阿姆河盆地中-下侏羅統(tǒng)砂巖儲層特征

常海亮,鄭榮才,王 強

(1.成都理工大學 油氣藏地質(zhì)及開發(fā)工程國家重點實驗室，四川 成都 610059；2.中國石油 川慶鉆探工程有限公司 地質(zhì)勘探開發(fā)研究院，四川 成都 610051)

阿姆河盆地中-下侏羅統(tǒng)砂巖儲層特征

常海亮1,鄭榮才1,王 強2

(1.成都理工大學 油氣藏地質(zhì)及開發(fā)工程國家重點實驗室，四川 成都 610059；2.中國石油 川慶鉆探工程有限公司 地質(zhì)勘探開發(fā)研究院，四川 成都 610051)

根據(jù)鑄體薄片鑒定和掃描電鏡、物性、壓汞、鏡質(zhì)體反射率及聲發(fā)射實驗等分析，認為阿姆河盆地中-下侏羅統(tǒng)砂巖儲層以細-中粒巖屑砂巖為主，控制儲層發(fā)育的成巖作用有壓實、膠結、溶解和破裂作用。以早期占據(jù)原始孔隙，晚期充填次生孔隙的多期次碳酸鹽、硅質(zhì)及粘土礦物的膠結作用影響最大，以長石、巖屑和方解石等不穩(wěn)定組分溶解產(chǎn)生次生孔隙對形成儲層的貢獻最重要。儲集空間為少量剩余原生粒間孔、粒間和粒內(nèi)溶孔、晶間微孔及少量裂縫組合，儲層具特低孔、特低滲性質(zhì)。儲層發(fā)育受多種因素控制：沉積微相控制儲層發(fā)育位置；持續(xù)穩(wěn)定的構造沉降決定了早-中成巖階段成巖作用的發(fā)育程度；壓實作用、早期碳酸鹽和后期硅質(zhì)的膠結作用是造成儲層致密化的主要原因；孔隙流體性質(zhì)的變化是促使不穩(wěn)定顆粒組分和膠結物溶解、形成次生孔隙、晚期高嶺石及伊利石沉淀的主要因素；破裂作用極大程度地改善儲層滲透性，但儲層發(fā)育程度有限。以物性和孔隙結構參數(shù)將儲層分為3類，Ⅰ類儲層發(fā)育弱，Ⅱ類儲集性能差，儲層開發(fā)風險超大。

成巖作用；砂巖儲層；中-下侏羅統(tǒng)；阿姆河盆地

阿姆河盆地右岸區(qū)塊是目前中國石油海外投資規(guī)模最大的天然氣項目區(qū)塊，也是“西氣東輸”工程向中國輸氣的境外第一站。中國石油(土庫曼斯坦)阿姆河天然氣公司已取得包括薩曼杰佩、亞希爾杰佩和奧賈爾雷等多個超大型和大、中型氣田在內(nèi)的阿姆河右岸A和B兩個區(qū)塊的勘探開發(fā)權[1]。近10年來，該合同區(qū)塊的勘探開發(fā)及研究多集中在中-上侏羅統(tǒng)碳酸鹽巖及構造方面[1-7]，并已取得卓有成效的勘探開發(fā)成果及經(jīng)濟效益，而對中-下侏羅統(tǒng)砂巖儲層的勘探和研究程度仍很低，原因與該儲層埋藏深度大和缺乏有效儲集條件而未能形成氣藏有關。近期有部分文獻依據(jù)對該地層單元的砂巖儲層鉆探資料的相關分析，認為合同區(qū)塊內(nèi)的中-下侏羅統(tǒng)砂巖具有良好的勘探前景[8-9]。鑒于中國石油(土庫曼斯坦)阿姆河天然氣公司的勘探開發(fā)權限范圍包括了該套砂巖，并考慮到該套砂巖儲層具有較大的分布范圍和厚度，以及毗鄰下侏羅統(tǒng)烴源巖發(fā)育的特點，在合同區(qū)塊內(nèi)被列為具備資源潛力的接替層系，因而有必要對該地層單元砂巖的基本特征進行研究和評價。

1 地質(zhì)背景

阿姆河盆地大地構造上位于中亞構造域中、西部，是在海西期褶皺變質(zhì)基底和三疊紀裂谷系統(tǒng)上發(fā)展起來的斷陷盆地。該盆地自下而上劃分為基底、過渡層和地臺蓋層3個構造層系，區(qū)域構造被劃分為科佩塔特山前坳陷、中央卡拉庫姆隆起、阿姆河坳陷和查爾朱階地等眾多大型構造單元[1](圖1)。基底為晚古生代強烈褶皺和高度變質(zhì)花崗巖、中-基性火山巖、碎屑巖、變質(zhì)巖和三疊系微變質(zhì)的碎屑巖，埋深變化大[10]。侏羅紀—白堊紀阿姆河盆地保持穩(wěn)定沉降，在區(qū)域海侵及周緣構造運動的控制下，盆地內(nèi)廣泛發(fā)育了一套不整合超覆于古生代地層之上的陸相含煤碎屑巖建造，并作為盆地內(nèi)重要的烴源巖之一。研究區(qū)所在的查爾朱階地構造位置上夾于布哈拉與查爾朱兩條正斷裂之間，早侏羅世由于構造運動的影響，查爾朱階地由北西向東南方向沉陷并伴隨強烈的沉積作用，地層厚度較大，整體由南向北明顯減薄[11]。對研究區(qū)的石油地質(zhì)特征的相關分析亦已指出，中-下侏羅統(tǒng)烴源巖雖然可以生烴，但生烴量卻有限[12]，然而區(qū)塊所在的查爾朱階地位于盆地內(nèi)多個區(qū)域生烴的運移方向上[8,12]，極大程度地彌補了其自身烴源不足的問題，理論上對油氣的聚集十分有利，但在生產(chǎn)中并未獲得工業(yè)氣流，其原因被認為與儲層儲集條件較差有關。

2 儲層特征

阿姆河盆地右岸合同區(qū)內(nèi)鉆獲中-下侏羅統(tǒng)砂巖地層的井很少，以位于桑迪克雷隆起帶上的Ber-21和Yan-23兩口井鉆入中-下侏羅統(tǒng)的地層為最多，但所取巖心也僅數(shù)十米，能帶回國內(nèi)進行巖心分析的樣品和資料就更少了。因而，僅就現(xiàn)有的資料而言，難以對阿姆河盆地右岸區(qū)域中-下侏羅統(tǒng)砂巖儲層進行精細刻畫，但對儲層基本特征進行描述，為評價合同區(qū)內(nèi)中-下侏羅統(tǒng)砂巖資源潛力提供儲層方面的地質(zhì)信息，仍具有非常重要的意義。

2.1 儲層巖石學特征

通過對合同區(qū)內(nèi)中-下侏羅統(tǒng)砂巖儲層的15件薄片鏡下鑒定，認為儲層巖性主要為細-中粒巖屑砂巖，次為中-粗粒巖屑砂巖，少量為中-粗粒巖屑石英砂巖。碎屑組分中石英含量為18%～78%，平均為50.33%，以單晶石英為主，次為多晶石英；長石含量為1%～9%，平均為4.89%，斜長石居多，鉀長石次之；巖屑含量為20%～77%，平均為44.78%，主要為泥板巖、千枚巖巖屑，其次為石英巖、石英片巖巖屑，沉積巖巖屑含量較低。填隙物中雜基含量一般低于3%，膠結物以碳酸鹽和硅質(zhì)礦物為主，自生粘土礦物次之，含量為1%～10%，平均為6.50%，局部碳酸鹽膠結物含量可高達27%。碎屑顆粒分選中等-較好；磨圓度較差，以次棱角-次圓狀為主；支撐方式多為顆粒支撐；接觸關系以線-凹凸接觸為主，局部可見點-線接觸；多為鑲嵌式膠結，局部為基底式膠結。總體上，研究區(qū)儲層具有成分成熟度低而結構成熟度中等偏高的近源快速堆積的特點。

圖1 阿姆河盆地右岸區(qū)域構造(轉引自參考文獻[1]和[4],有改動)Fig.1 Regional tectonic map of right bank of the Amu Darya Basin(modified from reference[1,4])

2.2 儲層成巖作用特征

2.2.1 壓實作用

研究區(qū)砂巖儲層埋深曾超過4 000 m[13-14]，屬中-深埋藏深度范疇，壓實作用強烈，可達Ⅲ級以上。在偏光顯微鏡下，可見顆粒多呈線-凹凸接觸關系(圖2a)，泥巖、千枚巖巖屑等塑性顆粒被擠壓變形而占據(jù)孔隙空間，或被剛性顆粒嵌入，剛性顆粒如長石等受擠壓破碎(圖2b)，巖心中可見壓溶縫合線。由于壓實作用對儲層傷害具有不可逆性，極大程度地減少了儲集空間，這是造成儲層致密化的主要原因。

2.2.2 膠結作用

膠結作用對儲層影響具有增加其抗壓實能力和減少孔隙空間的兩重性，但主體以減孔隙為主，這是造成儲層致密化的又一個重要原因。常見的膠結物以碳酸鹽礦物為主，其次為硅質(zhì)礦物及自生粘土礦物。

1) 碳酸鹽礦物膠結

碳酸鹽礦物膠結是研究區(qū)中-下侏羅統(tǒng)砂巖中最重要的膠結類型，可識別出早、晚兩期膠結。早期膠結以方解石為主，占據(jù)原始孔隙，多呈孔隙式-基底式膠結，顆粒間相互接觸較弱(圖2c)，未占據(jù)長石及巖屑溶孔。掃描電鏡下可見早期方解石膠結物表面附著有自生石英晶體和粘土礦物，說明此類膠結發(fā)生在硅質(zhì)及粘土礦物膠結和不穩(wěn)定碎屑組分溶解之前，為淺埋藏成巖環(huán)境早成巖階段的產(chǎn)物，由于早期較強的方解石膠結作用增加了沉積物的抗壓實能力，所以發(fā)育早期方解石膠結的部位碎屑顆粒多呈點接觸(圖2c)。晚期膠結以鐵方解石和鐵白云石為主，鏡下可見兩類碳酸鹽膠結物充填長石和巖屑等不穩(wěn)定碎屑組分被溶蝕后形成的次生溶孔(圖2d)，或沿部分溶蝕后的長石邊緣呈階梯狀膠結，局部可見被溶蝕的長石呈殘余體分布于膠結物內(nèi)，表明晚期碳酸鹽膠結作用形成于有效壓實和溶蝕作用之后。

2) 硅質(zhì)膠結

硅質(zhì)膠結以石英次生加大為主，加大邊對石英碎屑的包覆不完全，尺度多小于20 μm，為Ⅱ-Ⅲ級加大，含量為0.5%～1.0%。掃描電鏡下次生石英晶體呈六方錐狀自形晶簇充填于粒間孔隙，晶柱長度小于50 μm，直徑多小于25 μm，或呈共軸生長于碎屑石英表面，晶面完整、清潔且晶棱清晰(圖2e，f)。依據(jù)硅質(zhì)膠結發(fā)生在早期方解石膠結之后，可推斷硅質(zhì)膠結物SiO2主要來源于儲層內(nèi)部的物質(zhì)轉換，如由石英碎屑壓溶、長石等不穩(wěn)定組分溶解及粘土礦物成巖轉化等過程提供硅質(zhì)。

3) 自生粘土礦物膠結

可識別的自生粘土礦物有伊利石、伊/蒙混層、高嶺石及少量綠泥石，主要以孔隙環(huán)邊、孔隙充填和孔隙橋接方式出現(xiàn)，對孔隙的充填一般不完全。其來源主要為砂巖中不穩(wěn)定組分的轉化，如：①長石、千枚巖巖屑不同程度的溶解，伴隨有高嶺石、伊利石附著于顆粒表面生長；②高嶺石邊緣絲狀伊利石化、蒙脫石向伊/蒙混層和伊利石的連續(xù)轉化；③長石經(jīng)熱液溶蝕后形成保留長石假象的高嶺石集合體(圖2a，g)；④少量晚期綠泥石充填孔隙(圖2h)。

2.2.3 溶解作用

溶解作用是研究區(qū)中-下侏羅統(tǒng)砂巖儲層中形成次生孔隙的重要成巖作用類型，鏡下可見：①長石顆粒多沿解理縫或邊緣發(fā)生溶解形成形態(tài)各異，呈蜂窩狀、窗格狀的次生孔隙，部分長石邊緣被溶解成呈階梯狀或蠶蝕狀；②不穩(wěn)定巖屑如泥巖、千枚巖等巖屑內(nèi)部或邊緣發(fā)生溶解，形成粒內(nèi)或粒間溶孔，孔隙形態(tài)不規(guī)則，邊緣多呈毛發(fā)狀；③早期方解石膠結物的溶解也可形成次生孔隙(圖2c)，但此類孔隙所占比重很小。

2.2.4 破裂作用

破裂作用形成的裂縫是改善儲層孔滲性質(zhì)的重要因素之一。鉆井巖心中可觀察到裂縫主要為構造成因的水平裂縫和低角度裂縫，而高角度斜交裂縫和垂直裂縫相對較少甚至不發(fā)育。關于構造裂縫形成期次的研究方法較多，聲發(fā)射實驗被用來確定儲層裂縫發(fā)育期次取得良好效果[15-17]。通過對研究區(qū)中-下侏羅統(tǒng)砂巖儲層聲發(fā)射實驗結果分析，對應聲發(fā)射實驗AE曲線上的③，②，① 3個Kaiser效應點(圖3)，認為中-下侏羅統(tǒng)砂巖儲層中至少發(fā)育有3個構造裂縫期次，與上覆碳酸鹽巖儲層的聲發(fā)射實驗結果所判斷的構造裂縫發(fā)育期次相一致[15]，分別形成于晚燕山期、早喜馬拉雅期和喜馬拉雅中期。

2.3 成巖階段與成巖序列

2.3.1 成巖階段劃分

根據(jù)中華人民共和國石油天然氣行業(yè)“碎屑巖成巖階段劃分”標準(SY/T 5477—2003)[18]，結合巖石結構、自生礦物類型等，伊/蒙混層比為10～15，泥巖的鏡質(zhì)體反射率為1.72%等數(shù)據(jù)，確定合同區(qū)內(nèi)中-下侏羅統(tǒng)砂巖儲層處于中成巖階段B期-晚成巖階段早期，有機質(zhì)演化已進入成熟-過成熟階段，與前人的研究成果和認識基本一致[8，13]。

圖2 研究區(qū)中-下侏羅統(tǒng)砂巖儲層儲集空間類型及成巖作用特征Fig.2 Reservoir space types and diagenetic characteristics of the Lower-Middle Jurassic sandstone reservoirs in the study areaa.高嶺石質(zhì)粗-中粒巖屑石英砂巖，碎屑顆粒呈凹凸-線接觸關系，長石經(jīng)熱液溶蝕后形成的高嶺石具長石假象，埋深3 542.95 m，Ber-21井，鑄體薄片(+)；b.中粒巖屑砂巖，長石被擠壓破碎，埋深3 288.70 m，Ber-21井，鑄體薄片(+)；c.中-粗粒巖屑砂巖，早期方解石呈基底式膠結，顆粒呈點-線接觸，局部早期方解石被溶解形成次生孔隙，埋深3 286.20 m，Ber-21井，鑄體薄片(-)；d.鈣質(zhì)中粒巖屑砂巖，發(fā)育長石粒內(nèi)溶孔和鑄模孔，部分溶孔被晚期方解石充填，埋深3 818.40 m，Yan-23井，鑄體薄片(+)；e.高嶺石質(zhì)粗-中粒巖屑石英砂巖，石英次生加大普遍且強烈，石英顆粒間呈鑲嵌狀，見粒間殘留孔隙，埋深3 542.95 m，Ber-21井，掃描電鏡；f.細粒巖屑石英砂巖，石英次生加大Ⅲ級，次生石英晶體呈鑲嵌狀，表面附著片絲狀伊利石，見晶間孔隙及次生溶蝕孔隙，埋深3 545.00 m，Ber-21井，掃描電鏡；g.高嶺石質(zhì)粗-中粒巖屑石英砂巖，書頁狀高嶺石集合體充填于粒間孔隙中，見次生孔縫及晶間微孔隙，埋深3 542.95 m，Ber-21井，掃描電鏡；h.細粒巖屑砂巖，片絲狀伊利石及葉片狀綠泥石充填于粒間孔隙中，埋深3 292.70 m，Ber-21井，掃描電鏡；i.中-細粒巖屑石英砂巖，剩余原生粒間孔及晶間微孔，書頁狀高嶺石集合體及似蜂巢結構伊/蒙混層充填于孔隙中，二者內(nèi)部保存有晶間微孔，埋深3 545.00 m，Ber-21井，掃描電鏡；j.中-粗粒巖屑砂巖，粒間溶孔及粒內(nèi)溶孔，粒間溶孔發(fā)育于長石顆粒與泥巖顆粒之間，粒內(nèi)溶孔發(fā)育于長石內(nèi)部，孔隙邊緣均呈毛發(fā)狀，埋深3 286.20 m，Ber-21井，鑄體薄片(-)；k.中粒巖屑砂巖，長石晶體沿解理被強烈溶蝕，形成的次生孔隙呈窗格狀分布，表面附著少量片絲狀伊利石，埋深3 284.10 m，Ber-21井，掃描電鏡；l.高嶺石質(zhì)粗-中粒巖屑石英砂巖，石英次生加大，剩余粒間孔中充填片絲狀伊/蒙混層，其內(nèi)保存良好的晶間微孔， 埋深3 542.95 m，Ber-21井，掃描電鏡

圖3 研究區(qū)中-下侏羅統(tǒng)砂巖儲層聲發(fā)射實驗AE曲線Fig.3 AE plot of acoustic emission test on the sandstone reservoirs in the Lower-Middle Jurassic of the study area

2.3.2 成巖作用序列

自生礦物的生成順序和接觸關系被用來有效地確定成巖作用序列[19-20]。研究區(qū)主要有如下幾個特點：①儲層中可見碎屑顆粒呈點-線接觸，早期方解石膠結物占據(jù)原始孔隙，呈孔隙式和部分基底式膠結，反映早期方解石膠結作用發(fā)生在有效壓實作用之前；②成巖期含有機酸流體的注入使部分長石、巖屑和早期方解石膠結物溶解，形成的次生孔隙為后期碳酸鹽礦物，如鐵方解石和鐵白云石充填；③掃描電鏡下可見早期方解石晶面上附著生長有自生石英，自生石英表面進一步附著生長有高嶺石和伊利石，說明前者形成較早

而后者依次稍晚；④高嶺石邊緣常發(fā)育有絲縷狀伊利石化，被溶蝕的自生石英表面也生長有伊利石，反映較晚期的成巖流體性質(zhì)由酸性向堿性轉化的過程。根據(jù)以上成巖現(xiàn)象，可確定研究區(qū)中-下侏羅統(tǒng)砂巖儲層的成巖演化序列為：早期方解石膠結和機械壓實作用—有機酸流體注入引起的不穩(wěn)定組分溶解和次生孔隙形成—次生孔隙中自生粘土礦物、石英和少量鈉長石的沉淀和膠結作用—高嶺石沉淀—酸性成巖流體向堿性成巖流體轉化過程中的晚期高嶺石伊利石化、自生石英溶解和鐵方解石、鐵白云石膠結作用—構造破裂作用(圖4)。

2.4 儲集特征

2.4.1 儲集空間類型

合同區(qū)內(nèi)中-下侏羅統(tǒng)砂巖儲層的儲集空間包括孔隙和裂縫兩種主要類型。前者可細分為原生孔隙和次生孔隙兩類，后者主要為構造成因的裂縫。

1)原生孔隙

由于壓實和膠結作用發(fā)育強烈，原生孔隙遭到很大程度破壞，常以碳酸鹽、粘土礦物及硅質(zhì)充填膠結后的剩余原生粒間孔形式產(chǎn)出(圖2i)，形態(tài)不規(guī)則，孔徑為0.01～0.10 mm，主要集中分布在0.03～0.08 mm，以小孔為主。

圖4 研究區(qū)中-下侏羅統(tǒng)砂巖儲層成巖演化序列Fig.4 Diagenesis sequence of the Lower-Middle Jurassic sandstone reservoirs in the study area

2)次生孔隙

次生孔隙包括粒間溶孔、粒內(nèi)溶孔、鑄模孔、碳酸鹽膠結物內(nèi)溶孔及晶間微孔等。

粒間溶孔分布于中粒巖屑砂巖中，是巖屑、長石顆粒邊緣溶解形成的孔隙(圖2j)，孔壁呈溶蝕港灣狀或毛刺狀，大小懸殊，連通性好，對儲層貢獻較大。粒內(nèi)溶孔和鑄模孔多是長石及巖屑等不穩(wěn)定組分經(jīng)溶蝕而成(圖2d,j,k)。各類粒間溶孔、粒內(nèi)溶孔和鑄模孔形態(tài)各異，大小懸殊，孔徑主要分布于0.02～0.20 mm，以小-中孔為主。

膠結物內(nèi)溶孔較少見，孔徑一般為0.02～0.10 mm，以小-微孔為主。

此外，還發(fā)育有次生粘土礦物的晶間微孔，如高嶺石、伊利石、伊/蒙混層等粘土礦物集合體中的晶間微孔(圖2i，l)。

3)裂縫

砂巖儲層中有效裂縫主要為中-晚成巖階段形成的構造裂縫，縫寬為0.01～0.20 mm，多集中于0.025～0.10 mm，個別可達0.50 mm；裂縫分布密度較小，一般低于1條/m，多為低開啟度的平縫和低角度縫。此外，成巖過程中由差異壓實作用形成的壓實破裂縫也在一定程度上增加了有效儲集空間；但由壓溶形成的縫合線縫因壓溶殘余充填物多且閉合度高，對改善儲層的孔滲性一般無意義。

2.4.2 儲層物性特征

合同區(qū)內(nèi)中-下侏羅統(tǒng)砂巖儲層8件樣品的孔隙度分布范圍為3.55%～10.05%，集中分布在8%～10%，平均值為8.13%；滲透率分布范圍為0.01×10-3～11.24×10-3μm2，集中分布在0.01×10-3～0.05×10-3μm2，平均值為1.44×10-3μm2。依據(jù)《中華人民共和國石油天然氣行業(yè)標準SY/T 6285—2011》[21]，該砂巖屬于特低孔、特低滲儲層。砂巖孔隙度與滲透率相關性不明顯，相關系數(shù)僅為0.031 3。孔隙之間的連通性一般至較差，為一類儲集能力，主要依賴基質(zhì)孔隙度，而滲流能力在較大程度上依賴于裂縫，具有雙重介質(zhì)裂縫-孔隙型儲層性質(zhì)。

2.4.3 儲層孔隙結構特征

8件樣品的壓汞數(shù)據(jù)(表1)顯示，砂巖儲層的最

大孔喉半徑為0.13～1.36 μm，平均值為0.37 μm，中值孔喉半徑為0.02～0.52 μm，平均值為0.11 μm，最大孔喉半徑及中值孔喉半徑普遍偏小，以細喉和微喉為主，缺乏中、大喉；分選系數(shù)分布于1.69～3.15，平均值為2.04，孔喉分選性較差；歪度分布于-0.41～0.75，平均值為0.13，為單峰細歪度。從總體上看，合同區(qū)內(nèi)中-下侏羅統(tǒng)砂巖儲層的孔隙結構普遍較差，與儲層物性普遍較差的性質(zhì)相一致。

3 儲層主控因素分析和評價

3.1 主控因素分析

3.1.1 構造背景對儲層發(fā)育的控制

微觀領域的成巖作用無疑受宏觀領域的構造運動影響，相應的成巖作用機理也不一樣，由此影響儲層的成巖序列和孔隙演化[22]。侏羅紀—白堊紀阿姆河盆地持續(xù)穩(wěn)定沉降，由于受正斷層的控制，研究區(qū)所在的查爾朱階地沉積地層相對較厚，伴隨盆地沉降及區(qū)域海侵的進行，研究區(qū)中-下侏羅統(tǒng)砂巖儲層之上連續(xù)沉積了較厚的晚侏羅世石灰?guī)r與膏鹽層及白堊系的碎屑巖層，為中-下侏羅統(tǒng)砂巖儲層較長時間地處于穩(wěn)定的深埋藏成巖環(huán)境奠定了基礎。

3.1.2 沉積微相對儲層發(fā)育的控制

通過對鉆井巖心沉積相及物性特征分析，認為合同區(qū)內(nèi)中-下侏羅統(tǒng)屬于三角洲沉積體系，已鉆井主要位于三角洲前緣亞相帶，可識別出水下分流河道、水下天然堤、水下決口扇、分流間灣、河口壩、遠砂壩及前三角洲泥7個沉積微相。本次研究對采自水下分流河道、水下天然堤、水下決口扇及河口壩微相的8件砂巖樣品進行物性分析，結果(表2)表明儲層物性明顯受沉積微相控制，其中以水下分流河道微相的砂體物性為最好，而其他微相類型的砂體物性普遍很差，大多數(shù)不利于儲層發(fā)育。

3.1.3 成巖作用對儲層發(fā)育的控制

1) 壓實作用與儲層發(fā)育關系

研究區(qū)中-下侏羅統(tǒng)砂巖儲層中壓實作用發(fā)育強烈，碎屑顆粒之間多呈線-凹凸接觸，原生孔隙保存極少。一般認為，原生孔隙度為壓實損失的孔隙度與剩余原生孔隙度之和。砂巖原生孔隙度一般為35%～40%，本文取值38%。由于壓實作用后部分剩余原生孔隙被后期自生礦物充填，故在計算壓實損失孔隙度時將此類礦物含量歸入剩余原生孔隙，即負孔隙度。通過計算，儲層因受機械壓實作用損失的孔隙度為29%～34%，平均值為32%，表明壓實作用對原生孔隙造成了極大的損害，是造成砂巖儲層致密化的最重要原因。

表1 研究區(qū)中-下侏羅統(tǒng)砂巖儲層孔隙結構特征參數(shù)統(tǒng)計Table 1Statistics of characteristic parameters of porosity texture of the Lower-Middle Jurassic sandstone reservoirs in the study area

表2 研究區(qū)沉積微相與孔滲關系Table 2 Relations between sedimentary microfacies and porosity as well as permeability in the study area

注：括號內(nèi)為平均值。

2) 膠結作用與儲層發(fā)育關系

① 早期方解石膠結

部分砂巖儲層早期方解石膠結強烈，含量高達20%以上，但分布不均勻，對儲層的影響主要是：a)占據(jù)孔隙空間，這是大幅度降低原生孔隙度和造成砂巖儲層致密化的又一重要原因；b)可形成很強的抗壓實結構，但因為原生孔隙被方解石完全充填，增強的抗壓實能力對原生孔隙保護無意義；c)雖然可為后期注入的酸性流體溶蝕和形成次生溶孔提供物質(zhì)基礎，但此類膠結較強烈，對成巖流體的運移造成障礙，這是導致次生孔隙發(fā)育較弱的因素之一。

② 硅質(zhì)膠結

硅質(zhì)膠結主要表現(xiàn)為石英次生加大，強度為Ⅱ-Ⅲ級，掃描電鏡下可見自形晶面發(fā)育，局部相互連接，是伴隨成巖強度和壓溶作用增強而沉淀的自生礦物，主要形成于石英碎屑的周圍和占據(jù)剩余原生孔隙，部分充填各類溶孔。硅質(zhì)膠結程度遠不如碳酸鹽礦物膠結強烈，但由于其往往充填堵塞孔隙空間中的喉道(圖2e，f)，以及本身的難溶性及致密性，可對儲層造成較嚴重的破壞。

③ 自生粘土礦物

自生粘土礦物的形成和成巖轉化及其對孔隙的充填和膠結作用明顯地影響著儲層發(fā)育：一方面，此類膠結作用增加儲層抗壓實能力， 有利于孔隙保存；另一方面，自生粘土礦物往往占據(jù)儲集空間，降低儲層孔隙度，并在開發(fā)過程中引起儲層的各種敏感性反應，降低儲層的孔、滲性。伊利石、高嶺石等粘土礦物在占據(jù)粒間孔隙的同時，通過晶體搭架的形式將其轉換成晶間微孔。前人利用BES(背散電子顯微鏡)對砂巖中自生粘土礦物晶間孔隙的研究表明，在一個被自生粘土礦物充填的孔隙中，該孔隙的43%～63%轉化為充填該孔隙的粘土礦物晶間孔(表3)[23]。綜合分析認為，自生粘土礦物膠結和充填作用對儲層發(fā)育的影響雖然是負面的，但同時也形成了較多晶間微孔。

3) 溶解作用與儲層發(fā)育關系

中、晚成巖階段含有機酸流體的注入導致砂巖中不穩(wěn)定顆粒組分及早期方解石膠結物發(fā)生溶解，形成粒間溶孔、粒內(nèi)溶孔等次生孔隙，可有效地改善儲層的儲集性能，是合同區(qū)內(nèi)中-下侏羅統(tǒng)砂巖儲層的主要儲集空間之一，其面孔率為0.5%～2%。不穩(wěn)定組分被溶解產(chǎn)生次生孔隙的同時，伴隨SiO2及K+，Na+，Ca2+，F(xiàn)e2+，Mg2+等離子的溶離和釋放，由于合同區(qū)內(nèi)中-下侏羅統(tǒng)砂巖儲層相對封閉，這些組分大部分并未被帶走，而是在原地或附近停留，以沉淀自生礦物的形式為后期膠結作用提供物質(zhì)來源，從而對儲層有一定程度的損害，但溶解作用總體以產(chǎn)生次生孔隙的建設性為主。

4) 破裂作用與儲層發(fā)育關系

破裂作用形成的裂縫雖然規(guī)模不大，但對改善儲層儲集性和滲透性起著積極作用。本次測試的含微裂縫樣品的滲透率達11.24×10-3μm2，遠高于同層位不含微裂縫的樣品，可見裂縫在改善儲層滲透性方面是很明顯的。但是與上覆碳酸鹽巖儲層中裂縫發(fā)育特征[15]相比較，二者相差很大，其原因是砂巖相對于碳酸鹽巖具有較低的脆性，在構造應力作用下由破裂形成裂縫的難度遠大于碳酸鹽巖，而且裂縫規(guī)模遠小于碳酸鹽巖。因此，較小的裂縫發(fā)育規(guī)模也是限制儲層發(fā)育的關鍵因素之一。

3.2 儲層評價

根據(jù)儲層巖石學特征、物性特征和孔隙結構參數(shù)等指標，采用以物性和孔隙結構為核心的綜合分類方案，依據(jù)現(xiàn)有資料對研究區(qū)中-下侏羅統(tǒng)砂巖儲層進行綜合分類，可劃分出3個類別(表4)。其中，Ⅰ類為中等-較好儲層，Ⅱ類為很差儲層，Ⅲ類為非儲層。

表3 研究區(qū)砂巖BES圖像下粘土礦物的微孔隙度Table 3 Clay mineral microporosity from BES images of sandstones in the study area

表4 研究區(qū)中-下侏羅統(tǒng)砂巖儲層分類Table 5 Classification of the Lower-Middle Jurassic sandstone reservoirs in the study area

1) Ⅰ類儲層

Ⅰ類儲層巖性為粗-中粒、中粒巖屑石英砂巖，屬水下分流河道微相。其孔隙度大于9%，滲透率主要大于10×10-3μm2，裂縫相對較發(fā)育。儲集空間為剩余原生粒間孔、晶間微孔和裂縫，多為中-小孔、細喉組合，孔隙結構和孔喉連通性中等，屬于中等-較好儲層。但限于研究區(qū)內(nèi)裂縫發(fā)育較弱，故此類儲層發(fā)育規(guī)模較小，也較為少見。

2)Ⅱ類儲層

Ⅱ類儲層巖性主要為中-粗粒和中-細粒巖屑砂巖，以水下分流河道和河口壩微相為主。儲層孔隙度為5%～9%，滲透率為0.03×10-3～10×10-3μm2。儲集空間主要為粒間和粒內(nèi)溶孔，少量剩余原生粒間孔和晶間微孔，為小孔、細-微喉組合，孔隙結構和孔喉連通性較差，屬于較差儲層。

3)Ⅲ類儲層

Ⅲ類儲層巖性為細粒巖屑砂巖、粗粉砂巖及粉砂質(zhì)泥巖，屬水下天然堤和水下決口扇微相。儲層孔隙度小于5%，滲透率小于0.03×10-3μm2。儲集空間僅為少量剩余原生粒間孔與晶間微孔，為小-微孔、微喉型組合，孔隙結構和孔喉連通性很差，多數(shù)為很差的儲層，部分為無效儲層(或隔層)。

4 結論

1) 阿姆河右岸中-下侏羅統(tǒng)砂巖儲層巖性以細-中粒巖屑砂巖為主，次為中-粗粒巖屑砂巖。現(xiàn)階段該儲層處于中成巖階段B期至晚成巖階段，成巖作用類型主要有壓實、膠結、溶解及破裂作用。其中，壓實作用與膠結作用(多期碳酸鹽礦物膠結、硅質(zhì)及粘土礦物膠結)對儲層破壞最大，溶解作用及破裂作用是有效儲集空間形成的主要機制，但其發(fā)育有限。

2) 儲層儲集空間類型為少量剩余原生粒間孔、次生的粒間及粒內(nèi)溶孔、晶間微孔及少量裂縫。儲層屬特低孔、特低滲儲層，孔滲相關性差，孔隙小，連通性差，以細喉和微喉為主，缺乏中、大喉，儲層孔隙結構、孔喉連通性及儲集性能均較差或很差。

3) 儲層成巖作用受到多個因素的影響。持續(xù)沉降的構造背景決定了該儲層成巖作用長期處在深埋藏范疇下進行，沉積微相決定了不同物性儲層發(fā)育位置。早期強烈的方解石膠結很大程度上阻礙了成巖流體的運移，從而影響次生孔隙的發(fā)育。早期呈酸性的孔隙流體是長石及不穩(wěn)定組分溶解的主要動力，后期轉變?yōu)閴A性，促使晚期碳酸鹽礦物膠結和高嶺石發(fā)生伊利石化。

4) 以物性和孔隙結構為核心的綜合分類方案將儲層分為3類。Ⅰ類為中等-較好儲層，Ⅱ類為很差儲層，Ⅲ類為很差-非儲層。Ⅰ類儲層在合同區(qū)塊發(fā)育很少，水下分流河道為有利儲層發(fā)育的微相,也為Ⅰ類儲層分布的“甜心”位置。但綜合評價結果認為，“阿姆河右岸中國石油合同區(qū)塊內(nèi)的中-下侏羅統(tǒng)砂巖儲層很難取得高效勘探成果，投資風險超大”。

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(編輯 李 軍)

Characteristics of lower-middle Jurassic sandstone reservoirs in Amu Darya Basin,Turkmenistan

Chang Hailiang1,Zheng Rongcai1,Wang Qiang2

(1.StateKeyLaboratoryofOilandGasReservoirGeologyandExploitation,ChengduUniversityofTechnology,Chengdu,Sichuan610059,China；2.GeologicalExplorationandDevelopmentResearchInstitute,CNPCChuanqingDrillingEngineeringCompanyLimited,Chengdu,Sichuan610059，China)

Analyses based on data of casting thin sections,SEM,porosity and permeability analysis,mercury injection test,vitrinite reflectance and acoustic emission test reveal that lithic sandstone with fine to medium grain sizes dominate the sandstone reservoirs in the Lower-Middle Jurassic in Amu Darya Basin.Their formation was controlled by various genesis processes including compaction,cementation,dissolution and fracturing,among which,the most predominant is the multi-stage cementation of carbonate,siliceous and clay minerals that filled up primary pores first and later secondary pores.Secondary pores formed by the dissolution of the unstable components such as feldspar,debris and calcite,contributed the most to the formation of the reservoirs.Reservoir space was composed of remanent intergranular pores,intergranular and intragranular dissolved pores,intercrystalline micropores and fractures,causing ultra-low porosity and permeability in reservoirs.The development of the reservoir was interfered by many factors: sedimentary microfacies determined the location of the reservoirs;sustained steady tectonic subsidence controlled the early and middle stages of diagenesis;compaction and cementation caused tight formations;pore fluid changes facilitated dissolution of unstable components and cements and formed secondary pores,and the precipitation of later kaolinite and illite;and facturing activities improved the permeability of the reservoirs.However,development of the reservoirs was confined to some extent.The reservoir may be grouped into three classes based on physical parameters and pore structures.Among them,classes I and II are poor in quality,assuming high development risk.

diagenesis;sandstone reservoir;Lower-Middle Jurassic;Amu Darya Basin

2015-01-14;

2015-09-20。

常海亮(1986—)，男，博士生，沉積學.E-mail:hlchang1986@qq.com。

鄭榮才(1950—)，男，教授、博士生導師，沉積學和石油地質(zhì)學.E-mail:zhengrc@cdut.edu.cn。

0253-9985(2015)06-0985-09

10.11743/ogg20150613

TE122.2

A