台北凹陷温吉桑地区致密砂岩储层特征及其控制因素

郭小波¹，黄志龙¹，王伟明²，涂小仙³，王斌¹，刘国恒¹，任忠跃³

(1. 中国石油大学 油气资源与探测国家重点实验室，北京，102249；

2. 中国石油大学 非常规油气与新能源研究院，山东 青岛，266580；

3. 中国石油 吐哈油田分公司，新疆 哈密，839009)

摘要：通过恒速压汞、CT扫描、X线衍射等实验技术，对台北凹陷温吉桑地区水西沟群致密砂岩储层特征与控制因素进行研究。研究结果表明：研究区砂岩成分、结构成熟度较低，储层致密，储集空间以各类微孔隙和微裂缝为主；微孔隙的形态、分布特征会影响储层喉道半径、孔隙结构，进而影响储层物性，即微孔隙集中连片分布要优于分散孤立分布；沉积于强水动力环境下的粗粒砂岩，有利于原生孔隙的保存和溶蚀孔隙的形成，储层物性好，主要对应于三角洲前缘水下分流河道等沉积微相；在煤系特有的成岩流体环境下，早期快速埋深压实是储层致密化的主要原因，硅质胶结、伊利石胶结、晚期碳酸盐岩胶结等强化储层致密；溶解作用和绿泥石胶结是主要的建设性成岩作用类型；纵向上，浅层(＜3.4 km)相对高孔隙度带主要受溶蚀作用影响，深层(＞3.8 km)相对高孔隙度带受绿泥石膜影响显著，因此，成岩作用是台北凹陷温吉桑地区致密砂岩储层形成的主控因素。

关键词：致密砂岩油气；致密储层；孔隙结构；成岩演化；台北凹陷温吉桑地区

中图分类号：TE122.1              文献标志码：A         文章编号：1672-7207(2014)01-0157-10

Characteristics and control factors of Wenjisang area tight sandstone reservoirs in Taibei sag

GUO Xiaobo¹, HUANG Zhilong¹, WANG Weiming², TU Xiaoxian³, WANG Bin¹,

LIU Guoheng¹, REN Zhongyue³

(1. State Key Laboratory of Petroleum Resources and Prospecting, China University of Petroleum,

Beijing 102249, China;

2. Research Institute of Unconventional Oil & Gas and New Source of Energy, China University of Petroleum,

Qingdao 266580, China;

3. Research Institute of Exploration and Development, Tuha Oilfield Company, CNPC, Hami 839009, China)

Abstract: Through constant-rate mercury injection, CT scan and X-ray diffraction technology, the characteristics and controlling factors of Wenjisang area tight sandstone reservoir in Taibei sag were studied. The results show that the tight sandstone compositional and texture maturity is rather low; reservoir space consists of micro pore and micro cracks mainly. The morphology and distribution of micro pore will affect the reservoir throat radius and pore structure, thus affect reservoir physical property. Micro pore concentrated distribution is superior to scattered distribution. Coarse size sandstone deposited in strong hydrodynamic environment is conducive to the preservation of primary pore and the formation of dissolution pores. The sandstone has good reservoir physical property, which mainly corresponds to the sedimentary microfacies of deltaic front subaqueous distributary channel. There peculiar diagenetic fluid environment in coal measures strata, early quickly buried deep compaction is the major cause of densification of reservoir, siliceous cementation, illite cementation and late carbonate cementation strengthen the formation of tight reservoir. Dissolution and chlorite cementation are the main types of constructive diagenesis. Longitudinal, shallow layer (＜3.4 km) with relatively high porosity is mainly affected by the dissolution, and deeper layer (＞3.8 km) with relatively high porosity is affected by the formation of chlorite membrane significantly. Therefore, diagenesis is the main factor controlling the formation of Wenjisang area tight sandstone reservoir in Taibei sag.

Key words: tight sandstone oil and gas; tight reservoirs; pore structure; diagenetic evolution; Wenjisang area in Taibei sag

致密砂岩气作为重要的非常规天然气资源，已经成为全球勘探开发的重点领域^[1-3]。目前，国内外发现的大规模致密砂岩气藏多广泛分布于煤系地层，与煤系烃源岩分布范围广、生烃强度大、生烃时间长等特征密切相关^[2]。吐哈盆地台北凹陷水西沟群煤系烃源岩广泛发育，具备形成致密砂岩油气藏的物质条件。由于起步较晚，对这套煤系致密砂岩储层特征和成因，还缺少针对性研究，制约了优质储层预测等关键工作的展开。为此，本文作者在储层岩石学分析基础上，结合CT扫描、恒速压汞、X线衍射等实验手段，以台北凹陷温吉桑地区为靶区，针对水西沟群致密砂岩储层特征及影响因素进行研究，探讨储集空间成因及其主控因素，为台北凹陷致密油气勘探提供科学依据。

1  区域地质概况

台北凹陷温吉桑地区位于新疆鄯善县境内，构造上位于台北凹陷丘东次洼的南部，为一较宽缓的斜坡带(图1)，是目前台北凹陷致密砂岩油气勘探的热点地区^[4]。区内致密砂岩油气主要产自中侏罗统的西山窑组(本文指西一段和西二段，下同)和下侏罗统的三工河组，石油以凝析油或轻质油产出，具有低密度、低黏度的特征。2011年，J3井在三工河组致密储层中(孔隙度均值为4.84%，渗透率均值为0.120×10^-3 μm²)获得工业油气流，日产原油73.32 m³，日产气14 900 m³，显示了致密砂岩油气良好的勘探开发前景。

2  致密砂岩储层特征

致密砂岩储层特征与常规砂岩储层具有明显差异，其研究内容与方法手段也不尽相同。目前，对致密砂岩储层特征的研究多以常规储层研究思路为基础，不断引入非常规储层研究的新内容和新技术^[5-6]，如关注致密储层脆性矿物含量与分布，脆性矿物含量增加有利于形成裂缝、微裂缝等储集空间，也对开发中储层压裂改造具有重要作用；致密砂岩纳米级储集空间发育，其类型、结构的研究，除采用偏光显微镜、扫描电镜、常规压汞技术外，逐步引入了CT扫描、核磁共振、恒速压汞等数字岩心技术^[7-9]：因此，致密储层特征的研究趋向于微观化、定量化和立体化。

图1  吐哈盆地台北凹陷温吉桑地区位置图

Fig. 1  Position of Wenjisang area of Taibei sag in Turpan-Hami basin

2.1  储层岩石学特征与物性

通过温吉桑地区J1井、W1等6口重点探井岩心观察和158个储层岩石薄片鉴定，砂岩中泥质体积分数为4%左右；脆性矿物石英体积分数为12.4%~ 37.2%，平均为27.2%，长石体积分数为7.3%~37.1%，平均为21.3%；岩屑体积分数为37.2%~80.2%，平均为51.5%，包括凝灰岩、安山岩、花岗岩、流纹岩等，岩性以灰白色或浅灰色长石岩屑砂岩、岩屑砂岩为主。岩石颗粒分选中等—差，颗粒磨圆为次棱—次圆状，胶结方式以孔隙式胶结为主，薄膜式、压嵌式胶结次之；岩石具有结构成熟度和成分成熟度整体较低的特征。

西山窑组和三工河组砂岩储层均已致密化，物性差异不明显。西山窑组195个样品的孔隙度为0.52%~ 10.34%，平均为5.81%；渗透率为0.002×10^-3~2.493×10^-3 μm²，平均为0.287×10^-3 μm²。三工河组158个样品的孔隙度为1.22%~ 8.90%，平均为6.22%；渗透率为0.007×10^-3~2.580×10^-3 μm²，平均为0.451×10^-3 μm²。

2.2  储集空间类型

温吉桑地区致密储层中宏观裂缝不发育，储集空间主要为微孔隙和裂缝微。微观储集空间类型的研究，除传统实验手段，本文还重点选用了微米CT扫描技术。储层中微裂缝包括构造微缝和压裂微缝(图2(a))，对改善储层的渗透性具有一定作用。岩石中脆性矿物体积分数越高，越易形成微裂缝；研究区致密砂岩成分成熟度较低，塑性岩屑体积分数较高，岩石力学性质变差，使微裂缝的形成受到限制。微孔隙包括粒间微孔隙、粒内微孔隙(图2(b)，2(c)和2(d))和高岭石晶间微孔隙等，以次生成因为主。在CT扫描图像中，微孔隙形态各异，可以分散孤立状和集中连片状2种主要的状态存在，前者储集空间的连通性差，很多微孔隙为“死”孔隙，而后者的连通性较好(图2(e)和图2(f))(邻近的相同颜色代表微孔隙是连通的，不同颜色或相同颜色距离较远，表示微孔隙不连通)。

2.3  储集空间结构特征

恒速压汞技术是定量研究致密储层孔隙结构的有效手段，能够精确给出致密储层多项微观孔隙结构参数^[9]。选取研究区18块代表性样品分析显示，储层具有微孔—细喉特征，喉道半径为1.00 μm左右，平均为0.94 μm；孔隙半径为137.49~156.01 μm，平均为145.61 μm；孔喉半径比为117~281，平均为197。喉道半径是控制致密砂岩储层物性的重要内在因素；储层孔隙度、渗透率与喉道半径具有良好的正相关性(图3(a)和3(b))，而与孔隙半径关系不明显。孔喉半径比是反应储层孔喉半径与分布的综合参数，孔喉半径比越大，储层排驱压力就越大，储层渗透率越低(图3(c)和3(d))，使流体在储层中的渗流能力降低。致密储层的总孔隙体积与总喉道体积比平均为0.15，最高为0.72，可见喉道级别的微孔隙(半径为1.00 μm左右)在储集空间中占有很大比例。

图2  台北凹陷温吉桑地区致密砂岩CT扫描特征

Fig. 2  CT scanning characteristics of Wenjisang area tight sandstone in Taibei sag

微孔隙的形态与分布是影响致密储层性质的微观地质因素，如J3井样品，微孔隙少且分布孤立(图2(e))，储层性质差，恒速压汞分析孔隙度为4.96%，渗透率为0.071×10^-3 μm²，喉道半径平均为0.79 μm，孔喉半径比为213，排驱压力为0.80 MPa；而J4井样品，微孔隙多且分布集中(图2(f))，储层性质相对较好，孔隙度为8.36%，渗透率为0.333×10^-3 μm²，喉道半径平均值为：1.42 μm，孔喉半径比为117，排驱压力为0.49 MPa。所以，致密储层微观孔隙形态与分布通过影响喉道半径(或孔喉半径比)进而影响储层物性。

3  储层物性影响因素分析

3.1  沉积作用

沉积作用控制着储层的原始物性，沉积分异作用造成砂体成分、结构等的非均质性，进而影响储层成岩作用与物性演化，是影响储层物性的先天条件^{[5, 10]}。研究区沉积物受继承性南物源的控制，以发育大型辫状河三角洲砂体为主，可细分为水下分流河道、河口坝、河漫沼泽等沉积微相类型。不同之处是，三工河组发育湖相泥岩，砂泥岩互层分布，而西山窑组除泥岩外，还发育大量沼泽相煤和炭质泥岩。这种烃源岩类型与分布的差异，反映了沉积环境的差异，会影响储层的成岩演化历程。

图3  台北凹陷温吉桑地区致密砂岩储层喉道半径均值、孔喉半径比均值与储层物性和排驱压力的关系

Fig. 3  Relationship among mean radius throat, mean pore-to-throat radius ratios and reservoir properties, threshold pressure of Wenjisang area tight sandstone in Taibei sag

在岩石学特征参数中，沉积物粒度对储层物性影响最大。分析表明：研究区储层物性随岩石粒径变大，逐渐变好。其中，中砂岩储层物性最好，76.7%的样品孔隙度大于6%；粗砂岩略差，41.7%的样品孔隙度为4%~6%，而48.6%的样品孔隙度为6%~8%；然后是细砂岩，粉砂岩物性最差，88.9%的样品孔隙度小于4%。可见：中砂岩、粗砂岩等粗粒砂岩具有较好的储集物性，造成这种现象的原因是：(1) 岩石粒径不同，造成沉积物原始孔隙度存在差异，温吉桑地区粗粒砂岩的沉积水动力较强，沉积物成熟度相对较高，有利于原生孔隙的保存；(2) 粗粒砂岩储层有利于次生溶蚀孔隙的形成。因此，发育于高能环境下的“粗岩相”是研究区有利储层的发育相带^[5]，主要对应于三角洲前缘水下分流河道微相，这也是当前油气产层主要的沉积微相类型。可见：沉积微相类型不仅奠定了有效储层形成的基础，也控制了有效砂体的展布。

3.2  成岩作用

沉积作用是影响储层物性的内因，成岩作用是影响储层物性的外因，可起到对储层性质进一步加强或改造的作用^{[5, 11]}。压实作用使储层持续致密化，是主要的破坏性成岩作用；溶解作用形成次生孔隙，是主要的建设性成岩作用；而胶结作用具有双重性^[12]。研究区烃源岩的镜质体反射率(R_o)为0.4%~0.8%，结合岩石薄片中其它成岩特征，依据酸性水介质(含煤地层)碎屑岩成岩阶段划分标准(SY/T 5477—2003)，确定研究目的层正处于早成岩阶段B期到中成岩阶段A期，成岩阶段变化区间不大。

3.2.1  压实作用是储层致密化的主要原因

恢复沉积埋藏史表明，研究区埋藏方式为早期快速深埋，晚期持续缓慢埋深，压实作用较强。微米CT扫描图像中可见颗粒呈线接触和凹凸接触(图2(d))，薄片中表现为碎屑颗粒被挤压变形，与周围颗粒呈凹凸接触(图4(a))，石英、长石被压溶或被压裂的现象。研究区早期快速深埋发生于侏罗纪末期，由于岩石成分和结构成熟度较低，在强压实作用下，原生孔隙度迅速递减。根据Scherer提出的原始孔隙度计算模型^[13]，结合铸体薄片(半)定量分析，估算压实作用下原始孔隙度损失量为23%左右。研究区煤系烃源岩发育，以Ⅲ型干酪根为主，在成岩早期阶段就可生成有机酸，对储层中易溶组分进行溶蚀，但此时形成的次生孔隙被压实作用严重破坏，对储集空间贡献很小，现存溶蚀孔隙主要为后期形成。早期溶蚀，降低了岩石中易溶组分的含量，对后期次生溶蚀孔隙的形成是不利的。碳酸盐岩可增强岩石的抗压实能力，增加储层易溶组分，早期煤系酸性流体的形成，抑制了碳酸盐岩的沉淀，这间接造成了储层的致密化。因此，压实作用是造成研究区储层致密的主要因素。

图4  台北凹陷温吉桑地区致密砂岩储层成岩作用特征

Fig. 4  Diagenesis characteristics of Wenjisang area tight sandstone reservoir in Taibei sag

3.2.2  胶结作用对致密储层具有双重影响

温吉桑地区致密储层中胶结作用普遍，胶结物主要有硅质、碳酸盐岩、黏土矿物和黄铁矿等，总体体积分数为3%~15%，平均约为6%。煤系地层酸性流体环境不利于碳酸盐岩的沉淀，但有利于硅质沉淀，使硅质胶结作用较强。硅质胶结物以石英次生加大为主，偶见自生微晶石英。石英次生加大级别一般为Ⅱ级到Ⅲ级，石英体积分数为0.5%~4.0%；加大后的石英颗粒间以点接触变为线接触(图4(b))。碳酸盐岩为晚期胶结物，主要是铁方解石，以孔隙充填或交代物(如交代长石)的形式存在(图4(c))，很少见到被溶蚀的现象。统计显示，碳酸盐岩体积分数与孔隙度具有一定的负相关性(图5(a))。硅质、碳酸盐岩胶结使储层物性进一步降低的主要化学成岩作用。研究区自生黏土物充填于孔隙、阻塞喉道，增强储层的非均值性，是矿物胶结物主要为高岭石、伊利石和绿泥石(图4(d)，4(e)和4(f))，不同黏土矿物的形态、分布、成因不同，对储层物性的影响也不同。

图5  台北凹陷温吉桑地区致密砂岩储层孔隙度与碳酸盐岩、长石体积分数的关系

Fig. 5  Relationship between porosity and content of carbonate and feldspar of Wenjisang area tight sandstone

3.2.3  溶解作用改善储层物性

溶蚀孔隙是温吉桑地区致密储层重要的储集空间类型，广泛发育粒间溶孔、粒内溶孔等；溶解作用的发生，受不稳定组分含量、成岩流体性质等的影响。煤系地层酸性流体广泛分布，岩石中不稳定矿物主要受沉积作用控制，其类型与含量的分布可以定性表征溶蚀孔隙的发育程度。研究区砂岩中易溶矿物包括长石、岩屑、沸石、碳酸盐岩等，以长石溶蚀为主，溶解作用多沿节理面进行，形成网格状溶蚀孔隙(图2(c))；个别溶蚀作用强烈时，颗粒可完全被溶解，形成铸膜孔；岩屑溶蚀次之，颗粒溶蚀不完全，主要形成粒内溶孔(图2(b))。统计显示，储层物性与长石质量分数具有一定正相关性(图5(b))，且粗粒砂岩中溶蚀孔隙更发育。其原因是粗粒砂岩的沉积环境水动力强，石英和长石体积分数较高，杂基填隙物质量分数低，压实作用下，原生孔隙度衰减慢，相对开放的成岩流体环境持续时间长，有利于溶蚀作用的进行与次生孔隙的形成。

4  相对高孔隙度发育带及其成因

根据储层孔隙度纵向演化特征，可划分出2个相对高孔隙度发育带，即3.4 km以浅储层(主要为西二段)和3.8 km以深储层(主要为三工河组)，中部为相对低孔隙度发育带(主要为西一段)(图6)。研究区致密储层微观储集空间(半径在1.00 μm左右)的形成、保存与建设性化学成岩作用密切相关，黏土矿物纵向分布特征主要受成岩流体环境的影响，其形成演化与对储层化学成岩作用具有良好的指示作用。分析表明：研究区高岭石质量分数在3.4 km以浅地层为高值区，对应浅层相对高孔隙度带；绿泥石质量分数在3.8 km以深地层为高值区，对应深层相对高孔隙度带；伊利石质量分数在3.4~3.8 km段为高值区，对应中部相对低孔隙度带(图6)。为了便于研究，对岩心样品进行了物性和黏土矿物相对组成的系统分析。

4.1  高岭石发育段

研究区致密砂岩储层中，自生高岭石晶形好，单晶呈假六方片状，多以集合体书页状紧密堆积于粒间孔中，发育晶间微孔隙，孔隙直径为2~10 μm(图4(d))，且高岭石质量分数与孔隙度呈正相关(图7(a))。自生高岭石形成于酸性的开放流体环境，一般由钾长石、钠长石等溶解形成，高岭石质量分数高预示着储层溶蚀作用强，溶蚀孔隙发育^[14]。研究区3.4 km以浅地层煤系烃源岩发育，酸性流体活跃，压实作用相对较弱，地层流体流动性较好，溶蚀增孔作用强。由于此时溶解产生的钾离子可被迅速迁移，很难达到伊利石化所需的钾离子浓度，因而有利于高岭石的形成与保存，这是本区次生溶蚀孔隙形成的主要机制。此外，长石溶蚀孔隙中缺少石英成核位置，石英次生加大对其影响很小，也是长石溶蚀孔隙发育的原因之一^[15]。因此，高岭石的大量出现可作为研究区优质储层存在的标志。

图6  台北凹陷温吉桑地区致密砂岩储层黏土矿物与孔隙度纵向分布特征

Fig. 6  Vertical distribution characteristics of clay minerals and porosity of Wenjisang area tight sandstone reservoir in Taibei sag

4.2  伊利石发育段

自生伊利石对储层物性的影响与其形态、产状密切相关^[16]。研究区储层中，自生伊利石多呈纤维状、毛发状(图4(e))，充填于孔隙之中，由生长点向储集空间伸展；同时，伊利石化过程中会产生SiO₂，沉淀后形成石英次生加大或微晶石英，增强了储集空间结构的复杂性，甚至阻塞喉道，严重伤害储层物性^[16~17]。统计显示，伊利石质量分数与孔隙度呈负相关(图7(b))。深部储层在压实作用下，孔隙度降低的绝对值可以有限，但孔隙结构会出现较大变化，如J3井与J4井，相同岩性样品孔隙度降低仅3.4%，储集空间却由集中分布的较大孔隙(图2(f))向孤立分布的较小孔隙(图2(e))演变，使流体流动路径变窄，甚至完全封闭，降低流体开放程度，进而影响微观-宏观尺度的流体地球化学性质。相较于3.4 km以浅地层，埋深3.4~3.8 km地层在压实、胶结作用下，储层流体环境较早地向封闭体系演化；受早期煤系地层酸性流体影响，地层水中钾离子质量分数丰富，随孔隙度降低，钾离子浓缩达到一定浓度界线时，在时间-温度效应下，通过蒙脱石伊利石化或高岭石伊利石化，形成现今的毛发状、纤维状自生伊利石，降低了储层物性。

4.3  绿泥石发育段

研究区埋深3.8 km以深地层，包膜状绿泥石发育，常定向等厚分布于颗粒表面，厚度可达10 μm(图4(f))。绿泥石膜的形成可以阻止石英次生加大，并以其较大的硬度增强储层的抗压实能力，在一定程度上抑制压溶作用，有利于保护深部微孔隙；同时，良好的物性条件，有利于溶蚀流体的迁移，促进了溶蚀作用和次生孔隙的形成^[18~19]。扫描电镜下可见微晶石英沉淀于绿泥石表面，说明绿泥石在成岩较早阶段就开始沉淀。黄思静等^[19]研究认为，绿泥石对储层物性产生明显的积极作用，很大程度上与绿泥石的持续性生长有关，可以持续到较晚成岩阶段。在研究区，绿泥石的形成对储层物性具有明显的建设性作用(图7(c)和7(d))。由此推测自生绿泥石膜应该是早期开始形成，并持续生长。温吉桑地区埋深3.8 km以深地层(三工河组)主要发育砂岩和湖相泥岩，本地泥岩的生烃能力差，三工河组油气主要由下伏八道湾组煤系烃源岩提供；源、储未直接接触，使储层中酸性流的体供给受到一定限制，钾离子质量分数有限，主要形成自生绿泥石。绿泥石膜形成所需的铁、镁离子，主要由富含铁、镁的沉积物发生溶解或水解提供。这些富铁、镁沉积物可以是火山碎屑物质，也可以是三角洲前缘的水下分流河道环境的同沉积絮凝物质^[20]，因此，三角洲前缘可作为该类储层发育的有利相带。

综合主要的成岩作用类型、成岩演化序列及其对储层物性的影响关系，建立了研究区成岩作用与致密储层形成演化的关系模式(图8)。台北凹陷温吉桑地区砂岩储层致密化，纳米—微米级储集空间的形成与保存，是沉积作用、成岩作用等共同影响的结果。沉积分异造成砂体的沉积微相类型的差异，进而使储层成岩相的平面分布存在差异，如使储层岩石颗粒的抗压实能力、胶结物类型与含量、溶解程度等不同。在储层普遍致密化背景下，建设性成岩作用对致密储层有效储集空间的形成影响显著，而沉积作用控制了有效储层的分布。

图7  台北凹陷温吉桑地区致密砂岩储层高岭石、伊利石、绿泥石质量分数与储层物性关系

Fig. 7  Relationship among relative content of kaolinite, illite, chlorite and reservoir property of Wenjisang area tight sandstone reservoir in Taibei sag

图8  台北凹陷温吉桑地区致密砂岩主要成岩作用类型与孔隙度演化模式

Fig. 8  Main diagenetic types and porosity evolution model of Wenjisang area tight sandstone

5  结论

(1) 台北凹陷温吉桑地区水西沟群砂岩储层致密，储集空间以微孔隙和微裂缝为主，具有微孔、细喉等孔隙结构特征，微观孔隙形态与分布是影响致密储层物性的微观机制，喉道半径对储层物性具有明显的控制作用。

(2) 研究区，砂岩成分与结构成熟度整体较低，沉积于强水动力环境下的粗粒砂岩类储层物性相对较好，沉积作用是研究区致密储层形成演化的基础，控制有效储层的展布。

(3) 成岩作用是本区致密储层形成的主控因素，煤系地层成岩环境下，早期强压实作用是储层致密化的主要原因，硅质胶结、晚期碳酸盐岩胶结、伊利石沉淀等强化储层致密；溶解作用控制浅层相对高孔隙度带的形成，具有较高的高岭石质量分数，绿泥石膜对深层微孔隙的形成与保存具有重要作用。

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(编辑  杨幼平)

收稿日期：2013-04-23；修回日期：2013-05-24

基金项目：国家自然科学基金资助项目(41272156)

通信作者：郭小波(1984-)，男，河北保定人，博士研究生，从事油气藏形成机理与分布规律等研究；电话：010-89734162；E-mail: gxb9876@163.com