钱康宁

(长江大学 地球科学学院，湖北 武汉 430100)

近年来，随着常规油气藏储量的减少以及勘探难度的增加，致密砂岩储层已成为国内外众多学者研究的热点及前沿问题。研究区位于克拉玛依市东北35 km的白碱滩地区，构造位于准噶尔盆地西北缘克—乌断阶带下盘，南白碱滩断裂上盘，内部发育5137井断裂[1]。油藏类型为断裂遮挡的单斜油藏(见图1)。研究区具有岩性致密、物性较差、成岩作用复杂、非均质性强等地质特征。本文从储层岩石学特征、物性特征及微观孔隙特征等方面对七中东区白碱滩组储层进行阐述，为本区的岩性—地层和岩性—构造油气藏勘探提供依据。

图1 七中东区构造剖面

1 地层背景

上克拉玛依组在白碱滩—乌尔禾—夏子街地区[2]，岩性组合复杂，主要表现为块状砂砾岩、泥质砂岩、粉砂岩以及含砾砂岩。白碱滩组为一套湖相沉积，以深灰、灰黑色泥岩、粉砂质泥岩为主，中间夹薄层灰色细砂岩、粉砂岩，下部夹薄层中砂岩。

白碱滩组厚度150～300 m，平均250 m，自下而上分为b3、b2、b1共3段。剖面上具反旋回结构，油层位于上部的b2、b1。原地层划分方案将b2层细分为b23、b22、b21层3个砂层组。b1层仅发育b14层。本次研究以原方案为基础，将目的层b22、b21、b14细分为12个小层。

2 储层特征

不同的沉积环境以及物源供给条件下可以形成不同的碎屑岩类型，通常陆相碎屑岩储层以砂岩为主，少数为砾岩。七中东区白碱滩组碎屑岩储层以砂岩为主。研究区主要的沉积环境为三角洲前缘沉积环境，而形成的砂岩具有结构、成分成熟度低的特点。

2.1 岩性特征

根据现场岩心观察、地表露头以及岩石薄片分析，可以得出白碱滩岩性组合以细砂岩为主，部分还发育有细沙—粉砂岩、泥质粉砂岩、粉细砂岩、含碳屑细砂岩、泥质细砂岩、中细砂岩、中砂岩、粉砂质泥岩、砂质泥岩、泥岩。

平面上，岩性粒径有差异，西部较粗。按取心井等间距取样统计，西部取芯井(7410井)细砂岩、中砂岩样品最多。纵向上，岩性粒径也表现出明显差异，总体表现为下粗上细。下部的T3b22为细—中砂岩，最粗。上部的T3b14以泥岩为主，最细。中间的T3b21则介于两者之间。

2.2 碎屑岩岩石学特征

研究区主力储层段砂岩为岩屑砂岩(见图2)。碎屑成分表现出较强的特殊性，成分成熟度低，石英很少，特别是火山碎屑岩具有罕见的高含量，主力储层段砂岩碎屑成分以凝灰岩岩屑为主，无论是平面上还是剖面上，都具有相似的特征(见图3)。

图2 T3b22碎屑颗粒三角组分

图3 碎屑成分及其百分比含量直方图

凝灰岩岩屑含量高，标志着地层抗压实能力弱，从而导致成岩作用早期，粒间孔隙大量消失。因此胶结物含量很低，主力储层段小于3.5%；同时也导致储层原生孔隙很少，这是白碱滩组储层不同于国内其他砂岩储层的最重要原因。杂基以泥质为主，胶结物则以泥质、菱铁矿、白云石胶结为主，按小层统计的胶结物含量(见图4)。主力储层段T3b21、T3b22总体较少。

图4 杂基胶结物各组分及其百分比含量直方图

2.3 岩石结构特征

七中东区白碱滩组储层分选中等或好，分层统计结果没有明显的差别，表明在纵向上，分选性具有相似性。

研究区以次棱角状为主，其次是次棱角—棱角状或次棱角—次圆状，圆状较少。表现出近源沉积特征或快速搬运—沉积特征，分异条件不佳。纵向上来看，T3b22的磨圆度比T3b14、T3b21的磨圆度要好。

根据薄片分析资料统计，目的层储层砂岩主要以点—线接触为主(见图5)，说明颗粒之间压实作用较强，使原生孔隙减少。

图5 七中东区白碱滩组储层接触关系

2.4 孔隙结构特征

毛管压力特征：储层表现出小孔小喉特征(见图6)。中值喉道半径较小，仅0.085～0.23 μm。分层统计结果表明，纵向上差别不大。

图6 毛管压力曲线与孔喉半径柱状图

最大喉道半径差别较大。最大喉道半径出现在7410井的817.10 m深度点上，检测到的最大喉道半径为20.13 μm；该样品中值半径仍较小，仅为0.15 μm(属于小喉)。压汞曲线形态为斜坡状，分选系数3.55，表明孔喉大小混杂。孔喉体积比为4.73%，最小非饱和孔隙体积百分数为35.59。退出效率较低，仅18.11%。

根据裘亦楠《油气储层评价技术》(1997)分类标准，即大喉R50>2 μm；中喉 R50=0.5～2 μm；小喉R50=0.5～0.04 μm；微喉R50<0.04 μm。白碱滩主力储层喉道为小喉级别。

小喉—偏大型喉道：R50=0.2～0.5 μm，属于储集性能好的类型。分选偏中，粒度偏粗。

小喉—中型喉道：R50=0.1～0.2 μm，属于储集性能中等的喉道类型。分选偏中，粒度较小。

小喉—偏小型喉道：R50=0.04～0.1 μm，代表储集性能中等偏差的喉道类型。分选较差，细粒度。

微型喉道：R50<0.04 μm，属于非储层，分选差、极细粒度。渗透性很差，难以形成有效储层，孔喉内多被束缚水占据(见图7)。

图7 分层孔隙结构评价结果直方图

2.5 物性特征

储层属于中孔低渗储层。采用3口取芯井岩芯实验数据进行统计计算，150个孔隙度样品，孔隙度值9.8%～32.68%，平均值为19.582%，峰值20%～25%，属于中孔。渗透率样品111个，其值0.02～603.77 mD，平均29.40 mD，属于低渗。孔隙度与渗透率数据都表现出了较大的数值范围，大小不一(图8)，更重要的是渗透率没有表现出与孔隙度相适应的响应，出现了低配现象。表明无效孔隙较多。

3 致密砂岩储层主控因素

沉积相对储层的物性具有较强的控制作用，并且决定着成岩作用的类型，成岩作用控制储层致密程度，构造作用则将致密砂岩储层改造成中孔低渗储层。研究区主要受沉积作用、成岩作用的影响。

3.1 沉积作用

沉积相是控制储层岩石发育和分布的先天性地质因素，不同沉积环境下岩性特征不同，储层物性也随之不同[3]。研究区主要为湖相—曲流河三角洲相沉积。研究区碎屑岩粒度较细，填隙物含量较低。根据前人资料及研究区实际情况，可得出研究区储层的分布受沉积微相的影响及制约。通过研究不同沉积微相砂岩的孔、渗统计结果可得出，水下分流河道的储层物性较好，河口坝次之(见表1)。

图8 七中东区白碱滩组孔隙度、渗透率直方图

沉积微相类型孔隙度/%范围平均值渗透率/mD范围平均值水下分流河道15～32.722.4107～603204河口坝8.4～18.715.756～268157支流间湾0.1～10.25.40.1～18697

七中东区白碱滩组砂岩粒径的大小对储层物性也有影响。研究区内砂岩粒径与储层物性之间具有较好的正相关性。一般来说，砂岩粒度越细，则孔隙度及渗透率也越小。七中东区白碱滩组主要以细砂岩为主，决定了本区低孔低渗的特点。

3.2 成岩作用

1)压实作用强

压实作用使颗粒在重荷压力下被压致密，使得储层原生孔隙度降低[4]。研究区白碱滩组储层由于凝灰岩颗粒成分很高，岩石表现为抗压实作用能力弱。颗粒之间的软岩屑常常发生变形，甚至破裂。表明储层经历了较强的压力作用。

2)胶结作用一般

胶结作用在形成的过程中，会固结沉积物使孔隙和喉道变小，使得连通性下降，从而破坏储层的储集性能。研究区主要为泥质硅质胶结。

泥质胶结：最常见。镜下普遍见高岭石、绿泥石等粘土矿物(见图9)。粘土矿物占整个岩石成分的比例约11%，充填孔隙现象普遍，降低了储层物性。高岭石呈不规则状、蠕虫状，产状为充填式，高岭石是一种典型的速敏矿物，当注入水量较大时易堵塞喉道。

图9 扫描电镜图片

镜下还见有伊蒙混层，呈不规则状，产状为衬垫式。蒙脱石在I/S中的含量在0～40之间，表明蒙脱石部分已转变成绿泥石或伊利石。自生绿泥石充填在孔喉中。

硅质胶结：包括石英次生加大和自生微晶石英集合体。但总体较少。包括：石英次生加大(见图9)。自生微晶石英集合体呈细晶或微晶分布于粒间孔隙或次生溶孔内，沿孔壁生长，晶粒较细[5]。晶形从较差—较好均可见到，此类石英含量低，呈星点状分布。其形成时间晚于绿泥石薄膜和自生高岭石。

3)溶蚀作用强

溶蚀孔隙在总孔隙中占比很高。镜下常见两类溶蚀对象，即凝灰岩岩屑和长石矿物。溶蚀作用强烈的地方，颗粒边缘呈明显的不规则状，铸体薄片显示粒间和粒内都发生了溶蚀作用。

长石溶蚀：典型的粒内溶蚀，溶蚀作用沿长石矿物解理面进行(见图9)。

凝灰岩岩屑溶蚀：溶蚀作用沿颗粒边缘向内部发生，镜下普遍。这种溶蚀作用产生大量的溶孔或溶缝，成为白碱滩组主力储层的主要储油空间。

4)微裂缝

在构造应力作用下，当偏应力达到层内局部破裂条件时，产生长度和开度很小的微裂缝。在成岩过程中，因沉积物压实失水，矿物胶结、交代、重结晶等，使岩层发生收缩、膨胀以及矿物间的重新组合、转化，都可以产生微裂缝[6]。研究区裂缝按成因基质主要分为构造裂缝、成岩裂缝。

4 结 论

1)七中东区白碱滩组砂性主要为岩屑砂岩，分选性一般，磨圆度较差，颗粒多为次棱角状，颗粒之间以点—线接触为主，胶结类型以孔隙式胶结为主。

2)七中东区白碱滩组储层物性和孔隙结构较差，这是导致研究区中孔低渗的主要原因，原生孔隙较少，次生孔隙发育。

3)七中东区白碱滩组储层特征受到物源、沉积环境及成岩作用多种因素共同控制，沉积环境是影响储层的先决条件，三角洲沉积体系中，水下分流河道储层物性较好，河口坝次之。影响研究区物性及孔隙发育程度的成岩作用类型主要是压实作用、胶结作用、溶解作用及微裂缝，在成岩过程中，压实作用和胶结作用为破坏性成岩作用，溶解作用和微裂缝为建设性成岩作用。