柴窝堡凹陷上二叠统红雁池组储层主控因素分析*

张　银

(中国石化胜利油田分公司 勘探开发研究院西部分院，山东 东营 257000)



柴窝堡凹陷上二叠统红雁池组储层主控因素分析*

张银

(中国石化胜利油田分公司 勘探开发研究院西部分院，山东 东营 257000)

为研究柴窝堡凹陷红雁池组储集层发育类型及油气储层分布特征，采用岩矿分析、物性分析、铸体薄片、荧光薄片、扫描电镜和压汞资料，对红雁池组储层的岩石学特征、物性、孔隙类型及孔隙结构特征进行研究，深入分析储层的主要控制因素。结果表明研究区红雁池组储层岩石类型主要为砾岩和岩屑砂岩，具成分成熟度和结构成熟度均低的特点，属超低孔超低渗储层；次生溶孔和裂缝是红雁池组主要储集空间类型；喉道类型以片状、弯片状为主。研究区储层物性受控于沉积因素、成岩因素和裂缝。沉积微相、岩石粒度、岩石成分是影响红雁池组储集层物性的主要因素。溶蚀作用改善储层物性，压实作用破坏储层物性，胶结作用对储层物性具有双重影响。裂缝发育增加了储层的有效储集空间。

主控因素；沉积因素；成岩作用；红雁池组；柴窝堡凹陷

0　引　言

柴窝堡凹陷地处乌鲁木齐市以南，南北被伊林黑比尔根山和博格达山所夹持[1]，构造上可划分为永丰次凹、三葛庄次凸和达坂城次凹3个亚二级构造单元[2]，中石化探区勘探面积约0.17×104km2(图1)。前人对研究区的烃源岩[3]、油气藏形成条件[4-5]、油气资源潜力[6]及油气藏类型[1]等做了大量的研究工作，但受资料精度的限制，针对研究区红雁池组储层发育情况的研究较少。柴窝堡凹陷自20世纪80年代勘探至今，多家单位先后钻探的ch1_d井、da1井、ch1_c1井分别在上二叠统红雁池组见到油迹、荧光油气显示，证实了红雁池组油气层的存在，但一直未能获得重大的勘探突破，显示出油气储层发育的复杂性。文中以显微薄片分析为基础，结合其它分析化验手段，研究红雁池组储层岩石特征、储集空间及物性特征，进而分析储层主要控制因素，为研究区油气储层分布提供有效证据。

图1　柴窝堡凹陷地质位置图Fig.1　Study area of Chaiwopu sag

1　储集岩特征

1.1岩石学特征

由岩石薄片鉴定结果可知，柴窝堡凹陷红雁池组储集岩主要为砾岩(图2(a))和砂岩(图2(b))，以细砾岩为主，岩屑砂岩较少。岩石分选差-中等；磨圆较差，呈次棱角状-次圆状；砾石间多为颗粒支撑，颗粒以线接触或线-凹凸接触为主，孔隙式胶结，反映结构成熟度总体较低[2]。

红雁池组储层碎屑成分统计显示(表1)，石英含量在0%～5.8%之间，平均为3.8%.长石含量在0%～2.3%之间，平均为1.4%，岩屑含量在76.3%～89.3%之间，平均为79.4%.岩屑主要为岩浆岩岩屑，含量在63.9%～88.3%之间，平均为69.6%，其中以凝灰岩岩屑为主(图2(c))，部分为流纹岩岩屑(图2(d))，沉积岩岩屑较少，含量在0%～14.5%之间，平均8.4%，主要包括砂岩岩屑(图2(e))；此外，见极少的变质石英岩屑(图2(f))，反映成分成熟度低的特点。

红雁池组储层杂基含量在0%～9.7%之间，平均8.2%.胶结物成分主要为泥质、钙质和沸石，见少量铁质。泥质胶结物主要为蜂窝状伊/蒙混层(图2(l))和片状伊利石(图2(m))2种，含量一般在1%～5%之间，平均为2.6%.钙质胶结物主要见方解石、铁方解石，含量在0%～12%之间，平均为1.3%.沸石胶结物含量在0%～9%之间，平均为2.2%，以方沸石为主。铁质胶结物的含量很少，平均为0.3%(表2)。

图2　研究区红雁池组储层主要岩石学特征及成岩作用及裂缝发育特征图版Fig.2　Main petrological characteristics and diagenesis and fracture of the Hongyanchi formation in study area (a)da1井，2 638.5 m，细砾岩，方解石充填裂缝　(b)chai3井4 335.8 m，岩屑砂岩，岩性突变面　(c)da1井，2 641.34 m，流纹岩岩屑　(d)da1井，2 733.5 m，灰岩岩屑(染色)　(e)da1井，2 641.34 m，岩浆岩岩屑，玻屑凝灰岩　(f)da1井，2 727.26 m，火山灰凝灰岩　(g)da1井，2 643.22 m，片状喉道(铸体薄片)　(h)chai3井，4 134.70 m，片状，弯片状喉道(荧光薄片)　(i)chai3井，4 257.38 m，碎屑颗粒定向排列　(j)ch1_c1井，3 034.8 m，岩屑颗粒挤压变形　(k)da1井，2 733.5 m，特大溶蚀粒间孔　(l)chai3井，4 384.06 m，粒间片状伊/蒙混层　(m)ch1_c1井，3 026.68 m，充填于粒间的大片状伊利石　(n)chai3井，4 384.06 m，杂基溶孔　(o)ch1_c1井，3 063.03 m，方解石交代岩屑颗粒　(p)ch1_c1井，3 026.68 m，铁质胶结　(q)chai3井，4 498.2 m，火山岩岩屑绿泥石化　(r)ch1_c1井，3 063.03 m，亮晶方解石充填残余原生粒间孔　(s)da1井，2 733.5 m，方沸石胶结物溶孔　(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，粒缘微裂缝　(v)chai3井，4 498.21 m，粒内微裂缝　(w)da1井，2 642.82 m，构造微裂缝　(x)da1井，2 637.13 m矿物收缩缝(荧光薄片)

1.2储集空间类型及特征

按成因类型可将研究区红雁池组储层孔隙分为原生孔隙和次生孔隙2种类型[7-9]。原生孔隙主要为残余原生粒间孔，次生孔隙是研究区红雁池组储层的主要储集空间，主要包括粒间溶孔、粒内溶孔、自生矿物晶间孔和微裂缝等4种类型，其中粒间溶孔和微裂缝最为发育。红雁池组储层岩石喉道主要有孔隙缩小型、缩颈型、片状、弯片状和管束状5种类型[10]，以片状、弯片状喉道为主(图2(g)，(h))。

红雁池组储层平均孔隙直径为26.12 μm，平均配位数为0.07，平均孔喉比为0.9，分选系数为16.48，面孔率为0.5%，均属于小孔型储层(表3)。

表3　红雁池组储层孔隙特征参数表

由红雁池组储层岩石毛细管压力测定参数统计结果分析表明(表4)，排驱压力在0.18～5.52 MPa之间，平均2.15 MPa，平均喉道半径为0.13 μm，分选系数为0.07，歪度为3.56，最大进汞饱和度27.27%，退汞效率20.38%，说明储层岩石的喉道半径小，孔喉分布不均，孔隙与喉道之间的连通性较差，总体评价为小孔细喉型储层。

表4　红雁池组储层喉道特征参数表

1.3储层物性特征

研究区da1井和ch1_c1井取心段的储层孔隙度、渗透率测试结果分析表明，红雁池组储层孔隙度在2.0%～7.9%之间，平均3.9%，分布区间在2%～6%之间的占88%(图3(a))，渗透率最小值为0.001×10-3μm2，最大值为6.41×10-3μm2，平均为0.53×10-3μm2，分布区间在0.001×10-3～1.0×10-3μm2之间的占85%(图3(b))。根据孔隙度和渗透率的分类标准[11]，红雁池组储层物性主要为超低孔超低渗储层。

图3　红雁池组储层岩石孔隙度Fig.3　Reservoir rockpore in Hongyanchi formation (a)孔隙度　(b)渗透率

2　储层主控因素分析

沉积因素、成岩作用、构造演化等诸多因素对碎屑岩的储层物性影响较大。沉积因素和成岩作用是影响储集层性能变化的直接因素[12-14]。

2.1沉积因素

沉积作用主要表现在对沉积相类型的控制，沉积相类型不同所形成的岩石在岩性、结构组分、分选-磨圆、粒度概率、沉积构造等方面均有所差异，进而决定储层微观孔隙结构及成岩作用类型和强度，最终使得岩石储集物性在纵横向上存在明显差异。

2.1.1沉积微相间接控制储集物性

通过岩心观察与测井微相分析，结合地震相属性分析技术认为红雁池组主要沉积类型为近物源的扇三角洲相，研究区主要位于扇三角洲前缘亚相、滨浅湖-半深湖亚相，水下分流河道和水下分流河道间为其主要微相类型(图4)。通过对研究区沉积微相的岩性物性特征分析认为，水下分流河道形成于近物源，沉积物快速堆积的条件下，岩性主要见细砾岩和砾质粗砂岩，这2种岩性的杂基含量高、分选差，储集物性差，孔隙度在0.5%～6.1%之间，平均3.2%(表5)，低孔为主；水下分流河道间位于水下分流河道的侧缘，水动力条件较弱，主要见细砂岩、粉砂岩和泥岩，岩性相对较细，成熟度较高，储层物性相对较好，孔隙度在4.1%～9.7%之间，平均为6.1%(表5)，以特低孔为主。沉积微相对渗透率的影响不明显。

图4　da1井红雁池组取芯井段单井相分析Fig.4　Singe well phase analysis in da1 well of core well of Hongyanchi Formation

沉积相类型岩性样品/个孔隙度/%渗透率(×10-3μm2)水下分流河道细砾岩、砾质粗砂岩560.5～6.1/3.20～11.00/0.46(含砾)中、细砂岩144.3～7.9/6.10.02～3.04/0.28水下分流河道间细砂岩为主154.1～9.7/6.10～6.41/0.77

2.1.2岩石粒度控制储集物性

通过对红雁池组岩石粒度与孔隙度对比可知(表6)，二者之间存在明显的负相关关系，孔隙度随着岩石粒度的缩小逐渐增大，即从细砾岩到细砂岩岩石孔隙度呈逐渐增大的趋势。主要原因在于研究区近物源，岩石分选差，大小混杂堆积，结构成熟度低，储层物性差；相对而言碎屑颗粒粒度较细时，分选磨圆则相对较好，矿物杂基含量较低，成分和结构成熟度相对较高，储层物性相对较好。岩石粒度大小与渗透率的关系则不太明显，进一步说明红雁池组孔隙结构复杂、非均质性强(表6)。

表6　红雁池组各类储集岩物性统计表

2.1.3岩石成分控制储层孔隙度

红雁池组储层岩石类型以细砾岩和岩屑砂岩为主，石英含量较少，中酸性岩浆岩岩屑的含量高(表1)，岩石成分成熟度低，有利于形成致密化及低渗透化的岩石储层。以ch1_c1井红雁池组3 023～3 037 m取芯井段为例，根据薄片鉴定结果与物性分析对比发现，孔隙度随着石英颗粒含量的增加而增大(增大比率0.78)(图5(a))，随岩屑含量的增加而减小(减小比率0.776 1)(图5(c))；渗透率大小与石英和岩屑的含量没有明显关系(图5(b)，(d))。主要原因在于石英作为刚性颗粒，具有支撑岩石、抵抗压实的作用，保存了部分原生孔隙，有利于后期次生孔隙的形成[15]。中酸性岩浆岩岩屑作为塑性颗粒，抗压实能力弱，在早期强烈的机械压实作用下易变形挤入孔隙，显著降低储层孔隙度。

图5　Ch1_C1井红雁池组储层物性与岩石成分关系图Fig.5　Relationship between reservoir physical properties and rock composition of Hongyanchi Formation at Ch1_C1 well (a)ch1_c1井石英含量与岩石孔隙度关系图　(b)ch1_c1井石英含量与岩石渗透率关系图　(c)ch1_c1井岩屑含量与岩石孔隙度关系图　(d)ch1_c1井岩屑含量与岩石渗透率关系图

2.2成岩因素

研究区红雁池组储层岩石经历了强烈的后期成岩改造作用、埋藏过程中各种成岩作用对储集岩的原生孔隙保存和破坏及次生孔隙的形成都产生一定的影响[16]。根据岩石薄片、扫描电镜等分析结果可知，红雁池组岩石先后经历了机械压实-方沸石胶结-溶蚀作用-粘土矿物、亮晶方解石胶结(交代)作用的成岩演化序列，这些成岩作用在成岩过程中改善或破坏储层的储集物性。

2.2.1溶蚀作用增加储层次生孔隙

红雁池组储层成岩阶段已普遍达到中成岩阶段A期，这一时期储集层容易形成溶蚀型次生孔隙。镜下薄片观察发现目的层储层溶蚀粒间孔、粒内溶孔和杂基溶孔发育。主要表现在方解石、方沸石等胶结物被溶蚀形成粒间溶孔。岩屑、长石、方沸石等易溶颗粒发生部分溶蚀形成粒内溶孔(图2(s))；随着溶蚀作用的增强，易溶颗粒及胶结物被全部溶蚀则会形成特大溶蚀粒间孔(图2(k))。扫描电镜下观察易溶杂基物质被溶蚀，形成大量的杂基溶孔(图2(n))。这些次生溶蚀孔隙的形成，可增大储层孔隙度和喉道半径，可将不连通的孔缝连通，进而增加储层的有效储集空间及油气运移通道。

2.2.2压实作用破坏储层原生孔隙

早成岩期的机械压实作用是造成红雁池组储层原生孔隙度急剧减小、渗透率骤降的主要原因。目的层在埋藏过程中经历的压实作用主要表现在岩石颗粒间的定向排列(图2(i))；颗粒之间点-线、凹凸接触及缝合线接触(图2(i))；中酸性岩浆岩岩屑挤压变形，呈薄膜状包裹在刚性颗粒粒缘(图2(j))；长石、石英颗粒脆性破碎，在其表面形成微裂纹或搓断(图2(j))。压实作用在红雁池组储层物性形成过程中发挥了重要的作用，是形成超低孔超低渗储层的主要原因。

2.2.3胶结(交代)作用对储层物性的控制

红雁池组胶结作用主要表现在泥质胶结、碳酸盐岩胶结、方沸石胶结(交代)及铁质胶结等几种胶结类型[17-18]。泥质胶结物主要为蜂窝状伊/蒙混层和片状伊利石，片状伊利石的存在可以增加储层的部分束缚孔隙并降低其渗透率。碳酸盐岩胶结物主要表现为亮晶方解石充填残余粒间孔隙(图2(r))；交代作用见方解石交代周围碎屑颗粒(图2(o))，火山岩岩屑绿泥石化(图2(g))，方解石交代沸石(图2(t))等，方沸石以交代岩屑颗粒的形式出现在细砾岩的粒间孔隙中，受溶蚀作用的影响会形成一定的溶蚀孔隙(图2(s))。铁质胶结物的含量较少主要出现在颗粒边缘及粒间孔隙中(图2(p))。泥质胶结是红雁池组储层岩石的主要胶结类型，其发育程度严重影响储集层物性的好坏。碳酸盐岩和方沸石胶结(交代)作用对储集层物性具有双重影响。

2.3裂缝因素

裂缝作为油气运移和流体渗流的主要通道，能有效提高储层的渗透性。通过研究区取芯井观察，红雁池组构造裂缝与成岩裂缝均有发育[19]。成岩裂缝主要见粒缘微裂缝(图2(u))、粒内微裂缝(图2(v))及矿物收缩缝(图2(x))，裂缝充填程度高，60%以上的裂缝为全充填或半充填，充填物主要为方解石、硅质、沸石及油质等。构造缝以张裂缝为主(图2(w))，可以划分为垂直缝、高角度斜交缝、低角度斜交缝、水平裂缝、网状或不规则裂缝[20]，其中高角度斜角裂缝为160条，占61.8%，平均裂缝密度为3.62条/m.ch1_c1井红雁池组岩心总长30.70 m，裂缝总条数111条，其孔隙度在2.2%～7.9%之间，平均4.5%，渗透率在0～4.83×10-3μm2之间，平均0.29×10-3μm2.总之，裂缝能够提高储层岩石的物性，其发育程度影响油气富集和产能大小。

3　结　论

1)柴窝堡凹陷红雁池组储层岩石类型以细砾岩和岩屑砂岩为主，成分和结构成熟度均较低。次生溶孔和裂缝是红雁池组主要储集空间类型，孔隙微观结构表现为小孔细喉型，属超低孔，超低渗储层；

2)柴窝堡凹陷红雁池组储层物性受控于沉积因素和成岩因素。不同沉积微相的储层物性差异较大，岩性较细的细砂岩储层物性最好。岩石粒度和岩石成分直接控制储层物性，粒度越细，成分成熟度越高的砂岩储层物性越好。压实作用是破坏红雁池组原生孔隙降低储层物性的主要因素；溶蚀作用是增加红雁池组次生孔隙改善储集层物性的重要因素；胶结(交代)作用因发生的时期不同对红雁池组储集物性的影响不同；

3)红雁池组储层构造裂缝和成岩裂缝均有发育，裂缝发育增加了储层的有效储集空间。

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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责任编辑：李克永

中石化胜利油田分公司“柴窝堡凹陷二叠系沉积演化及成藏条件研究”(YKK1509)资助>

张银(1981-)，女，陕西礼泉人，工程师，E-mail：187085610@qq.com

TE 121

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