗的主要原因；北部井区虽然沉积条件较好，但埋藏较深，较强的压实作用和胶结作用及较弱的溶蚀作用是导致储层低孔、低渗的主要原因。

因此，沉积条件和成岩作用相互影响，共同制约了该区下白垩统的储层物性。较低的成分和结构成熟度、较强的压实作用和胶结作用以及较弱的溶蚀作用是该区下白垩统低孔、低渗储层形成的根本原因，而构造作用形成的裂缝均被碳酸盐矿物所充填，对储集物性改善不大。

4 结论

（1）谭庄凹陷下白垩统碎屑岩储层孔隙度和渗透率均较低，属低孔、低渗储层。

（2）沉积条件和成岩作用相互作用，共同制约了研究区下白垩统的储层物性。沉积条件引起砂岩的成分成熟度和结构成熟度均较低，并造成原生孔隙度较低，是导致南部井区储层低孔、低渗的根本原因；成岩相综合控制着储层质量；较强的压实作用和胶结作用及较弱的溶蚀作用是北部井区储层低孔、低渗的主要控制因素；构造作用形成的宏观裂缝均被碳酸盐矿物充填，而微裂缝规模较小，对储集空间和渗流意义不大，对储层物性的改善作用较小。

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图版Ⅰ

（本文编辑：于惠宇）

Characteristics and genesis of clastic reservoir with low porosity and low permeability of Lower Cretaceous in Tanzhuang Sag

ZHANG Qin1，ZHU Xiaomin1，LIU Chang1，JI Hancheng1，CHEN Xiang2
（1.College of Geosciences，China University of Petroleum，Beijing 102249，China；2.Henan Petroleum Exploration Bureau，Sinopec，Nanyang 473132，Henan，China）

The average porosity and average permeability of clastic reservoir of Lower Cretaceous in Tanzhuang Sag are respectively 6.1%and 10.5 mD based on the data of cores,thin section,and scanning electron microscope,which means that the reservoir belongs to low porosity and low permeability reservoir.Porosity and permeability decrease from Shangshui Formation to Bacun Formation with depth getting deeper except in Ba 1 well.The reservoir properties of the Lower Cretaceous are mainly influenced by depositional conditions,diagenesis and tectonization.Low textural and compositional maturity,strong compaction and cementation and weak dissolution are composed of the essential and significant factors for the low porosity and low permeability,while fractures caused by tectonization mostly are filled byminerals as a result oflittle improvement ofthe reservoir properties.

clastic reservoir with lowporosityand lowpermeability；main controllingfactors；diagenesis facies；Lower Cretaceous；TanzhuangSag

TE122.2

A

1673-8926（2014）04-0044-06

2014-03-25；

2014-04-29

国家自然科学基金项目“页岩气储层微观孔隙发育机制及其演变定量模拟”（编号：ZX20130157）和中国石油大学（北京）基本科研业务基金项目“低孔、低渗碎屑储层成因机理研究——以谭庄凹陷下白垩统为例”（编号：KYJJ2012-01-29）联合资助

张琴（1973-），女，博士，副教授，主要从事沉积储层方面的教学与科研工作。地址：（102249）北京市昌平区府学路18号中国石油大学地球科学学院。E-mail：zhangqin@cup.edu.cn。