胡平櫻 （中國石油大學 （北京）地球科學學院，北京102249）

王小軍，吳寶成，常亮，謝安 （中石油新疆油田分公司勘探開發(fā)研究院，新疆 克拉瑪依834000）

阜東地區(qū)位于準噶爾盆地中央坳陷區(qū)與東部隆起區(qū)的過渡地帶，勘探面積近3000km2。該地區(qū)油氣勘探始于20世紀50年代，針對侏羅系、三疊系陸續(xù)鉆探了數口探井，但鉆探效果不理想。隨著2009年阜東2井侏羅系頭屯河組 （J2t）油藏的發(fā)現，展示了巨大的勘探潛力，揭開了阜東地區(qū)中上侏羅統(tǒng)巖性油氣藏的勘探序幕。該區(qū)J2t從下到上劃分為頭屯河組一段、二段、三段 （J2t1、J2t2、J2t3）[1]。

從鉆試結果來看，該區(qū)J2t物性總體較好，油氣顯示雖較為豐富，但出油井較少或油井產量較低。因此，需對區(qū)內J2t儲層的主控因素進行有效分析，針對砂巖儲層進行分類評價，明確優(yōu)質儲層發(fā)育的基本規(guī)律，為油氣勘探部署和決策提供直接、有力的科學依據。

1 儲層基本特征

1.1 巖石學特征

阜東地區(qū)J2t儲層在巖石學上總體表現為較低成分成熟度、低填隙物含量、成巖作用較弱和方解石普遍發(fā)育的特征，即 “兩低一弱一發(fā)育”。

通過對270m巖心的觀察描述和220個鑄體薄片的鑒定認為，J2t儲層巖性總體偏細，以細砂巖、中細砂巖、細中砂巖為主。巖石類型以成分成熟度較低的長石巖屑砂巖或巖屑砂巖為主，石英體積分數一般小于30%，在20%～30%之間，長石體積分數介于20%～25%之間。砂巖中的巖屑含量相對較高，平均體積分數一般為50%以上。巖屑組分主要為火山巖巖屑，而且多以凝灰?guī)r巖屑為主。

膠結物體積分數一般小于5%，主要自生礦物有方解石、高嶺石、方沸石、硅質及黃鐵礦等。方解石的分布在研究區(qū)較為普遍，方解石主要呈斑塊狀或斑點狀不均勻分布，是造成儲層非均質性的主要因素[2]。

1.2 成巖作用及成巖相

J2t儲集層砂巖的成巖作用主要有機械壓實作用、膠結作用、交代蝕變作用和溶蝕作用。其中，壓實、膠結等成巖作用與儲層孔隙的保存和破壞有著密切的關系[3，4]。

J2t砂巖儲層在成巖演化過程中的順序大致分為：①早成巖階段，成巖的壓實作用減少了原生粒間孔隙，綠泥石包膜形成，方解石和方沸石的膠結，少量方解石以交代長石等其他組分的形式產出，經過壓溶作用和自生礦物析出，原生粒間孔隙進一步減少；②早成巖階段晚期，由黏土礦物轉化提供的Ca2＋、Fe2＋、Mg2＋達到一定濃度時，會沉淀出方解石及少量含鐵方解石，主要以斑塊狀或分散的晶粒狀分布于粒間孔中，同時伴有少量的溶蝕作用；③中成巖階段，主要表現為壓實作用和壓溶作用以及長石顆粒的溶蝕作用，其次是高嶺石、含鐵方解石的膠結與交代作用，同時有硅質析出，長石顆粒的溶蝕形成少量的次生溶孔。由此認為，J2t主要處于早成巖的B期和中成巖A期[5]。

根據220個鑄體薄片鑒定結果，阜東地區(qū)J2t主要有3種成巖相類型：弱壓實－弱膠結成巖相、弱壓實－強膠結成巖相、強－中等壓實成巖相 （表1）[6，7]。

表1 阜東地區(qū)J2t砂巖儲層成巖相特征

1）弱壓實－弱膠結成巖相 壓實作用弱，膠結物含量低，粒間孔較為發(fā)育。該類成巖相主要出現在細砂巖、細－中砂巖中，偶爾出現在極細－細砂巖中。巖石中塑性巖屑體積分數平均7%；膠結物較少，平均2.76%。膠結類型以薄膜－孔隙為主。弱壓實－弱膠結成巖相物性較好，平均孔隙度為17.63%，平均滲透率為22.97mD，面孔率高，粒間孔發(fā)育。該類成巖相主要形成于三角洲前緣水下分流河道砂體中，偶爾在河口壩砂體中出現 （表1）。

2）弱壓實－強膠結成巖相 主要特點是膠結物 （以含鐵方解石為主）呈連晶狀或分散晶粒狀不均勻膠結，粒間孔隙不發(fā)育。該類成巖相主要出現在中細砂巖、細中砂巖、細砂巖中，巖石粒度稍稍比弱壓實－弱膠結成巖相粗。塑性巖屑較少，平均僅有6.7%，但方解石較多，平均達到11%，膠結了大部分的孔隙，故其物性較差，平均孔隙度一般只有10.88%。該類成巖相主要形成于平原河道砂體與前緣水下河道砂體中，偶爾也存在于在河口壩等砂體中 （表1）。

3）強－中等壓實成巖相 表現為塑性巖屑含量高，膠結物含量低，可見孔隙不發(fā)育。主要發(fā)育于細砂巖、中細砂巖中，巖石含有較多的塑性巖屑，是3類成巖相中最高的，達到12.4%。該類成巖相主要形成于河口壩、遠砂壩、平原水道、天然堤等分選性較差的砂體中，偶爾也存在于水下分流河道中（表1）。

1.3 儲集空間類型及孔隙結構

J2t儲集空間類型均屬于剩余原生粒間孔為主，次生孔隙為輔的混合型。次生孔隙主要為長石顆粒發(fā)生溶蝕形成的粒內孔 （包括極少量鑄?？祝?，其次為方解石溶蝕孔和方沸石溶蝕孔，另外還發(fā)育少量高嶺石晶間微孔[8]。

J2t儲層孔隙結構中等，局部較差，孔喉半徑變化較大，排驅壓力較低，多在1.0MPa以下，平均毛細管半徑多數大于1.0μm，但退汞效率低，多小于35%，總體屬于細喉道，局部發(fā)育中－粗孔喉?？缀矸诌x較差，局部相對較好，以偏細為主。

1.4 物性特征

阜東地區(qū)J2t以中孔、低滲型儲層為主，局部發(fā)育中孔、中滲型以及低孔、低滲型儲層。阜東地區(qū)南部180個儲層樣品測試結果顯示，在縱向上各層段的孔隙度變化不大，平均在13.49%～16.6%之間，而滲透率變化較大，J2t3段最好，平均為65.9mD，J2t1最差，平均僅有2.5mD。阜東地區(qū)北部45個儲層樣品測試結果顯示，J2t各段儲層的孔隙度較為接近，平均在17.1%～18.7%，在滲透率方面，J2t3和J2t2儲層的滲透率較低，平均為2.6mD和9.4mD，J2t1的滲透率明顯偏高，平均為46.2mD，這與該段儲層粒級偏粗 （中粗砂巖）、填隙物含量低有關。

1.5 儲層敏感性特征

40個樣品測試結果顯示，阜東地區(qū)黏土礦物多以蒙皂石和無序伊利石－蒙皂石混層為主，兩者體積分數之和在60%以上，而蒙皂石以及無序伊利石－蒙皂石混層具有遇水強烈膨脹性特點。在阜東地區(qū)北部以綠泥石為主，體積分數均大于70%；而南部高嶺石相對發(fā)育，但在孔隙中較易遷移[9]。阜東地區(qū)儲層敏感性試驗分析表明，J2t普遍存在較強水敏特征的潛在因素，同時存在較弱酸敏和速敏的特征。流動試驗表明，阜東地區(qū)J2t表現出強水敏、較高臨界鹽度、弱－中等速敏及弱－中等酸敏的敏感性特征。初步分析認為黏土礦物并不是影響儲層敏感性的唯一主要因素，儲層物性和孔隙結構也是一個重要影響因素。物性較好、孔隙結構較優(yōu)的儲層，即使是敏感性礦物含量較高，對其產生的傷害也較小，因此在阜東地區(qū)尋找優(yōu)質儲層及認清其分布規(guī)律仍然是油氣勘探關注的重點。

2 控制儲層的主要因素

地層內儲集砂體的物性受各種各樣的因素影響，根據對阜東地區(qū)儲層資料的分析，認為砂體物性主要受沉積相帶、成巖作用、埋深等因素影響。

2.1 沉積相帶是相對優(yōu)質儲層的主要控制因素

阜東地區(qū)J2t主要發(fā)育曲流河三角洲－湖泊沉積相[10，11]，優(yōu)質儲層主要發(fā)育于三角洲前緣水下分流河道砂體中 （根據289個樣品統(tǒng)計，孔隙度平均為15.94%，滲透率平均為36.07mD），其次發(fā)育于平原河道砂體 （據18個樣品統(tǒng)計，孔隙度平均為14.6%，滲透率平均為18.25mD）與河口壩砂體中 （據65個樣品統(tǒng)計，孔隙度平均為14.5%，滲透率平均為21.91mD），最差的儲層發(fā)育于三角洲前緣遠砂壩砂體 （據46個樣品統(tǒng)計，孔隙度平均為11.13%，滲透率平均為1.7mD）和分流間灣砂體中。

不同沉積相的砂體沉積特征、儲層的分選性、巖石成分等均存在一定的差異[12]。水下分流河道砂體物性最好，分選也較好，主要為石英、長石、巖屑顆粒，塑性巖屑較少，粒間孔發(fā)育 （圖1（a））；河口壩砂體粒度比河道砂體稍細，但分選較好，孔隙也較為發(fā)育，物性也較好；遠砂壩砂體粒度細，由于在三角洲前緣遠端，與濱淺湖較近，常夾有泥質沉積物，故物性較差 （圖1（b）），目前阜東地區(qū)在實際鉆井過程中，遠砂壩砂體仍有油氣顯示，但試油效果差，基本不出油。

圖1 阜東地區(qū)J2t不同微相砂體的微觀照片

2.2 膠結作用強導致儲層物性明顯變差

220個鑄體薄片鑒定數據表明，對物性影響較大的是膠結作用，促使巖石內孔隙減少[13]，膠結物含量與面孔率有較好的負相關性 （圖2）。當膠結物體積分數大于8%時，面孔率低于6%；膠結物體積分數大于12%時，面孔率基本小于2%。從薄片鑒定資料來看，方解石為主要的膠結物。

2.3 儲層物性與埋深關系密切

如圖3所示，J2t在2500m以上時，儲層孔隙度最高可達30%；在2700～2800m下降至20%；到3400m后由于儲層溶蝕作用，出現次生溶孔，孔隙度又有所增加的趨勢；但再往深部，孔隙度逐漸減少，至4100m時最高孔隙度為16%。根據埋深與孔隙度的關系趨勢估算，在4800m時砂巖儲層孔隙度仍能達到10%，因此阜東地區(qū)具有進一步向凹陷中心勘探的潛力。

圖2 阜東斜坡區(qū)J2t砂巖內膠結物體積分數與面孔率關系圖

3 儲層分類和評價

通過對阜東地儲層控制因素的分析，以核磁測井解釋的孔隙度、滲透率為關鍵參數，結合巖礦特征、物性、成巖相、沉積相以及產能性質，參考砂巖儲層分類評價標準[14，15]，將研究區(qū)J2t儲層劃分為4類 （表2）。

圖3 阜東地區(qū)J2t砂巖埋藏深度與物性關系

根據上述分類標準，結合油氣顯示情況，以阜東2井為例對阜東地區(qū)J2t進行儲層評價。J2t沉積相類型為三角洲前緣亞相，3305～3320m井段、3346～3356m井段砂體為水下分流河道砂體，根據井壁取心物性資料及測井資料分析，屬于Ⅲ類儲層；而在3250～3290m井段的薄層砂體屬Ⅳ類儲層。在3174～3180m及3190～3204m井段砂體為水下分流河道砂體，根據物性數據及測井數據分析，為Ⅱ類儲層，但夾有薄層的Ⅲ類和Ⅳ類儲層，試油結果也表明其儲層物性良好。J2t頂部砂體主要為平原河道砂體，綜合分析后認為是Ⅲ類儲層，夾有Ⅳ類儲層。

表2 阜東地區(qū)J2t儲層分類及綜合評價表

4 結論

1）準噶爾盆地阜東地區(qū)J2t儲層具有較低成分成熟度、低填隙物含量、成巖作用較弱和方解石普遍發(fā)育的特征，儲集空間類型以剩余原生粒間孔為主，主要為中孔、低滲型儲層，局部發(fā)育中孔、中滲型儲層，存在弱壓實－弱膠結、弱壓實－強膠結、強－中等壓實3種成巖相。

2）優(yōu)質儲層主要受沉積相帶、成巖作用、埋深3大要素控制，其中，沉積相帶是最主要的。優(yōu)質儲層主要發(fā)育于三角洲前緣水下分流河道中，其次發(fā)育于三角洲平原河道砂體與河口壩砂體中，最差的儲層發(fā)育于三角洲前緣遠砂壩中。

3）以核磁測井解釋的孔隙度、滲透率為關鍵參數，結合巖礦特征、物性、成巖相、沉積相以及產能性質，將阜東地區(qū)J2t儲層劃分為4類，最優(yōu)質儲層 （Ⅰ類儲層）在局部地區(qū)分布，大部分地區(qū)以較優(yōu)質儲層 （Ⅱ、Ⅲ類儲層）為主。

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