塔中顺9井区柯下段致密砂岩储层特征及成岩演化

2014-11-28葛善良鲁新便盛海波付国民

油气地质与采收率 2014年4期

葛善良，鲁新便，盛海波，付国民

（1.中国石化西北油田分公司勘探开发研究院，新疆乌鲁木齐830011；2.长安大学资源学院，陕西西安710054）

2010年在塔里木盆地塔中顺托果勒低隆东南斜坡顺托2号构造部署主探志留系柯坪塔格组（分为柯下段、柯中段和柯上段）的顺9井，于柯下段钻遇油层29.5 m，发现了致密砂岩油藏，标志着顺托果勒低隆的油气勘探取得了重大突破，上报预测石油地质储量12 139.31×104t，成为塔河油田碎屑岩油藏重要的后备资源战略基地。由于顺9井区储层相对致密，常规试油及压裂改造效果差，水平井分段压裂完井具有稳产但不高产的特点，因此储层的孔隙结构成为影响研究区致密砂岩油藏开发效果的关键因素［1］。为此，笔者利用岩心分析、扫描电镜、压汞、核磁共振等分析测试资料，对塔中顺9井区柯下段储层特征进行研究及评价，以期为研究区储量的规模动用及后续的勘探开发提供理论依据。

1 区域地质概况

塔里木盆地塔中顺托果勒低隆位于沙雅隆起带、塔中隆起带2个正向构造带和阿瓦提坳陷、满加尔坳陷2个负向构造带之间，为北宽南窄的马鞍形枢纽构造，是塔中北斜坡的次级低隆起［2］。其形成于加里东运动中期，在漫长的地质历史演化过程中，虽与相邻的隆起和坳陷一起经历了多期构造运动，但相对于塔北和塔中隆起带，其构造背景较为稳定，为志留系油气的保存提供了有利条件。研究区柯下段砂岩十分发育，顶部致密砂岩段为主要目的层；柯中段发育连续稳定的暗色泥岩，可作为区域对比标志层；柯上段广泛发育沥青砂岩且具有良好油气显示［3］。

2 储层岩石学特征及储集空间类型

2.1 储层岩石学特征

研究区379块岩石薄片鉴定结果表明，柯下段储层主要为细粒灰色岩屑砂岩和长石岩屑砂岩，其砂岩中常含泥质条带，岩屑含量整体较高，石英含量较低。岩屑主要有火成岩岩屑和黑云母、千枚岩、石英岩、片岩等变质岩岩屑，沉积岩岩屑较少。颗粒分选中等，磨圆度不高，以次棱角状—次圆状为主，具有成分成熟度低、结构成熟度中等的特点。胶结物主要为粘土矿物、碳酸盐矿物和硅质矿物，胶结类型主要为接触式胶结，局部可见镶嵌式胶结。支撑类型为颗粒支撑，颗粒之间主要为线接触，部分为凹凸接触。扫描电镜分析结果表明，储层的粘土矿物含量较高，为5.2%～14.5%，平均为8.6%；以伊蒙混层（44.3%）、绿泥石（25.61%）和伊利石（18.61%）为主，其次为绿蒙混层（8.84%），高岭石含量极少（2.64%）。

2.2 储集空间类型

顺9井区柯下段致密砂岩段的储集空间类型由原生孔隙、次生孔隙和裂缝组成，其中原生孔隙以残余粒间孔为主，占有效总孔隙度的50%～60%，其次为粒间溶孔和粒内溶孔。孔隙组合类型为残余粒间孔、溶蚀粒间孔、裂缝、微孔混合型。

原生孔隙原生孔隙主要包括沉积后未遭受过溶蚀或胶结等重大成岩作用而形成的原生粒间孔，以及岩石形成后经过机械压实和胶结等作用所形成的残余粒间孔［4-5］。研究区174块铸体薄片的镜下观察结果显示，其颗粒之间多呈线接触，部分为凹凸接触，表明柯下段遭受机械压实和压溶作用强烈；原生孔隙以残余粒间孔为主，一般表现为不规则的三角形或多边形（图1a）。

图1 塔中顺9井柯下段储层孔隙类型

次生孔隙研究区柯下段发育的次生孔隙主要包括粒间溶孔、粒内溶孔、晶间孔和微裂缝。其中，粒间溶孔指岩石颗粒边缘被溶蚀，形成港湾状或不规则的溶蚀孔［6］，孔径一般为0.1～0.3 mm。粒内溶孔是流体介质对颗粒进行选择性溶蚀所形成的溶蚀孔隙，顺9井区主要发育长石和岩屑粒内溶孔，另有少量石英颗粒粒内溶孔（图1b），其直径较小，一般为2～3 μm，对储层物性的改善具有一定影响。晶间孔是形成于自生矿物重结晶晶体之间的孔隙［7］，一般为粘土矿物晶间孔，研究区主要发育蜂窝状伊利石晶间孔、针叶状绿泥石晶间孔（图1c）、伊蒙混层晶间孔和泥质杂基间微孔隙。微裂缝可能是由成岩作用或构造作用形成，研究区铸体薄片观察表明，其微裂缝发育，往往形成于杂基附近（图1d），泥质含量一般大于6%；虽然微裂缝的存在对孔隙度的贡献较小，但由于其连通性较好，可以改善储层的渗透性［8］。

3 物性及孔隙结构特征

3.1 物性特征

顺9井区173块样品的孔隙度和渗透率分析结果表明，柯下段储层的孔隙度为2.9%～16%，平均为7.7%，主要为4%～10%；渗透率为0.01×10-3～14.1×10-3μm2，平均为0.49×10-3μm2，主要为0.01×10-3～4.0×10-3μm2。剔除由于测试样品具有天然裂缝而引起的测试异常值，储层基质孔隙度平均为7.13%，渗透率为0.32×10-3μm2，具有特低孔隙和超低渗透特征。研究区的孔隙度和渗透率整体成正相关，但无相关关系，孔渗相关系数低，表明其柯下段储层的孔隙结构复杂，物性影响因素较多［9-10］。

3.2 孔隙结构特征

3.2.1 高压压汞

高压压汞是通过某一恒定进汞压力下的进汞量来计算喉道半径及该进汞压力对应的喉道所控制的体积［10］。根据研究区22组高压压汞实验数据分析柯下段的孔隙结构参数，结果表明，研究区储层具有分选系数中等、细歪度、低峰态、高排驱压力、高中值压力、低中值半径和低退汞效率的特征（表1）。喉道半径分布范围窄，孔喉结构不均一性较强。喉道类型多样，有效孔隙、有效喉道比例低且分布不稳定，对渗流不起作用或起极小作用的细微喉道占喉道的绝大部分，孔隙结构复杂，这也是导致研究区柯下段储层低孔低渗透的关键因素。

表1 塔中顺9井区柯下段储层孔隙结构特征参数

3.2.2 恒速压汞

恒速压汞与高压压汞对孔隙结构分析的侧重点不同［10-12］。研究区的恒速压汞资料证实，其柯下段储层具有孔隙结构复杂、喉道细小的特征，喉道半径为0.3～1.4 μm，孔隙半径为145～148 μm，喉道、孔隙偏细，皆为近正态单峰态，孔喉比大，孔喉分异较大。与中、高渗透储层相比，低渗透储层的孔喉比分布范围较宽；单个孔隙被少数小喉道控制，孔隙间的连通性较差，很多储存油（气）的孔隙成为无效孔隙或死孔隙，其油（气）难以流经小喉道，因此采收率很低［9］。研究区储层的喉道半径小，孔喉比大，喉道是控制储层渗流能力的关键因素。

3.2.3 核磁共振

由于低渗透储层的孔隙小、喉道细微、比表面巨大，导致储层孔、喉表面与流体间的相互作用较强。表征液固作用的参数为可动流体饱和度，其测试方法为核磁共振测试技术［12］。通过测试岩心横向弛豫时间分布谱图进行油气藏流体特性、孔隙度、渗透率、孔径分布、束缚水和可动流体饱和度等储层参数分析［13］。流体在岩石中的分布存在一个弛豫时间界限，大于该界限，流体处于自由状态，为可动流体；小于该界限，孔隙中的流体被毛管压力或粘滞力束缚，处于束缚状态，为束缚流体［14］。

研究区13块样品的核磁共振可动流体饱和度测试结果表明，其储层的核磁孔隙度为6.3%～9.7%，平均为7.9%；核磁渗透率为0.03×10-3～0.66×10-3μm2，平均为0.22×10-3μm2；可动流体饱和度为2.8%～26.3%，平均为13.5%。可动流体饱和度与核磁孔隙度、核磁渗透率成指数正相关关系，且可动流体饱和度与核磁渗透率的相关性明显优于核磁孔隙度（图2），表明对于致密储层，渗透率是影响其可动流体饱和度的重要因素。由于储层渗透率主要受控于孔隙结构参数，微裂缝发育程度、孔隙连通性及次生孔隙发育程度、粘土充填孔隙程度、重结晶等储层孔隙结构特征是影响可动流体饱和度的主要因素。

图2 顺9井区可动流体饱和度与核磁孔隙度和核磁渗透率的关系

4 成岩作用及孔隙演化

4.1 成岩作用

塔中顺9井区柯下段储层的成岩作用主要有压实作用、胶结作用、溶蚀作用以及交代作用，存在2期方解石胶结和2期硅质颗粒溶蚀现象，成岩演化处于中成岩A期阶段。

压实作用随着埋深的增加，研究区砂岩储层发生水分排出、孔隙度降低以及体积缩小现象［15］。镜下观察结果表明，颗粒之间多呈点接触、线接触，部分为凹凸接触。韧性矿物如黑云母发生弯曲变形，而脆性颗粒则发育裂纹、破碎。塑性岩屑杂基化，多形成假杂基。压实作用发生在整个成岩作用过程中，随着压实作用的增强，储层原生粒间孔变小，颗粒排列紧密，岩石密度增大，储集性能变差。

胶结作用胶结作用是影响储层孔隙度和渗透率等储集性能的重要因素。顺9井区柯下段储层的胶结作用主要有自生粘土矿物胶结、碳酸盐胶结和硅质胶结3种类型。自生粘土矿物胶结物主要为绿泥石和伊蒙混层，其次为伊利石、高岭石和绿蒙混层；自生粘土矿物的主要物质来源为碎屑岩中不稳定组分的蚀变作用和上覆粘土岩中的粘土转化。碳酸盐胶结物主要为方解石、铁方解石和铁白云石；方解石胶结物在早成岩阶段和中成岩阶段均有形成，充填于碎屑颗粒间，早成岩阶段往往呈基底式胶结，极少量充填于颗粒破碎的裂隙之间；中成岩阶段含铁碳酸盐常以粒状充填于碎屑颗粒间，或以交代其他矿物的形式出现。硅质胶结主要为石英次生加大和自生石英雏晶，石英次生加大主要出现在缺失绿泥石薄膜处，晶型较好，多呈集合体状产出。胶结作用降低了储层的储集性能，但在一定程度上也抑制了压实作用对储层的破坏［15］。

溶蚀作用溶蚀作用是改善顺9井区储层物性的重要因素。柯下段储层的溶蚀作用主要有长石溶蚀、岩屑溶蚀，部分为石英颗粒溶蚀，以及少量方解石胶结物溶蚀。研究区的溶蚀作用较为普遍，部分喷出岩岩屑易溶蚀，长石溶蚀发育程度不等，钾长石溶蚀形成高岭石，对柯下段储层物性的改善起到一定的建设性作用。

交代作用研究区交代作用相对较弱，主要为粘土矿物交代石英颗粒、中成岩阶段铁白云石、方解石交代石英颗粒以及粘土矿物之间的交代作用。

4.2 孔隙演化

综合成岩作用分析结果认为，塔中顺9井区柯下段储层的孔隙演化过程为：初始压实作用孔隙减小—早成岩阶段方解石胶结—早成岩阶段硅质颗粒溶蚀—沥青充填—中成岩阶段方解石胶结—石英次生加大—自生石英与硅质颗粒发生第2期溶蚀—方解石铁白云石化—第2期原油充注。由于石英次生加大减少的孔隙大于中成岩阶段硅质颗粒溶蚀和铁白云石产生的孔隙，因此第2期原油充注时的孔隙度总体已减小［16-17］。

利用Weyl公式［18］，计算得出研究区储层砂岩的原始孔隙度为31.79%。压实和胶结作用是孔隙度减小的主要原因，经溶蚀作用等建设性成岩作用改造后，柯下段储层的平均孔隙度约为7.13%。

5 储层综合评价

以渗透率、孔隙度、排驱压力、平均孔隙半径、平均喉道半径、可动流体比率、有效厚度和储量丰度作为低渗透储层评价参数，结合区域特低渗透储层的特性，利用聚类分析法，将塔中顺9井区柯下段储层划分为Ⅰ，Ⅱ和Ⅲ类。其中Ⅰ类储层粘土矿物含量相对较低，一般小于8.6%；储集空间类型以原生孔隙为主，微裂缝发育；具有相对较低排驱压力、低孔喉比、高可动流体比率等特点，且储量丰度超过35×104t/km2，可满足高投资成本水平段分段压裂完井的水平井储量控制要求。因此，Ⅰ类储层为研究区相对优质储层，是增储上产首选目标，Ⅱ和Ⅲ类储层由于物性较差、储量丰度较低，可待致密砂岩油藏开发技术进一步完善后再进行评价（表2）。

表2 塔中顺9井区柯下段致密砂岩储层综合评价

6 结论

塔中顺9井区柯下段储层主要为细粒岩屑、长石岩屑砂岩，具有成分成熟度低、结构成熟度中等的特点。其储层物性较差，孔隙结构复杂，储集空间类型主要为残余粒间孔、粒间溶孔、粒内溶孔、晶间孔和微裂缝5种类型。储层孔喉比较大，喉道是控制储层渗流能力的关键因素。顺9井区柯下段致密砂岩储层可动流体饱和度较低，微裂缝发育程度、孔隙连通性及次生孔隙发育程度、粘土充填孔隙程度、重结晶等储层孔隙结构特征均为影响可动流体饱和度的主要因素。研究区柯下段破坏性成岩作用主要有压实作用和胶结作用，建设性成岩作用主要为溶蚀作用，柯下段砂岩存在2期方解石胶结、2期硅质颗粒溶蚀现象，成岩演化处于中成岩A期阶段。利用储层物性和孔隙结构参数，可将研究区柯下段划分为3类储层，其中Ⅰ类储层为相对优质储层，是增储上产的首选目标。

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