準噶爾盆地白家海凸起侏羅系八道灣組孔隙結構特征及影響因素

(油氣資源與勘探技術教育部重點實驗室(長江大學），湖北 荊州434023）

何桂平(中石油長慶油田分公司第一采油廠，陜西 延安716000）

況 昊，于景維(油氣資源與勘探技術教育部重點實驗室(長江大學），湖北 荊州434023）

白家海凸起區位于準噶爾盆地中央隆起帶東段，為中央坳陷東部一個北東向展布的三級正向構造單元，該區地層經歷了從晚古生代到第四紀之間的海西、印支、燕山和喜馬拉雅各期構造運動。各次運動的長周期之間是頻繁的陸內湖水進退，形成沉積旋回和各種沉積體系、沉積類型，也同時制約著油氣的生成、運移和聚集?，F今沉積巖層南厚北薄，盆地基底向南傾斜。發育石炭系、二疊系、三疊系、侏羅系、白堊系、第三系和第四系地層，該區侏羅系八道灣組(J1b）地層被穩定發育的兩套煤層分割成3段，地層由下至上可分為八道灣組一段(J1b1）、二段(J1b2）和三段(J1b3）。其中J1b3砂組是侏羅系下統勘探目的層，砂層從分支河道的箱狀砂體到頻繁的砂泥巖互層，橫向巖性變化大，縱向多套的儲蓋組合，為巖性圈閉的形成提供了有利條件。前人對白家海凸起基礎石油地質工作開展了大量的研究[1-2]，但對于J1b的儲層孔隙結構、喉道類型特征等方面并沒有深入研究。就此，筆者系統研究了白家海地區侏羅系八道灣組儲層的孔隙結構特征及其影響因素，開展八道灣組物性研究，目的在于揭示儲層的微觀特征，為下一步勘探開發提供地質依據。

1 儲層巖石學特征

通過對沉積相綜合研究，工區內八道灣組為一套含煤系的陸相沉積，儲層巖性以細、中砂巖為主。碎屑巖儲層以巖屑砂巖占絕對優勢[3]，說明其成分成熟度很低(見表1）。雜基在J1b砂巖中含量普遍較少，各層平均含量一般在1．0%左右，砂巖的分選普遍中等到好，反映砂巖的結構成熟度較高。通過掃描電鏡分析，白家海凸起J1b碎屑巖儲層中的粘土礦物主要是書頁狀蠕蟲狀高嶺石、不規則狀伊蒙混層、片狀伊利石、葉片狀綠泥石等，儲層樣品中大多為2級石英次生加大。膠結類型為孔隙-接觸型和孔隙-壓嵌型。砂粒分選性較好，磨圓度多為次棱狀-次圓狀，接觸方式為點-線接觸。由此可以看出，侏羅系儲層整體上呈 “低膠結物含量、低成分成熟度、高結構成熟度和普遍含有塑性巖屑”的 “兩低一高和一普遍”的巖石學特征。

2 孔隙類型及特征

通過巖石鑄體薄片的觀察與統計，結合掃描電鏡分析，研究層段以次生溶蝕孔隙為主，大約占總孔隙的66%，原生孔隙也占有一定的比例，約占總孔隙的20%；同時發育小比例的晶間孔和微裂縫。從J1b1、J1b2和J1b3各類孔隙的發育情況來看(見表2），隨著埋藏深度的增加，成巖作用加強，原生孔隙的含量逐漸減少，而次生孔隙的比例增加，呈現孔隙類型逐漸變化的特點。

表1 白家海地區八道灣組巖礦特征統計表

表2 白家海凸起區塊的孔隙類型數據表

3 孔隙結構特征及喉道分布

3．1 孔隙結構特征

1）排驅壓力 J1b1的排驅壓力值為4．92～0MPa，平均值為1．53MPa；J1b2的排驅壓力值為5．19～0MPa，平均值為2．9MPa；J1b3的排驅壓力值為4．38～0MPa，平均值為1．08MPa?？梢奐1b3孔隙半徑較大，分選性較好。

2）分選系數 J1b1、J1b2及J1b3分選系數的數值分別為1．41，0．84，1．78，表明孔喉大小分布的均一程度中等。

3）中值毛細管壓力 J1b1、J1b2及J1b3中值毛細管壓力平均值分別為7．65、11．29和5．07MPa，說明J1b3的中值毛細管半徑較J1b1、J1b2大。

4）平均毛細管半徑 J1b1、J1b2及J1b3平均毛細管半徑的平均值分別為0．31、0．07和0．61μm，表明J1b3平均喉道較大。

5）退汞效率 J1b1、J1b2及J1b3退汞效率比較低，分別為33．363%、23．87%和36．14%，說明孔喉分布狀況差，孔隙結構復雜，非均質性強。

6）均質系數 J1b1、J1b2及J1b3均質系數的平均值分別為0．26、0．26、0．23，其值不高，表明孔喉半徑不大。

7）變異系數 J1b1、J1b2及J1b3變異系數的平均值較低，分別為0．12、0．07、0．16，表明細孔較多。

由以上分析可以看出，白家海地區J1b儲集層喉道主要為細喉、中喉。喉道特征參數比較充分證明J1b3的喉道較好。

3．2 孔喉分布

通過鑄體薄片觀察和壓汞資料所反映的孔喉分布特征來看，研究區3個砂組儲集砂巖孔喉分選較好，大多數樣品的毛管壓力曲線呈略細歪度。喉道以細喉為主，其次為中喉。據電鏡觀察，儲集層砂巖主要發育片狀或彎片狀喉道，在泥質、鈣質膠結富集處，發育管束狀喉道。物性分析結果表明，白家海凸起區塊儲集層砂巖的孔隙度分布范圍為4．9%～15．33%(平均值為11．46%），滲透率分布范圍為（0．02～2．79）×10-3μm2，平均值為0．44×10-3μm2，為低滲透儲層[4-5]。

研究層段以細喉為主，其次是中喉，但J1b3中喉所占的比例較多[6-7]。結合J1b3、J1b2及J1b1物性等儲層評價參數，其較好儲層發育在J1b3中。

4 儲層孔隙結構影響因素分析

4．1 沉積作用的影響

沉積作用主要控制儲集層沉積時的空間與原始孔隙度[8-9]，對孔隙結構的影響主要表現在不同類型的巖性對儲層物性的控制。對比白家海凸起侏羅系八道灣組、三工河組和西山窯組砂巖的巖礦成分和含量，除塑性巖屑含量和砂巖粒徑外，其他特征在平面上的變化較小。砂巖的粒級總體偏細，中粒和細粒砂巖約占砂質巖的60%以上；在層位上，三工河組砂巖的粒級較西山窯組和八道灣組要粗些。八道灣組和西山窯組在白家海凸起地區中-細粒砂巖為主，約占砂質巖的80%(見圖1）。粒度偏小的砂巖在上覆巖層的作用下，顆粒之間比較容易滑動，對于壓實作用比較敏感，經歷一定的埋藏作用后，孔隙度和滲透率降低較快。

圖1 研究區侏羅系不同粒級砂巖分布直方圖

4．2 成巖作用的影響

成巖作用對儲層物性的影響主要分為破壞性和建設性2種[10]。該區破壞性成巖作用有壓實作用、膠結作用；建設性成巖作用主要為溶蝕作用。成巖作用是決定儲層物性的重要因素[11]。

1）壓實作用對孔隙的影響 壓實作用是破壞性很強的成巖作用之一，壓實作用對原生孔隙影響隨埋深增加而增強，使得粒間體積減小，碎屑顆粒接觸緊密，從而充填堵塞孔喉，降低滲透率。研究區內，侏羅系儲層壓實減孔量基本上大于15%，平均20%左右，是儲層孔隙損失的主要因素。

2）膠結作用對孔隙的破壞 白家海凸起地區儲集巖經歷的膠結作用主要有碳酸鹽膠結、硅質膠結及粘土礦物膠結，此外還見少量石膏、黃鐵礦、沸石等自生礦物膠結。膠結作用是導致砂巖孔隙度減小、滲透率降低的一種主要成巖作用。碳酸鹽膠結物以方解石和白云石較為常見，它充填于巖石殘余原生孔隙和次生孔隙中，致使巖石儲集物性遭到極大的破壞；硅質膠結主要指石英次生加大和自生石英集合體，石英次生加大充填孔隙并經常堵塞喉道，對儲層的孔、滲性能起著一定的破壞作用。工區內粘土礦物膠結物主要是伊蒙混層礦物、高嶺石、伊利石及綠泥石等，蒙脫石較少見。伊-蒙混層礦物在掃描電鏡下大多呈不規則狀、蜂巢狀；高嶺石主要以蠕蟲狀、書頁狀充填于晶間孔隙中，這種產狀的高嶺石易遷移，對砂巖儲層的滲透性影響較大。

3）溶蝕作用對孔隙的改善 溶蝕作用是一種非常重要的建設性成巖作用，主要是由于大量有機酸進入砂巖中溶蝕膠結物和易溶顆粒造成的。該區J1b3出現了次生孔隙帶，主要表現在溶蝕作用形成的粒內溶孔和粒間溶孔占有很大的比例。這些溶孔產生是由于地層中含有煤層，有機質含量高，產生較多的有機酸對碳酸鹽膠結物及巖屑、長石等不穩定顆粒的溶解。有機酸產生的高峰期是鏡質體反射率為0．5%～0．7%之間，主要發生于中成巖期的A1亞期。但是溶蝕作用對于整個白家海凸起區塊J1b儲層孔隙改善十分有限。

5 結 論

1）白家海凸起區塊J1b儲層巖性主要為巖屑砂巖，較低的成分成熟度，但該區儲層砂巖顆粒分選性較好，磨圓度中等，表現出較高的結構成熟度。

2）J1b儲層孔隙以次生溶蝕孔隙為主，其中J1b3原生孔隙含量較J1b2及J1b1多，孔隙類型具有多樣性的特點。

3）J1b儲集層發育的喉道類型以片狀、彎片狀及管束狀為主。J1b3儲層以細喉、中喉道為主，儲層較好；J1b2及J1b1儲層以細喉道為主，儲層整體較差。

4）影響該研究區的孔隙結構的主要因素是沉積作用和成巖作用。白家海凸起區塊J1b儲層物性總體較差，但是在J1b3出現了孔滲性較好的次生孔隙帶，可作為勘探的有利區帶。沉積作用主要控制儲集層沉積時的空間與原始孔隙度；成巖作用中的壓實作用和膠結作用對該研究區儲層。

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