高邮凹陷南断阶阜一段储层特征及物性主控因素

丁 圣

(中国石化石油物探技术研究院， 江苏南京211103)

高邮凹陷南断阶阜一段储层特征及物性主控因素

丁 圣

(中国石化石油物探技术研究院， 江苏南京211103)

不同低渗透储层特征差异大，尤其是物性特征对渗流能力和开发效果有着重要影响。以岩芯为基础，综合采用普通薄片、铸体薄片等多种测试手段对高邮凹陷南断阶阜一段储层特征进行分析，结合岩石相、沉积相、成岩特征研究储层物性的控制因素，探讨低渗透砂岩背景下的优质储层形成条件。研究结果表明：高邮凹陷南断阶阜一段储层为低孔低渗透储层，其成分和结构成熟度中等，孔隙度一般为15%，渗透率一般为10×10-3μm2。沉积作用是形成低渗透储层的基础性因素，控制着砂体的发育，决定了后期成岩作用的类型和强度；成岩作用的压实作用、胶结作用和溶蚀作用对储层物性起决定性作用，优质储层的形成主要受后期碳酸盐溶蚀作用控制。寻找次生孔隙发育储层是该地区下一步油气开发的方向和突破点。

岩石相；沉积相；成岩作用；优质储层；主控因素；高邮凹陷；苏北盆地；江苏

0 引 言

苏北盆地系苏北南黄海陆相中、新生代盆地西南的陆地部分，包括安徽省天长市的部分地区，南以江都—如皋一线为界，北至滨海，西起泗洪、盱眙一线，东临黄海，面积3.5万km2。高邮凹陷位于苏北盆地东台坳陷中部，按构造单元划分为南部断阶带、深凹带和北斜坡，南断阶自西南往东北依次划分为方巷、许庄、竹墩3个断块，南断阶阜一段沉积环境为湖盆构造沉降减弱、物源供应增加情况下的扇三角洲沉积，扇三角洲前缘亚相砂体是研究区砂体堆积的主体，是河流波浪共同作用的地带。砂泥经冲刷淘洗和再分布形成了砂质相对较纯、分选较好的砂质集中带，可进一步划分为水下分流河道、水下分流河道侧缘、河口砂坝、前缘席状砂等沉积微相，砂岩类型以细砂岩和粉砂岩为主，其次为泥、灰质粉砂岩、不等粒砂岩。根据岩芯物性实测资料分析，南断阶阜一段储层孔隙度为3.2%～25.0%，渗透率为(0.07～300)×10-3μm2。根据储层分类标准，南断阶阜宁组阜一段储层为低渗-致密砂岩储层。

1 储层特征

1.1 岩石学特征

岩石的矿物组成是储层演化特征的物质基础，目前研究储层的岩矿特征主要基于显微镜下的薄片鉴定，砂岩包含4种基本组成部分：碎屑颗粒、杂基、胶结物、孔隙。杂基与胶结物合称填隙物。

方巷、竹墩地区阜一段泥岩主要为浅灰色、红褐色泥岩，反映了水下氧化沉积环境；许庄地区主要为深灰色泥岩，说明沉积时期许庄水体比方巷、竹墩地区相对要深。砂岩类型以粉细砂岩和粉砂岩为主，大量的薄片鉴定结果显示，砂岩普遍成分成熟度和结构成熟度中等，砂岩碎屑质量分数为60%～90%。填隙物质量分数为5%～20%，由杂基和胶结物两部分组成：杂基主要成分为泥质，X射线衍射全岩分析结果表明，方巷、许庄、竹墩、徐31块的泥质质量分数较高(>6%)；胶结物质量分数>10%，以碳酸盐为主，另有少量硅质胶结物，偶见铁矿、硬石膏、菱铁矿、片钠铝石(竹墩地区)胶结物，其中石英质量分数平均为65.0%，长石质量分数平均为17.4%，钾长石含量高于斜长石。岩屑质量分数为10%～30%，平均为16.9%，成分主要为石英岩、硅质岩、片岩等。岩石类型主要为岩屑长石砂岩和少量长石岩屑砂岩、长石石英砂岩。颗粒分选中等，磨圆度为次圆-次棱角，点-线接触，一般为颗粒支撑，孔隙-接触式胶结(丁圣等，2012a,2012b)。

1.2 储集空间类型

1.2.1 原生孔隙 研究区阜一段储层中原生孔隙一般为原生粒间孔隙，大小不一，直径在5～20 μm之间，连通性中等—差。形态较规则，原生粒间孔形态呈三角形、多边形等，孔隙边缘平直，未见明显的溶蚀现象(图1)，分布不均。方巷、许庄地区原生孔隙较少，原生粒间孔占6%～10%；竹墩地区所占比率相对较高，原生粒间孔占21%。

图1 原生孔隙微观特征Fig.1 Microscopic characteristics of primary pores

1.2.2 次生孔隙 方巷—竹墩地区阜一段储层的次生孔隙是研究区主要储集空间类型，主要包括粒间溶孔、粒内溶孔、铸模孔以及特大孔隙等。

(1) 粒间溶孔。主要为填隙物发生溶解，其主要组分为黏土矿物和碳酸盐胶结物，受成岩作用溶解形成粒间溶孔，增加储集空间，提高储层连通性，是研究区主要储集空间类型。方巷、许庄地区粒间溶孔占总孔隙的59%～66%，竹墩地区粒间溶孔占总孔隙的59%。这种储集空间主要发生在沉积时经过充分淘洗、杂基含量相对较低的水下分流河道或河口坝沉积相内(图2)。

图2 粒间溶蚀孔微观特征Fig.2 Microscopic characteristics of intergranular dissolution pores

(2) 粒内溶孔与铸模孔。长石、岩屑等一些不稳定矿物遭受内部溶蚀而形成次生粒内溶孔，其形态不规则。铸模孔是粒内溶孔的进一步扩大，直到全部溶解，保持原始颗粒形态(图3)。此类孔隙多发育在孔隙水较为活跃或颗粒成熟度较低的地带，方巷、许庄地区铸模孔占19%～20%，粒内溶孔占3%～15%；竹墩地区铸模孔占12%，粒内溶孔占8%。

图3 粒内溶蚀孔和铸模孔微观特征Fig.3 Microscopic characteristics of intragranular dissolution pores and mold pores

图4 许浅1-21井毛管压力测试曲线Fig.4 Test curves of capillary pressure in the well Xuqian 1-21

图5 纪X11井毛管压力测试曲线Fig.5 Test curves of capillary pressure in the well Ji X11

1.3 孔隙结构特征

通过压汞曲线特征(图4、图5)分析计算孔隙度、渗透率、排驱压力、中值压力、分选系数、最大喉道半径、平均喉道半径等参数的特征(高静乐等，2008；邱隆伟等，2009；熊伟等，2009；周勇等，2011)。从图4、图5可以看出，许浅1-21井斜率较大，说明孔隙半径较小；曲线基本靠近左下方，呈略细歪度特征，说明分选整体不是很好。纪X11井曲线比许浅1-21井平缓，而且曲线主要集中在右下方，呈细歪度，同时方巷与许庄渗透率都比较低。从许浅1-21井孔喉分布直方图可以看出(图4)，孔喉半径的分布频率峰值主要在0.15～0.65 μm之间，竹墩地区孔隙度高，渗透率大；纪X11井孔喉直方图中，孔喉分布频率峰值主要集中在1.00～2.50 μm之间。因此可以得出岩芯孔喉半径的分布与对渗透率的贡献值基本一致，表明对于孔喉半径较小的地层，其主要的渗透率贡献来自于小孔喉；孔喉半径相对较大的地层，其主要渗透率贡献来自于大孔喉。如果储层渗透率主要由较大的孔喉所贡献，那么流体的渗流通道大、阻力小、能力强，储层的开发潜力大；反之，如果储层渗透率主要由细小的孔喉所贡献，那么流体的渗流阻力就大、能力弱，储层的开发难度加大。

2 物性主控因素分析

低渗-致密砂岩储层物性一般对沉积微相、岩石相、成岩相等因素比较敏感。研究区目的层段岩性主要为粉砂岩、细砂岩，其次为泥、灰质粉砂岩、不等粒砂岩、灰质含砾砂岩(表1)。不同岩石相的物性分布范围广，相互都有大量重叠区域，重叠区孔隙度为10%～15%，渗透率集中在(0.1～20)×10-3μm2。通过不同岩石相的划分，很难区分孔隙度的差异，说明研究区岩石相对储层物性控制作用弱。

表1 不同岩性孔隙度与渗透率Table 1 Porosity and permeability of different lithologies

研究区沉积相主要有扇三角洲前缘水下分流河道、水道侧缘、河口坝、席状砂4种微相，各微相储层物性具有较大的差异：水下分流河道的物性参数分布范围广，孔隙度分布区间为5%～25%，渗透率分布区间为(0.1～300)×10-3μm2；河口坝的物性最好，孔隙度分布区间为15%～25%，渗透率分布区间为(10～300)×10-3μm2；水道侧缘和前缘席状砂物性相对都比较差，孔隙度基本小于15%，渗透率小于10×10-3μm2。

从表2可以看出，不同沉积微相孔渗数据点虽存在差异，但是重叠区域大，尤其是水下分流河道受间歇性洪水影响，其孔渗低值部分与水道侧缘、前缘席状砂重叠，高值部分与河口坝范围重叠，因此沉积微相对储层物性控制作用弱。

对南断阶阜一段不同区块的孔隙度渗透率数据进行分析，不同区块的物性分布范围广，相互间有大量重叠区域，方巷、许庄重叠区孔隙度集中在7%～12%之间，渗透率集中在(0.02～1)×10-3μm2之间；竹墩地区与方巷、许庄地区重叠区孔隙度集中在10%～18%之间，渗透率集中在(0.1～20)×10-3μm2之间，通过不同区块的划分，很难区别物性的差异(表3)。

表2 不同微相孔隙度与渗透率Table 2 Porosity and permeability of different microfacies

表3 不同区块孔隙度与渗透率Table 3 Porosity and permeability for different blocks

结合井深、泥质含量、碳酸盐含量、填隙物(泥质+碳酸盐)、平均粒径、颗粒分选系数6个因素对孔隙度、渗透率进行多因子分析(表4)。表4显示，深度对孔隙度、渗透率影响因子分别为-0.59、-0.48；其次，影响孔渗的因素为填隙物，特别是碳酸盐含量的影响要高于泥质含量的影响，填隙物和孔渗呈负相关关系，对孔隙度、渗透率的影响因子分别为-0.40、-0.36，说明压实、胶结、溶蚀等成岩作用对研究区阜一段储层物性影响大，是储层物性好坏的决定因素。

2.1 深度对物性控制分析

方巷—竹墩地区阜一段地层普遍存在蒙脱石、伊利石、高岭石及绿泥石等黏土矿物。随着埋深的增加，条件适宜时各黏土矿物会发生转化。在此过程中，黏土矿物脱出的层间水及H+的酸性混合液对碳酸盐矿物和长石等的溶蚀作用增强，促进了次生孔隙的发育。黏土矿物转化所提供的酸性混合液主要是由蒙脱石向伊利石转化产生的。

次生孔隙的形成是经过各种成岩作用和成岩环境改造的最终产物。在早成岩B期以前，机械压实是最主要的成岩作用类型，因而孔隙度是持续降低的；随着深度的增加和颗粒间接触程度的提高，机械压实作用变弱，至早成岩B期早期时，储层已固结成岩，压实及胶结作用的影响减弱；在中成岩阶段，由于有机质演化而伴生有机酸，使得碳酸盐、长石等不稳定矿物成分溶解形成次生孔隙。

表4 孔隙度、渗透率多因子影响因素分析Table 4 Analysis of multi-factor influencing factors of porosity and permeability

方巷、许庄地区阜一段地层埋藏深度范围为1 200～2 600 m。由图6可以看出，在1 800 m深度附近，储层物性发生明显突变，1 800～2 200 m时物性变好，此深度段为次生孔隙发育带。

图6 方巷、许庄地区孔隙演化图Fig.6 Evolution of porosity in the Fangxiang and Xuzhuang areas

竹墩地区阜一段地层埋藏深度范围为1 100～2 700 m，从竹墩地区孔隙演化图(图7)可以看出，在1 900 m深度附近，储层物性发生明显的突变，自1 900～2 400 m物性变好，此深度段为次生孔隙发育带。

图7 竹墩地区孔隙演化图Fig.7 Evolution of porosity in the Zhudun area

2.2 成岩作用对物性控制分析

2.2.1 压实作用 压实作用是原生粒间孔隙损失的主要因素，压实程度受埋藏深度、温度、埋藏时间、异常流体压力、孔隙中流体性质、碎屑成分、粒度和分选性等诸多因素影响。高邮凹陷南断阶的方巷、许庄和竹墩地区阜一段储层埋深分别处在1 200～2 600 m和1 100～2 000 m之间，少数井埋深有异常，具有碎屑颗粒细(以粉砂岩和细砂岩为主)、长石和岩屑质量分数较高(20%～40%)等特点，南断阶阜一段储层总体上经历了较强的压实作用：(1)可见云母及部分岩屑的塑性变形，部分可见长石、石英颗粒的破裂(图8)；(2)颗粒间接触以点-线接触为主，在埋深较深的层位以线-凹凸接触为主(图9)。从颗粒接触关系不难看出，由于不同地区埋深有差异，压实作用强度不同，1 500 m埋深以上以点接触为主，2 000 m埋深以线接触为主，2 500 m埋深以凹凸接触为主。

图8 强压实作用与颗粒间线、凹凸接触Fig.8 Photos showing strong compaction, intergranular line contact and concavo-convex contact

图9 塑性颗粒变形与刚性颗粒破裂Fig.9 Photos showing deformation of plastic particles and cracking of rigid particles

图10 颗粒在碳酸盐胶结物中呈“漂浮”型Fig.10 Photos showing ″floating″ particles in carbonate cements

2.2.2 胶结作用 胶结作用是破坏储层物性的另一主因。流动的孔隙水能持续地带入溶解的碳酸盐，为碳酸盐胶结物的主要来源。孔隙水溶解碎屑沉积物中的介壳和碳酸盐颗粒，溶解的物质又作为成岩期的胶结物沉淀下来。有些颗粒在嵌晶碳酸盐中呈“漂浮”型(图10)，砂粒周围无其他类型胶结物，说明此类碳酸盐胶结物是形成于压实作用较弱、其他胶结物尚未析出的早成岩B期浅埋藏阶段。碳酸盐岩的溶解度对溶液的pH值极为敏感，随着pH值的升高，其稳定性逐渐升高，从而有利于碳酸盐矿物的沉淀。

方解石胶结物可以呈微晶、粒状、镶嵌状、衬边状和栉状产出，同时对颗粒和杂基进行交代。在高邮凹陷南断阶地区阜一段地层中，方解石质量分数变化较大，在2%～40%间均有。从垂向分布来看，与深度关系不大，主要受沉积相带等因素的控制，如在水下分流河道中，方解石胶结物主要分布在河道的底部；而在席状砂中方解石含量较高，形成期早，胶结致密，从而使颗粒呈“飘浮”型。

石英是研究区砂岩中最常见的硅质胶结物，它可以呈微、细粒状充填于孔隙中，但更主要的是以碎屑石英自生加大边胶结物出现(吴旭光，2014；周正等，2014；祝海华等，2014；岳绍飞等，2015)。在研究区阜一段地层中(图11)，石英次生加大发育程度随埋藏深度变化较为明显，整体趋势随埋深增大而增多，但总的来说，质量分数较低(约0.5%～5%)。石英次生加大的结果是充填孔隙，降低了储层的孔隙度，使喉道缩小、渗滤能力变差，在一定程度上影响了储层的储集物性。

图11 石英自生加大现象Fig.11 Photos showing Quartz overgrowth

2.2.3 溶蚀作用 溶蚀作用对储层物性具有建设性作用。南断阶地区储层溶解作用主要发生在碳酸盐胶结物和黏土矿物胶结物等填隙物以及长石、岩屑和少量石英等的骨架颗粒中(图12)。其中，长石的溶蚀主要沿解理缝开始，岩屑的溶蚀从裂缝或易溶物开始，而石英是从边缘开始或通过裂缝开始。易发生溶解作用的储层一般位于沉积时得到充分的淘洗、杂基含量相对较低的沉积微相，同时储层溶蚀作用的发生和地层水的活动性有直接关系，在水下分流河道以及分流河口砂坝等孔隙连通性较好的位置，高岭石向绿泥石转化过程中形成的大量酸性孔隙水活动强烈，长石的溶蚀较强，从而早期越优质的原始储层越容易改造成优质储层，即压实作用弱和溶蚀作用强的储层。

3 结 论

(1) 岩石相、沉积相是形成低渗透-致密储层的基础性因素，控制着砂体的展布和发育规模，不是导致研究区储层致密的主要因素，但决定了后期成岩作用的类型和强度。

(2) 研究区成岩作用对储层的影响早期表现为颗粒中等到强压实；中期方解石和(含)铁白云石的强胶结，在压实作用、强烈钙质胶结以及石英加大作用影响下，储层物性具有明显的降低趋势；后期随着埋深的继续增加，碳酸盐胶结物和黏土矿物胶结物等填隙物以及长石、岩屑和少量石英等的骨架颗粒开始溶蚀，并发育了较明显的次生孔隙带，优质储层的形成主要受后期碳酸盐溶蚀作用控制。

寻找次生孔隙发育储层是该区下一步油气开发的方向和突破点。

丁圣,钟思瑛,周方喜，等，2012a. 高邮凹陷成岩相约束下的低渗透储层物性参数测井解释模型[J]. 石油学报, 33(6):1012-1017．

丁圣,钟思瑛,高国强,等，2012b. 测井地质结合定量评价低渗透储层成岩相[J]. 西南石油大学学报(自然科学版), 34(4):83-87．

高静乐，宋广寿，高辉,等，2008. 西峰油田庄40区块长6储层特低渗透成因与主控因素[J]. 沉积学报, 26(4):640-646.

邱隆伟,黄双泉， 2009. 民丰洼陷沙三段孔隙发育特征及储层物性主控因素[J]. 中国石油大学学报(自然科学版), 33(4):10-15.

吴旭光，2014. 鄂尔多斯盆地西南部延长组储层物性特征及其控制因素：以陇东地区长3、长4+5 油层组为例[J]. 西安石油大学学报(自然科学版), 29(6):1-5.

熊伟,刘华勋,高树声，等，2009. 低渗透储层特征研究[J]. 西南石油大学学报(自然科学版), 31(5):89-92．

岳绍飞,黄传炎,严德天，等，2015. 洛伊地区三叠系上统致密砂岩储层孔隙特征及物性影响因素[J]. 中国石油大学学报(自然科学版),46(1):208-216.

周勇,纪友亮,张善文，等，2011. 胶莱盆地莱阳凹陷莱阳组低渗透砂岩储层特征及物性控制因素[J]. 石油学报, 32(4):611-620．

周正,汪兴志,谢林，等，2014. 川中地区震旦系灯影组储层特征及物性影响因素[J]. 天然气地球科学, 25(5):701-708.

祝海华,钟大康,张亚雄，等，2014. 川南地区三叠系须家河组致密砂岩孔隙类型及物性控制因素[J]. 石油与天然气地质,35(1):65-76.

Reservoir characteristics of the first member of Funing Formation in south fault terrace of the Gaoyou sag and the main controlling factors on physical properties

DING Sheng

(Sinopec Geophysical Research Institute, Nanjing 211103, Jiangsu, China)

The characteristics of different low permeability reservoirs vary greatly, and especially the physical characteristics have an important impact on the seepage capability and development efficiency. This study analyzed the reservoir features of the first member of the Funing Formation in south fault terrace of the Gaoyou sag with conventional thin section and casting thin section techniques based on core data. In addition, we studied the controlling factors of reservoir physical properties combining with lithofacies, sedimentary facies and diagenetic characteristics, and discussed the formation conditions of high-quality reservoir in low permeability sandstone. The result shows that this reservoir has moderate compositional maturity and textural maturity, and low porosity and permeability, with average porosity of 15% and average permeability of 10×10-3μm2. Sedimentation is a basic factor of this low permeability reservoir, which controls the development of sand bodies and determines the type and intensity of the late diagenesis. The compaction, cementation and dissolution of rocks are critical to the reservoir physical properties. The formation of high-quality reservoir is mainly controlled by carbonate dissolution. Those reservoirs with secondary pores are the direction and breakthrough of the oil and gas development in the region.

lithofacies; sedimentary facies; diagenesis; high quality reservoir; main controlling factors; Gaoyou sag; Subei Basin; Jiangsu Province

10.3969/j.issn.1674-3636.2016.04.575

2015-12-18；

2015-12-26；编辑：陆李萍

江苏省自然科学基金项目“复杂断块油藏细分层开发提高采收率潜力研究”(BK2008582)

丁圣(1978— )，男，高级工程师，博士，主要从事油气藏开发地质工作，E-mail: ds3108@126.com

P618.130.2+1

A

1674-3636(2016)04-0575-08