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钱 星（广州海洋地质调查局 广州 510760）作者简介：钱星（1985—），男，助理工程师，主要从事海洋石油地质方面的科研及生产工作。E-mail：made607＠。摘要 综合应用测井和常规物性、铸体薄片、扫描电镜、X衍射、粒度、压汞等分析化验资料，对南海东部某油田沙河街组沙三段低孔低渗型储集层特征及影响因素进行了分析。分析结果表明：研究区低孔低渗储层具有岩石成分、结构成熟度低的岩石学特征，储集空间有原生孔、次生孔、混合孔及少量胶结物内孔，孔隙结构类型属于小孔隙、微喉道型。沙三段低孔低渗储层成因主要受沉积作用和成岩作用的共同影响。沉积相带在本质上决定了储集层低孔低渗的特性，该类储层主要发育于沙三段近岸水下扇的扇主体、扇根及扇前缘砂体；成岩作用对储层的物性有决定性的影响，压实作用使得储层孔、渗性减小变差，胶结作用进一步恶化了储层的孔、渗性，溶蚀作用在一定程度上扩展了孔隙系统的发育及连通，对储层物性有一定的改善作用。关键词 低孔低渗储集层 储层特征 影响因素随着能源需求地不断增长及勘探开发技术地不断发展，低孔低渗型油气藏已成为油气储量增长的新方向。与常规储层相比，低孔低渗型储集层往往具有更复杂的岩石结构及成因机理。油气田开发的动态资料也表明，不同类型的储集层，其开发方案和开发效果都存在着明显的差异［1］。本文以南海东部某油田沙三段为例，通过测井和铸体薄片、物性分析等实验分析资料，研究了该油田低孔低渗型储层的特征，进而分析其成因及影响因素，对进一步认识及开发低孔低渗型储层具有一定的指导意义。1 低孔低渗储层特征1 储层岩石学特征沙三段储集层岩性主要为灰色-灰白色长石岩屑砂岩、岩屑长石砂岩（图1），组分中长石含量5％～0％，平均71％；石英含量0％～0％，平均82％；岩屑含量7％～5％，平均74％，其成分主要为侵入岩、喷出岩及变质石英岩；填隙物含量5％～35％，平均49％，其成分主要为泥质、白云石和方解石等碳酸盐胶结物，常见石英次生加大硅质胶结物和个别的菱铁矿胶结物。图1 沙三段岩石类型三角图图2 低孔低渗型储层毛管压力曲线特征X衍射分析表明，储层中的黏土矿物以伊利石为主，平均相对含量77％，伊/蒙混层次之，平均44％，另含少量的高岭石、绿泥石等黏土矿物。砂岩粒度普遍较粗，以粗砂岩为主，其次为中砂岩和细砂岩；颗粒分选性差，标准偏差σ1主要在1～2之间，磨圆度低，多为棱、棱-次棱角状。2 储层孔隙类型及特征铸体薄片分析表明，沙三段储集层储集空间有原生孔、次生孔、混合孔及少量胶结物内孔，面孔率5％～10％，平均17％。压汞资料分析表明，储集层孔喉分布范围大，孔喉半径最大为5 μm，但大于0μm的孔喉较少，小于63μm的孔喉占总孔喉的3％，孔喉主要分布在0～0 μm之间（图2）。依据前人对孔隙结构的分类标准［2～3］，储集层孔隙结构类型主要属于小孔隙、微喉道型。2 低孔低渗储层影响因素分析1 沉积作用是决定储层物性的基础在前期勘探研究的基础之上，通过对区内各井岩石相研究，并结合粒度、测井曲线特征，进行了单井沉积微相分析（图3），结果表明该油田沙三段为近物源的近岸水下扇沉积，可进一步分为扇根、扇主体及扇前缘沉积，其中扇根主要由粗碎屑物质组成，单一序列由下往上常由反递变段和正递变段组成，GR曲线为幅度不明显或中低幅的锯齿状或箱状；扇主体位于扇根的前方，发育有叠合砂砾岩，单一层序列粒级变化由下向上是砾岩-砂砾岩或粒状砂岩-砂岩；扇前缘砂岩粒度变细，以发育具有鲍马层序的浊积岩为主，GR曲线多为齿化漏斗-钟形。图3 单井相分析岩心物性数据统计分析表明（表1），该段近岸水下扇砂体孔隙度主要分布在7％～90％之间，平均为5％，渗透率主要分布在011×10-3～7×10-3μm2之间，平均为9×10-3μm2，为低孔低渗型储层；对不同微相砂体的孔隙度、渗透率进一步统计分析发现（表1），各微相砂体的物性存在一定的差异性，其中扇根、扇主体砂体物性相对要好，而扇前缘砂体物性相对较差。表1 不同沉积相带部位砂体储层物性对比表2 成岩作用对储层的物性有决定性的影响研究区沙三段砂岩储集性能明显受到成岩作用的影响和改造，有改善和破坏两个方面，其中对储层物性破坏作用较大的成岩作用有压实作用、胶结作用，溶蚀作用对储层物性的改善有一定的贡献。（1）压实作用压实作用是研究区最普遍最重要的一种成岩作用，它是造成储集层低孔低渗最重要的因素之一。沙三段储集层具有埋藏深度深（3350～4000 m）、砂岩组分中长石及岩屑等软性颗粒含量较高的特点，普遍经历了强烈的压实，造成原生孔隙损失，渗透率变差，其主要表现形式为：(1)碎屑颗粒之间呈线、点-线状接触（图4a）；(2)塑性颗粒弯曲变形、拉长，有的挤入孔隙中形成假杂基（图4b）；(3)压溶作用的增强使颗粒相互接触的地方发生溶解，为石英的次生加大提供了物质基础。大量研究表明［4～5］，压实作用的发生可使砂体孔隙结构和分布发生极大的变化，从而导致孔隙空间大幅缩减，有的砂岩压实减孔率甚至可高达50％以上，孔隙流体在砂体中的流动能力也会因此而大大减弱，从而影响砂体的储集物性。（2）胶结作用胶结作用对储层的物性起到了破坏作用，是致使该区储层物性变差的另一主要因素，主要以黏土胶结和碳酸盐胶结为主，其次为石英次生加大胶结。X衍射分析表明，沙三段储集层黏土矿物主要为伊利石和伊/蒙混层矿物，平均含量各占77％、44％，及少量的高岭石、绿泥石和绿蒙混层。在扫描电镜下，长石因溶蚀作用而形成丝状伊利石（图4c），自生的伊利石矿物则多为纤维状或发丝状，呈网状搭桥式充填于孔隙之中（图4d），使粒间孔隙变成晶间孔隙，堵塞了孔隙喉道及造成粒间微孔隙增加从而使砂岩的渗透率降低。碳酸盐胶结物是该储集层中较常见的胶结物之一，铸体薄片分析表明，碳酸盐胶结以白云石（铁）为主，含量5％～4％，平均28％，呈自形粉晶零星或集合状分布充填并交代颗粒；偶见结晶粒状方解石（铁）零星充填粒内（图4e）。统计分析表明，储层孔隙度、渗透率与碳酸盐含量呈负相关关系，碳酸盐胶结物含量越多，其物性越差。碳酸盐胶结物充填孔隙并交代部分碎屑从而形成难以改造的致密储层，导致粒间孔隙全部丧失殆尽，使次生孔隙难以发育，储层的非均质性增强。硅质胶结作用则主要表现为石英碎屑颗粒的次生加大现象，部分硅质还常以自形石英的形式生长于孔隙壁内或长石等颗粒溶孔的内部（图4f），在储集砂岩中其质量分数一般为4％～6％。石英次生加大使孔隙变小、喉道变窄，剧烈发育段甚至使孔隙堵塞，严重破坏了储层的储集性能，降低了储层质量。图4 沙三段各种成岩作用（3）溶蚀作用砂岩储层常经受不同程度的溶蚀作用，形成各种类型的次生孔隙。溶蚀型次生孔隙是由碳酸或有机酸引起矿物溶解所形成的，对改善砂岩储层的储集性能起到积极作用［6］。铸体薄片分析表明，研究区主要发育的溶蚀孔隙有扩大粒间溶蚀孔、粒内溶孔、铸模孔和胶结物内孔，其中主要以扩大粒间孔隙溶蚀为主，占溶蚀孔隙面孔率的60％～82％不等。区内普遍存在的溶蚀作用，进一步扩展了孔隙系统的发育及连通，产生的次生孔隙对储层物性有一定的改善作用。3 结论1）沙三段储集层砂体主要为长石岩屑砂岩，颗粒分选性较差，多呈次棱角状，以线状接触为主，砂岩颗粒总体上具有成分和结构成熟度低的特点。2）储集层的储集空间以粒间孔隙为主，含有一定量的溶蚀孔隙。孔隙半径分布范围较大，但其主要分布在0～0μm之间，孔隙结构属于小孔隙、微喉道类型。3）沉积环境是影响研究区储集层储集性能的地质基础，沙三段为近岸水下扇沉积，扇根、扇主体及扇前缘砂体储集性能差，都为低孔、低渗储层。4）成岩作用对沙三段储集层的物性具有决定性的影响，区内的压实、胶结作用对储层的物性影响程度明显，溶蚀作用进一步扩展了孔隙系统的发育及连通，产生的次生孔隙对储层物性有一定的改善作用。参考文献［1］李道品低渗透砂岩油田开发［M］北京：石油工业出版社，［2］罗蛰潭，王允诚油气储集层的孔隙结构［M］北京：科学出版社［3］王允诚油气储层评价［M］北京：石油工业出版社，［4］刘国勇，金之钧，张刘平碎屑岩成岩压实作用模拟实验研究［J］沉积学报，2006，（3）［5］刘国勇，刘阳，张刘平压实作用对砂岩储层物性的影响［J］西安石油大学学报（自然科学版），2006，（4）［6］郑浚茂，庞明碎屑储集岩的成岩作用研究［M］武汉：中国地质大学出版社，1989，82～Low porosity and low permeability reservoir characteristic and its influential factors—By a case study of Sha3 Formation of a oilfield in the east of South Sea of China——By a case study of Sha3 Formation of a oilfield in the east of South Sea of ChinaQian Xing（Guangzhou Marine Geological Survey，Guangzhou，510760）Abstract：The low porosity and low permeability reservoir’s characteristics of Sha3 Formation ofa oilfield in the east of South Sea of China and its effecting factors are studied synthetically by u-sing log information，testing and analytical information such as physical property analysis，castingsection，scanning electron microscope，diffraction，grain size analysis and mercury The results show that the low porosity and low permeability reservoir is characterized by low com-ponent maturity and low textural The reservoir types include intergranular pore、second-ary pore、mixture pore and a little dissolution pore of cement，and the pore textures are mainly offine pore and microscopic throat Sedimentation and diagenesis have impacted on the low po-rosity and low permeability reservoir he sedimentary environment in Sha3 Formation de-termining the characteristics of the reservoir in nature，the reservoir of low porosity and low per-meability mainly distribute in the sandbodies of the inshore subaqueous fan system；diagenesis hasobviously modified the physical properties of the sandbodies，the compaction and cementation arethe main factors which caused the porosity and permeability of turbidite sandstones become On the other hand，the dissolution improved the development of the pore system and its connec-tion，and bettered the ability of the reservoir rocks to some Key words：Low porosity and low permeability reservoir Reservoir characteristics Influential fac-tors