周偉建，施小榮，王貴文，2，李雪松，李 輝

(1.中國石油大學，北京 102249;2.油氣資源與探測國家重點實驗室中國石油大學，北京 102249;3.中國石油新疆油田分公司，新疆 克拉瑪依 834000)

0 引言

紅山嘴油田紅淺1井區(qū)砂礫巖稠油油藏是準噶爾盆地西北緣重要的油藏類型之一，更是油藏熱采技術先導實驗對象之一。紅淺1井區(qū)位于準噶爾盆地西北緣紅山嘴油田西段，距離克拉瑪依市西南約20 km處。從構(gòu)造上看，該區(qū)域地勢較平坦，平均地面海拔為313 m，整個紅山嘴地區(qū)位于準噶爾盆地西北緣前陸疊合盆地的斜坡超覆帶，東南部則是中央坳陷區(qū)，為準噶爾盆地西北緣車前斷裂帶與克拉瑪依逆掩斷裂的交匯部位[1]，總的構(gòu)造背景呈現(xiàn)西北高、東南低，具有三面高、中間低、一面向洼的地質(zhì)結(jié)構(gòu)。研究區(qū)砂礫巖儲層主要含油層系為侏羅系八道灣組(J1b)及齊口組(J3q)，也是研究的目的層系，其中八道灣組與下伏白堿灘組呈不整合接觸，齊口組與下伏頭屯河組、上覆吐谷魯群也呈不整合接觸。對該井區(qū)砂礫巖稠油油藏的研究，前人大多集中在開發(fā)技術應用、生產(chǎn)效果等開發(fā)層面[2－3]，然而對儲層特征尚無系統(tǒng)性研究。為此，結(jié)合已收集到的相關資料，分析砂礫巖儲層巖石類型、儲層孔隙、儲層質(zhì)量等儲層特征，探討沉積相和成巖作用對該井區(qū)砂礫巖稠油儲層的主控因素，以期為該區(qū)砂礫巖稠油儲層熱采開發(fā)的適用性研究提供參考。

1 砂礫巖稠油儲層基本特征

1.1 巖石學特征

根據(jù)分析觀察資料，紅淺1井區(qū)砂礫巖稠油儲層巖石類型主要為砂礫巖，其次為不等粒砂巖、粗砂巖、含礫砂巖、礫巖。其中，礫石成分以凝灰?guī)r為主，為29.4%，其次泥巖類為14.2%，硅化巖為11.5%，變泥巖為7.6%，及少量的流紋巖、花崗巖等;砂巖成分主要為巖屑砂巖，成分成熟度低，砂屑含量占16.6%，其成分以凝灰?guī)r3.7%、石英3.0%為主，其次為變泥巖類、硅化巖等。據(jù)掃描電鏡和X衍射資料分析，雜基中黏土礦物主要為高嶺石，其次為伊利石、蒙脫石、伊(蒙)混層及綠泥石。對該井區(qū)砂礫巖稠油儲層22塊樣品黏土礦物含量進行X衍射資料分析統(tǒng)計，其中，高嶺石含量為45.45%，伊利石含量為13.63%，伊利石(蒙脫石)含量為31.83%，綠泥石含量為9.09%，該結(jié)果與鏡下觀察的結(jié)果基本一致。巖石碎屑顆粒表現(xiàn)出差—中等結(jié)構(gòu)成熟度，分選差，以粗粒為主，磨圓度為次棱角—次圓狀，膠結(jié)類型以接觸式、接觸—孔隙式為主，膠結(jié)程度中等—疏松?？偟目磥?，儲層距物源較近，為近源粗碎屑沉積。

1.2 儲集空間類型

通過對紅淺1井區(qū)砂礫巖儲層的鑄體薄片鑒定及掃描電鏡分析發(fā)現(xiàn)，該區(qū)發(fā)育多種儲層孔隙類型。按照孔隙產(chǎn)狀分類方法，發(fā)現(xiàn)研究區(qū)以原生的粒間孔隙為主，其次為粒內(nèi)溶孔、粒間溶孔、雜基溶孔及少量微裂縫(圖1)。鏡下孔隙發(fā)育較好，孔隙連通中等—較好。

圖1 紅淺1井區(qū)砂礫巖儲層孔隙類型

粒間孔隙大多呈不規(guī)則形狀，顆粒邊緣無明顯溶蝕現(xiàn)象，多呈現(xiàn)出較為規(guī)則的邊緣特征(圖1a)，為研究區(qū)主要的孔隙類型。若長石邊緣發(fā)生溶蝕或鈣質(zhì)膠結(jié)物經(jīng)溶蝕作用后，易形成較大孔徑，孔隙邊緣常呈鋸齒狀等不規(guī)則狀的次生溶蝕孔隙，即粒間溶孔(圖1b)。當砂礫巖中長石顆粒及巖屑顆粒等不穩(wěn)定組分經(jīng)溶蝕后[4]，便可見骨架顆粒內(nèi)部不均勻溶蝕形成的蜂窩狀顆粒及顆粒邊緣呈不規(guī)則的港灣狀、彎曲狀為主要識別特征的粒內(nèi)溶蝕孔(圖1c、d)。粒內(nèi)溶孔雖對儲層總孔隙度占有一定的比例，但因連通性較差，實際上儲層對儲集性的提高改善不大[5]。雜基微孔隙一般孔隙直徑小，在鑄體薄片中表現(xiàn)為鑄體呈分散的紅色斑點狀浸染(圖1e)。微裂縫主要是顆粒壓碎縫及構(gòu)造縫，其中粒緣收縮縫隨機分布在顆粒當中，而構(gòu)造縫大多沿著應力薄弱帶分布，可裂開巖石顆粒并呈延伸狀出現(xiàn)在巖層中(圖1e、f)。這些微裂縫可作為油氣儲集空間及油氣運移的良好通道，從而有效改善儲層的滲透性[5]。

1.3 儲層孔隙結(jié)構(gòu)

孔隙結(jié)構(gòu)是指巖石內(nèi)的孔隙和喉道類型、大小、分布及其相互連通關系，可作為衡量儲層滲透性好壞的標準之一[6]。依據(jù)樣品的壓汞分析結(jié)果和毛管壓力曲線，根據(jù)排驅(qū)壓力、飽和度中值壓力、束縛水飽和度、退汞效率等喉道定量特征參數(shù)，可將儲集層分為4種類型:Ⅰ類，好—較好;Ⅱ類，較好—中等;Ⅲ類，中等—較差;Ⅳ類，差—非儲層。其中Ⅰ類儲層巖心分析結(jié)果顯示其孔隙度大于29.9%，排驅(qū)壓力為0.0456～0.5200 MPa，飽和度中值壓力大于0.7100 MPa，毛管壓力曲線為分選較好的粗歪度類型，表現(xiàn)為排驅(qū)壓力和中值壓力均較低，束縛水飽和度低，正態(tài)概率曲線反映出“兩頭短而陡，中間長”的特點，屬于好儲層。

1.4 儲層物性

儲層的孔隙性和滲透性是決定儲層儲集性能的關鍵，其對應的孔隙度反映儲層儲集性能的好壞，同時滲透率表現(xiàn)出滲濾條件的優(yōu)劣。據(jù)紅淺1井區(qū)488個樣品孔隙度及318個樣品滲透率化驗分析資料統(tǒng)計，該區(qū)砂礫巖儲層孔隙度為3.83%～36.58%，平均為 24.09%;滲透率為0.03×10－3～5000.00 ×10－3μm2，平均為 603.46×10－3μm2，屬于中高孔、中高滲儲層。統(tǒng)計時發(fā)現(xiàn)，個別數(shù)據(jù)點離散性很大，孔隙度較小，但滲透率較高，反映出微裂縫改造了儲層物性。

2 儲層影響因素

2.1 沉積因素

巖石成分、結(jié)構(gòu)成熟度受控于沉積環(huán)境，不同的沉積環(huán)境有著不同的水動力條件，導致不同沉積相帶的儲層有著不同的原始儲集條件。前人研究認為紅淺1井區(qū)沉積相為辮狀河沉積[2，7]，但在結(jié)合取心井hT1010、h2097A、檢596井的巖心觀察后，認為該區(qū)沉積相應為扇三角洲沉積，同時從扇三角洲的主要識別標志入手，探討該區(qū)沉積相類型對儲層的影響。以3口密閉取心井揭示的扇三角洲相為例，扇三角洲平原亞相中主要發(fā)育有水上分流河道、河道間沼澤微相以及泥石流沉積。其中，水上分流河道多為正韻律的粗粒砂巖和砂礫巖夾灰綠色、淺灰色泥巖，泥巖表現(xiàn)出氧化環(huán)境特點，河道底部具有明顯的沖刷面(圖2a、h);河道間沼澤微相可見黑色的炭質(zhì)泥巖，反映河泛時期該相區(qū)為排水不暢的沼澤環(huán)境，適宜于植物生長繁殖[8－9](圖2b);陸上泥石流沉積在巖心中表現(xiàn)為砂、礫、泥混雜的灰色不等粒砂礫巖，組分分選磨圓差(圖2c);對扇三角洲前緣亞相來講，水下分流河道的巖心沉積構(gòu)造豐富，發(fā)育斜層理、平行層理等，同時可見具復合正韻律的多期河道砂體(圖2d、g、i);水下分流河道間則以發(fā)育含植物莖桿化石、炭屑的淺灰色、灰色細粒砂巖及泥巖為主(圖2e、i);至于河口壩、席狀砂微相在觀察的3筒巖心中，現(xiàn)象不是特別明顯;前扇三角洲因處還原環(huán)境、水體能量較低，故沉積灰綠色、淺灰色泥巖并可見植物炭屑(圖3j)，尤其在湖平面動態(tài)變化的過程中，也有弱氧化環(huán)境的出現(xiàn)，從而在大段灰綠色泥巖中有棕紅色泥巖的存在(圖2f)，同時可見重力流沉積(圖2k)。上述這些巖心特征都說明了該區(qū)扇三角洲沉積是客觀存在的。

圖2 紅淺1井區(qū)扇三角洲巖心典型沉積特征及沉積構(gòu)造

調(diào)研前人關于扇三角洲沉積的研究[8－10]，重點考察優(yōu)質(zhì)儲層發(fā)育的沉積相環(huán)境，發(fā)現(xiàn)牽引流是控制砂礫巖儲層分布的關鍵。重力流成因砂礫巖因其沉積時存在大量泥質(zhì)雜基，故其物性較差，只在局部礫石顆粒間以砂質(zhì)成分堆積、膠結(jié)較弱的沉積物中見到油跡或油斑(圖2c)。以牽引流為主的強水動力條件改造了粗粒沉積的水上分流河道及水下分流河道，碎屑顆粒在經(jīng)過滾動、跳躍后，成分成熟度、結(jié)構(gòu)成熟度得到有效改善，但從兩者相比較來看，水上分流河道由于沒有湖水的反復淘洗，其內(nèi)部的雜基成分要高于水下分流河道，導致其物性稍差。含油性好的儲層，其儲層孔滲能力對應呈現(xiàn)出正相關的關系，該認識在3口密閉取心井的含油顯示得到直觀的反映。但值得注意的是，對河口壩、席狀砂的含油性在此處不能有所反映，不代表這2個微相的儲層發(fā)育情況差于前面所述的含油砂礫巖，還需后期擴大研究來解釋其儲層質(zhì)量的優(yōu)劣?？傊?，沉積環(huán)境當中的水動力條件影響沉積物的正常沉積，改變其沉積時雜基含量，進而達到影響儲層物性的作用。

2.2 成巖作用因素

破壞性成巖作用在該區(qū)主要為壓實作用及膠結(jié)作用，兩者共同作用降低儲層的儲集物性。壓實作用屬于早期成巖階段的物理成巖作用，與沉積物的結(jié)構(gòu)成熟度、成分成熟度有一定聯(lián)系[10]，即受到巖石中塑性組分含量、礦物顆粒的分選及磨圓程度影響。鏡下可觀察到砂礫巖儲層中，礦物顆粒之間多以點接觸為主，線接觸次之，部分顆粒呈游離狀態(tài)(圖1a)，儲層的孔隙類型也多以粒間孔隙為主(圖1a、b)，部分顆粒內(nèi)部有壓裂縫出現(xiàn)(圖1f)，壓實作用中等。膠結(jié)作用是研究區(qū)儲層性能變差的主要因素，且以碳酸鹽膠結(jié)對儲層的影響最大，據(jù)hq13、J259井的分析化驗資料顯示，其碳酸鹽平均含量為0.25% ～1.89%，硅質(zhì)及泥質(zhì)膠結(jié)并非特別強烈，但均可導致儲層孔滲能力明顯降低。巖心中有灰白色碳酸鹽膠結(jié)、硅質(zhì)膠結(jié)的部位，儲層孔隙基本被其堵死，含油性基本喪失(圖2g)。實際稠油生產(chǎn)開發(fā)過程中，鈣質(zhì)膠結(jié)可形成隔夾層影響，如SAGD中的蒸汽超覆現(xiàn)象，從而降低泄油效率。

對于溶蝕作用及廣義的裂縫成巖作用這2個建設性成巖作用來講，可提供大量的次生孔隙，且可改善儲層的滲透能力[11]。該區(qū)儲層當中溶蝕對象為長石顆粒及雜基，鏡下觀察到部分礦物顆粒邊緣呈溶蝕港灣狀，內(nèi)部見“蜂窩狀”粒內(nèi)溶孔，嚴重者呈鑄?？?圖1a～d)，雜基則被溶蝕成網(wǎng)狀溶孔(圖1e)。推測溶蝕孔隙發(fā)育的原因在于酸性流體通過主要的斷裂或裂縫通道進入砂巖當中，對其中的不穩(wěn)定組分進行溶蝕[11]。工區(qū)范圍發(fā)育的主要逆斷裂及次級斷裂較多，進而受構(gòu)造作用影響在儲層中發(fā)育不同尺度的裂縫，在鏡下及巖心中均能直觀表現(xiàn)(圖1e、f)，這些裂縫有效改善了儲集巖孔隙結(jié)構(gòu)，明顯提高了儲層的滲透性能。

3 結(jié)論

(1)紅淺1井區(qū)砂礫巖儲層主要是砂礫巖組分，砂質(zhì)成分主要是巖屑砂巖，雜基成分大多是泥質(zhì)，成分成熟度及結(jié)構(gòu)成熟度均較低。

(2)儲層儲集空間類型以剩余原生粒間孔隙為主，據(jù)孔隙結(jié)構(gòu)特征將儲油層劃為Ⅰ類牽引流砂礫巖儲層及Ⅱ類重力流砂礫巖后期受牽引流改造的儲層，且屬于淺埋深的中高孔、中高滲儲層。

(3)研究區(qū)儲層的發(fā)育情況受控于沉積環(huán)境及成巖作用。牽引流環(huán)境下的水上分流河道和水下分流河道是發(fā)育有利儲集相帶的優(yōu)勢分布區(qū)，是儲集性能好壞的地質(zhì)基礎。鈣質(zhì)膠結(jié)作用破壞原生孔隙結(jié)構(gòu)，降低儲層物性，導致巖心含油級別明顯變低;而溶蝕作用和裂縫有效改善了儲層的孔隙度和滲透性，是形成有效儲集層的積極因素之一。

(4)加強沉積相認識及成巖作用的研究，對后期開發(fā)部署井位的優(yōu)選及開發(fā)技術適用性研究都具有一定積極作用。

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