马英俊

(中国石化 江苏油田分公司 勘探开发研究院，江苏 扬州 225012)



苏北盆地金湖凹陷阜二段砂岩物性影响因素分析

马英俊

(中国石化 江苏油田分公司 勘探开发研究院，江苏 扬州 225012)

利用岩石薄片、铸体薄片、孔渗分析等实验手段，对苏北盆地金湖凹陷阜二段砂岩储层的矿物岩石特征、储层物性特征、孔隙结构特征以及储层物性的主要影响因素进行了相关分析。研究表明，阜二段储层岩石颗粒总体偏细，不同地区岩石成分成熟度均值差别小、范围值都较宽；西部斜坡带储层物性相对较好，其他地区以低孔、低渗—特低渗储层为主；压实和碳酸盐胶结是导致储层物性变差的主要原因；溶蚀作用和油气充注是抑制物性变差、改善储集性能的重要因素。西部斜坡带等地区是储层物性相对较好的有利地区。

砂岩物性；沉积微相；成岩作用；油气充注；阜二段；金湖凹陷；苏北盆地

1 砂岩储层基本特征

1.1 沉积特征

图1 苏北盆地金湖凹陷构造区划及沉积相Fig.1 Geotectonic division and sedimentary facies of in the Jinhu Sag, Subei Basin

1.2 岩矿特征

根据大量岩石薄片统计(表1)，金湖凹陷E1f2碎屑岩储层以细粒、极细粒、粗粉砂级的长石岩屑石英砂岩、长石岩屑砂岩为主，部分含云质、含灰质长石岩屑砂岩、岩屑长石砂岩。碎屑成分以石英为主，次为长石、岩屑，成分成熟度较高，石英含量平均为60%～65%；结构成熟度中等，以次圆—次棱、次棱—次圆状为主；碎屑颗粒分选普遍较好；胶结物总体含量较高，平均20%左右，以灰质为主，部分云质、泥质，少量硅质；胶结类型主要为接触—孔隙、孔隙—接触，部分为基底式胶结。

表1 苏北盆地金湖凹陷阜二段砂岩岩矿特征统计

注：表中数值意义为最小值～最大值/平均值。

表1反映，不同地区岩矿特征平均值差异很小，说明区域范围内沉积环境相对稳定，但各主要成分的含量范围相对较宽。石英含量45%～89%，长石含量3%～40%，岩屑含量7%～41%，这种现象表明岩石成分成熟度有一定差异，可能有不同距离的物源影响。胶结物含量差异明显，平均20%～30.5%；其中，西斜坡、汊涧地区平均含量最低，三河次凹含量平均最高，说明不同地区成岩环境有较大差别。

2 储层物性及孔隙结构特征

2.1 物性特征

按地区统计表明(图2)，各区带都以特低—低孔渗砂体为主；其中，西斜坡、汊涧斜坡砂体物性较好，卞闵杨、龙岗地区次之，石港、唐港地区较差，三河次凹最差。

图2 苏北盆地金湖凹陷各区块E1f2储层物性分布频率Fig.2 Frequency of reservoir physical properties of E1f2in different areas of the Jinhu Sag, Subei Basin

由图1、图2看出，金湖凹陷分区砂体物性的差异充分反映了砂体岩相和成岩作用的重要影响。譬如，西斜坡、汊涧三角洲前缘分支河道砂体最发育、单层厚、累计厚度大，埋藏较浅，物性相对较好；而三河次凹处于砂泥坪和半深湖区，砂坪单砂体薄、累厚小、埋藏深，物性最差。

2.2 孔隙类型及孔隙结构特征

铸体薄片反映，E1f2砂岩孔隙主要有原生粒间孔、粒间溶孔、粒内溶孔、铸模孔等类型。其中，粒间溶孔是主要类型，其次是原生粒间孔，部分粒内溶孔，少量铸模孔。储层面孔率普遍偏低，多数在5%以下；部分面孔率较高，譬如天76井1 864.97 m样品面孔率达18.43%，其中，溶蚀粒间孔为9%，原生粒间孔为6.2%，其他类型孔隙占3.23%。孔隙结构参数统计表明，喉道平均宽度一般在4～8 μm之间，配位数在1～3之间，孔喉比差异较大，最高近10，最低为1.22。可变断面的收缩部分是主要喉道，次为片状、弯片状喉道。

3 储层物性的主要影响因素

沉积相类型、碎屑颗粒大小、矿物的成分成熟度、结构成熟度、含油性，以及成岩压实、胶结、溶蚀等作用都是影响储层物性的重要因素[7-8,15-18]。分析表明，金湖凹陷E1f2砂岩物性与埋深、碳酸盐含量、溶蚀等成岩因素和颗粒粗细、砂体类型等沉积因素密切相关。

3.1 成岩作用

3.1.1 压实作用

压实和胶结是储层埋藏过程中主要的成岩要素，对砂岩物性的影响作用很大。譬如，在埋深较浅，压实作用相对弱的崔4、程6井，镜下见碎屑颗粒间主要为点和点—线接触,保留了较多的原生孔

隙；埋深相对较大的高21、河参1等井在镜下可见碎屑颗粒主要为线—镶嵌、镶嵌接触，颗粒发生变形、甚至破裂，见云母受压弯曲，原生孔隙基本消失(图3)。砂岩压实作用使得其物性由浅层的较好，到中深层、深层迅速变差。

E1f2砂岩物性与深度相关关系分析表明，φ、K总体随埋深增加而减小(图4)，同一深度孔渗分布有一定宽度范围，深度越大、分布范围越窄，越趋近于低孔渗、特低孔渗带。埋深小于2 000 m，φ多在5%～28%左右，K多在(1～1 000)×10-3μm2；埋深大于2 000 m，φ多在2%～20%左右，K主要在(0.1～100)×10-3μm2间。说明压实是导致砂岩物性变差的重要因素之一。

3.1.2 胶结作用

E1f2砂岩胶结物主要为碳酸盐，黏土矿物、硅质次之(图5a，b)。碳酸盐胶结物以方解石为主，次有白云石。黏土矿物以伊—蒙混层、伊利石、绿泥石为主，它们分布于颗粒及孔喉表面，影响了砂岩储集性能。硅质胶结主要表现为石英的次生加大，石英生长于孔隙之中，缩小了储集空间。

3.1.3 溶蚀作用

从镜下薄片、电镜观察，溶蚀作用主要表现为胶结物和碎屑颗粒溶蚀。成岩早期的溶蚀作用常在粒间和颗粒中发生，形成粒间溶孔、粒内溶孔、铸模孔，增大φ、K；成岩晚期的溶蚀作用常形成一些不规则的非组构控制的溶孔，在一定条件下有利于孔隙条件的改善[8]。

图3 苏北盆地金湖凹陷E1f2砂岩压实现象Fig.3 Sandstone compaction phenomenon in E1f2 in the Jinhu Sag, Subei Basin

图4 苏北盆地金湖凹陷E1f2砂岩埋深与物性关系Fig.4 Relationship between burial depth and physical properties of sandstones of E1f2 in the Jinhu Sag, Subei Basin

图5 苏北盆地金湖凹陷E1f2砂岩胶结和溶蚀现象Fig.5 Cementation and dissolution of sandstones in E1f2 in the Jinhu Sag, Subei Basin

图6 苏北盆地金湖凹陷E1f2砂岩碳酸盐含量与物性关系Fig.6 Relationship between carbonate content and physical properties of sandstones in 2 in the Jinhu Sag, Subei Basin

根据铸体薄片分析，E1f2碎屑岩储层的孔隙类型主要为溶蚀孔隙，镜下所见主要为岩屑、长石和方解石溶蚀(图5c，d)，形成粒内溶蚀孔、粒间溶蚀孔、港湾状溶蚀孔等各种现象。

3.2 油气充注

利用墩2-1井单井资料反映砂岩含油性与孔渗之间关系更加明显(图7c，d)，其中油浸砂岩储层物性最好；油斑、油迹砂岩次之；非含油砂岩最差，非含油砂岩大多φ<10%，全部K<1×10-3μm2。

3.3 砂体微相类型

图7 苏北盆地金湖凹陷阜二段砂岩含油性与物性关系Fig.7 Relationship between oil-bearing and physical properties of sandstones in E1f2+3 2 in the Jinhu Sag, Subei Basin

图8 苏北盆地金湖凹陷阜二段砂岩微相与物性关系Fig.8 Relationship between depositional facies and physical properties of sandstones in E1f2 in the Jinhu Sag, Subei Basin

对西斜坡、汊涧地区三角洲前缘分支河道、河口砂坝、砂质滩坝及卞闵杨、石港地区浅湖滩坝的不同沉积类型砂体与物性相关关系分析(图8)，结果显示：分支河道砂体储层φ和K相对较好，河口坝和浅湖滩坝砂体储层物性相对较差，说明沉积时水动能条件越强，砂岩颗粒越粗，储层物性越好。

4 结论

(1)苏北盆地金湖凹陷阜二段砂岩储层以细粒、极细粒、粗粉砂长石岩屑石英砂岩和长石岩屑砂岩为主，不同地区岩石成分成熟度均值差异小、范围变化较宽，结构成熟度基本相当。

(2)阜二段砂岩储层物性总体较差，以中低孔、特低孔，低渗、特低渗储层为主，粒间溶孔是主要的孔隙类型，物性相对较好的碎屑岩储层主要分布在西部斜坡带。

(3)储层物性与成岩作用、油气充注、砂体类型密切相关。压实和碳酸盐胶结是砂岩储层物性变差的主要原因；溶蚀作用和油气充注是抑制砂岩物性变差、改善储集性能的重要因素；颗粒相对粗的、单砂体相对较厚、埋深相对较浅、碳酸盐含量较低、溶蚀强烈的西斜坡和汊涧等地区是寻找相对优质砂岩储层的有利地区。

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(编辑 徐文明)

Influencing factors of sandstone properties of the second member of Funing Formation in the Jinhu Sag, Subei Basin

Ma Yingjun

(SINOPECJiangsuOilfieldBranchCompany,Yangzhou,Jiangsu225012,China)

The lithologic characteristics of minerals, reservoir physical properties and pore structure of sandstones in the second member of Funing Formation in the Jinhu Sag of Subei Basin were studied based on petrographic thin sections, casting thin sections, porosity and permeability, and the influencing factors for reservoir physical properties were discussed. The sandstones in the second member of Funing Formation are generally fine grained. The average maturity of rock composition is similar among different regions, and range widely. The sandstones on the western slope of Jinhu Sag have better physical properties while those in the other areas are featured by low porosity and low to extra low permeability. Compaction and carbonate cementation are the main reasons leading to poor reservoir physical properties. Dissolution and hydrocarbon filling are important factors to restrain diagenesis and improve reservoir characteristics. The western slope has relatively better porosity and permeability and is a favorable target for hydrocarbon pools.

sandstone physical property; sedimentary microfacies; diagenesis; oil and gas filling; second member of Funing Formation; Jinhu Sag; Subei Basin

1001-6112(2017)04-0477-07

10.11781/sysydz201704477

2017-02-10；

2017-06-05。

马英俊(1964—)，女，工程师，从事油气地质勘探综合研究。E-mail：mayj.jsyt@sinopen.com。

中石化重大科技项目“苏北盆地油气聚集规律及精细评价关键技术”(ZDP17010)资助。

TE122.23

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