洪 雪，周卓明，劉福春

(1.中國(guó)石化 東北油氣分公司 勘探開(kāi)發(fā)研究院，長(zhǎng)春 130062；2.中國(guó)石化 石油勘探開(kāi)發(fā)研究院 無(wú)錫石油地質(zhì)研究所，江蘇 無(wú)錫 214126)

松遼盆地彰武斷陷九佛堂組碎屑巖儲(chǔ)層特征研究

洪 雪1，周卓明2，劉福春1

(1.中國(guó)石化 東北油氣分公司 勘探開(kāi)發(fā)研究院，長(zhǎng)春 130062；2.中國(guó)石化 石油勘探開(kāi)發(fā)研究院 無(wú)錫石油地質(zhì)研究所，江蘇 無(wú)錫 214126)

通過(guò)巖心觀察、顯微鏡下常規(guī)及鑄體薄片鑒定、掃描電鏡、X-衍射等分析，對(duì)彰武斷陷九佛堂組儲(chǔ)層成巖作用、孔隙特征及其對(duì)儲(chǔ)集物性的影響進(jìn)行了研究。九佛堂組儲(chǔ)層成巖作用類型主要有壓實(shí)作用、膠結(jié)作用和溶蝕作用，其成巖作用主要為中成巖階段A期；黏土礦物成巖作用順序?yàn)轲ね涟鼩ぁ獕簩?shí)作用—早期溶蝕作用—綠泥石—伊利石—次生石英加大—微晶石英—鈉長(zhǎng)石—方解石—晚期溶蝕作用；孔隙類型主要包括原生孔隙和次生孔隙，次生孔隙包括溶蝕粒間孔隙、超大孔、溶蝕粒內(nèi)孔隙、鑄?？?、裂縫孔；儲(chǔ)層主要為一套扇三角洲前緣沉積，巖石類型、黏土含量、成巖作用以及沉積微相是影響優(yōu)質(zhì)儲(chǔ)層分布的主要因素。

成巖作用；孔隙結(jié)構(gòu)；儲(chǔ)層物性；九佛堂組；彰武斷陷；松遼盆地

彰武斷陷位于松遼盆地西南隆起區(qū)，呈北北東向展布，為東斷西超的箕狀斷陷結(jié)構(gòu)，是一個(gè)疊置于中朝地臺(tái)內(nèi)蒙地軸之上的早白堊紀(jì)沉積盆地[1]，面積150 km2(圖1)，斷陷期地層發(fā)育下白堊統(tǒng)義縣組、九佛堂組和沙海組。

2010年，以改造型盆地勘探理論為指導(dǎo)，彰武斷陷彰武1井首獲油流[2-3]，揭開(kāi)了松南新區(qū)勘探突破的序幕。隨后，相繼實(shí)施的多口探井獲得了工業(yè)油流，發(fā)現(xiàn)了彰武油田，并確定了其主力含油層系為九佛堂組和沙海組，因此，研究斷陷層九佛堂組儲(chǔ)層成巖作用特征具有重要意義[4-5]。

1 巖石類型

通過(guò)巖心觀察及薄片顯微鏡下鑒定，確定九佛堂組儲(chǔ)層巖石類型主要為砂巖和含礫砂巖，礫石成分主要為安山巖、花崗巖和凝灰?guī)r。64個(gè)砂巖樣品巖石類型主要以長(zhǎng)石巖屑砂巖和巖屑砂巖為主，其中彰武2井主要為長(zhǎng)石巖屑砂巖和巖屑砂巖，彰武3井主要為巖屑砂巖(圖2，圖版a)。

圖1 研究區(qū)位置

圖2 彰武斷陷九佛堂組砂巖巖石三角圖

2 成巖作用類型

通過(guò)掃描電鏡、鑄體薄片以及黏土礦物X-衍射綜合分析，確定九佛堂組發(fā)育的成巖作用類型主要有壓實(shí)作用、膠結(jié)作用和溶蝕作用[6]。

2.1 壓實(shí)作用

該區(qū)壓實(shí)作用主要發(fā)生在成巖作用早期,埋深小于1 700 m。彰武2、彰武3井巖石碎屑顆粒顯微鏡下表現(xiàn)為顆粒間主要以點(diǎn)、線接觸為主,磨圓多為棱角狀—次棱角狀—次圓狀,碎屑顆粒間的凹凸接觸并不常見(jiàn),表明該時(shí)期主要以壓實(shí)作用為主。

2.2 膠結(jié)作用

2.2.1 微晶石英及石英次生加大

硅質(zhì)膠結(jié)作用是導(dǎo)致砂質(zhì)沉積物形成砂巖的重要作用[7-9]。本區(qū)硅質(zhì)膠結(jié)物主要為石英次生加大和自生微晶石英;自生石英外緣晶面平直、棱角分明,且普遍未受磨損,晶形完好,主要充填在孔隙中生長(zhǎng)(圖版b),少數(shù)包裹顆粒生長(zhǎng)。

2.2.2 自生鈉長(zhǎng)石

彰武2井掃描電鏡下可見(jiàn)自生鈉長(zhǎng)石,主要呈板柱狀與石英次生加大或自生石英相伴生長(zhǎng)[10](圖版c)。

2.2.3 自生黏土

目的層自生黏土礦物包括伊/蒙混層、伊利石、綠泥石、硅質(zhì)和膏質(zhì)膠結(jié)物。

伊/蒙混層掃描電鏡下呈蜂窩狀、半蜂窩狀、棉絮狀(圖版d)，穩(wěn)定性較差，它是蒙皂石向伊利石轉(zhuǎn)化的生成物，是砂巖中一種主要的膠結(jié)劑，降低了砂巖的孔隙度；但同時(shí)，轉(zhuǎn)化的過(guò)程中產(chǎn)生大量的水，有利于次生孔隙帶的發(fā)育，是油氣運(yùn)移的載體和動(dòng)力。

伊利石在彰武2、3井均較為發(fā)育，電鏡下伊利石呈搭橋狀和發(fā)絲狀產(chǎn)出(圖版e)。同時(shí)，研究區(qū)還發(fā)育絨線球狀的綠泥石，它們以孔隙襯邊方式產(chǎn)出(圖版f)，其大量存在的晶間孔為流體提供了通道。

2.2.4 凝灰質(zhì)和膏質(zhì)膠結(jié)

掃描電鏡下，凝灰質(zhì)和膏質(zhì)膠結(jié)物貼附顆粒表面并充填在孔隙顆粒之間，對(duì)儲(chǔ)層物性起破壞作用(圖版g)。

2.3 溶蝕作用

鑄體薄片中可見(jiàn)溶蝕現(xiàn)象有2種表現(xiàn)形式：一種表現(xiàn)為長(zhǎng)石和巖屑顆粒的溶蝕，鏡下可見(jiàn)長(zhǎng)石顆粒聚片雙晶溶蝕現(xiàn)象明顯(圖版h)，此外還有巖屑顆粒內(nèi)部易溶物質(zhì)被溶蝕成孔隙(圖版i)；另一種為顆粒與顆粒之間的擴(kuò)大溶蝕，鏡下表現(xiàn)為顆粒邊緣呈溶蝕港灣狀(圖版j)。

3 成巖序列

3.1 成巖階段劃分

本文主要借助于鏡質(zhì)體反射率(Ro)和巖石最高熱解峰溫(Tmax)進(jìn)行成巖階段劃分。彰武2、3井鏡質(zhì)體反射率(Ro)顯示九佛堂組早期進(jìn)入低成熟演化階段，Ro分布在0.56%～1.3%，集中分布在0.6%～0.9%(圖3)；最高熱解峰溫主要分布在435～460 ℃(圖4)，平均為441 ℃。此外，彰武2、3井烴類性質(zhì)為原油，黏土礦物表現(xiàn)為伊/蒙混層+伊利石+綠泥石組合，同時(shí)該時(shí)期溶蝕作用較為發(fā)育，按碎屑巖成巖作用階段劃分標(biāo)準(zhǔn)[11]，判斷目的層成巖作用主要為中成巖階段A期(圖5)。

圖3 彰武斷陷九佛堂組鏡質(zhì)體反射率隨埋深變化

圖4 彰武斷陷九佛堂組最高熱解峰溫隨埋深變化

圖5 彰武斷陷九佛堂組成巖階段劃分

3.2 成巖序列劃分

通過(guò)掃描電鏡和鑄體薄片觀察，根據(jù)成巖作用過(guò)程中自生礦物之間的共生關(guān)系，結(jié)合共生序列判斷原則，確定彰武地區(qū)九佛堂組黏土礦物成巖作用順序?yàn)轲ね涟鼩ぁ獕簩?shí)作用—早期溶蝕作用—綠泥石—伊利石—次生石英加大—微晶石英—鈉長(zhǎng)石—方解石—晚期溶蝕作用，具體表現(xiàn)關(guān)系為：

(1)壓實(shí)作用及黏土礦物包殼在成巖過(guò)程中形成最早。部分鑄體薄片鏡下可見(jiàn)，黏土礦物包殼分布在顆粒接觸緊密處(圖版k)，說(shuō)明黏土礦物包殼的形成時(shí)間早于壓實(shí)作用。

(2)綠泥石、伊利石早于微晶石英形成。掃描電鏡下可見(jiàn)微晶石英充填在綠泥石、伊利石充填后的孔隙中，因此微晶石英晚于綠泥石(圖版l)和伊利石形成。

(3)次生石英加大早于鈉長(zhǎng)石和微晶石英形成。微晶石英充填在次生石英形成后的孔隙中，因此微晶石英晚于次生石英形成。鈉長(zhǎng)石貼伏微晶石英生長(zhǎng)，因此鈉長(zhǎng)石晚于微晶石英形成(圖版c)。

(4)關(guān)于溶蝕作用：①早期溶蝕作用后形成自生成巖礦物。與壓實(shí)作用同時(shí)發(fā)生，碎屑顆粒形成港灣狀溶蝕，這些溶蝕使得地層水或流體中離子成分及流體酸堿性發(fā)生變化，從而形成自生礦物；②第二期溶蝕作用在方解石之后發(fā)生。主要表現(xiàn)為溶蝕方解石，在晚期形成的方解石內(nèi)部可見(jiàn)溶蝕孔隙，說(shuō)明在方解石形成之后發(fā)生的流體溶蝕作用，是第二期溶蝕作用(圖版m)。

圖6 彰武斷陷九佛堂組砂巖典型毛管壓力曲線

4 儲(chǔ)集空間

4.1 孔隙類型

根據(jù)鑄體薄片鑒定和掃描電鏡分析，九佛堂組發(fā)育的孔隙類型主要包括原生孔隙和次生孔隙。次生孔隙包括溶蝕粒間孔隙、超大孔、溶蝕粒內(nèi)孔隙、鑄?？?、裂縫孔[12-13]。

4.1.1 原生孔隙

九佛堂組的成巖階段主要處于中成巖階段A期，粒間孔隙不發(fā)育，僅在個(gè)別薄片中可見(jiàn)三角形或四邊形存在的原生粒間孔(圖版n)。

4.1.2 次生孔隙

①溶蝕粒間孔隙。粒間溶孔表現(xiàn)為顆粒的邊部被溶蝕呈港灣狀、鋸齒狀等(圖版j)，形狀極不規(guī)則，是本區(qū)較為發(fā)育的一種孔隙類型，有時(shí)溶蝕作用較強(qiáng)，形成超大孔(圖版o)。

②溶蝕粒內(nèi)孔隙。九佛堂組巖屑和長(zhǎng)石顆粒粒內(nèi)溶蝕孔隙較為普遍，長(zhǎng)石顆粒聚片雙晶被溶蝕(圖版h)，巖屑顆粒內(nèi)部易溶組分發(fā)生溶蝕作用(圖版i)。

③鑄模孔。次生孔隙的一種，鏡下可見(jiàn)發(fā)生溶蝕作用時(shí)原來(lái)存在的顆粒被完全溶蝕，只剩顆粒邊緣存在(圖版p)。

④裂縫孔隙。裂縫孔通常切穿巖石或切穿碎屑顆粒，主要受壓實(shí)作用所致，一般較為平直，邊部無(wú)溶蝕，起到連通孔隙、改善儲(chǔ)層滲透性的作用(圖版q)。

4.2 孔隙結(jié)構(gòu)

根據(jù)壓汞資料統(tǒng)計(jì)，九佛堂組砂巖儲(chǔ)層排驅(qū)壓力低，普遍分布范圍為0.01～2.0 MPa，主要分布區(qū)間為0.01～0.5 MPa，平均值0.18 MPa。

九佛堂組主力油層毛管壓力曲線形態(tài)以粗歪度為主，歪度(Skp)分布在0.6～1.67之間；分選系數(shù)(Sp)分布在0.12～0.64之間，大部分樣品具平臺(tái)特征，分選性較好；毛管壓力曲線斜率小，向左下坐標(biāo)軸靠攏，并且凹向右方，表明排驅(qū)壓力及飽和度中值壓力低(圖6)。

另外，樣品孔喉峰態(tài)(Kp)分布在1.67～2.92，尖峰特征明顯，峰型單峰、雙峰形態(tài)均有，這和該區(qū)發(fā)育溶蝕孔隙、裂縫孔隙等有關(guān)。

4.3 物性特征

縱向上九佛堂組存在孔隙度、滲透率偏離正常壓實(shí)曲線的現(xiàn)象(圖7,8)。彰武2井孔隙度分布在5.6%～25.6%之間，平均值為15.3%；滲透率分布在(0.021～228)×10-6μm2之間，平均為21.5×10-6μm2。彰武3井孔隙度分布在1.3%～13.3%之間，平均值為6.5%；滲透率分布在(0.009 ～4.05)×10-6μm2之間，平均為0.24×10-6μm2。物性以中孔低滲為主。

圖7 彰武斷陷彰武2井九佛堂組孔隙度隨埋深變化

圖8 彰武斷陷彰武3井九佛堂組孔隙度隨埋深變化

圖9 彰武斷陷彰武2井黏土礦物含量隨埋深縱向變化

彰武2井1 210.0～1 223.6 m井段儲(chǔ)層物性明顯優(yōu)于上下層段，剔除一個(gè)異常值(7.3%)，其孔隙度分布在14.8%～25.6%之間，平均值高達(dá)20.8%；滲透率平均值達(dá)到52×10-6μm2。彰武3井1 545.0～1 577.6 m井段剔除2個(gè)異常值，儲(chǔ)層孔隙度6.4%～13.3%，平均值為9.7%。

4.4 優(yōu)質(zhì)儲(chǔ)層影響因素

從不同巖石類型孔隙度隨埋深縱向變化趨勢(shì)來(lái)看(圖7，8)，孔隙度受巖石類型控制作用明顯。彰武2井含礫中砂巖及彰武3井中砂巖儲(chǔ)層物性明顯優(yōu)于其他巖性，說(shuō)明孔隙度受粒度影響較大。

從油氣充注[14-16]與物性變化關(guān)系分析，彰武2井1 210.0～1 223.6 m井段(圖7)和彰武3井1 545.0～1 577.6 m井段(圖8)油氣顯示級(jí)別普遍達(dá)到油斑—油浸，油氣充注程度較高的地方，其物性一般較好。

從黏土礦物含量隨埋深縱向變化圖上(圖9)可以看出，彰武2井黏土礦物總量與孔隙度變化呈現(xiàn)負(fù)相關(guān)特征，即黏土礦物含量高，孔隙度低，反之亦然。

同時(shí)，優(yōu)質(zhì)儲(chǔ)層段長(zhǎng)石和巖屑顆粒溶蝕作用發(fā)育(圖版h，p)，彰武2井的鉀長(zhǎng)石相對(duì)更為發(fā)育(圖10)，這是使儲(chǔ)層物性得到改善的主要原因[17]。

此外，根據(jù)測(cè)井曲線組合特征，結(jié)合巖心觀察，對(duì)彰武2、3井進(jìn)行了沉積微相劃分，分析認(rèn)為扇三角洲前緣水下分流河道微相儲(chǔ)層物性好，起主要控制作用。

圖10 彰武斷陷彰武2井長(zhǎng)石相對(duì)含量與井深關(guān)系

5 結(jié)論

(1)九佛堂組成巖作用主要有壓實(shí)作用、膠結(jié)作用和溶蝕作用；成巖作用階段主體處于中成巖作用階段A期。

(2)溶蝕作用、膠結(jié)作用中的伊蒙混層和絨線球狀綠泥石對(duì)孔隙起積極作用，而壓實(shí)作用、膠結(jié)作用中的凝灰質(zhì)和膏質(zhì)膠結(jié)對(duì)孔隙保存起到破壞作用。

(3)儲(chǔ)層孔隙類型主要為次生孔隙，包括溶蝕粒間孔、溶蝕粒內(nèi)孔；物性以中孔低滲為主。孔隙結(jié)構(gòu)以粗歪度為主，分選性好，排驅(qū)壓力低。

(4)優(yōu)質(zhì)儲(chǔ)層受溶蝕作用、巖石類型、黏土含量以及沉積微相控制，彰武2井1 210.0～1 223.6 m、彰武3井1 545.0～1 577.6 m井段儲(chǔ)層發(fā)育，可結(jié)合地震相進(jìn)行優(yōu)質(zhì)儲(chǔ)層平面展布追蹤。

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圖版

(編輯 徐文明)

Characteristics of clastic rock reservoirs in Jiufotang Formation,Zhangwu Depression, Songliao Basin

Hong Xue1, Zhou Zhuoming2, Liu Fuchun1

(1.ExplorationandDevelopmentResearchInstitute,SINOPECNortheastOilandGasBranch,Changchun,Jilin130062,China;2.WuxiResearchInstituteofPetroleumGeology,SINOPEC,Wuxi,Jiangsu214126,China)

The diagenetic effect, porosity and its influence on physical properties of clastic reservoirs in the Jiufotang Formation in the Zhangwu Depression were analyzed by means of core observation, ordinary and casting thin section microscopic identification, SEM and X-ray diffraction. Compaction, cementation and erosion effects are common in the Jiufotang Formation, and are mainly in stage A of the middle diagenetic phase. The diagenetic process of clay minerals was described as clay rim, compaction, early dissolution, chlorite, illite, secondary quartz overgrowth, micro quartz, sodium feldspar, calcite and late dissolution. Both primary and secondary pores were found. The secondary pores include intergranular dissolution pores, giant pores, intragranular dissolution pores, mold pores and fracture pores. A set of fan delta front sediments provided reservoirs. Rock type, clay content, diagenetic effect and sedimentary micro-facies influenced the distribution of high-quality reservoirs.

diagenetic effect; pore structure; reservoir physical property; Jiufotang Formation; Zhangwu Depression; Songliao Basin

1001-6112(2015)04-0445-07

10.11781/sysydz201504445

2014-08-08；

2015-06-08。

洪雪(1985—)，女，碩士，工程師，從事石油地質(zhì)綜合研究。E-mail:hongxue85@qq.com。

中國(guó)石化科技部項(xiàng)目“松南新區(qū)改造型盆地資源潛力分析及勘探方向研究”(P2011072)資助。

TE122.2+2

A