柴窩堡凹陷上二疊統紅雁池組儲層主控因素分析*

張　銀

(中國石化勝利油田分公司 勘探開發研究院西部分院，山東 東營 257000)

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柴窩堡凹陷上二疊統紅雁池組儲層主控因素分析*

張銀

(中國石化勝利油田分公司 勘探開發研究院西部分院，山東 東營 257000)

為研究柴窩堡凹陷紅雁池組儲集層發育類型及油氣儲層分布特征，采用巖礦分析、物性分析、鑄體薄片、熒光薄片、掃描電鏡和壓汞資料，對紅雁池組儲層的巖石學特征、物性、孔隙類型及孔隙結構特征進行研究，深入分析儲層的主要控制因素。結果表明研究區紅雁池組儲層巖石類型主要為礫巖和巖屑砂巖，具成分成熟度和結構成熟度均低的特點，屬超低孔超低滲儲層；次生溶孔和裂縫是紅雁池組主要儲集空間類型；喉道類型以片狀、彎片狀為主。研究區儲層物性受控于沉積因素、成巖因素和裂縫。沉積微相、巖石粒度、巖石成分是影響紅雁池組儲集層物性的主要因素。溶蝕作用改善儲層物性，壓實作用破壞儲層物性，膠結作用對儲層物性具有雙重影響。裂縫發育增加了儲層的有效儲集空間。

主控因素；沉積因素；成巖作用；紅雁池組；柴窩堡凹陷

0　引　言

柴窩堡凹陷地處烏魯木齊市以南，南北被伊林黑比爾根山和博格達山所夾持[1]，構造上可劃分為永豐次凹、三葛莊次凸和達坂城次凹3個亞二級構造單元[2]，中石化探區勘探面積約0.17×104km2(圖1)。前人對研究區的烴源巖[3]、油氣藏形成條件[4-5]、油氣資源潛力[6]及油氣藏類型[1]等做了大量的研究工作，但受資料精度的限制，針對研究區紅雁池組儲層發育情況的研究較少。柴窩堡凹陷自20世紀80年代勘探至今，多家單位先后鉆探的ch1_d井、da1井、ch1_c1井分別在上二疊統紅雁池組見到油跡、熒光油氣顯示，證實了紅雁池組油氣層的存在，但一直未能獲得重大的勘探突破，顯示出油氣儲層發育的復雜性。文中以顯微薄片分析為基礎，結合其它分析化驗手段，研究紅雁池組儲層巖石特征、儲集空間及物性特征，進而分析儲層主要控制因素，為研究區油氣儲層分布提供有效證據。

圖1　柴窩堡凹陷地質位置圖Fig.1　Study area of Chaiwopu sag

1　儲集巖特征

1.1巖石學特征

由巖石薄片鑒定結果可知，柴窩堡凹陷紅雁池組儲集巖主要為礫巖(圖2(a))和砂巖(圖2(b))，以細礫巖為主，巖屑砂巖較少。巖石分選差-中等；磨圓較差，呈次棱角狀-次圓狀；礫石間多為顆粒支撐，顆粒以線接觸或線-凹凸接觸為主，孔隙式膠結，反映結構成熟度總體較低[2]。

紅雁池組儲層碎屑成分統計顯示(表1)，石英含量在0%～5.8%之間，平均為3.8%.長石含量在0%～2.3%之間，平均為1.4%，巖屑含量在76.3%～89.3%之間，平均為79.4%.巖屑主要為巖漿巖巖屑，含量在63.9%～88.3%之間，平均為69.6%，其中以凝灰巖巖屑為主(圖2(c))，部分為流紋巖巖屑(圖2(d))，沉積巖巖屑較少，含量在0%～14.5%之間，平均8.4%，主要包括砂巖巖屑(圖2(e))；此外，見極少的變質石英巖屑(圖2(f))，反映成分成熟度低的特點。

紅雁池組儲層雜基含量在0%～9.7%之間，平均8.2%.膠結物成分主要為泥質、鈣質和沸石，見少量鐵質。泥質膠結物主要為蜂窩狀伊/蒙混層(圖2(l))和片狀伊利石(圖2(m))2種，含量一般在1%～5%之間，平均為2.6%.鈣質膠結物主要見方解石、鐵方解石，含量在0%～12%之間，平均為1.3%.沸石膠結物含量在0%～9%之間，平均為2.2%，以方沸石為主。鐵質膠結物的含量很少，平均為0.3%(表2)。

圖2　研究區紅雁池組儲層主要巖石學特征及成巖作用及裂縫發育特征圖版Fig.2　Main petrological characteristics and diagenesis and fracture of the Hongyanchi formation in study area (a)da1井，2 638.5 m，細礫巖，方解石充填裂縫　(b)chai3井4 335.8 m，巖屑砂巖，巖性突變面　(c)da1井，2 641.34 m，流紋巖巖屑　(d)da1井，2 733.5 m，灰巖巖屑(染色)　(e)da1井，2 641.34 m，巖漿巖巖屑，玻屑凝灰巖　(f)da1井，2 727.26 m，火山灰凝灰巖　(g)da1井，2 643.22 m，片狀喉道(鑄體薄片)　(h)chai3井，4 134.70 m，片狀，彎片狀喉道(熒光薄片)　(i)chai3井，4 257.38 m，碎屑顆粒定向排列　(j)ch1_c1井，3 034.8 m，巖屑顆粒擠壓變形　(k)da1井，2 733.5 m，特大溶蝕粒間孔　(l)chai3井，4 384.06 m，粒間片狀伊/蒙混層　(m)ch1_c1井，3 026.68 m，充填于粒間的大片狀伊利石　(n)chai3井，4 384.06 m，雜基溶孔　(o)ch1_c1井，3 063.03 m，方解石交代巖屑顆粒　(p)ch1_c1井，3 026.68 m，鐵質膠結　(q)chai3井，4 498.2 m，火山巖巖屑綠泥石化　(r)ch1_c1井，3 063.03 m，亮晶方解石充填殘余原生粒間孔　(s)da1井，2 733.5 m，方沸石膠結物溶孔　(t)ch1_c1井，3 060.93 m，方解石交代沸石(染色片)　(u)chai3井，3 056.95 m，粒緣微裂縫　(v)chai3井，4 498.21 m，粒內微裂縫　(w)da1井，2 642.82 m，構造微裂縫　(x)da1井，2 637.13 m礦物收縮縫(熒光薄片)

1.2儲集空間類型及特征

按成因類型可將研究區紅雁池組儲層孔隙分為原生孔隙和次生孔隙2種類型[7-9]。原生孔隙主要為殘余原生粒間孔，次生孔隙是研究區紅雁池組儲層的主要儲集空間，主要包括粒間溶孔、粒內溶孔、自生礦物晶間孔和微裂縫等4種類型，其中粒間溶孔和微裂縫最為發育。紅雁池組儲層巖石喉道主要有孔隙縮小型、縮頸型、片狀、彎片狀和管束狀5種類型[10]，以片狀、彎片狀喉道為主(圖2(g)，(h))。

紅雁池組儲層平均孔隙直徑為26.12 μm，平均配位數為0.07，平均孔喉比為0.9，分選系數為16.48，面孔率為0.5%，均屬于小孔型儲層(表3)。

表3　紅雁池組儲層孔隙特征參數表

由紅雁池組儲層巖石毛細管壓力測定參數統計結果分析表明(表4)，排驅壓力在0.18～5.52 MPa之間，平均2.15 MPa，平均喉道半徑為0.13 μm，分選系數為0.07，歪度為3.56，最大進汞飽和度27.27%，退汞效率20.38%，說明儲層巖石的喉道半徑小，孔喉分布不均，孔隙與喉道之間的連通性較差，總體評價為小孔細喉型儲層。

表4　紅雁池組儲層喉道特征參數表

1.3儲層物性特征

研究區da1井和ch1_c1井取心段的儲層孔隙度、滲透率測試結果分析表明，紅雁池組儲層孔隙度在2.0%～7.9%之間，平均3.9%，分布區間在2%～6%之間的占88%(圖3(a))，滲透率最小值為0.001×10-3μm2，最大值為6.41×10-3μm2，平均為0.53×10-3μm2，分布區間在0.001×10-3～1.0×10-3μm2之間的占85%(圖3(b))。根據孔隙度和滲透率的分類標準[11]，紅雁池組儲層物性主要為超低孔超低滲儲層。

圖3　紅雁池組儲層巖石孔隙度Fig.3　Reservoir rockpore in Hongyanchi formation (a)孔隙度　(b)滲透率

2　儲層主控因素分析

沉積因素、成巖作用、構造演化等諸多因素對碎屑巖的儲層物性影響較大。沉積因素和成巖作用是影響儲集層性能變化的直接因素[12-14]。

2.1沉積因素

沉積作用主要表現在對沉積相類型的控制，沉積相類型不同所形成的巖石在巖性、結構組分、分選-磨圓、粒度概率、沉積構造等方面均有所差異，進而決定儲層微觀孔隙結構及成巖作用類型和強度，最終使得巖石儲集物性在縱橫向上存在明顯差異。

2.1.1沉積微相間接控制儲集物性

通過巖心觀察與測井微相分析，結合地震相屬性分析技術認為紅雁池組主要沉積類型為近物源的扇三角洲相，研究區主要位于扇三角洲前緣亞相、濱淺湖-半深湖亞相，水下分流河道和水下分流河道間為其主要微相類型(圖4)。通過對研究區沉積微相的巖性物性特征分析認為，水下分流河道形成于近物源，沉積物快速堆積的條件下，巖性主要見細礫巖和礫質粗砂巖，這2種巖性的雜基含量高、分選差，儲集物性差，孔隙度在0.5%～6.1%之間，平均3.2%(表5)，低孔為主；水下分流河道間位于水下分流河道的側緣，水動力條件較弱，主要見細砂巖、粉砂巖和泥巖，巖性相對較細，成熟度較高，儲層物性相對較好，孔隙度在4.1%～9.7%之間，平均為6.1%(表5)，以特低孔為主。沉積微相對滲透率的影響不明顯。

圖4　da1井紅雁池組取芯井段單井相分析Fig.4　Singe well phase analysis in da1 well of core well of Hongyanchi Formation

沉積相類型巖性樣品/個孔隙度/%滲透率(×10-3μm2)水下分流河道細礫巖、礫質粗砂巖560.5～6.1/3.20～11.00/0.46(含礫)中、細砂巖144.3～7.9/6.10.02～3.04/0.28水下分流河道間細砂巖為主154.1～9.7/6.10～6.41/0.77

2.1.2巖石粒度控制儲集物性

通過對紅雁池組巖石粒度與孔隙度對比可知(表6)，二者之間存在明顯的負相關關系，孔隙度隨著巖石粒度的縮小逐漸增大，即從細礫巖到細砂巖巖石孔隙度呈逐漸增大的趨勢。主要原因在于研究區近物源，巖石分選差，大小混雜堆積，結構成熟度低，儲層物性差；相對而言碎屑顆粒粒度較細時，分選磨圓則相對較好，礦物雜基含量較低，成分和結構成熟度相對較高，儲層物性相對較好。巖石粒度大小與滲透率的關系則不太明顯，進一步說明紅雁池組孔隙結構復雜、非均質性強(表6)。

表6　紅雁池組各類儲集巖物性統計表

2.1.3巖石成分控制儲層孔隙度

紅雁池組儲層巖石類型以細礫巖和巖屑砂巖為主，石英含量較少，中酸性巖漿巖巖屑的含量高(表1)，巖石成分成熟度低，有利于形成致密化及低滲透化的巖石儲層。以ch1_c1井紅雁池組3 023～3 037 m取芯井段為例，根據薄片鑒定結果與物性分析對比發現，孔隙度隨著石英顆粒含量的增加而增大(增大比率0.78)(圖5(a))，隨巖屑含量的增加而減小(減小比率0.776 1)(圖5(c))；滲透率大小與石英和巖屑的含量沒有明顯關系(圖5(b)，(d))。主要原因在于石英作為剛性顆粒，具有支撐巖石、抵抗壓實的作用，保存了部分原生孔隙，有利于后期次生孔隙的形成[15]。中酸性巖漿巖巖屑作為塑性顆粒，抗壓實能力弱，在早期強烈的機械壓實作用下易變形擠入孔隙，顯著降低儲層孔隙度。

圖5　Ch1_C1井紅雁池組儲層物性與巖石成分關系圖Fig.5　Relationship between reservoir physical properties and rock composition of Hongyanchi Formation at Ch1_C1 well (a)ch1_c1井石英含量與巖石孔隙度關系圖　(b)ch1_c1井石英含量與巖石滲透率關系圖　(c)ch1_c1井巖屑含量與巖石孔隙度關系圖　(d)ch1_c1井巖屑含量與巖石滲透率關系圖

2.2成巖因素

研究區紅雁池組儲層巖石經歷了強烈的后期成巖改造作用、埋藏過程中各種成巖作用對儲集巖的原生孔隙保存和破壞及次生孔隙的形成都產生一定的影響[16]。根據巖石薄片、掃描電鏡等分析結果可知，紅雁池組巖石先后經歷了機械壓實-方沸石膠結-溶蝕作用-粘土礦物、亮晶方解石膠結(交代)作用的成巖演化序列，這些成巖作用在成巖過程中改善或破壞儲層的儲集物性。

2.2.1溶蝕作用增加儲層次生孔隙

紅雁池組儲層成巖階段已普遍達到中成巖階段A期，這一時期儲集層容易形成溶蝕型次生孔隙。鏡下薄片觀察發現目的層儲層溶蝕粒間孔、粒內溶孔和雜基溶孔發育。主要表現在方解石、方沸石等膠結物被溶蝕形成粒間溶孔。巖屑、長石、方沸石等易溶顆粒發生部分溶蝕形成粒內溶孔(圖2(s))；隨著溶蝕作用的增強，易溶顆粒及膠結物被全部溶蝕則會形成特大溶蝕粒間孔(圖2(k))。掃描電鏡下觀察易溶雜基物質被溶蝕，形成大量的雜基溶孔(圖2(n))。這些次生溶蝕孔隙的形成，可增大儲層孔隙度和喉道半徑，可將不連通的孔縫連通，進而增加儲層的有效儲集空間及油氣運移通道。

2.2.2壓實作用破壞儲層原生孔隙

早成巖期的機械壓實作用是造成紅雁池組儲層原生孔隙度急劇減小、滲透率驟降的主要原因。目的層在埋藏過程中經歷的壓實作用主要表現在巖石顆粒間的定向排列(圖2(i))；顆粒之間點-線、凹凸接觸及縫合線接觸(圖2(i))；中酸性巖漿巖巖屑擠壓變形，呈薄膜狀包裹在剛性顆粒粒緣(圖2(j))；長石、石英顆粒脆性破碎，在其表面形成微裂紋或搓斷(圖2(j))。壓實作用在紅雁池組儲層物性形成過程中發揮了重要的作用，是形成超低孔超低滲儲層的主要原因。

2.2.3膠結(交代)作用對儲層物性的控制

紅雁池組膠結作用主要表現在泥質膠結、碳酸鹽巖膠結、方沸石膠結(交代)及鐵質膠結等幾種膠結類型[17-18]。泥質膠結物主要為蜂窩狀伊/蒙混層和片狀伊利石，片狀伊利石的存在可以增加儲層的部分束縛孔隙并降低其滲透率。碳酸鹽巖膠結物主要表現為亮晶方解石充填殘余粒間孔隙(圖2(r))；交代作用見方解石交代周圍碎屑顆粒(圖2(o))，火山巖巖屑綠泥石化(圖2(g))，方解石交代沸石(圖2(t))等，方沸石以交代巖屑顆粒的形式出現在細礫巖的粒間孔隙中，受溶蝕作用的影響會形成一定的溶蝕孔隙(圖2(s))。鐵質膠結物的含量較少主要出現在顆粒邊緣及粒間孔隙中(圖2(p))。泥質膠結是紅雁池組儲層巖石的主要膠結類型，其發育程度嚴重影響儲集層物性的好壞。碳酸鹽巖和方沸石膠結(交代)作用對儲集層物性具有雙重影響。

2.3裂縫因素

裂縫作為油氣運移和流體滲流的主要通道，能有效提高儲層的滲透性。通過研究區取芯井觀察，紅雁池組構造裂縫與成巖裂縫均有發育[19]。成巖裂縫主要見粒緣微裂縫(圖2(u))、粒內微裂縫(圖2(v))及礦物收縮縫(圖2(x))，裂縫充填程度高，60%以上的裂縫為全充填或半充填，充填物主要為方解石、硅質、沸石及油質等。構造縫以張裂縫為主(圖2(w))，可以劃分為垂直縫、高角度斜交縫、低角度斜交縫、水平裂縫、網狀或不規則裂縫[20]，其中高角度斜角裂縫為160條，占61.8%，平均裂縫密度為3.62條/m.ch1_c1井紅雁池組巖心總長30.70 m，裂縫總條數111條，其孔隙度在2.2%～7.9%之間，平均4.5%，滲透率在0～4.83×10-3μm2之間，平均0.29×10-3μm2.總之，裂縫能夠提高儲層巖石的物性，其發育程度影響油氣富集和產能大小。

3　結　論

1)柴窩堡凹陷紅雁池組儲層巖石類型以細礫巖和巖屑砂巖為主，成分和結構成熟度均較低。次生溶孔和裂縫是紅雁池組主要儲集空間類型，孔隙微觀結構表現為小孔細喉型，屬超低孔，超低滲儲層；

2)柴窩堡凹陷紅雁池組儲層物性受控于沉積因素和成巖因素。不同沉積微相的儲層物性差異較大，巖性較細的細砂巖儲層物性最好。巖石粒度和巖石成分直接控制儲層物性，粒度越細，成分成熟度越高的砂巖儲層物性越好。壓實作用是破壞紅雁池組原生孔隙降低儲層物性的主要因素；溶蝕作用是增加紅雁池組次生孔隙改善儲集層物性的重要因素；膠結(交代)作用因發生的時期不同對紅雁池組儲集物性的影響不同；

3)紅雁池組儲層構造裂縫和成巖裂縫均有發育，裂縫發育增加了儲層的有效儲集空間。

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The reservoir main controlling factors of the upper permian Hongyanchi formation

ZHANG Yin

(ExplorationandDevelopmentInstituteofWestBranchCompany，SinopecShengliOilfield，Dongying257000，China)

For the study of Chaiwopu sag Hongyanchi formation reservoir types and hydrocarbon reservoir distribution，petrological characteristic，property，pore types and pore structure features of Hongyanchi formation are analyzed based on rock mineral analysis，physical property analysis，thin section，cast thin section，fluorescence thin section，scanning electron microscope and mercury penetratration data.And the main controlling factos for reservoir were analyzed.The result show that the lithology characteristics in the area are mainly debris sandstone and conglomerate，which have the characteristics of low compositional maturity and low texture maturity，belonging to ultra-low porosity and super low permeability reservoir.Secondary pores and cracks are the main reservoir space types in Hongyanchi formation.The main throat types are sheet and bent sheet sheet bending.The physical properties were most affected by sedimentary，diagenesis and crack.The mainly factors of Hongyanchi formation reservoir are sedimentary microfacies，rock granularity，and rock composition.The dissolution is the main factor for improving the physical properties of reservoir，the compaction made physical properties obviously low and the cementation has dual effects on the reservoir in the study area.Fracture increased the effective reservoir space of reservoir.

main controlling factors；deposition factor；diagenesis；Hongyanchi formation；Chaiwopu sag

10.13800/j.cnki.xakjdxxb.2016.0317

1672-9315(2016)03-0400-08

2016-03-21責任編輯：李克永

中石化勝利油田分公司“柴窩堡凹陷二疊系沉積演化及成藏條件研究”(YKK1509)資助>

張銀(1981-)，女，陜西禮泉人，工程師，E-mail：187085610@qq.com

TE 121

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