邢新亞，林承焰，王東仁，范瑞峰，曹　錚，王　葉

（1.中國石油大學(xué)（華東）地球科學(xué)與技術(shù)學(xué)院，山東青島266580；2.勝利油田森諾勝利工程有限公司，山東東營257000）

低滲透油藏網(wǎng)狀河道岔道口優(yōu)質(zhì)儲層特征及其控制因素

邢新亞1，林承焰1，王東仁2，范瑞峰1，曹錚1，王葉1

（1.中國石油大學(xué)（華東）地球科學(xué)與技術(shù)學(xué)院，山東青島266580；2.勝利油田森諾勝利工程有限公司，山東東營257000）

松遼盆地南部大情字井地區(qū)葡萄花油層多為中低孔、低滲透、薄層砂巖儲層，其外圍砂體儲層特征、優(yōu)質(zhì)儲層展布規(guī)律以及儲層質(zhì)量控制因素不明確，儲層特征變化是制約勘探開發(fā)的重要因素。利用巖心、鑄體薄片、常規(guī)壓汞分析化驗等資料對儲層特征研究表明，網(wǎng)狀河道岔道口砂體是優(yōu)質(zhì)儲層發(fā)育的新領(lǐng)域，儲層巖石類型主要為巖屑長石砂巖，儲集空間類型以次生溶蝕孔隙和殘余原生孔隙為主；孔隙結(jié)構(gòu)發(fā)育良好，主要為中低孔中喉型；試油產(chǎn)液量高。對于網(wǎng)狀河道岔道口優(yōu)質(zhì)儲層的形成，沉積作用是基礎(chǔ)條件，成巖作用中溶蝕作用是其形成的關(guān)鍵因素。

網(wǎng)狀河道岔道口 優(yōu)質(zhì)儲層 沉積作用 成巖作用 葡萄花油層 大情字井地區(qū) 低滲透油藏

低滲透油氣藏在中國油氣勘探開發(fā)中的地位日益突出，是儲量增長的重要領(lǐng)域［1］。松遼盆地南部大情字井地區(qū)葡萄花油層儲層單層厚度薄，非均質(zhì)性強［2］，為中低孔低滲透儲層，儲層質(zhì)量成為控制油氣高產(chǎn)富集的重要因素。林承焰于2011年首次提出水下分流河道岔道口這一概念，將其定義為處于水下分流河道分岔部位，受單向環(huán)流和洄流作用共同控制而形成的平面呈近“人”字形的沉積體［3］。岔道口具有砂體厚度相對較大、夾層較發(fā)育、沉積結(jié)構(gòu)及組合類型復(fù)雜、河道岔道口砂體與主體部位直接連通等地質(zhì)特征。通過分析研究區(qū)沉積特征和沉積微相展布特征發(fā)現(xiàn)，順物源方向，河道連續(xù)性變好且分岔特征明顯，河道分岔處形成典型的河道岔道口沉積。在此基礎(chǔ)上，筆者針對研究區(qū)儲層特征進行研究，提出網(wǎng)狀河道岔道口砂體是優(yōu)質(zhì)儲層發(fā)育的有利部位，并從沉積和成巖2個方面對此類優(yōu)質(zhì)儲層的成因進行了探討。

1　區(qū)域地質(zhì)概況

大情字井地區(qū)位于松遼盆地南部中央坳陷區(qū)長嶺凹陷的中部，北為乾安次凹陷，南為黑帝廟次凹陷，東西被華字井階地和紅崗階地所夾持，是松遼盆地南部重要的富油氣凹陷區(qū)之一（圖1）。大情字井地區(qū)白堊系姚家組一段葡萄花油層屬網(wǎng)狀河三角洲沉積，主要被西南保康物源和西部通榆物源所控制［4］，儲集砂體類型多樣，如網(wǎng)狀河道砂體、網(wǎng)狀河道側(cè)緣砂體、網(wǎng)狀河道岔道口砂體、天然堤砂體等，砂體厚度主要為2～8m，是典型的薄層砂巖油藏。

圖1　大情字井地區(qū)構(gòu)造位置Fig.1　Structural location ofDaqingziwellarea

2　優(yōu)質(zhì)儲層特征

2.1巖石學(xué)特征

大情字井地區(qū)葡萄花油層網(wǎng)狀河道岔道口儲層巖石類型以巖屑長石砂巖為主，長石巖屑砂巖次之，其中巖屑以硅質(zhì)巖巖屑和燧石巖屑為主；長石主要為鉀長石和斜長石。砂巖中石英含量為23%～38%，平均為29.36%；長石含量為28%～42%，平均為37.04%；巖屑含量為28%～41%，平均為33.6%，成分成熟度指數(shù)多為0.31～0.65。膠結(jié)物主要為鐵方解石、鐵白云石以及次生加大石英（圖2a，圖2b），碳酸鹽膠結(jié)物含量較低，多小于4.5%。巖石粒級以細砂和粉砂為主，顆粒支撐，分選中等到較好，磨圓呈次棱角或次圓狀。總體表現(xiàn)為低成分成熟度、中等結(jié)構(gòu)成熟度特征。

圖2　大情字井地區(qū)葡萄花油層典型成巖特征Fig.2　Typicaldiagenesis featuresof Putaohua oil layer in Daqingziwellarea

2.2孔隙特征

2.2.1孔隙類型

網(wǎng)狀河道岔道口儲層儲集空間類型以次生溶蝕孔隙和殘余原生孔隙為主。其中，殘余原生孔隙鏡下多為三角形、多邊形及不規(guī)則形狀（圖2c）；次生溶蝕孔隙多為粒間溶孔，由粒間粘土礦物溶蝕和原生粒間孔邊部輕微溶蝕形成（圖2d）；其次為粒內(nèi)溶孔，主要是長石粒內(nèi)溶孔（圖2e），被溶蝕的長石往往具有港灣狀溶蝕邊緣，有的沿解理縫進行溶解，形成窗格狀溶孔，溶蝕作用十分強烈時，顆粒被完全溶去形成鑄?？祝▓D2f），少量樣品局部發(fā)育微裂縫（圖2g）。

2.2.2孔隙結(jié)構(gòu)

通過對研究區(qū)葡萄花油層14個樣品的壓汞資料和毛管壓力曲線及排驅(qū)壓力、孔喉半徑、孔隙度、滲透率等特征參數(shù)的統(tǒng)計分析，將其孔隙結(jié)構(gòu)分為中低孔中喉型、中低—低孔細喉型、低—特低孔微細喉型和低—特低孔微喉型等4種類型［5-8］（圖3）。

圖3　大情字井地區(qū)葡萄花油層壓汞曲線分類Fig.3　Curves classification ofmercury intrusion of Putaohua oil layer in Daqingziwellarea

研究結(jié)果顯示，不同儲集砂體類型孔隙結(jié)構(gòu)特征各有差異。網(wǎng)狀河道岔道口儲層孔隙結(jié)構(gòu)多為中低孔中喉型（圖3a），面孔率為1.04%～8.03%，排驅(qū)壓力小于0.2MPa，平均孔喉半徑為2.0～4.0μm，孔喉分選好，粗歪度，儲油能力較好；而網(wǎng)狀河道儲層孔隙結(jié)構(gòu)主要是中低—低孔細喉型，極少數(shù)為中低孔中喉型，面孔率為0.65%～3.25%，排驅(qū)壓力為0.2～0.5MPa，平均孔喉半徑為0.5～2.0μm，孔喉分選較好，與前者相比，儲油能力稍差。結(jié)果表明，網(wǎng)狀河道岔道口儲層孔隙結(jié)構(gòu)特征優(yōu)于網(wǎng)狀河道儲層。

2.3物性特征

由研究區(qū)葡萄花油層取心井物性資料分析可知，其不同沉積部位儲層的孔隙度和滲透率分布不均。網(wǎng)狀河道儲層孔隙度主要為5.6%～18.7%，平均值為13.67%；滲透率主要為0.03×10-3～14.5×10-3μm2，平均值為2.92×10-3μm2；網(wǎng)狀河道岔道口儲層孔隙度主要為4.4%～21%，平均值為15.01%；滲透率主要為0.03×10-3～103×10-3μm2，平均值為18.31× 10-3μm2，都屬于典型的中低孔低滲透儲層。研究結(jié)果表明，2種類型儲層的差異性主要表現(xiàn)為滲透率的差異（圖4）；網(wǎng)狀河道儲層滲透率主要分布在10× 10-3μm2以下，網(wǎng)狀河道岔道口儲層滲透率分布較廣，最大值可達到100×10-3μm2，孔隙結(jié)構(gòu)的不同是導(dǎo)致儲層物性差異的主要原因之一。

圖4　2種類型儲層孔隙度與滲透率的關(guān)系Fig.4　Relationship between porosity and permeability of two kindsof reservoirs

2.4試油特征

不同成因類型的砂體，受水動力條件影響，導(dǎo)致儲層物性特征不同，從而聚油能力存在差異。29口井的試油資料顯示，其中14口井位于網(wǎng)狀河道岔道口儲層，13口井位于網(wǎng)狀河道儲層主體，并且岔道口儲層部位的單井日產(chǎn)液量皆高于網(wǎng)狀河道儲層主體部位；試油結(jié)果顯示為油水同層的15口井中，有9口井位于網(wǎng)狀河道岔道口儲層部位，單井試油產(chǎn)液量多在10 t/d以上，其中乾151井試油產(chǎn)液量高達104 t/d；6口井位于網(wǎng)狀河道儲層主體部位，僅乾157井產(chǎn)液量為16 t/d，其余5口井產(chǎn)液量均小于6.78 t/d（圖5）。

圖5　27口生產(chǎn)井試油產(chǎn)液量統(tǒng)計Fig.5　Statistical chartofdaily fluid production rateof27 producingwells

3　優(yōu)質(zhì)儲層控制因素

3.1沉積作用

沉積作用除了控制儲層的厚度、規(guī)模和空間分布等宏觀特征外，還決定著巖石的成分、結(jié)構(gòu)成熟度和填隙物含量等特征，控制著巖石原始孔隙度和滲透率，決定后期成巖作用的類型和強度［9-12］。大情字井地區(qū)網(wǎng)狀河道岔道口儲層部位受單向環(huán)流和洄流作用共同控制，儲層水動力條件復(fù)雜，沉積物粒度相對較粗，分選磨圓較好，沉積構(gòu)造組合較復(fù)雜，沉積的砂體厚度較大［7］，有效砂體也相對發(fā)育，并且岔道口儲層與網(wǎng)狀主河道儲層相通，有效砂體連續(xù)性好，砂體厚度為4～11.9m，平均值為6.7m，而網(wǎng)狀河道儲層主體部位的平均砂體厚度僅為4.6 m。網(wǎng)狀河道岔道口儲層的沉積特征更有利于早期原生粒間孔隙的保留和后期次生溶蝕孔隙的發(fā)育。

3.2成巖作用

對于中低孔低滲透儲層，影響其質(zhì)量的成巖作用主要包括壓實、膠結(jié)和溶蝕作用［13-16］。其中壓實和膠結(jié)作用主要是降低儲層孔隙度和滲透率，使其物性變差，而溶蝕作用則能提高儲層孔隙度和滲透率，改善儲層物性。岔道口儲層和網(wǎng)狀河道儲層成巖作用的差異是導(dǎo)致儲層質(zhì)量不同的原因之一。

3.2.1壓實作用

壓實作用是導(dǎo)致儲層物性變差的主要因素之一。研究區(qū)葡萄花油層頂部埋藏深度為1 550～1 900 m，沉積物沉積后經(jīng)歷了中等強度的壓實作用，顆粒間以點—線和線接觸為主，部分出現(xiàn)凹凸接觸，常見塑性顆粒變形等現(xiàn)象（圖2d，圖2h，圖2i）。而岔道口儲層顆粒多為點—線到線接觸，少見凹凸接觸，壓實作用相對較弱，保留較多的原生粒間孔隙。

3.2.2膠結(jié)作用

研究區(qū)膠結(jié)類型主要為碳酸鹽膠結(jié)，其次是硅質(zhì)膠結(jié)和粘土礦物膠結(jié)，還可見鐵質(zhì)膠結(jié)。巖心物性數(shù)據(jù)統(tǒng)計結(jié)果可知，碳酸鹽含量多小于20%，碳酸鹽膠結(jié)物充填孔隙、堵塞喉道，通常會導(dǎo)致孔隙結(jié)構(gòu)復(fù)雜，儲層孔隙度降低，滲透性變差。碳酸鹽含量與孔隙度和滲透率均具有明顯負相關(guān)關(guān)系（圖6），隨著碳酸鹽含量的增加，孔隙度降低，滲透率減小。岔道口儲層碳酸鹽平均含量相對較低，物性較好。碳酸鹽含量差異是影響儲層質(zhì)量的重要因素。

圖6　碳酸鹽含量對儲層孔隙度和滲透率的影響Fig.6　Effectof carbonate contenton reservoir porosity and permeability

3.2.3溶蝕作用

溶蝕作用是儲層次生孔隙形成的主要原因［17］，研究區(qū)主要為原生孔隙基礎(chǔ)上顆粒溶蝕形成的混合孔隙和粘土雜基溶蝕形成的貼?？?。岔道口儲層水動力復(fù)雜，砂體沉積較厚，顆粒分選磨圓好，壓實作用相對較弱，保留的原生孔隙多，中成巖早期的有機酸性水可以更多地進入其中，導(dǎo)致溶蝕作用強烈，利于優(yōu)質(zhì)儲層發(fā)育。

4　結(jié)論

大情字井地區(qū)葡萄花油層網(wǎng)狀河道分岔特征明顯，形成了較多的網(wǎng)狀河道岔道口，岔道口儲層物性好；儲集空間以次生溶蝕孔隙和殘余原生孔隙組合為主；微觀孔隙結(jié)構(gòu)發(fā)育良好，主要為中低孔中喉型；試油日產(chǎn)液量高。對于網(wǎng)狀河道岔道口優(yōu)質(zhì)儲層的形成，沉積作用是基礎(chǔ)條件，溶蝕作用是其形成關(guān)鍵因素。網(wǎng)狀河道岔道口部位受單向環(huán)流和洄流作用共同控制，儲層水動力條件復(fù)雜，沉積物粒度相對較粗，分選磨圓較好，沉積構(gòu)造組合復(fù)雜，砂體沉積較厚，壓實和膠結(jié)作用強度稍弱，保留了較多的原生孔隙，同時也有利于后期的溶蝕作用，改善儲層物性。網(wǎng)狀河道岔道口作為一種新的優(yōu)質(zhì)儲層發(fā)育區(qū)，對網(wǎng)狀河三角洲儲層“甜點”預(yù)測具有重要的理論意義和實際價值。

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編輯王星

Characteristicsand controlling factorsof favorable reservoirs in braided channel crotch of low-permeability reservoir

Xing Xinya1，Lin Chengyan1，Wang Dongren2，F(xiàn)an Ruifeng1，Cao Zheng1，Wang Ye1

（1.SchoolofGeosciences，China University ofPetroleum（EastChina），Qingdao City，Shandong Province，266580，China；
2.ShengliOilfield Sino ShengliEngineering Co.，Ltd.，Dongying City，Shandong Province，257000，China）

Putaohua oil layer of Daqingziwellarea in southern Songliao Basin is sandstone reservoirswith low-medium porosity，low permeability and thin layer.The characteristics，spreading regularity and quality controlling factor of the peripheral sand body reservoirs are unclear.The reservoir characteristics have become a restrictive factor of the exploration and development.The reservoir characteristicswere researched based on cores，casting thin sections and conventionalmercury injection and other analytical data.The result shows that the sand body in the braided channel crotch will be the favorable reservoirswith rock type ofdebrisarkose and pore type ofsecondary dissolution pore and residualprimary pore.Ithaswelldeveloped pore structure asmedium-porosity andmedium-throat type.Daily production by oil test is high.Sedimentation is the basic factor and dissolution among diagenesis is the key factor for the formation of favorable reservoirs in the braided channel crotch.

braided channel crotch；favorable reservoirs；sedimentation；diagenesis；Putaohuaoil layer；Daqingziwellarea；low-permeability reservoirs

TE112.24

A

1009-9603（2015）03-0029-05

2015-03-09。

邢新亞（1990—），女，山東菏澤人，在讀碩士研究生，從事儲層地質(zhì)研究。聯(lián)系電話：18765424409，E-mail：xingxinya01214@163. com。

國家科技重大專項“復(fù)雜油氣藏精細表征及剩余油分布預(yù)測”（2011ZX05009-003）。