松辽盆地南部腰英台地区早白垩世登娄库-泉头组储层特征及影响因素分析

俞 昊 林春明 周 健 张 霞 徐深谋

(1.内生金属矿床成矿机制研究国家重点实验室南京大学地球科学与工程学院 南京 210093; 2.中国石油化工股份有限公司华东分公司石油勘探开发研究院 南京 210011; 3.中国石油化工股份有限公司胜利油田分公司西部新区研究中心 山东东营 257045)

松辽盆地南部腰英台地区早白垩世登娄库-泉头组储层特征及影响因素分析

俞 昊1,2林春明1周 健3张 霞1徐深谋1

(1.内生金属矿床成矿机制研究国家重点实验室南京大学地球科学与工程学院 南京 210093; 2.中国石油化工股份有限公司华东分公司石油勘探开发研究院 南京 210011; 3.中国石油化工股份有限公司胜利油田分公司西部新区研究中心 山东东营 257045)

松辽盆地南部腰英台地区早白垩世登娄库-泉头组储层岩石类型以长石岩屑质石英砂岩、长石质岩屑砂岩和岩屑砂岩为主,岩石结构成熟度和成分成熟度均不高,为超低孔超低渗和特低孔特低渗储层。登娄库组储层孔隙度和渗透率的高值区主要分布在Y81井区。以YB4-Y8102-Y8101井一线为界,西部孔渗值较高、物性较好,东部孔渗值较低、物性变差。泉头组储层孔渗值总体上由南向北递减,其中渗透率值递减速率较快。研究区目的层段成岩作用类型主要有压实、胶结、溶蚀、交代以及次生加大五种作用;成岩演化处于晚成岩A期和B期,成岩作用对储集物性的影响主要表现为对孔隙度和渗透率的影响,其中压实、胶结、交代和次生加大作用使储层原生孔隙迅速减少、渗透率降低,是导致研究区储层物性变差的主要原因,溶蚀作用则是次生孔隙发育的主要因素,从而在一定程度上改善研究区砂岩的储层物性。

成岩作用 登娄库-泉头组 白垩系 腰英台 松辽盆地

松辽盆地南部腰英台地区既是长岭凹陷资源潜力最大的含油气区之一,也是长岭凹陷进行油气藏勘探最为有利的地区之一。近年来,随着勘探技术与水平的不断提高,长岭凹陷已经进入到岩性油藏勘探阶段,而准确识别主要目的层段的储层特征及其影响因素对认识岩性油气藏的成藏特点具有很好的铺垫作用。目前,腰英台油田登娄库-泉头组已经成为下一个岩性油气藏勘探的重要目标。但是,由于缺乏成熟理论的指导、并受综合研究水平和相应配套技术等多方面因素的影响,针对登娄库-泉头组岩性油气藏投入的实质性勘探工作较少,储层研究较为薄弱。

砂岩的储层物性受多种因素控制[1],其中原始沉积环境和后期成岩演化为主要影响因素[2],但沉积相只能决定储层的空间分布和原始物性,储层的最终物性由成岩作用控制[3],可见,成岩作用在储层砂岩的埋藏演化过程中对其孔隙度和渗透率的产生、破坏及改造起着关键作用[4]。成岩作用在储层砂岩的埋藏演化过程中对其孔隙度和渗透率的产生、破坏和改造起着关键作用[5～8]。腰英台地区早白垩世登娄库-泉头组的成岩作用类型及特征、成岩作用对储集物性的影响等方面前人未做很好研究。本次研究通过对3口井55块样品的薄片鉴定,8块铸体薄片,以及8块样品的扫描电镜、16块样品的X射线衍射分析,结合9口井的测井、录井资料,以及大量物性资料的统计,较为系统地研究了腰英台地区早白垩世登娄库-泉头组储集层的岩石学和成岩作用特征,重点分析成岩作用对储层物性的影响,对有利储集层的预测有着重要意义。

1 地质背景

松辽盆地位于中国东北部,是我国中、新生代大型内陆湖盆之一,呈北北东向展布,长轴约750 km,短轴330～370 km,总面积超过287 000 km2[9]。根据盆地边界断裂和基底起伏形态,可将松辽盆地划分成北部倾没区、中央坳陷区、东北隆起区、东南隆起区、西南隆起区、西部斜坡区六个一级构造单元[10]。腰英台地区位于松辽盆地南部中央坳陷区的长岭凹陷东部陡坡带与大情字井低凸起的衔接部位[11](图1),为乾安次凹与黑帝庙次凹之间的相对隆起处,油气资源丰富。盆地主要充填中、新生代碎屑岩,其中白垩系为主要产油层[12]。

图1 松辽盆地南部腰英台地区地理位置[11]Fig.1 Sketchmap showing the location of the Yaoyingtai area of the southern Songliao Basin[11]

白垩系包括下白垩统的火石岭组、沙河子组、营城组、登娄库组和泉头组,上白垩统的青山口组、姚家组、嫩江组、四方台组和明水组[10,13]。营城组与登娄库组之间呈角度不整合接触。登娄库组(K1d)地层厚161～266 m,与下伏营城组呈角度不整合接触(表1)。上部岩性为浅灰色砂岩与棕色、褐色泥岩、灰色或浅灰色砂质泥岩略等厚互层;下部岩性以浅灰色砂岩及灰色泥质粉砂岩为主,夹薄层灰色、浅灰色砂质泥岩、褐色泥岩。电阻率曲线上部呈尖峰状中-低阻,下部呈平台状、阶梯状中-高阻。自然电位曲线起伏较大,砂岩处具明显负异常。自然伽马值变化较大,砂、泥岩特征明显,其值一般为60～95 API,最大为144 API。泉头组(K1q)地层厚901～1287.0 m(表1),岩性主要为灰色、浅灰色细砂岩、粉砂岩,灰色泥质粉砂岩与棕红色、紫红色泥岩,灰色砂质泥岩等厚-略等厚互层。中下部以紫红色泥岩,灰色、紫红色砂质泥岩为主,泥岩厚度大于180 m,是一套良好的区域性盖层。电阻率曲线上部呈锯齿状、尖峰状,下部呈平台状中-高阻。自然电位曲线起伏较大,砂岩呈指状、箱状负异常。自然伽马值变化较大,其值一般为55～110 API,最大可达140 API。按照岩性、电性、古生物特征等的差异,泉头组地层细分为泉头组一段(K1q1)、泉头组二段(K1q2)、泉头组三段(K1q3)和泉头组四段(K1q4)四个亚段。

2 储集层特征

2.1 岩石学特征

松辽盆地南部腰英台地区早白垩世登娄库-泉头组储层岩性主要为长石质岩屑砂岩,其次为长石岩屑质石英砂岩和岩屑砂岩,少量岩屑质石英砂岩及岩屑质长石砂岩(图2)。储层岩石以细砂岩为主,次为中砂岩,少量砾质砂岩及粉砂岩。砂岩粒度平均值区间为0.125～0.5 mm,分选中等-好,磨圆为次棱角状。岩石成分成熟度中等;结构成熟度中等或偏低,矿物成熟度偏低;主要为颗粒支撑;颗粒接触关系以线-凹凸接触为主,表明压实作用较强;胶结类型主要为孔隙式胶结。碎屑成分以石英和岩屑为主,长石和云母次之。石英组分含量在37%～51%之间变化,平均含量为44%(表2),石英颗粒一般不具有波状消光特征,主要来源于花岗岩,部分来自变质岩,少数为再旋回石英。长石主要为斜长石和钾长石,含量范围为10% ～20%,平均为14%。岩屑含量在23%～36%之间,平均为29%(表2),主要为岩浆岩岩屑,变质岩岩屑和沉积岩岩屑少见。胶结物主要为碳酸盐和泥质,次为硅质、硬石膏和铁质等,其中碳酸盐、硬石膏主要呈斑块状充填于粒间,自生黏土矿物多以微晶集合体的形式充填于粒间,硅质胶结物以石英次生加大和自生石英形式出现。自生黏土矿物类型主要为伊利石和绿泥石。

2.2 储集空间

储集空间包括孔隙、喉道和裂缝。据岩芯及铸体薄片资料,腰英台地区登娄库组-泉头组的储层孔隙均不发育,面孔率较低,为1%～6%;孔隙按成因可分为原生孔隙和次生孔隙两大类。原生孔隙一般多出现于一些埋藏较浅的砂岩中,是由颗粒相互支撑而成,孔隙中没有明显的溶蚀痕迹,在小于2 200 m的深度范围内出现较多,在大于2 200 m时原生孔隙一般较少出现,次生孔隙发育。本研究区储层的埋藏深度均大于2 500 m,压实、胶结、压溶、溶蚀和交代作用表现突出,原生孔隙出现较少,其形态多呈三角形、多边形等,孔隙边缘平直,未见明显的溶蚀现象(图3A)。次生孔隙是本区储层中最为主要的储集空间类型,它主要包括粒间溶孔(图3B)、粒内溶孔(包括铸膜孔)、微孔隙及微裂缝等,其中粒间溶孔占孔隙总量的85%,粒内溶孔占孔隙总量的10%,它们为主要的次生孔隙类型。

表1 松辽盆地南部腰英台地区地层简表(华东分公司,2007)Table1 Stratigraphical chart of early Cretaceous Denglouku and Quantou Formation in the Yaoyingtai aera of southern Songliao Basin

图2 松辽盆地南部腰英台地区登娄库-泉头组储层岩石成分分类图[10]Fig.2 Q-F-R triangle diagram of the sandstone classification of early Cretaceous Denglouku and Quantou Formation in the Yaoyingtaiaera of southern Songliao Basin[14]

表2 松辽盆地南部腰英台地区登娄库-泉头组储层碎屑成分分析Table2 Com ponent analysis of early Cretaceous Denglouku and Quantou Formation in the Yaoyingtai aera of southern Songliao Basin

研究区目的层段喉道以可变断面收缩部分形成的喉道(图3C)为主,其次为片状、弯片状和管束状喉道,连通性差,孔喉之间的配位数在1～3之间。

研究区目的层段主要发育两种裂缝:泥岩中的收缩裂缝和砂岩中的裂缝,其中泥岩的收缩裂缝较细,多数未被充填(图3D);砂岩中的裂缝较宽,主要为构造缝,部分裂缝被泥质、油或方解石充填(图3E, F),这类裂缝对天然气的运移和聚集贡献较大。

2.3 储层物性特征

图3 松辽盆地南部腰英台地区登娄库-泉头组储集空间照片A.浅灰色中细粒长石质岩屑砂岩粒间原生孔隙.Yp4井,埋深3 510.6 m,单偏光;B.浅棕色粉砂质泥岩粉砂岩中发育的溶蚀孔.YP4井,埋深3 489.14 m单偏光;C.浅灰色中粒长石质岩屑砂岩孔隙间发育的缩颈型喉道.Yp4井,埋深3 510.6 m;D.棕褐色泥岩泥岩中发育的裂缝.YP4井,埋深3 492.58 m;E.中细粒长石质岩屑砂岩砂岩固结成岩后发育的构造裂缝.DB11井,埋深3 469.6 m;F.浅灰色岩屑质粉细砂岩粉细砂岩中发育的裂缝,被后期发育的方解石充填.YP4井,埋深3 508.3 m.Q-石英;Cal-方解石;F-长石Fig.3 Photomicrographs of sandstones of the intermediate section of Denglouku and Quantou Formation in the Yaoyingtai aera of southern Songliao Basin

研究区登娄库组147个砂岩储层的测井孔渗值统计结果表明(表3),平均孔隙度主要分布在1.8% ～7.5%之间,渗透率分布区间为0.11 X10-3～2.56 X10-3μm2。腰深1井和腰平1井孔渗性较好,其它井相对较差,按“碎屑岩储层划分标准”进行分类[15],研究区登娄库组储层总体上为超低孔超低渗和特低孔特低渗储层。泉头组147个砂岩储层的测井孔渗值统计结果表明,平均孔隙度分布区间为3.25% ～ 10.4%,平均渗透率位于0.25 X 10-3～13.00 X10-3之间(表3),泉头组储层的孔渗平均值比登娄库组要高,按“碎屑岩储层划分标准”[15],本区泉头组储层除Y81井3 208～3 372 m井段为低孔低渗储层外,其余井泉头组储层多属于特低孔特低渗和超低孔超低渗储层。

腰英台地区登娄库组储层孔隙度与渗透率相关性中等,整体表现为渗透率随着孔隙度的增大而升高(图4),但孔渗变化趋势较为分散,可能是较多微裂缝存在的缘故。

表3 松辽盆地南部腰英台地区登娄库-泉头组储层物性统计Table3 The statistics of physical property in early Cretaceous Denglouku and Quantou Formations in the Yaoyingtaiaera of southern Songliao Basin

图4 松辽盆地南部腰英台地区登娄库组储层岩芯孔隙度与渗透率分布关系图Fig.4 Relation of porosity and permeability in Denglouku Formation in the Yaoyingtaiaera of southern Songliao Basin

通过统计研究区储层孔渗值并结合测井数据拟合出储层孔渗平面分布图(图5),由图可知,腰英台地区登娄库组、泉头组储层孔隙度和渗透率的空间展布趋势基本一致,孔隙度值大的区域,渗透率值也较高(图5)。

从图5A中可以看出,登娄库组储层孔隙度和渗透率的高值区,主要分布在Y81井区。以YB4-Y8102-Y8101一线为界,西部孔渗值较高、物性较好,东部孔渗值较低、物性变差。从图5B中可以看出,泉头组储层孔隙度和渗透率值比登娄库组明显要高,高值区也主要分布在Y81井区,YB4井孔渗值最低。该区泉头组储层孔渗值总体上由南向北递减,其中渗透率值递减速率较快。综上所述,腰英台地区登娄库、泉头组储集层物性多为特低孔特低渗-超低孔超低渗,以超低孔超低渗为主,且登娄库组储层物性比泉头组要差,超低孔超低渗储层更多。

2.4 储层成岩作用特征

岩石薄片、扫描电镜观察及X射线衍射等实验表明腰英台地区下白垩统登娄库-泉头组砂岩储层的颗粒接触方式主要为线接触和凹凸接触,局部发育缝合线接触,点接触很少,表明其经历的压实作用较强。石英、长石次生加大较为发育,次生裂缝分布较广。碳酸盐、石英和岩屑的溶蚀作用较强,并出现部分铁方解石胶结,见白云石胶结,长石高岭土化。黏土矿物成分以伊利石和绿泥石为主,高岭石和蒙脱石含量极少。综上所述,笔者认为研究区目的层段的成岩作用阶段应为晚成岩A期和B期。

3 储层物性影响因素分析

通过上述对腰英台地区登娄库-泉头组砂岩储层成岩作用进行研究,并结合研究区的沉积特征,本文认为储层物性主要受岩石结构及填隙物特征、沉积环境、成岩作用等因素的影响。

3.1 岩性其对储层物性影响

储集层岩石的成分、颗粒大小及分选、结构等特征直接决定储层物性的好坏。砂岩粒度适中、分选好、碳酸盐含量低、胶结疏松、或泥质含量低时,储层孔隙度、渗透率就高,物性就好,反之储层物性就差。

研究区目的层段储层物性总体较差,岩性主要为中砂岩和细砂岩。以登娄库组为例,从图6中可以看出登娄库组中砂岩的物性明显好于细砂岩,这表明岩石粒度对储层物性的影响较明显,随着碎屑颗粒粒度的增加,岩石孔隙度和渗透率均有增加的趋势。

图5 松辽盆地南部腰英台地区下白垩统登娄库-泉头组储层沉积相及孔渗平面分布图Fig.5 Sedimentary facieswith contourmaps of porosity and permeability in Denglouku and Quantou Formation in the Yaoyingtai aera of southern Songliao Basin

图6 松辽盆地南部腰英台地区登娄库组储层物性与岩石粒度关系图Fig.6 The relationship chart between petrophysical property and grain of Denglouku Formation in the Yaoyingtaiaera of southern Songliao Basin

3.2 成岩作用对储层物性影响

碎屑岩储层的成岩演化是一个复杂的物理化学变化过程[16,17],成岩阶段中晚期来自于烃源岩的富含有机酸的酸性流体可改变储层砂岩孔隙中的地球化学环境,造成砂岩溶解作用的发生以及矿物组成和物性条件的改变[18]。通过对腰英台地区现有的资料采用岩心常规薄片、铸体薄片和X射线衍射等分析方法进行研究,结果表明松辽盆地南部腰英台地区早白垩世登娄库-泉头组砂岩储层经历的成岩作用类型较多,主要有压实、胶结、溶蚀、交代和次生加大作用等。

3.2.1 压实作用及其对储层物性的影响

腰英台地区早白垩世登娄库-泉头组砂岩储集层埋藏深度较大,经历了较强的压实作用,是本区储集层中最普遍、最典型的一种成岩作用,也是导致储层物性变差的主要因素之一。压实作用可以发育于成岩作用的各阶段中,机械压实意味着碎屑岩孔隙度不可逆地降低,渗透率变差,体积缩小。研究区压实作用主要表现为:①刚性颗粒发生脆性变形,如石英、长石及部分岩屑的破碎等(图7A);②颗粒之间呈线接触、凹凸接触(图7A);③岩石碎屑颗粒呈明显的定向排列;④塑性颗粒挤压变形,如云母颗粒的变形,或刚性颗粒(石英或长石颗粒)嵌入变形颗粒中;⑤黏土质碎屑被挤压变形,位于其它碎屑之间,而似杂基一样,即发生假杂基化等。

研究区砂岩中含较多的塑性碎屑,如黑云母、泥屑、千枚岩岩屑等,它们在压实作用下发生扭曲、膨胀等塑性变形,并挤入到粒间孔隙中,从而使得相当一部分原生孔隙丧失,渗透率急剧降低。此外,部分石英颗粒表面曾因压实作用呈现微裂纹,但多在后期愈合,对储集性能的贡献不大。

图7 松辽盆地南部腰英台地区登娄库-泉头组砂岩显微镜及扫描电镜照片A.中细粒长石质岩屑砂岩,见挤压破碎、线接触及凹凸接触的石英颗粒,埋深3510.600 m,正交光;B.中细粒长石质岩屑砂岩,颗粒间两期方解石胶结(黄色箭头所指为早期泥晶方解石,红色箭头所指为晚期亮晶粒状方解石),DB11井,埋深3469.60 m,正交光;C.针柱状伊利石和片状绿泥石共生,YB4井,埋深3505.00 m;D.垂直颗粒表面生长的绿泥石包壳,YB4井,埋深3510.82 m;E.中细粒长石质岩屑砂岩,石英颗粒次生加大边(红色箭头所指),YB4井,埋深3507.75m,正交光;F.中粒长石质岩屑砂岩,长石颗粒表面蜂窝状溶蚀.DB11井,埋深3508.24 m,正交光;G.中粒长石质岩屑砂岩,长石被方解石交代,DB11井,埋深3470.01 m,正交光;H.中细粒长石质岩屑砂岩,微斜长石颗粒被石英交代,YB4井,埋深3 506.80 m,正交光.Q-石英;Cal-方解石;FeCal-铁方解石;F-长石Fig.7 Optical and SEM photomicrographs of sandstones of the intermediate section of Denglouku and Quantou Formation in the Yaoyingtai aera of southern Songliao Basin

3.2.2 胶结作用及其对储层物性的影响

胶结作用是使沉积物转变成沉积岩的重要作用,也是使沉积岩中孔隙度和渗透率降低的主要原因之一,可以发育于成岩作用的各个阶段,但在成岩作用晚期较为发育。虽说不同胶结物、胶结方式对孔隙的作用是不同的,但胶结作用总的来说是破坏原生孔隙的,对储层的发育是不利的。

研究区砂岩储层中胶结作用普遍,胶结物类型多样,主要有碳酸盐、黏土和硅质,少量硬石膏和铁质胶结物。

1 )碳酸盐胶结作用

松辽盆地南部腰英台地区白垩系登娄库-泉头组碳酸盐胶结作用期次多,出现的类型丰富,主要为方解石胶结,平均含量在7%左右。胶结类型主要有:①孔隙式胶结,方解石胶结物分布在颗粒间的孔隙内,颗粒之间以线接触为主;②接触式胶结,颗粒之间呈线接触;③基底式胶结,颗粒漂浮在胶结物之中。

方解石胶结物的赋存形态有两种,即早期的泥晶方解石和晚期的亮晶粒状方解石。泥晶方解石胶结物颗粒细小,形成早,Fe含量低,呈基底式胶结,晚期亮晶粒状方解石胶结物常常呈不均匀的斑块状分布于孔隙中(图7B)。

碳酸盐胶结物在不同成岩阶段均有产出,只是晶体大小和成分有较大的差异,这主要受控于不同成岩阶段中流体与岩石相互作用的效应、成岩流体的酸碱度、氧化-还原电位等成岩环境。碳酸盐胶结物对储集层的影响具有双重性。早期形成的碳酸盐,一方面使一部分原生孔隙丧失;另一方面可有效增强岩石的抗压实能力,使压实作用对岩石的影响减弱,并为后期大规模次生溶蚀孔隙的形成提供了物质基础。当烃源岩中的有机质开始生成有机酸和CO2酸性流体时,酸性流体将溶解早期的碳酸盐胶结物,从而形成次生溶孔,为油气的聚集提供储集空间。晚期碳酸盐在胶结岩石骨架颗粒和填隙物时也不可避免地充填了早期形成的部分粒内、粒间溶孔和原生残留孔隙,从而降低了砂岩的孔隙度和渗透率,使储层物性变差,因此属于破坏性成岩作用的范畴。

本区登娄库-泉头组储层碳酸盐胶结作用非常显著,主要是胶结物充填部分或大部分孔隙空间,使原生孔隙度大大降低。据镜下观察统计,碳酸盐胶结物造成储层颗粒间孔隙的损失率为25% ～45%左右,由于本区碳酸盐溶蚀程度较弱,因此往往形成超低孔超低渗的致密储集层。

2 )黏土矿物胶结作用

成岩过程中层内铝硅酸岩矿物,在孔隙水的作用下,在原地转变为另一种黏土矿物,或者由孔隙水带到附近的孔隙内析出,形成自生黏土矿物,均可作为胶结物。研究区登娄库-泉头组砂岩中的黏土矿物胶结物主要为伊利石和绿泥石(图7C),自生伊利石常以针柱状充填于孔隙中,这种存在形式极易将储层内的大孔道分隔成小孔道,从而使得喉道变窄,堵塞喉道,对孔隙度和渗透率,特别是后者造成明显影响。绿泥石呈片状,大部分晶形完好,呈六边形,生长于粒间孔隙中,也可垂直于颗粒表面形成绿泥石包壳(图7D),一方面可以增加砂岩骨架颗粒的强度,阻止长石和石英的次生加大,当绿泥石薄膜较薄时,可以有利地保护孔隙;另一方面,当绿泥石薄膜继续生长时,则会堵塞孔隙与喉道,降低孔隙度和渗透率,使储层物性变差。同时绿泥石含铁,是较强的酸敏矿物,易溶于酸形成铁离子沉淀,损害储层。

砂岩储层中的自生黏土矿物是碎屑岩埋藏成岩作用的产物,其存在形式多为充填于孔隙中或附着在颗粒表面。由于黏土矿物抗压实能力弱,体积缩小明显,故其存在极易降低岩石的孔隙度和渗透率。

3 )硅质胶结作用

研究区登娄库-泉头组硅质胶结类型有增生型和粒间充填型两种。此类现象十分普遍,与发生加大时期砂岩渗透能力有关,如果渗透能力强、杂基含量低、碳酸盐胶结程度低,可发生周缘状石英次生加大,否则,仅见边状和点状石英次生加大,局部单晶自生石英填于粒间。石英增生型胶结又称石英次生加大边,以碎屑石英周围发育次生加大边为特征(图7E),另一种是粒间充填型胶结,即碎屑颗粒间的硅质沉淀胶结。从成岩作用来说,由于研究区压溶作用较强,可为石英的次生加大提供较多物质来源,因而使得本区石英次生加大较为发育;颗粒间沉淀的SiO2主要有两个来源,一个是来源于压溶作用,另一个是来源于长石的溶解和黏土矿物的相互转化。

硅质胶结物对储集层的影响也具有双重性。石英次生加大占据了砂岩中的一部分孔隙空间,对孔隙虽有一定的破坏作用,但较早形成的石英加大边抑制了压实作用,对原生粒间孔起一定的保护作用。一旦次生石英含量较多,堵塞孔隙喉道,则严重影响砂岩的储集性能。碎屑颗粒间沉淀的硅质胶结物占据了粒间孔隙的空间,使砂岩渗透率明显降低。

4 )硬石膏胶结作用

硬石膏胶结在本区登娄库组有少量发育,均以它形填隙状的细-中粒晶体或集合体产出,少量薄片中见到连晶状硬石膏。硬石膏属于成岩中晚期的胶结成分,可充填先期由于硅质石英、长石、岩屑颗粒的溶解而形成的次生孔隙,但其本身亦可被再次溶解形成次生溶孔。由于它分布局限且含量较低,所以对储集性的破坏或改善均不占主导地位。

5 )铁质胶结作用

铁质胶结物在本区腰平4井登娄组3 505.55 m处的砂岩样品中较发育,扫描电镜下铁质胶结物呈菜心状和球粒状。

3.2.3 溶蚀作用及其对储层物性的影响

镜下鉴定结果表明,研究区砂岩储层的溶蚀作用主要发生在长石颗粒的表面及内部(图7F),其次为岩屑。颗粒的溶蚀有两种情况:一种是长石、岩屑等不稳定颗粒直接溶解形成溶蚀粒内孔;另一种是长石及岩屑等颗粒先被碳酸盐矿物交代,后来胶结物又发生溶解而使颗粒间接被溶蚀,形成溶蚀粒内孔及溶蚀粒间孔。因此,由溶蚀作用造成的次生溶孔在研究区有一定程度的发育,形成一定规模的次生孔隙,这在很大程度上改善了储层的物性。

3.2.4 交代作用及其对储层物性的影响

交代作用是指一种矿物代替另一种矿物并保持被置换矿物大小和形态的现象,交代作用可以发生于成岩作用的各个阶段乃至表生期,使得砂岩更致密,物性变差。研究区登娄库-泉头组交代作用较发育,主要有以下几种:(1)碳酸盐胶结物交代石英、长石及岩屑颗粒(图7G);(2)石英交代长石颗粒,使长石颗粒呈不规则状(图7H);(3)硬石膏交代长石,使颗粒边缘呈不规则状。

3.3 沉积相对储层物性影响

沉积相对储层物性影响主要表现为沉积微相对储层的影响。沉积微相控制着储层的平面展布,不同砂体物性差异较大。研究区登娄库-泉头组主要发育三角洲-湖泊沉积体系,亚相有三角洲平原亚相、三角洲前缘亚相和滨湖亚相(图4),储层沉积微相类型主要为水下分流河道、河口坝、席状砂、远砂坝及分流河道。主要的储集类型为三角洲平原的分流河道砂及三角洲前缘的水下分流河道砂、河口坝砂、席状砂及远砂坝砂。通过对研究区登娄库-泉头组组各微相砂体的物性资料统计,结果表明河口坝和分流河道砂体主要为特低孔特低渗储层,水下分流河道和席状砂主要为超低孔特低渗储层,远砂坝砂体主要为超低孔超低渗储层。因此,河口坝和分流河道砂体物性相对较好,水下分流河道和席状砂物性次之,远砂坝物性最差。

4 结论

(1)腰英台地区登娄库-泉头组的储层岩性以浅灰色中、细粒长石质岩屑砂岩为主,其次为长石岩屑质石英砂岩和岩屑砂岩,岩石成分成熟度和矿物成熟度中等。砂岩粒度平均值区间主要为0.125～0.5 mm,分选中等-好,次棱角状,颗粒支撑、线-凹凸接触,孔隙式胶结。按“碎屑岩储层划分标准”研究区目的层段为超低孔超低渗和特低孔特低渗储层。

(2)研究区储层物性主要受岩石结构及填隙物特征、成岩作用、沉积环境等因素的影响。岩石粒度对储层物性的影响较明显,随着碎屑颗粒粒度的增加,岩石孔隙度和渗透率均有增加的趋势。本区目的层段储层埋深较大,压实作用较强,原生孔隙非常少,压实作用和胶结作用等破坏性成岩作用占主导地位,导致研究区储层物性变差,是形成特低孔特低渗和超低孔超低渗储层的关键因素。在石英和长石的溶蚀作用下,发育了一定的次生孔隙和微裂隙,这成为储层岩石的主要储集空间,从一定程度上改善了研究区的储层物性。沉积相对储层物性影响主要表现为沉积微相对储层的影响,河口坝和分流河道砂体物性相对较好,水下分流河道和席状砂物性次之,远砂坝物性最差。

致谢 本文得到中石化华东分公司规划设计研究院有关人员的支持和帮助,张志萍、姚玉来、金伟等参加部分研究工作,在此致以衷心的感谢!

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Reservoir Characteristics and Influencing Factors Analysis on Early Cretaceous Denglouku and Quantou Formation in the Yaoyingtai Aera of Southern Songliao Basin

YU Hao1,2LIN Chun-ming1ZHOU Jian3ZHANG Xia1XU Shen-mou1
(1.State Key Laboratory for M ineral Deposits Research,School of Earth Sciences and Engineering,Nanjing University,Nanjing 210093; 2.Research Institute of Petroleum Exploration and Development of East China Branch,SINOPEC,Nanjing 210011; 3.Research Cercter of W estern New Area.Shengli Oil Field,SINOPEC,Dongying Shandong 257045)

Reservoir rocks of early Cretaceous Denglouku and Quantou Formation in the Yaoyingtai area of southern Songliao Basin aremainly composed of feldspathic litharenite and litharenite arkoses,with low compositional and texturalmaturity,belonging to ultra low porosity and permeability reservoir,The Denglouku Formation with high porosity and permeability distributes in the Y81 well field.With the line crossing YB4,Y8102 and Y8101 well as boundary, the western reservoir is of better porosity and permeability than the western part.The porosity and permeability of Quantou Formation decrease from south to north,and permeability fallsmore rapidly comparing to porosity.Diagenesis of the reservoir includes compaction,cementation,dissolution,replacement and secondary overgrowth.The study shows that the reservoir rocks is in the A period and B period of late diagenesis.Diagenesismainly affects the porosity and permeability of reservoir.Compaction,cementation,replacement and secondary overgrowth of the reservoir rocks contribute to the rapid reduction of primary porosity and permeability,which are themain reasons resulting in the poor physical properties;but dissolution is themain factor for formation of secondary porosity,which improves the physical properties of the reservoir sandstones.

reservoir diagenesis;Denglouku and Quantou Formation;Cretaceous;Yaoyingtai aera;Songliao Basin

俞 昊 男 1984年出生 硕士研究生 沉积学与石油地质学 E-mail:yuhow_cmx@hotmail.com

林春明 E-mail:cmlin@nju.edu.cn

TE122.2

A

1000-0550(2012)02-0240-11

2011-01-20;收修改稿日期:2011-04-21