胡娟，丁晓琪



龙凤山次凹营城组优质储层主控因素

胡娟1，丁晓琪2

（1.中石化东北油气分公司勘探开发研究院，长春 130062；2.西南石油大学地球科学与技术学院，成都 610500）

长岭断陷龙凤山次凹营城组碎屑岩储层普遍物性较差，属于低孔-特低孔、特低渗-超低渗储层，局部发育优质储层，但主控因素不清。利用岩心观察、薄片鉴定、扫描电镜和物性等资料，分析优质储层主控因素包括沉积微相、埋深、岩石骨架颗粒性质和溶解作用。扇三角洲前缘水下分流河道砂体是最有利的储集相带；埋深3 000-3 500m出现次生孔隙发育带；岩石骨架颗粒中刚性颗粒含量大，利于粒间孔隙保存；溶解作用形成大量次生孔隙，是改善储集性能的关键。通过对优质储层主控因素的分析，对后续勘探开发有较好的支撑作用。

低渗储层；沉积微相；岩石骨架颗粒；龙凤山

长岭断陷位于松辽盆地深层中央断陷区的中南部，是松辽盆地南部面积最大、资源最丰富的断陷盆地，面积约1.3×104km2。长岭断陷内部断裂发育，是在晚中生代NNE向基底断裂的基础上，经侏罗纪至早白垩世近EW向地壳伸展拆离形成[1，2]。龙凤山次凹位于松辽盆地长岭断陷南部，早期受西部北东向北正镇边界断层控制，形成北西断、南东超的箕状断陷构造。

龙凤山地区地层自下而上发育上侏罗统火石岭组，下白垩统沙河子组、营城组、登楼库组及泉头组，上白垩统青山口组、姚家组、嫩江组、四方台组及明水组及第四系地层[3]。营城组时期断陷扩大，东南部形成鼻状构造，凹陷区向北扩大，沉降和断陷活动十分强烈，气候以半干旱为主，沉积物供应充分，形成辫状河—扇三角洲沉积体系，发育的中－细砾岩、砂砾岩、中－粗砂岩、细砂岩可作为良好的储层。

龙凤山次凹于2014年9月营城组获得勘探突破，目前该区多口井获得高产，营城组储层含气性好，资源量大，具有良好的勘探开发前景，但储层物性普遍较差，优质储层主控因素不清。利用各种分析化验资料，系统分析优质储层主控因素，对后续勘探开发有较好的支撑作用。

1 储层基本特征

营城组沉积期，龙凤山次凹发育西南和东南两大扇三角洲体系。储层分布在水下分流河道、席状砂中。储层岩性以细砂岩、砾岩、砂砾岩、含砾细砂岩、含砾中砂岩为主。岩石类型主要为长石质岩屑砂岩，岩屑含量高达68.5%，成分以岩浆岩岩屑为主，其次为变质岩岩屑。碎屑颗粒的分选较差，次棱角状-次圆状为主，颗粒接触关系复杂，点接触、线接触和凹凸接触均可见。胶结类型以薄膜-孔隙型、连晶型、丛生型和晶粒镶嵌型居多。孔隙类型分为原生粒间孔、粒内溶孔、填隙物微孔和裂缝空隙。储层孔隙度分布范围较宽，主要集中在4%~8%，平均值为5.6%，渗透率主要集中在0.1×10-3um2～1×10-3um2，平均值为0.6×10-3um2。为低孔-特低孔、低渗-超低渗储层（图1）。

图1 营城组岩心物性柱状图

2 优质储层主控因素分析

2.1 沉积微相对储层的控制作用

沉积微相是影响储层储集性能的基本因素[4，5，6]。龙凤山营城组储层主要发育扇三角洲前缘水下分流河道微相和席状砂微相。水下分流河道砂体沉积时水动力强，粒度较大，分选好，杂基含量少，砂体孔隙发育好，孔隙度和渗透率较高，储集性能好；席状砂是由湖浪改造砂坝形成，粒度比较细，杂基含量较低，压实作用强，物性相对较差。通过419个岩心样品分析，营城组各砂组储层均表现出水下分流河道物性好于席状砂物性（表1），说明该区扇三角洲前缘水下分流河道砂体是最有利的储层。

表1 沉积微相与物性关系表

2.2埋藏深度对储层的控制作用

通常情况下，随着埋藏深度的增加，储层物性逐渐降低，然而已有的勘探表明，深部碎屑岩中仍然存在大量的优质储层[7,8]，在松辽盆地长岭断陷营城组中亦发现了类似的情况。龙凤山次凹营城组储层埋藏深度在 2 300~3 700m。通过岩心实测孔隙度与埋深演化曲线可见（图2），营城组储层在埋深为 3 000~3 500m处出现优质储层发育带，储集物性最好，孔隙度普遍大于6%，最大可达13%，渗透率普遍大于0.1×10-3um2，并存在一部分样品的渗透率达到1×10-3um2~10×10-3um2，甚至更高。分析认为，溶蚀作用形成大量次生孔隙，极大改善了储层储集性能。在埋深大于3 500m时，随着埋深的增加，压实作用增强，孔隙度普遍小于5%，渗透率小于0.1×10-3um2，物性差。

图2 实测孔隙度-埋深、渗透率—埋深关系图

2.3岩石骨架颗粒性质对储层的控制作用

岩石骨架颗粒可分为刚性（包括半塑性）、塑性的两类。刚性颗粒具有硬度大，抗压实能力强，不易变形破碎的特性，使原生粒间孔容易保存；塑性颗粒硬度低、塑性大、易压实变形而发生塑性流动，充填在粒间孔隙内造成孔渗的降低。营城组碎屑岩中刚性的颗粒主要包括石英、长石、燧石、石英岩屑、玄武岩和安山岩；塑性岩屑包括泥板岩、千枚岩屑和云母类碎屑及一些火山玻屑。如图3中，刚性的颗粒面积百分比在41%，粒间体积基本不发育，而在图4中，刚性颗粒面积百分比79%，粒间体积在11.7%。由此可知，骨架颗粒的性质和含量影响着营城组碎屑岩储层的孔隙发育。

图3 北1井2652.23m（-），大量塑性岩屑挤占孔隙空间

图4 北202井3112.55m（-），大量的刚性颗粒间发育粒间孔

2.4 溶解作用对储层的控制作用

溶解作用是储层孔隙形成的首要建设性成岩作用[9-10]，溶蚀孔隙是龙凤山地区营城组重要的储集空间类型。主要见于储层内部的长石、岩屑及浊沸石胶结物的溶蚀。营城组碎屑岩中长石溶蚀常形成窗格状孔隙，甚至铸模孔，但铸模孔常被碳酸盐胶结物全充填。岩屑的溶蚀较为普遍，可发育在颗粒的内部，也可在颗粒边缘，常见绿泥石包裹的岩屑颗粒被完全溶蚀所形成的多层绿泥石膜堆置现象。浊沸石的溶蚀则主要沿着胶结物的外缘或解理。

溶解作用在区内主要可以分为三种：（1）岩屑含量多，绿泥石不发育的致密砂岩；（2）绿泥石发育的砂岩；（3）浊沸石发育的砂岩。在塑性岩屑含量高且绿泥石不发育的地方，早期的压实作用严重的破坏了储层的孔隙结构，尤其是喉道的连通性，致使后期的孔隙水流通受限，溶解作用难以发生。即使发生溶蚀，也只有形成一些孤立分散的孔隙。而相反，在绿泥石发育的地方（绿泥石常的发育地方一般具有较强的水动力条件），虽然经历了压实作用及绿泥石矿物的充填作用，但孔隙结构相对来说保护较好，少部分喉道还具有一定的连通性，有助于孔隙水的流动，常见溶蚀孔（图5b，图5c）。在浊沸石胶结的砂岩中，一是由于浊沸石形成的时间早，在后期压实作用过程中可承受上覆岩层静压力，二是它一定程度上抑制了自生绿泥石的生长，三是浊沸石形成过程中存在体积减少收缩成缝现象。在这些条件下，浊沸石胶结的砂岩在酸性孔隙水的条件下，极易溶解形成良好的储层（图5a，图5d）。

图5 龙凤山成岩作用特征

a：北209井3254.2m（-），浊沸石形成于绿泥石之后；b：北202井3122.55m（-），长石的窗格状溶蚀孔及部分的剩余粒间孔；c：北202井3099.45m（-），早期绿泥石围绕着岩屑形成后，岩屑发生溶蚀，绿泥石呈叠置现象；d：北201-1井3222.96m（-），浊沸石胶结及浊沸石的溶蚀，可见绿泥石边的残余。

图6 不同类型砂岩储层孔隙类型分布

通过不同类型砂岩孔隙类型分布图（图5）和不同类型孔隙面孔率分布图（图6）和可知，营城组砂岩中主要的储集孔隙空间为溶孔和微孔，其中浊沸石溶蚀砂岩总面孔率最大，其次是压实+绿泥石胶结砂岩。因此，认为龙凤山地区营城组溶解作用是改善储层性质的关键。

3 结论

1）龙凤山次凹发育西南和东南两大扇三角洲体系。储层分布在水下分流河道、席状砂中。岩石类型主要为长石质岩屑砂岩，岩屑含量高，成分以岩浆岩和变质岩岩屑为主。孔隙类型分为原生粒间孔、粒内溶孔、填隙物微孔和裂缝空隙。属于低孔-特低孔、特低渗-超低渗储层。

图7 不同类型孔隙面孔率分布

2）龙凤山次凹营城组优质储层主控因素包括：沉积微相、埋深、骨架颗粒性质和溶解作用。沉积微相中的扇三角洲前缘水下分流河道储层物性最好；受压实作用影响，埋深越大、物性越差，但3 000~3 500m溶解作用强烈，出现次生孔隙发育带，物性较好，大于3 500m物性变差；岩石骨架颗粒中刚性颗粒含量大，利于粒间孔隙保存；溶解作用形成次生孔隙，使储集性能变好。

3）通过对龙凤山次凹营城组优质储层主控因素的分析，认为溶解作用是改善营城组储层性质的关键，储层主要的储集孔隙空间为溶孔和微孔，其中浊沸石溶蚀砂岩总面孔率最大，其次是压实+绿泥石胶结砂岩。因此，在寻找有利相带的同时，寻找浊沸石、绿泥石发育的利于次生孔隙形成的环境，同时考虑埋深对储层的影响，是下步寻找优质储层的方向。

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Main Control Factors of High Quality Reservoir of the Yingcheng Formation in the Longfengshan Sub-Sag

HU Juan1DING Xiao-qi2

(1-Research Institute of Exploration and Development, Northeast Division, Sinopec Group, Changchun 130062; 2-College of Geological Sciences and Technology, Southwest Petroleum University, Chengdu 610500)

Generally, clastic reservoir of the Yingcheng Formation in the Longfengshan sub-sag is characterized by poor physical property with low porosity and poor permeability. The high quality reservoir is only developed in some areas. This paper deals with main control factors such as sedimentary microfacies, burial depth, rock skeleton particles properties and dissolution for the local high quality reservoir based on data on drilling core, thin-section, SEM and so on. The study indicates that the fan delta front underwater distributary channel sand body is the most fluvial reservoir facies zone, secondary porosity-developed zone is in the burial depth of 3000-3500 m, large amount of rigid grains among the rock skeleton particles is favorable for intergranular pore preservation and dissolution is the key to improve the reservoir performance.

low permeability reservoir; sedimentary microfacies; rock skeleton particle; Longfengshan

P618.13

A

1006-0995（2017）02-0246-04

10.3969/j.issn.1006-0995.2017.02.016

2016-11-14

胡娟（1983-），女，四川省南充市人，工程师，现从事油气勘探工作