0 引言
近年来，随着我国常规油气资源的日渐枯竭，非常规油气资源作为一种重要的替代资源逐渐发挥出其显著的补充功能。其中致密砂岩气作为一种重要的非常规天然气资源，已在我国天然气工业发展中发挥了重大作用，目前我国已在鄂尔多斯盆地、四川盆地、塔里木盆地、准噶尔盆地和松辽盆地等发现了大量致密砂岩气资源[1,2]。松辽盆地作为我国著名的含油气盆地，油气资源丰富[3]，除已探明储量巨大的常规油气资源外，还含有储量可观的致密砂岩气资源。位于松辽盆地南部二级构造单元德惠断陷东南部的合隆—兰家反转构造带，面积约为400 km2，在已完钻的16口下白垩统泉头组致密砂岩储层探井中有7口达工业气流井，展现出该区广阔的致密砂岩气勘探开发前景。但是由于该区泉头组沉积相展布复杂、砂岩物性较差、孔喉连通性差、纵向以及平面非均质性强，目前仅合6井区和布1井区投入开发，开发面积小，其他广大区域尚待开发。因此，急需对该区开展系统的储层精细评价研究，落实该层系优质储层分布特征，为下一阶段的致密气勘探开发提供指导。从当前油气地质学研究来看，作为油藏研究的重要组成部分，储层综合评价方法、技术发展至今呈现出从宏观到微观、静态到动态、定性到定量的发展趋势；同时多学科间交叉的综合评价也逐渐在储层综合定价研究中得到应用[4]。本文选择合隆—兰家反转构造带为研究对象，在综合前人研究成果的基础上，通过对泉一段致密砂岩储层岩石学特征、孔隙发育特征、物性特征以及储层孔隙演化模式进行分析，明确影响该区储层发育规模及致密化的主要因素，并在此基础上，充分利用油气田勘探开发积累的数据，综合泉一段沉积相展布特征，完成对合隆—兰家反转构造带储层分级评价。本文在综合各种储层评价方法[4,5,6]的基础上，创新性利用基于灰色关联理论与聚类分析手段，对泉一段致密砂岩储层进行系统科学的定量分类及优选，以期对德惠断陷合隆地区及周边致密气勘探开发提供有效的储层评价方法。
1 区域地质特征
松辽盆地是我国典型陆相沉积盆地之一，当前油气钻探目标层位主要为白垩系—侏罗系以及上覆新生界[7]。研究区德惠断陷位于松辽盆地东南隆起区（图1），钻揭地层从下至上依次为上古生界、上侏罗统以及白垩系[8]，可分为上部坳陷层与下部断陷层，发育5个构造带，具有良好的油气成藏条件。本文研究层段下白垩统泉头组在松辽盆地广泛分布，主要在盆地拗陷期早期阶段沉积，以河流相沉积为主，从盆地内向边缘粒度逐渐变粗。整个泉头组可划分为4段:泉一段以紫灰色、灰白色砂砾岩与暗紫红色泥岩互层为主，夹少量凝灰岩；泉二段以紫红色、褐红色泥岩为主，夹紫灰色、灰白色砂岩；泉三段以灰绿色、紫灰色粉、细砂岩与紫红色泥岩互层为主；泉四段以灰绿色、灰白色的偏粉、细砂岩与紫红色或者棕红色泥岩互层，顶部为灰绿色泥岩。泉头组与下伏登娄库组呈整合—假整合接触，在盆地边部常超覆于不同层位的老地层之上[9]。
2 储层基本特征
2.1 储层岩石学特征
2.1.1 碎屑成分与结构特征
选取研究区泉一段66块致密砂岩样品，通过岩石矿物组分分析实验（XRD）进行矿物组分定量分析。泉一段矿物组成以富石英、长石以及岩屑为特征。其中石英含量介于22%~62%之间，平均为39%；长石含量介于28%~48%之间，平均为38.8%；岩屑含量介于7%~43%之间，平均为22.26%，组分以火山岩岩屑为主，夹部分变质岩及少量沉积岩岩屑。岩屑中火山岩岩屑约占总量的87%，变质岩岩屑约占1.7%，沉积岩岩屑约占0.23%。泉一段砂岩以岩屑质长石砂岩为主，长石砂岩次之（图2），且多为分选程度中等—好的细砂岩或粉砂岩，磨圆度、胶结类型分别以次棱角状、孔隙胶结为主，矿物颗粒间以点接触或点—线接触为主（图3，图4）。
图2 研究区泉一段砂岩组分三角图Fig.2 Sandstone composition of the 1st member of Quantou Formation in the study area |
图3 泉一段粒度中值分布直方图Fig.3 Histogram of median distribution of grain size of the first member of Quantou Formation |
2.1.2 填隙物特征
表1 研究区泉一段砂岩成分、结构、填隙物统计Table 1 Statistical tables of composition, structures and fillers of sandstone in the 1st member of Quantou Formation in research area |
| 井号 | 层位 | 填隙物/% | 碎屑/% | 分选 | 磨圆 | 主要胶结 类型 | |||||
|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|
| 高岭石 | 灰质 | 泥质 | 石英加大 | 岩屑 | 长石 | 石英 | |||||
| 合9 | K1 q 1 | 0.03 | 4.36 | 3.58 | 0.24 | 21.8 | 40.55 | 37.64 | 中 | 次棱 | 孔隙—接触 |
| 合10 | 5.25 | 21.25 | 0.5 | 0 | 17.5 | 30.5 | 51.75 | 好 | 次棱 | 孔隙 | |
| 合11 | 5.89 | 10.5 | 1.83 | 0.44 | 25.1 | 40.28 | 34.67 | 中—好 | 次棱 | 孔隙 | |
| 德深4 | 0 | 6 | 7.5 | 0 | 42 | 35.5 | 22.5 | 中 | 次棱 | 孔隙 | |
| 布4 | 4.11 | 8 | 0.67 | 1.44 | 16 | 33.89 | 50.11 | 好—中 | 次棱 | 孔隙 | |
（2）高岭石。基于黏土矿物XRD实验分析可知，泉一段致密砂岩填隙物中黏土矿物高岭石是主要组成成分（27%~88%，平均值为60%）。呈现出在埋深较浅的井区分布较多的特征，显示出其主要受风化作用影响的特点。根据高岭石扫描电镜下观察可知其主要以假六边形晶片单体形式存在或以书页状集合体的形式分布在颗粒表面（图7）。
（3）伊/蒙混层矿物。泉一段致密砂岩孔隙填隙物中，黏土矿物伊/蒙混层矿物是仅次于高岭石以外的主要组成部分（10%~68%，平均为35.9%）。扫描电镜下常见蜂巢状伊/蒙混层矿物，其含量主要受控于碎屑黏土和孔隙衬垫蒙脱石的成岩演化作用。随埋深的持续加大，浅部的蒙脱石会在温度、压力、流体等多种因素作用下逐渐向伊利石转化，含量逐渐降低，并形成不同占比的伊/蒙混层矿物。
2.2 储层孔隙类型
（1）粒内孔隙。粒内溶蚀孔主要为岩屑颗粒与长石受到溶蚀而形成的孔隙。岩屑及长石组分发生部分溶解形成粒内孔隙，被溶解的碎屑颗粒常常呈残骸状或蜂巢状[图8（a）]。
（2）粒间孔隙。研究区内孔隙主要以粒间孔为主（约占60%），扩大、缩小及原生粒间孔均有发育，主要由胶结物、黏土杂基和颗粒边缘的溶蚀形成[图8（b）]。
2.3 储层物性特征
2.4 储层孔隙演化模式
孔隙演化模式受成岩作用的直接控制（图10）[16,17]。在早成岩A—B期，黏土矿物中高岭石存在，经过初期温压作用的影响，可见石英次生加大，原生粒间孔隙大大减少现象。在早成岩A期，白云石可由岩石矿物组分中的不稳定组分被方解石胶结并交代而形成，同时生成的白云石也可交代早期形成的方解石以及碎屑矿物颗粒。之后，随埋深的持续增大，水体介质酸性增强，进而导致储层中自生高岭石、不稳定岩屑组分及碳酸盐矿物的部分溶解，最终导致储层孔隙增多，此时为中成岩A期。随埋深的进一步增大，成岩作用继续增强（到达中成岩B期），储层孔隙空间将被沉淀的铁方解石和铁白云石和剧烈的石英次生加大边所充填，孔、裂隙发育空间逐渐被压缩。并且除剧烈的充填作用外，持续增大的埋深导致压实作用使得储层孔、裂隙空间大大减小，同样也导致储层渗透性降低。综上所述，压实—胶结作用增强及后期溶蚀作用的减弱是导致储层致密化的重要原因。
3 储层综合评价
3.1 储层综合评价的方法
3.2 储层类型分类
3.2.1 样品集优选
合理筛选储层分类代表样品及特征参数是K-means聚类方法准确划分储层类型的基本前提所在。为使选取样品具有代表性，样品不仅要涵盖各种岩性，而且需配套射孔及试油数据。因此，在使用本次选择的样品集（500个样品组成）中，单一样品便可反映次级储层类型，满足划分储层的K-means聚类方法要求。
3.2.2 特征参数确定
特征参数的选取是从地质角度出发，并结合测井处理参数共同确定。本文研究选择具有地质意义的参数主要为用于表征研究区储层性质参数。分别为沉积相（Cj）、渗透率（Perm）、孔隙度（Por）、砂岩厚度（Hd）以及泥质含量（Sh）。不同参数地质意义如下：①无论是物性特征还是储层厚度特征，其均受沉积相控制，因此其为决定储层优劣的根本要素[24,25]。②孔渗参数（孔隙度、渗透率）能够在总体上反映储层物性特征，是评价油气运移和富集的关键参数。③泥质含量是影响储层孔渗性的关键要素之一（两者间呈负相关关系），是能够从粒度角度评价油气储集性能好坏的因素。④在储层具有相似的物性特征前提下，储层砂岩厚度往往是决定油气富集的关键所在，储层砂岩厚度越大储集能力越强。
基于上述分析，以研究区泉一段致密砂岩500个样品为样品集，结合以上5个特征参数构成相应储层分类数据集，运用K-means聚类分析方法计算不同类型储层出现概率P。
3.2.3 储层类型的划分
不同特征参数权重赋值是通过评价不同参数影响油藏开发的程度，并结合前人经验予以确定。其中沉积相（Cj）权重赋值0.5，渗透率（Perm）权重赋值0.35，孔隙度（Por）权重赋值0.3，砂岩厚度（Hd）权重赋值0.2，泥质含量（Sh）权重赋值0.15。不同参数全体排序后，参考样本聚类判别分析得出综合评价结果（Sum），不同评价结果的分段特征对应不同的储层类型。计算公式(1)如下：
Sum=f(Por)+f(Perm)×2+f(Sh)+f(Hd)+f(Cj)×0.5
评价结果表明综合评价指数（Sum）最小值为1，最高值为5.07。依据本区油气藏开发实践结果，以综合评价指数1.7、2.15、2.6为界可将研究区致密砂岩储层划分为4级，从小到大依次为Ⅳ级、Ⅲ级、Ⅱ级、I级。依据评价标准（表2），最优质储层为I级，反之无效储层为Ⅳ级。
表2 泉一段储层评价分类Table 2 Table of reservoir evaluation and classification in the 1st member of Quantou Formation |
| 储层类型 | 砂厚/m | 泥质含量/% | 渗透率/(10-3μm2) | 孔隙度/% | 沉积相类型 |
|---|---|---|---|---|---|
| I | >90 | 0~20 | >5 | >9 | 辫状河三角洲前缘、曲流河三角洲前缘 |
| Ⅱ | 70~90 | 20~30 | 1.5~5 | 8~9 | 辫状河三角洲平原、曲流河三角洲平原 |
| Ⅲ | 40~70 | 30~37 | 1~1.5 | 7~8 | 泛滥平原扇三角洲前缘 |
| Ⅳ | <40 | >37 | <1 | <7 | 火山岩相浅湖—半深湖 |
依据上述方法，可实现对研究区泉一段致密砂岩储层单井纵向综合评价，综合评价统计结果如图11所示。
3.3 储层类型分布
在上述分析测试及计算结果的基础上，圈定平面上各类储层类型的分布范围，分析其展布特征是进行研究区储层有利区优选的关键。结合实际分析可知，在沉积微相控制下研究区储层类型总体以III类、IV类为主，部分地区（合隆、布海地区）发育I类、II类储层。
I类储层（约占总体的5%）常见于合11井、德深8井、合101井区附近（总体位于研究区中北部），以及布海地区东南部顺物源方向的河床内，发育在曲流河河床；相比于较I类储层，II类储层分布范围加大（约占总体的10%），呈离散状分布在研究区的南、中、北部，分别主要位于溢岸砂、曲流河河床和泛滥平原亚相等；III类储层的分布范围最大（约占总体的60%），呈连片状分布于泛滥平原、曲流河河床、辫状河三角洲平原分流河道和溢岸砂；IV类储层发育介于II类与III类之间（约占总体的25%），发育于辫状河三角洲平原下游的溢岸砂、分流河道侧缘，呈连片状、条带状分布（图12）。
4 结论
（1）研究区泉一段储层孔隙类型以溶蚀粒间孔和溶蚀粒内孔为主，物性以低孔—低渗和超低渗为主。较强的压实作用与较弱的后期溶蚀作用是造成储层致密化的主要原因。
（2）研究区泉一段储层孔隙演化模式为：早成岩A—B期，见高岭石，同时经过初期压实偶见石英次生加大和高岭石沉淀，原生孔隙大大减少；早成岩B期，方解石在粒间胶结并交代岩石部分不稳定组分；中成岩A期，水介质变为酸性，发生溶蚀作用，储层质量增强；中成岩B期，压实作用成为影响储层质量的主要因素，受压溶作用的影响等，沉淀的铁白云石与铁方解石以及石英加大将造成孔隙连通性大大降低。
（3）应用5种特征参数（孔隙度、渗透率、泥质含量、沉积相和砂岩厚度），对研究区泉一段致密砂岩储层储集性能优劣进行了定量评价。根据结果可将研究区泉一段致密砂岩储层分为4类。在平面上，III类、IV类储层全区发育，优质储层（I类、II类）部分地区（合隆、布海地区）发育。
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