黃福喜, 楊 濤, 閆偉鵬, 郭彬程, 唐 惠, 李 欣, 馬 洪

(中國石油勘探開發(fā)研究院，北京 100083)

中國致密油儲層儲集性能主控因素分析

黃福喜, 楊 濤, 閆偉鵬, 郭彬程, 唐 惠, 李 欣, 馬 洪

(中國石油勘探開發(fā)研究院，北京 100083)

致密儲層儲集性是形成致密油“地質(zhì)甜點”的關鍵控制因素之一，是致密油勘探尋找“甜點”的重要參考依據(jù)。中國致密油儲層巖性復雜、類型多樣、分布廣、總體致密。儲層巖性主要為陸相湖盆砂巖和碳酸鹽巖，按沉積成因與巖性，可劃分為深水重力流砂巖、三角洲水下分支河道砂巖、湖相灘壩與淺灘云質(zhì)巖，以及湖相泥灰?guī)r4種儲層類型，不同類型致密儲層在中國晚古生代至新生代陸相盆地廣泛分布。受沉積環(huán)境與成巖作用影響，儲層儲集性差，一般孔隙度<10%、滲透率<1×10-3μm2。中國致密油儲層的物性好壞與裂縫發(fā)育程度決定了儲層的儲集性能，主要受沉積相、成巖相與裂縫3種因素控制。不同成因儲層儲集性能主控因素不同，其中，深水重力流砂巖型儲層受成巖相與構造縫控制，三角洲水下分支河道砂巖型儲層受沉積-成巖相與構造縫控制，湖相灘壩、淺灘云質(zhì)巖型儲層受巖性與溶蝕作用控制，湖相泥灰?guī)r型儲層主要受構造縫控制。上述不同致密油儲層儲集性能主控因素及其差異性是勘探中尋找不同類型致密油“甜點”與目標優(yōu)選的重要依據(jù)。

中國;致密油;儲層類型;儲集性;控制因素

最近10年，致密油在美國得到較快發(fā)展，勘探開發(fā)不斷獲得重大進展，2000年Bakken、2008年Eagle Ford、2012年Monterey相繼突破，致密油產(chǎn)量快速上升，2012年致密油產(chǎn)量達到96.9×106t左右[1]，引起了世界廣泛關注。在致密油產(chǎn)量的助推下，美國原油產(chǎn)量自2008年開始止跌回升，改變了美國能源供應格局。總結美國得以實現(xiàn)致密油規(guī)?？碧介_發(fā)的經(jīng)驗，主要有3點認識與啟示：一是致密油“甜點”區(qū)控制富集高產(chǎn)；二是緊鄰優(yōu)質(zhì)烴源巖的儲集層具有相對高孔、高滲特征以及裂縫發(fā)育程度控制了致密油的“甜點”發(fā)育；三是借助水平井體積壓裂技術和平臺式“工廠化”生產(chǎn)模式，有效降低成本，推動了美國致密油大規(guī)模開發(fā)。

中國近兩年加快了致密油的研究與勘探，結果表明中國致密油資源豐富，有望成為重要的油氣接替資源。鄂爾多斯盆地長7、準噶爾盆地吉木薩爾凹陷蘆草溝組與松遼盆地扶余油層等致密油的勘探開發(fā)，在中國致密油基本特征、形成與分布、評價標準、主要類型與資源前景[2-6]，以及致密儲層儲集空間、微觀特征[7-12]等方面取得了進展?？碧綄嵺`表明，尋找“甜點”是致密油勘探的核心內(nèi)容，而儲層儲集性是形成致密油“甜點”的關鍵控制因素，因此，探索中國不同致密油儲層儲集性的控制因素，對致密油勘探具有重要的現(xiàn)實意義。值得指出的是，致密油“甜點”是指相對優(yōu)質(zhì)的有效儲層，包括地質(zhì)、工程與經(jīng)濟性等3個方面的涵義及其評價的參數(shù)，因此，可將致密油“甜點”劃分為地質(zhì)甜點、工程甜點和經(jīng)濟甜點3種類型。本文討論的重點是地質(zhì)甜點，即指儲集性為相對高孔滲、緊鄰優(yōu)質(zhì)烴源巖、保存條件好、構造穩(wěn)定與埋藏深度適中等較好背景下的儲集體[2]。其突出特征是儲集層在整體低孔、低滲背景下，儲層基質(zhì)孔隙度與覆壓滲透率相對較高、裂縫較發(fā)育。

1 致密油儲層類型與儲集特征

中國致密油儲層主要發(fā)育于晚古生代與中生代-新生代的陸相盆地。與北美海相-海陸過渡相致密油儲層相比，中國的儲層更致密、橫向分布變化快、非均質(zhì)性較強，北美儲層基質(zhì)孔隙度較高、分布較穩(wěn)定、連通性好。受盆地性質(zhì)、構造特征、物源特征、沉積環(huán)境與成巖演化等因素影響，中國陸相致密油儲層類型多樣，不同類型致密油儲層儲集性能存在較大差異。

1.1 致密油儲層類型

中國致密油儲層主要為深水重力流砂巖、三角洲水下分支河道砂巖、湖相灘壩云質(zhì)巖與湖相泥灰?guī)r4種類型。目前，普遍認為孔隙度<10%、覆壓滲透率<0.1×10-3μm2的儲層為致密儲層[2,3,13,14]。關于致密儲層類型，具有多種分類方案，按源儲沉積組合關系可分為源上、源下和源內(nèi)3種類型；按儲層致密成因機理可分為原生沉積型和成巖改造型2種類型[3]；按儲層巖性可分為碎屑巖和碳酸鹽巖2類，包括白云(質(zhì))巖、灰?guī)r以及各類砂巖等類型[2]；按儲集空間可分為孔隙型、裂縫-孔隙型、孔隙-裂縫型[3]；按沉積環(huán)境可分為深水重力流型、三角洲水下分支河道型、湖相碳酸鹽巖型等。上述分類反映致密儲層與優(yōu)質(zhì)烴源巖、儲層巖性、儲集空間類型、沉積及成巖作用的關系密切，說明致密儲層適合采用多因素綜合分類。鑒于儲層儲集性能及其主控因素是討論重點，結合目前中國致密油勘探成果，首先按沉積成因及儲層巖性，把中國致密油儲層分為深水重力流砂巖型、三角洲水下分支河道砂巖型、湖相灘壩-淺灘白云(質(zhì))巖型與湖相泥灰?guī)r型4種類型，進一步分析不同類型致密儲層儲集特征及其主控因素。

1.2 致密油儲層儲集特征

中國的致密儲層主要為陸相湖盆砂巖與碳酸鹽巖，在晚古生代-新生代廣泛發(fā)育，儲層物性差(表1)。致密油儲層包括致密砂巖和致密碳酸鹽巖，其中，①粒度較粗的致密砂巖儲層，形成于湖底扇、三角洲平原-前緣、濱淺湖灘壩等環(huán)境，以中砂巖為主，含粗砂巖和細砂巖，儲集類型以裂縫-孔隙型為主，在塔里木、柴達木、四川與吐哈盆地侏羅系，以及酒西地區(qū)白堊系下溝組廣泛分布。柴達木盆地中下侏羅統(tǒng)致密砂巖儲層以中細砂巖為主，孔隙度在4%～22%之間，平均為10%，滲透率在<0.1×10-3～200×10-3μm2之間，基質(zhì)平均滲透率<1.0×10-3μm2。②粒度相對較細的致密砂巖儲層，形成于深水的濁流、砂質(zhì)碎屑流與前三角洲以及混積型濱淺湖淺灘等環(huán)境，以粉砂巖為主，含細砂巖和泥質(zhì)砂巖，儲集類型以孔隙型為主，在鄂爾多斯、松遼和渤海灣盆地的中生代—新生代，以及準噶爾盆地晚古生代二疊紀蘆草溝期廣泛分布。鄂爾多斯盆地長7段致密砂巖儲層平均孔隙度為7.2%，主要介于6%～12%，平均滲透率為0.18×10-3μm2，主體<0.3×10-3μm2(圖1-A)。③白云(質(zhì))巖致密儲層，多形成于咸化湖盆環(huán)境，準同生期白云化作用是白云化的主要成因，儲集類型以裂縫-溶孔為主，以準噶爾盆地蘆草溝組、渤海灣盆地沙河街組、酒西地區(qū)下溝組為代表。吉木薩爾凹陷蘆草溝組儲層平均孔隙度為10.6%，主要介于6%～14%，平均滲透率為0.258×10-3μm2(圖1-B)。④灰?guī)r致密儲層，形成于陸相湖盆的介殼灘與藻灘環(huán)境，儲集空間以溶孔-裂縫型為主，以四川盆地大安寨段、柴達木盆地上干柴溝組、下干柴溝組和三塘湖盆地蘆草溝組為代表。四川盆地大安寨段灰?guī)r儲層孔隙度普遍<4%，滲透率<0.1×10-3μm2(圖1-C)。

表1 中國致密油儲層儲集特征Table 1 Characteristics of the tight oil reservoirs in China

中國的致密儲層巖性復雜，孔隙類型多樣。鄂爾多斯、松遼、渤海灣、四川與柴達木等盆地致密砂巖儲層以巖屑砂巖、長石巖屑砂巖為主，其次是長石與巖屑砂巖(圖2)，巖石粒度細、分選與磨圓度差，孔隙類型以粒間(微)孔、粒間及粒內(nèi)溶孔、微裂縫等孔隙為主，主要為次生孔隙，原生孔隙少見。孔隙度、滲透率低是致密砂巖儲層的基本地質(zhì)特征，孔隙度主要介于4%～12%，空氣滲透率多<1×10-3μm2。準噶爾、三塘湖、渤海灣等盆地湖相碳酸鹽巖儲層主要受物源條件、沉積與構造環(huán)境變化等影響，巖石礦物成分多樣(圖3)，巖石類型復雜，以過渡巖石類型為主，巖性縱橫向變化快，儲集空間類型多，包括粒間孔、晶間孔、生物格架孔、粒間與粒內(nèi)溶孔等，以基質(zhì)孔隙為主。由于微裂縫與構造縫發(fā)育，多為裂縫-孔隙型雙重介質(zhì)。物性較差，孔隙度主要介于2%～10%，空氣滲透率基本<1×10-3μm2，甚至<0.01×10-3μm2。

圖1 中國典型致密油儲層孔隙度與滲透率分布直方圖Fig.1 Histogram showing the porosity and permeability distribution of the typical tight oil reservoirs in China

圖2 中國典型致密砂巖儲層巖石分類三角圖Fig.2 Triangular diagram showing the rock classification of the typical tight sandstone,reservoirs in China(A)鄂爾多斯盆地長7段,N=1 776; (B)松遼盆地扶余油層,N=2 094; (C)渤海灣盆地岐口凹陷沙一下段,N=387; (D)柴達木盆地扎哈泉地區(qū)Ⅳ砂層組,N=24

圖3 中國典型致密碳酸鹽巖儲層全巖X射線衍射礦物組成Fig.3 Mineral composition of the typical tight carbonate rock reservoirs in China obtained by the whole rock X-ray diffraction(A)準噶爾盆地蘆草溝組,N=139; (B)三塘湖盆地蘆草溝組,N=47

與北美相比，中國致密儲層更致密、非均質(zhì)性更強。北美Williston盆地上泥盆統(tǒng)Bakken組海相致密粉砂巖儲層，單層厚度為2～10 m，累計厚度達55 m，有利面積達7×104km2，孔隙度為10%～13%，滲透率為(0.01～1.0)×10-3μm2；南德克薩斯州Gulf Coast盆地白堊系海相泥灰?guī)r儲層，厚度大(30～90 m)，有利面積也達2×104km2。中國陸相湖盆致密儲層，厚度變化大(5～300 m)，有利面積變化大(0.2×104～3.8×104km2)，物性差(孔隙度主要為2%～10%，滲透率<1.0×10-3μm2)[2,3]，表現(xiàn)為儲層更致密，非均質(zhì)性較強的特征。分析認為，中國陸相盆地面積小，有利相帶窄，巖性巖相變化快，分布穩(wěn)定性差以及構造活動性較強等因素，是導致儲層總體更致密、非均質(zhì)性更強的重要原因。

總之，中國的致密儲層類型多、分布廣，有利面積達17×104km2。不同類型致密儲層儲集性差異表現(xiàn)為砂巖儲層儲集性總體好于碳酸鹽巖，云質(zhì)巖儲集性好于灰?guī)r儲層(表1)，沉積構造背景穩(wěn)定、后期成巖改造環(huán)境有利的儲層儲集性好。目前在鄂爾多斯、準噶爾、松遼與四川等盆地的勘探成果表明，各類致密儲層均具備儲層“甜點”發(fā)育的有利條件。

2 致密油儲層儲集性主控因素

儲層儲集性受沉積、成巖與裂縫的控制，具體表現(xiàn)為受孔隙度與裂縫發(fā)育程度控制。致密油藏基質(zhì)孔隙發(fā)育程度決定儲層有效性，裂縫發(fā)育程度決定儲層的滲流性與產(chǎn)能高低，因此，儲層儲集性決定于儲層物性與裂縫發(fā)育程度(表2)。其中，物性主要受沉積作用與成巖作用影響，裂縫發(fā)育程度受構造作用與成巖作用控制。在影響儲層儲集性的眾多因素中，沉積相是控制儲層物性的基礎，一是儲層巖石成分成熟度與結構成熟度奠定了儲層原生孔隙與次生孔隙發(fā)育的基礎，二是沉積相帶控制了儲層物性的宏觀分布及其優(yōu)劣，不同沉積微相之間以及相同微相在不同地區(qū)儲層物性差別較大。成巖作用是控制儲集性的關鍵，致密砂巖與碳酸鹽巖的儲集性能否有效提高，形成儲層“甜點”，關鍵決定于后期成巖作用對原始孔隙的改造程度。壓實作用、壓溶作用和膠結作用是導致儲層進一步致密的破壞性成巖作用，溶蝕作用與白云化作用是提高儲層物性的建設性成巖作用。裂縫是控制儲層滲透性的重要因素，裂縫對總孔隙度的提高貢獻不大，貢獻率一般<1%；但對滲透率的增加作用很大，一般可提高滲透率十倍至幾十倍[3]，對成巖期沿裂縫形成溶蝕孔縫系統(tǒng)提高儲集性，以及為油氣近距離大面積連續(xù)充注成藏提供運移通道等方面起著重要作用。通常，中國的致密儲層的成分及結構成熟度低，粒度細小，泥質(zhì)含量高，儲集性一般較差，成巖溶蝕與裂縫作用為深水重力流、三角洲水下分支河道、湖相碳酸鹽巖等不同致密儲層“甜點”的形成創(chuàng)造了有利條件。

2.1 深水重力流砂巖儲層儲集性受成巖相與構造縫控制

以鄂爾多斯盆地長6-長7為代表的深水重力流砂巖儲層物性受成巖相控制。濁流與砂質(zhì)碎屑流等深水重力流沉積在鄂爾多斯、松遼與渤海灣等盆地廣泛發(fā)育，為致密儲層的大面積分布奠定了物質(zhì)基礎。以鄂爾多斯盆地為例，延長組長6-長7重力流沉積主要分布在湖盆中部水體較深的深湖-半深湖沉積環(huán)境，儲層物性差，孔隙度分布在4.0%～15.0%，平均為8.7%，滲透率分布在(0.01～2.0)×10-3μm2，主體<1.0×10-3μm2，平均為0.2×10-3μm2。長6-長7儲層巖性以長石砂巖和長石巖屑砂巖為主，長石與巖屑含量高，石英含量低，長石的質(zhì)量分數(shù)平均為19%～43%，巖屑為34%～55%，石英為25%～32%。填隙物含量高，平均質(zhì)量分數(shù)為15%～18%，主要為伊利石、綠泥石及碳酸鹽，其中，長6的鐵方解石含量較高，占填隙物總質(zhì)量的30%以上；長7的伊利石含量較高，占填隙物總質(zhì)量的45%以上。分析認為，一方面，儲層巖石填隙物含量高、石英加大、鐵方解石與鐵白云石膠結、黏土雜基含量偏高，以及壓實作用是儲層致密的主要原因，導致喉道形態(tài)以片狀、彎曲片狀和管束狀為主，孔喉半徑小，孔喉主流喉道半徑為0.3～0.5 μm，孔喉比大，主要分布在400～500之間。另一方面，綠泥石環(huán)邊形成的原生粒間孔、長石粒間及粒內(nèi)溶蝕孔的普遍發(fā)育，有效地改善了儲層物性，孔隙度平均為9%～12%，滲透率平均為(0.24～0.35)×10-3μm2，為形成儲層“甜點”提供了有利條件。因此，長6-長7深水重力流砂巖的優(yōu)勢成巖相為綠泥石膜殘余粒間孔與長石溶蝕相。

表2 不同類型致密儲層儲集性主控因素Table 2 Dominant factors of different types of tight reservoirs’ properties

構造縫有效提高了鄂爾多斯盆地長6-長7致密砂巖儲層的滲流性能。長6及長7儲層天然的高角度縫與水平微裂縫發(fā)育，巖心與成像測井統(tǒng)計裂縫密度約為0.23條/m，不僅在砂巖中發(fā)育，在泥巖中也可以見到裂縫，產(chǎn)狀以垂直縫和高角度縫為主，表明是構造成因，天然裂縫方位與最小主地應力方位一致。由于長6、長7致密砂巖脆性系數(shù)高，脆性指數(shù)為27%～50%，壓裂過程中產(chǎn)生的剪切縫與天然裂縫形成復雜的網(wǎng)狀縫，有效提高了儲層滲流性能。

2.2 三角洲水下分支河道砂巖儲層儲集性受沉積-成巖相與構造縫控制

三角洲水下分支河道砂巖儲層包括三角洲平原、前緣、前三角洲水下分支河道沉積形成的儲層，在松遼盆地扶余油層、鄂爾多斯盆地長8、塔里木盆地侏羅系、吐哈盆地中下侏羅統(tǒng)和酒西拗陷白堊系下溝組等廣泛發(fā)育，儲層巖石類型受物源性質(zhì)影響，以中細砂巖為主，與重力流砂巖儲層相比粒度較粗。沉積相、成巖相與裂縫是三角洲水下分支河道砂巖儲層儲集性能的主要控制因素。

2.2.1 松遼盆地扶余油層三角洲水下分支河道砂巖儲層受沉積相與構造縫控制

松遼盆地扶余油層儲層以原生粒間孔為主，物性受沉積微相控制。扶余油層沉積期受物源與沉積體系演化的影響，自下而上發(fā)育曲流河-網(wǎng)狀河-淺水三角洲沉積。三角洲平原-前緣與前三角洲水下分支河道砂巖致密儲層主要發(fā)育于扶余油層一油組沉積期，在松北長垣與松南乾安、大情字井、讓字井等地區(qū)廣泛分布。不同沉積微相儲層特征不同，松南地區(qū)西南物源、松北長垣地區(qū)北部和南部物源控制了三角洲沉積相帶的整體展布，形成以北東向為主的相帶展布特征。其中，三角洲平原分流河道砂體，片狀分布，單層厚度為6～12 m；三角洲前緣分流河道砂體呈條帶狀、透鏡狀分布，單層厚度為3～6 m；席狀砂發(fā)育，砂體厚度為0.5～2.0 m，橫向變化較快，砂體寬度范圍難以預測?？傮w而言，分支河道砂巖儲層以中-粉細砂巖為主，平面呈條帶狀，垂向疊置呈片狀，厚度大(4～12 m)，物性好，孔隙度為9%～15%，滲透率為(0.5～1.7)×10-3μm2，試油產(chǎn)量相對較高(>4 t/d)；而遠砂壩、席狀砂儲層以泥質(zhì)粉砂巖為主，呈面狀分布，單層厚度小(<2 m)，物性差，孔隙度大多數(shù)<9%、滲透率為(0.01～0.5)×10-3μm2，試油產(chǎn)量低(<3 t/d)。分析認為，儲層物性與深度呈負相關關系，表明壓實作用是儲層致密的主要原因；巖石組分分析與鏡下特征表明，孔隙類型以粒間孔為主，溶孔較少，巖石結構與成分成熟度低、膠結作用以及石英次生加大是導致儲層致密的重要因素。

扶余油層區(qū)域構造縫發(fā)育對改善儲層儲集性能起重要作用。巖心裂縫觀察與統(tǒng)計表明，松南兩井油田裂縫發(fā)育程度與巖性相關，裂縫平均線密度為0.58條/m。其中，粉砂巖裂縫密度最高(>1.2條/m)，其次是細砂巖(>0.9條/m)，泥巖與泥質(zhì)粉砂巖較低(<0.5條/m)。大多數(shù)裂縫長度介于0.5～2.0 m，以高角度縫與水平縫為主。區(qū)域構造應力分析反映裂縫走向優(yōu)勢方位角為270°～360°，北西向的裂縫帶與北東向的水下分支河道砂體疊合有效地改善了儲層儲集性能。因此，分支河道砂與構造縫發(fā)育疊合帶是松遼盆地扶余油層儲層“甜點”的有利區(qū)。

2.2.2 鄂爾多斯盆地長81三角洲水下分支河道砂巖儲層受沉積-成巖相控制

鄂爾多斯盆地延長組長81儲層物性受不同物源區(qū)的三角洲沉積體系控制。沉積相不僅影響長81砂體的平面和縱向展布，并且決定著巖石碎屑顆粒大小、填隙物含量與巖石結構等特征，進一步控制了儲層物性的好壞。長8沉積期主要發(fā)育來自西南隴西古陸-秦嶺、西北阿拉善古陸和東北陰山古陸3個沉積物源(表3)，主要發(fā)育辮狀河三角洲與曲流河三角洲沉積體系，不同物源方向的儲層特征存在差異。其中，西南物源控制的辮狀河三角洲沉積體系儲層相對較好，以隴東地區(qū)為代表，儲層具有巖石粒度較粗、分布穩(wěn)定、累計厚度大(15～20 m)、物性好(平均孔隙度為11.3%、平均滲透率為0.88×10-3μm2)、以粒間孔為主等特征；受西北物源控制的辮狀河三角洲沉積體系儲層儲集性次之；受東北物源控制的曲流河三角洲沉積儲層儲集性相對較差，具有巖石粒度細、變化快、單層厚度薄、物性差等特征。

綠泥石膜粒間孔相與長石溶蝕相是長81相對高孔滲儲層發(fā)育的重要控制因素。由于砂巖儲層的礦物組成和填隙物含量既是儲層原始物性的物質(zhì)基礎，也是成巖改造的物質(zhì)基礎。研究表明，長81以長石砂巖和長石巖屑砂巖為主，長石質(zhì)量分數(shù)為30%～45%，巖屑為12%～20%，石英為24%～33%。巖屑與填隙物含量高，以及壓實和膠結作用是儲層致密的重要原因，而綠泥石膜環(huán)邊保護作用與長石溶蝕改造作用是儲層儲集性變好的主要因素。長81砂巖儲層主要發(fā)育綠泥石膜粒間孔相、長石溶蝕相、碳酸鹽膠結相和弱壓實粒間孔相等4種成巖相，形成了以粒間孔和長石溶孔為主的孔隙類型。其中，綠泥石膜粒間孔相主要發(fā)育在三角洲前緣-前三角洲水下分支河道砂體中，儲集性能最好，以粒間孔為主，平均孔隙度為11%，平均滲透率為1.1×10-3μm2，面孔率為3.7%。長石溶蝕相也主要發(fā)育三角洲前緣-前三角洲相帶，儲集性較好，以溶蝕孔為主，平均孔隙度為8.5%，平均滲透率為0.7×10-3μm2，面孔率為2.9%。碳酸鹽膠結相儲集性最差，平均孔隙度<7%、滲透率為0.2×10-3μm2，面孔率為1.7%，主要分布在東北物源的曲流河三角洲沉積體系區(qū)與西南物源的前三角洲沉積區(qū)。弱壓實粒間孔相雖然物性好，但是主要分布在離優(yōu)質(zhì)烴源巖較遠的三角洲平原分布區(qū)。因此，綠泥石膜粒間孔相與長石溶蝕成巖相是長81儲層“甜點”發(fā)育的優(yōu)勢成巖相，儲層平均孔隙度為9.7%、滲透率為0.78×10-3μm2。

2.3 湖相灘壩、淺灘云質(zhì)巖儲層儲集性受巖性與溶蝕作用控制

準噶爾盆地吉木薩爾凹陷二疊系蘆草溝組灘壩云質(zhì)巖致密儲層儲集性受巖性控制。蘆草溝期準噶爾盆地吉木薩爾凹陷為咸化湖泊環(huán)境，受機械沉積作用和化學沉積作用影響，形成陸源碎屑巖和碳酸鹽巖的混合沉積序列，具有巖石粒度細、巖性復雜、縱橫方向均變化快等特征。受咸化湖泊準同生期白云化作用控制，巖石以灘壩、淺灘白云巖和泥晶、微晶云質(zhì)巖為主，大面積分布于湖盆中心與斜坡區(qū)。巖心分析與測井資料表明，吉木薩爾蘆草溝組不同巖性儲層的儲集性存在差異，儲層以云質(zhì)粉細砂巖、云屑砂巖、砂屑云巖和微晶泥晶云巖為主。其中，云質(zhì)粉細砂巖為主要儲層，占巖性發(fā)育程度的72%，儲層物性較好，平均孔隙度為10.4%，平均滲透率為0.06×10-3μm2。云屑粉細砂巖占儲層巖性發(fā)育程度的13%，儲層物性最好，平均孔隙度為11.9%，平均滲透率為0.076×10-3μm2。砂屑云巖與泥晶、微晶云巖分布占儲層巖性發(fā)育程度分別為8%和7%，儲層物性較差，平均孔隙度分別為9.8%、9.2%，平均滲透率分別為0.05 ×10-3μm2、0.32×10-3μm2。分析表明，湖相灘壩云質(zhì)粉細砂巖、云屑粉細砂巖是蘆草溝組致密儲層的優(yōu)勢巖性，儲層孔隙度高，平均>10%。

蘆草溝組灘壩云質(zhì)巖儲集空間受成巖溶蝕作用控制，以溶蝕孔洞、溶縫為主。吉木薩爾凹陷蘆草溝組致密儲層經(jīng)歷了多種成巖作用，包括白云化、膠結、交代、淡水滲流溶蝕和深層溶蝕作用等。其中，壓實作用、膠結作用和充填作用是儲層致密的主要原因，建設性成巖作用為長石碎屑及碳酸鹽溶蝕作用、白云化作用與溶蝕縫作用(圖4)。巖性分析表明，儲層發(fā)育剩余(晶)粒間孔、微孔、溶孔、溶縫4類儲集空間，以溶孔、粒內(nèi)溶孔為主，孔隙度主要為5%～15%，平均為9.9%，最大>20%。儲層孔喉細小，CT掃描電鏡發(fā)現(xiàn)大量納米級孔隙與微裂縫，滲透率主要為(<0.01～1.00)×10-3μm2。蘆草溝組儲層上“甜點”最大滲透率為36.3×10-3μm2，平均僅0.07×10-3μm2；下“甜點”最大滲透率達52.6×10-3μm2，平均僅0.05×10-3μm2。分析表明，蘆草溝組湖相灘壩云質(zhì)巖儲層雖然整體致密，由于成巖溶蝕改造作用，發(fā)育大面積相對高滲儲集區(qū)。

表3 鄂爾多斯盆地長8不同物源體系儲層特征對比表Table 3 Comparison of the reservoir characteristics from different sediment source areas of Member 8 of Yanchang Formation in Ordos Basin

圖4 準噶爾盆地吉木薩爾凹陷蘆草溝組儲層儲集特征Fig.4 Reservoir properties of Lucaogou Formation reservoir in Jimusaer Sag, Junggar Basin(A)含粉砂質(zhì)微晶云巖，溶蝕孔、洞發(fā)育，吉25井,深度3 411.05 m; (B)云質(zhì)泥巖，溶蝕縫發(fā)育, 吉174井，深度3 294.86 m; (C)含粉砂質(zhì)微晶云巖，白云石溶孔、晶間孔發(fā)育, 吉17井,深度3 137.80 m; (D)含粉砂質(zhì)砂屑微晶云巖，溶縫、溶蝕孔洞發(fā)育, 吉174井,深度3 121.58 m

2.4 湖相泥灰?guī)r儲層儲集性主要受構造縫控制

構造縫是控制湖相泥灰?guī)r儲層儲集性能的關鍵因素。湖相泥灰?guī)r儲層在四川盆地(J1dn)、柴達木盆地(E3g-N1)和三塘湖盆地(P2l)發(fā)育廣泛，以四川盆地侏羅系大安寨段介殼灰?guī)r為代表。四川盆地侏羅系是以碎屑巖為主夾碳酸鹽巖的河流-湖泊相沉積，儲層巖性為砂巖和灰?guī)r兩大類，灰?guī)r儲層主要發(fā)育在大安寨段和東岳廟段。其中，大安寨段是侏羅系灰?guī)r致密油的主要產(chǎn)層，為一套湖相介殼灰?guī)r沉積。大安寨段儲層整體致密，屬儲集性能差的特低孔、特低滲儲層，孔隙度<2%，平均孔隙度為0.97%，滲透率<0.1×10-3μm2，平均滲透率為0.07×10-3μm2。分析認為，有4方面證據(jù)表明構造縫與微裂縫是提高大安寨段介殼灰?guī)r儲集性能的主要因素：①蓬安17井與蓬10井等油層測試壓力恢復曲線反映基質(zhì)孔與裂縫雙重介質(zhì)特征。②龍淺2井巖心觀察與電阻率成像測井資料顯示儲層發(fā)育構造成因的高角度裂縫和水平縫。③公4井巖心薄片具有構造成因的分叉網(wǎng)狀延伸縫，縫寬約0.03 mm。④采油曲線具有明顯的早期高產(chǎn)、中后期低產(chǎn)穩(wěn)產(chǎn)特征，表明構造縫對早期高產(chǎn)的作用，以及微裂縫溝通基質(zhì)孔對中后期低產(chǎn)穩(wěn)產(chǎn)的作用。因此，預測裂縫發(fā)育區(qū)是尋找四川盆地大安寨段致密油“甜點”的重點。

3 結 論

中國以陸相碎屑巖和碳酸鹽巖為主的致密油儲層，主要形成于濁流、碎屑流與三角洲平原、前緣、前三角洲水下分支河道沉積，以及咸化湖相碳酸鹽巖沉積。按沉積成因與巖性可劃分為深水重力流砂巖、三角洲水下分支河道砂巖、湖相灘壩白云(質(zhì))巖與湖相泥灰?guī)r4種類型。由于儲層巖石結構與成分成熟度低、成分復雜、巖性變化快、成巖壓實與膠結作用等因素影響，整體儲集性能較差。

致密油儲層儲集性能是儲層物性與裂縫發(fā)育程度的直接反應，主要受沉積相、成巖相與裂縫3種因素綜合控制；物性主要受沉積作用與成巖作用影響，裂縫發(fā)育程度受構造作用與成巖作用控制。因此，沉積環(huán)境、成巖溶蝕作用與裂縫發(fā)育程度的差異控制了不同類型致密儲層的儲集性能，以鄂爾多斯盆地三疊系延長組長6-長7為代表的深水重力流型儲層受成巖相與構造縫控制，以松遼盆地扶余油層和鄂爾多斯盆地長81為代表的三角洲水下分支河道型儲層受沉積-成巖相與構造縫控制，以準噶爾盆地吉木薩爾凹陷蘆草溝組為代表的湖相灘壩、淺灘白云(質(zhì))巖型儲層受巖性與溶蝕作用控制，以四川盆地侏羅系大安寨段為代表的湖相泥灰?guī)r型儲層主要受構造縫控制?？傮w而言，中國不同致密油儲層儲集性能受不同因素控制，具備形成儲層“甜點”的有利條件；致密油勘探實踐中，開展儲集性能關鍵參數(shù)預測，是研究優(yōu)質(zhì)儲層的分布規(guī)律、評價優(yōu)選有利目標的重要途徑。

相關的研究工作得到了中國石油天然氣股份有限公司長慶、大慶、吉林、新疆、西南、青海、吐哈、華北、遼河、大港等油田分公司相關領導與專家的指導與幫助，在此一并向他們表示感謝！

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Analysis of dominant factors affecting tight oil reservoir properties of China

HUANG Fu-xi, YANG Tao, YAN Wei-peng,GUO Bin-cheng, TANG Hui, LI Xin, MA Hong

PetroChinaResearchInstituteofPetroleumExploration&Development,Beijing100083,China

The reservoir property of the tight oil reservoir is one of the key control factors in the formation of the tight oil “geologic sweet spot” and a main reference basis to find the “sweet spot” in the tight oil exploration. The complicated lithology, diversified types, widespread distribution, and overall tightness typify the tight oil reservoirs in China. The reservoir lithologies are largely terrestrial facies lake-basin sandstone and carbonate rock. They can be categorized as four different reservoir types by sedimentary genesis and lithology, that is, the deep-water gravity-flow sandstone, the sandstone of underwater-branched channel in delta, the lake-facies beach-dam and the shoal-facies dolomitic rock, and the lake-facies marl. Different types of tight reservoirs are extensively distributed over China’s terrestrial facies basins with the age from late Paleozoic to Cenozoic era. Affected by the sedimentary environment and diagenesis, the reservoirs are characterized by poor reservoir properties, generally with the porosity smaller than 10%, and the permeability smaller than 1×10-3μm2. The reservoir property of the tight oil reservoirs in China is dependent upon the magnitude of reservoir quality and the fracture development, mainly subject to three control factors: sedimentary facies, diagenetic facies and fractures. The properties of the reservoirs with different geneses are affected by different main control factors. The reservoir of the deep-water gravity-flow sandstone type is subject to the control of the diagenetic facies and tectonic fracture, that of the sandstone of underwater-branched channel in delta to the control of the sedimentary-diagenetic facies, that of the lake-facies beach-dam and shoal-facies dolomitic rock to the control of the lithology and dissolution, and that of the lake-facies marl to the control of the tectonic fracture. The main control factors and their differences of the different properties of tight oil reservoirs aforesaid are the important bases to find different types of tight oil “sweet spots” and target optimization.

China; tight oil; reservoir type; reservoir property; control factor

10.3969/j.issn.1671-9727.2014.05.02

1671-9727(2014)05-0538-10

2013-09-01 [基金項目] 國家油氣專項(2011ZX05043-001)與中國石油致密油重大專項(101013kt1009)資助項目

黃福喜(1975-)，男，博士，工程師，主要從事沉積儲層學、油藏分析與油氣地質(zhì)條件綜合研究, E-mail: fuxihuang@qq.com。

TE132.2

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