辫状河储层沉积特征及主控因素研究

张鑫

摘要：储层的发育受到沉积作用和成岩作用的共同控制和影响。沉积作用对辫状河储层控制主要表现在砂体类型、厚度和展布特征，以及一些岩石学特征，如岩石粒度、结构、成分成熟度和构造等方面。研究地区油层组的岩石类型主要为岩屑石英砂岩、长石石英砂岩以及少量的石英砂岩;孔隙度主要分布于13.9%～17.5%，渗透率多集中于10～16×10-3μm2，属中孔低渗储层;孔隙类型主要为粒间孔;储层类型属中孔、细喉型，排驱压力和中值压力相对较低，本文系统研究了辫状河储层明显受控于沉积作用和成岩作用。

关键词：辫状河储层;岩石特征;沉积作用;主控因素

辫状河储层的储集能力是由储集层的岩石性质所决定，包括孔隙度和渗透率，其中孔隙度决定储层的储存能力，渗透性决定储层的渗流能力。应用沉积学、石油地质学及储层地质学等学科，结合测井、岩心观察及分析化验等资料，系统的研究了研究地区辫状河储层沉积特征及主控因素。其中：储层的砂体类型、厚度及展布和岩石学特征主要受沉积作用的影响，储层的储集能力主要受成岩作用的影响，压实作用和胶结作用会使储层的储集能力变差，而溶蚀作用会使储层的储集能力变好。

1区域地质特征

研究地区地层厚度和岩性差异形成的压实构造继承了延长顶面的高地形。研究区厚度为29.5～44.5m;发育辫状河三角洲沉积体系，其沉积微相主要为辫状河道和河道间;在岩性剖面上，表现为砂多泥少，砂层厚且粗的特点。沉积微相组合类型也主要为辫状河道与河道间交互，且辫状河道沉积占有优势。

2储层岩石学特征

2.1岩石类型

通过对研究地区30多口探井资料的研究，以及油层组的铸体薄片镜下观察和鉴定，认为研究地区油层组岩性主要为岩屑石英砂岩和长石石英砂岩，其次为少量石英砂岩，平均石英含量67.69%，平均长石含量5.89%，平均岩屑含量26.42%。

2.2结构特征

研究区储层岩石颗粒粒度以中-细粒为主，粒度主要0.1～0.4mm;分选性中等;磨圆度较高，以次棱角状-次圆状为主;颗粒间接触方式以线-凹凸接触为主，次之为点-线接触;颗粒以孔隙式胶结为主。

2.3填隙物成分

填隙物的含量平均为26.16%，主要填隙物成分主要以云母、绿泥石、高岭石、方解石、铁白云石及石英质，可见少量的菱铁矿。

3储层物性特征

储层物特征主要用孔隙度和渗透率2大参数来表达。研究储层两大参数对储层的沉积相、储层非均质性、储量计算和储层综合评价等有着重要意义，同时也是油藏分布规律及预测有利开发区块研究的基础。

3.1孔隙度和渗透率

通过对研究地区1，2，3储层岩心分析化验资料统计（图1，图2），1储层孔隙度分布范围在13.9%～17.5%之间，频率分布主体集中在17%，平均值15.4%;渗透率最大值为33×10-3μm2，最小值为6.8×10-3μm2，频率分布主体集中在16×10-3μm2，平均值17.75×10-3μm2。

3储层孔隙度分布范围在13.4%～6.5%之间，频率分布主体集中在15%～16%，平均值15.1%;渗透率最大值为27×10-3μm2，最小图33油层组渗透率分布值为5.5×10-3μm2，频率分布主体集中在14～16×10-3μm2，平均值13.8×10-3μm2。3储层孔隙度分布范围在12.6%～15.8%之间，频率分布主体集中在14%～15%，平均值14.4%;渗透率最大值为19.4×103，最小值为3.5×10-3μm2，频率分布主体集中在8～10×103，平均值9.9×103。通过岩心分析化验资料统计的孔隙度和渗透率，认为研究地区储层物性属于中孔低渗储层。孔隙度与渗透率有较好的正相关性，随孔隙度增加渗透率也增加，反映为的砂体连通性较好，储层类型为孔隙型储层。

3.2孔隙类型

储层孔隙类型主要有4类：粒间孔、粒内孔、铸模孔、长石溶孔，最为发育为粒间孔，占到面孔率的73.5%，是油层主要的储集空间类型，其次为长石溶孔，占面孔率的12.2%，溶孔以长石溶孔为主中心，微裂隙含量很少。面孔率一般在9.8%左右，孔隙组合主要为粒间孔-溶孔。

3.3孔隙结构

从典型的毛管压力曲线可见：油层砂岩平均孔径7.22μm，中值压力2.6MPa，排驱压力0.12MPa，喉道中值半径中等，孔喉分选较好，分选系数2.8，退汞效率48.50%，最大进汞饱和度平均在7%。

4储层主控因素

辫状河储层物性是由沉积环境（相）、成岩作用和岩石学特征等因素所决定的。通过对研究地区油层组储层的研究分析，认为影响储层物性主要由两大因素。即沉积作用和成岩作用，成岩作用又包括压实、胶结和溶蚀作用。

4.1沉积作用对辫状河储层的控制

沉积相带决定了储层的分布和物性，对于辫状河砂体，河道主砂体的物性较好，而边缘較差。根据沉积相划分，认为研究地区油层组以辫状河沉积为主，其中河漫滩、河道沙坝则相对发育。砂体厚度大部分分布在55～65m，在研究地区的中部砂体厚度普遍在57m以上，并且砂体连片分布，研究认为该带处正是位于河道发生汇合与分叉，该区域砂体分布规模和沉积厚度比较理想，能形成油气成藏的有利储集体。

4.2成岩作用对辫状河储层的控制

4.2.1压实作用

压实作用主要受岩石成分、结构成熟度和埋藏深度等因素控制，表现在碎屑颗粒紧密排列使孔隙体积变小、孔渗变差，颗粒定向排列，紧密接触，颗粒以点、线、凹凸接触，刚性颗粒破裂;云母、泥岩碎屑等塑性组分受压变形、扭曲，并被挤入刚性颗粒之间的原生孔隙，阻塞孔隙;压实作用主要表现在石英颗粒次生加大及缝合线接触等。研究地区主要发育两种压实作用，一种以物理性质为主，浅埋藏的机械压实作用;另一种以化学作用为主，深埋藏的化学压实作用为主，镜下普遍可见云母、长石等矿物有明显的定向排列特征，泥岩屑等塑性物质发生塑性变形，碎屑颗粒间的接触关系普遍为线接触，则说明该区的压实作用强度大，属中强至强烈压实。

4.2.2胶结作用

胶结作用是另一种破坏成岩作用，对储层物性影响较大。砂岩多数为中等至弱胶结，胶结物的成分主要为粘土矿物、硅质胶结物和碳酸盐胶结物等，其次，发育少量黄铁矿、长石质胶结物和凝灰质胶结物等。

4.2.3溶蚀作用

溶蚀作用发生在成岩作用的各个阶段，对储集空间是一种重要的建设作用。岩石颗粒的溶蚀作用主要为直接溶蚀和间接溶蚀。研究地区油层组储集岩中最普遍的是长石的溶蚀作用，其次浊沸石和方解石的溶蚀作用，但溶蚀较弱。在显微镜下可观察到长石中部溶解而形成的内溶孔和长石颗粒边缘因溶蚀而形成的锯齿状。分析认为，溶蚀作用开始于长石碎屑颗粒内部的解理缝或双晶面产生机械破裂，最先形成一些微裂缝;其次，粒间溶液并沿着破裂的解理面或微裂缝渗透，使溶解长石形成大量的粒间溶孔和粒内微孔。由此可见，溶蚀作用使本区储层物性变好的主要因素。

参考文献：

[1]唐建云，郭艳琴，宋红霞，等.研究地区侏罗系延安组延9储层成岩作用特征[J].西安科技大学学报，2017，37（6）：865-871.