董 小 波

(鄭州職業(yè)技術(shù)學(xué)院， 鄭州 450121)

川中公山廟油田涼高山砂巖儲(chǔ)層主控因素分析

董 小 波

(鄭州職業(yè)技術(shù)學(xué)院， 鄭州 450121)

通過(guò)取芯井巖心觀察、普通薄片和鑄體薄片鑒定、X衍射分析、場(chǎng)發(fā)射環(huán)境電鏡掃描及地球化學(xué)實(shí)際測(cè)量分析等，對(duì)川中公山廟油田涼高山致密砂巖儲(chǔ)層特征進(jìn)行綜合研究。涼高山致密砂巖儲(chǔ)層巖石類型主要為灰色粉砂巖，沉積相主要為濱淺湖相灘壩。砂巖儲(chǔ)層致密化的主要原因是受到強(qiáng)烈持久的成巖作用所致，其中機(jī)械壓實(shí)作用是砂巖孔隙降低的主要原因，膠結(jié)作用導(dǎo)致儲(chǔ)層物性顯著降低。由構(gòu)造作用和成巖作用形成的裂縫、微裂縫在一定程度上改善了儲(chǔ)層的物性，提高了油氣滲流能力。研究區(qū)砂巖儲(chǔ)層屬于灰質(zhì)膠結(jié)超低孔低滲極致密儲(chǔ)層，儲(chǔ)層的分布主要受沉積相、成巖作用與裂縫發(fā)育程度的控制。

致密砂巖儲(chǔ)層； 裂縫； 儲(chǔ)層特征； 涼高山段； 公山廟油田

致密砂巖儲(chǔ)層是一種重要的非常規(guī)油氣儲(chǔ)層，大都埋藏較深，且往往經(jīng)歷了復(fù)雜的成巖作用過(guò)程[1-2]。李新景等人經(jīng)過(guò)研究，初步明確了公山廟油田涼高山段的構(gòu)造作用、沉積作用和成巖作用類型，但對(duì)于有效優(yōu)質(zhì)儲(chǔ)層分布的主要控制因素未作深入探討[3]。在本次研究中，以川中公山廟油田侏羅系涼高山段致密砂巖儲(chǔ)層為研究對(duì)象，根據(jù)物性特征、儲(chǔ)集空間、孔隙結(jié)構(gòu)、沉積作用、成巖作用分析致密砂巖油田的儲(chǔ)層特征及主控因素，以期為致密砂巖油田的高效勘探與開(kāi)發(fā)起到積極的推動(dòng)作用。

1 區(qū)域地質(zhì)概況

川中地區(qū)位于四川盆地中部，東、西以華鎣山和龍泉山基底大斷裂為界，南抵“川南古凹中隆構(gòu)造區(qū)”，北與“川北古中拗陷低平構(gòu)造區(qū)”過(guò)渡，大地構(gòu)造上稱“川中陸核”。公山廟油田位于四川盆地中部西北向傾斜的平緩斜坡上(見(jiàn)圖1)。

圖1 四川盆地構(gòu)造單元?jiǎng)澐旨把芯繀^(qū)構(gòu)造位置圖

2 儲(chǔ)層基本特征

2.1 巖石類型

根據(jù)巖心描述、普通薄片、X射線衍射分析資料，可知研究區(qū)砂巖主要發(fā)育巖屑長(zhǎng)石砂巖和長(zhǎng)石巖屑砂巖(見(jiàn)圖2)。其中，石英體積分?jǐn)?shù)為35%～60%，平均為45%；長(zhǎng)石體積分?jǐn)?shù)為20%～40%，平均為35%；巖屑體積分?jǐn)?shù)為15%～45%，平均為28%；膠結(jié)物體積分?jǐn)?shù)平均為5.2%，以方解石、白云石為主；黏土礦物以伊利石、綠泥石和伊蒙混層為主，儲(chǔ)層總體具有成分成熟度低和結(jié)構(gòu)成熟度中等偏高的特點(diǎn)[4]。

圖2 公山廟油田涼高山段巖石組分特征

2.2 儲(chǔ)集空間類型

研究區(qū)儲(chǔ)集層埋深大，成巖作用對(duì)儲(chǔ)層的改造作用比較明顯，儲(chǔ)集空間類型多樣，主要發(fā)育殘余原生粒間孔、溶蝕孔和裂縫[5-6]。通過(guò)普通薄片、場(chǎng)發(fā)射環(huán)境掃描電鏡等資料分析，可知研究區(qū)存在 5 種類型儲(chǔ)集空間：殘余原生粒間孔、粒間溶孔、粒內(nèi)溶孔、裂縫和微裂縫(見(jiàn)圖3)。

2.3 孔隙結(jié)構(gòu)特征

通過(guò)高壓壓汞手段對(duì)研究區(qū)樣品進(jìn)行孔隙結(jié)構(gòu)分析，發(fā)現(xiàn)最大進(jìn)汞壓力為170 MPa，進(jìn)汞的孔喉半徑為0.005 μm，研究區(qū)儲(chǔ)集層孔喉半徑主要為85～205 μm。樣品的滲透率存在差異，但孔喉半徑分布差別較小，喉道半徑主要為0.5～2 μm。研究區(qū)樣品的喉道半徑與滲透率呈現(xiàn)較好的正相關(guān)性，孔喉半徑大于1 μm的樣品在滲透率高的樣品中所占的比重較大。從不同半徑喉道對(duì)滲透率的貢獻(xiàn)來(lái)看，滲透率高的儲(chǔ)層中大喉道對(duì)滲透率的貢獻(xiàn)最大，有效喉道集中分布的范圍較大，主要集中在大喉道區(qū)域[7]。

圖3 川中涼高山段致密砂巖儲(chǔ)層鏡下特征

3 沉積相對(duì)有效儲(chǔ)層分布的控制

由于其物源區(qū)的分布不同，沉積物巖石成分呈現(xiàn)出較強(qiáng)的差異性，主要表現(xiàn)為沉積巖石類型的區(qū)域性分異。通過(guò)對(duì)比發(fā)現(xiàn)，研究區(qū)砂巖的巖石成分在平面上表現(xiàn)出分區(qū)性。根據(jù)現(xiàn)場(chǎng)采集到的樣品分析結(jié)果，可劃分出3個(gè)巖性分區(qū)，北部長(zhǎng)石巖屑砂巖分布區(qū)與巖屑砂巖分布區(qū)交互分布(見(jiàn)圖4)，而南部井區(qū)為巖屑石英砂巖分布區(qū)。巖屑長(zhǎng)石砂巖區(qū)的有效儲(chǔ)層厚度最大，巖屑砂巖區(qū)的有效儲(chǔ)層厚度較小[8-9]。

4 成巖作用對(duì)有效儲(chǔ)層的控制

4.1 壓實(shí)作用

在早成巖階段，壓實(shí)作用大幅降低原生孔隙[20]。研究區(qū)地層都經(jīng)歷過(guò)較深的埋藏作用，最大埋深多大于4 000 m，壓實(shí)作用較強(qiáng)。隨著埋深的加深，顆粒間的接觸方式由點(diǎn)接觸依次演化為線接觸、凹凸接觸和縫合線接觸。當(dāng)埋深大于3 000 m 時(shí)，凹凸接觸和縫合線接觸類型明顯增多(見(jiàn)圖5)。碎屑礦物成分決定了壓實(shí)效果。石英顆?？箟耗芰^強(qiáng)，長(zhǎng)石次之，巖屑抗壓能力最弱，巖屑含量較高的砂巖很少留存原生孔隙；而石英與長(zhǎng)石含量較高的砂巖抗壓能力較強(qiáng)，原生孔隙發(fā)育充分[10]。

4.2 膠結(jié)作用

在研究區(qū)涼高山致密砂巖儲(chǔ)層中，石英次生加大膠結(jié)發(fā)育較充分(石英含量為1%～3%)，巖屑石英砂巖中的石英次生加大膠結(jié)發(fā)育最充分(石英含量為75%～80%)。研究區(qū)致密砂巖地層中的黏土礦物包括伊利石、伊蒙混層、綠泥石及高嶺石等。在成巖作用的中后期階段，成巖環(huán)境由酸性逐漸過(guò)渡為堿性，在石英次生加大和早期溶蝕作用后，主要形成伊利石和綠泥石兩種黏土礦物，呈孔隙環(huán)邊狀分布于孔隙壁[11]。

4.3 溶蝕作用

致密砂巖儲(chǔ)層中溶蝕作用的主要影響因素為地層成巖流體、流體運(yùn)移通道和儲(chǔ)層中不穩(wěn)定礦物組分。公山廟油田涼高山段氣藏具有煤系烴源巖特征，在深埋藏過(guò)程中地層中的酸性流體使溶蝕作用強(qiáng)烈，長(zhǎng)石、巖屑及雜基、膠結(jié)物發(fā)生溶蝕形成粒間溶孔、粒內(nèi)溶孔等次生孔隙。研究區(qū)有效儲(chǔ)層主要發(fā)育于巖屑長(zhǎng)石砂巖區(qū)，說(shuō)明溶蝕作用對(duì)有效儲(chǔ)層的形成起主要控制作用。

圖5 公山廟油田涼高山段砂巖儲(chǔ)層鏡下照片

5 結(jié) 語(yǔ)

公山廟油田涼高山段致密砂巖中主要發(fā)育了巖屑長(zhǎng)石砂巖和長(zhǎng)石巖屑砂巖，儲(chǔ)層巖石總體具有成分成熟度低和結(jié)構(gòu)成熟度中等偏高的特點(diǎn)。

研究區(qū)存在 5 種類型儲(chǔ)集空間：殘余原生粒間孔、粒間溶孔、粒內(nèi)溶孔、裂縫和微裂縫。根據(jù)毛管壓力曲線形態(tài)和排驅(qū)壓力、最大孔喉半徑和物性參數(shù)等，可將儲(chǔ)層基質(zhì)孔隙結(jié)構(gòu)劃分為4種類型。受沉積、成巖和構(gòu)造因素影響，孔喉結(jié)構(gòu)的非均質(zhì)性較強(qiáng)。

公山廟油田涼高山段致密砂巖中，有效儲(chǔ)層的宏觀分布受沉積相帶與物源的控制。沉積微相控制沉積物的粒度和成分，從而對(duì)成巖作用有一定的影響。強(qiáng)烈的壓實(shí)作用與石英次生加大膠結(jié)作用是砂巖致密化的主要機(jī)制，溶蝕作用有效地改善了儲(chǔ)層的物性。

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ReservoirControlFactorsofLianggaoshanFormationofGongshanmiaoOilFieldinCentralSichuan

DONGXiaobo

(Zhengzhou Technical College, Zhengzhou 450121, China)

Through drilling core description, thin section identification, X-ray diffraction analysis, field emission scanning electron microscopy and organic geochemical analysis, etc., the characteristics of dense sandstone reservoir is comprehensively studied in Lianggaoshan area of Gongshanmiao oilfield, central Sichuan. The rock types are mainly composed of gray siltstone, and sedimentary facies is mainly shore shallow lake beach dam. Strong and persistent diagenesis is the main reason of the densification, and the compaction is the main cause of reduced sandstone pore; while cementation significantly reduces the reservoir physical properties. Tectonic deformation and diagenesis formes a certain number of cracks which greatly improve the physical property of the reservoir and the ability of oil and gas seepage was improved as well. This target area belongs to extremely tight reservoir with low porosity and permeability gray matter cementation. The reservoir distribution is mainly affected by sedimentary facies, diagenesis and fracture development degree.

tight sand reseroir; fissure; reservoir characteristics; Lianggaoshan member; Gongshanmiao oilfield

2017-07-15

國(guó)家重點(diǎn)基礎(chǔ)研究發(fā)展計(jì)劃項(xiàng)目(“973”計(jì)劃)“中國(guó)陸相致密油(頁(yè)巖油)形成機(jī)理與富集規(guī)律”(2014CB239003)

董小波(1988 — )，男，河南焦作人，碩士，研究方向?yàn)檫z跡學(xué)、石油地質(zhì)學(xué)。

P618

A

1673-1980(2017)06-0013-04