遼河盆地西部凹陷高2區(qū)儲層特征

張雪濤

【摘要】基于巖心觀察、測井資料、鑄體、壓汞資料、斷塊沉積特征分析資料，研究了遼河盆地西部凹陷高2區(qū)儲層特征。結(jié)果表明該區(qū)孔隙類型為粒間孔、溶蝕孔為主，顆粒間以孔隙-孔隙接觸式膠結(jié)類型為主，填隙物以泥質(zhì)為主，以高滲大孔較細(xì)喉道型和中滲大孔細(xì)喉道型為主，次為高滲大孔中喉道型。儲層質(zhì)量主要受沉積相影響，高二區(qū)塊不同微相單元的儲層特征變化明顯，水下辮狀溝道的物性最好，前緣沉積砂體的物性次之。從滲透率參數(shù)上可以反映出正向遞變的韻律特征，高滲段分布在韻律的下部粗粒砂巖，相帶是該區(qū)平面非均質(zhì)性主要的控制因素。

【關(guān)鍵詞】遼河盆地 西部凹陷 儲層特征 沉積相

高二區(qū)塊位于遼寧省盤山縣高升鎮(zhèn)境內(nèi)，目前處于開發(fā)中后期，油藏地質(zhì)特征比較復(fù)雜，高18塊為底水油藏，為中孔中滲儲層；高2-4-6塊為氣頂?shù)姿筒兀瑸橹懈呖字懈邼B儲層。油層分布受構(gòu)造、巖性控制，原油性質(zhì)的變化具有上稀下稠，南稀北稠的特點(diǎn)，本文對其進(jìn)行了儲層特征研究，為剩余油分析和注采提供了科學(xué)依據(jù)。

1 區(qū)域地質(zhì)特征

高二區(qū)塊構(gòu)造上位于遼河斷陷盆地西部凹陷西斜坡北端，即高升油田鼻狀構(gòu)造的西南翼，四周以斷層為界（圖1）。高升油田高二區(qū)開發(fā)目的層為古近系沙三段蓮花油層，該油層構(gòu)造上位于高升油田鼻狀構(gòu)造的西南翼.由高18塊和高246塊構(gòu)成，構(gòu)造面積約20km2。

高滲大孔中喉道型：巖性主要為細(xì)砂巖、礫狀砂巖，分選差，接觸-孔隙式膠結(jié)，顆粒點(diǎn)或點(diǎn)-線狀接觸，顆粒呈游離-支架狀排列，以粒間孔為主，少數(shù)溶蝕孔隙，孔隙大小分布不均，孔隙連通好，滲透性好，喉道為中等偏粗、孔喉比低，配位數(shù)高，毛管壓力曲線稍表現(xiàn)粗歪度，平坦段不明顯。

高滲大孔較細(xì)喉道型：巖性以細(xì)砂巖、含礫粗砂巖，次為礫狀砂巖。細(xì)砂巖分選較好，含礫粗砂巖分選較差，巖石顆粒呈鑲嵌-支架狀排列，線-點(diǎn)接觸，粒間孔及改造粒間孔為主，粒內(nèi)溶蝕孔隙發(fā)育，喉道較細(xì)、配位數(shù)低，巖石滲透性較好，毛管壓力曲線歪度不明顯。

中滲大孔細(xì)喉道型：巖性以礫狀砂巖、含礫砂巖為主，分選差，巖石骨架為鑲嵌-支架狀排列，線-點(diǎn)狀接觸，粒間孔為主，次為溶蝕孔隙，見少量顆粒裂縫孔，喉道細(xì)少，孔喉比高，配位數(shù)低，巖石滲透性中等，毛管壓力曲線表現(xiàn)為細(xì)歪度。

低滲大孔微細(xì)喉道型：巖性主要為鈣質(zhì)砂巖、含礫砂巖為主，分選差，顆粒鑲嵌排列，線狀接觸，粒內(nèi)溶孔發(fā)育，孔隙連通性差，毛管壓力曲線表現(xiàn)為細(xì)歪度。

3 儲層分布特征

3.1 儲層縱向分布特征

高二區(qū)塊蓮花油層單砂層厚度小，層數(shù)多，有些層組的砂體疊加厚度較大，各砂組砂巖厚度差別較大，其砂體分布主要受沉積微相的控制?？v向上各砂組的儲層發(fā)育有差異，L6、L5砂組（下油組）的儲層發(fā)育厚度較大。L4、L3、L2、L1砂組（上油組）的儲層發(fā)育相對要差一些。L7、L8砂組的儲層在有些區(qū)域雖然其疊加砂巖厚度是最大的，但處于油水界面之下，不含油，是非油層位。

從各小層及砂組之砂體厚度的統(tǒng)計數(shù)據(jù)可以看出，油層組中各小層的儲層砂體發(fā)育

程度也是不同的，其中L13、L23、L33、L44、

L54小層的砂體發(fā)育程度最高。

3.2 儲層平面分布特征

從砂體厚度分布圖上可以發(fā)現(xiàn)，各層組的砂體發(fā)育特征是不同的。整個蓮花油層的砂體中心部位的砂體最為發(fā)育，主要以1-6-012井為中心展開分布，向周圍漸趨減薄。

為了搞清儲層砂體的平面連通性，我們以每條剖面為單位統(tǒng)計出了每個小層中砂體的連通程度參數(shù)，根據(jù)一般性原則，連通性程度在50%以上，表明該砂體在平面上是連片分布的，30%-50%之間的則根據(jù)情況要進(jìn)行具體分析，有可能連片分布，也有可能是局部連通，30%以下的則為透鏡狀的孤立砂體，平面上互不連通。從剖面的位置分布而言，由于Z型剖面是順物源方向進(jìn)行選擇的，P型剖面是垂著物源方向進(jìn)行選擇的，所以砂體連通程度一般在Z型剖面上要高于P型剖面上的砂體連通程度，但由于這二條剖面均位于斷塊的主體，同時也說明了該斷塊的L6、L5儲層砂體在平面上的連通程度是比較高的。

3.3 儲層物性分布特征

根據(jù)對該斷塊沉積特征的研究表明，該區(qū)蓮花油層的儲層主要為一套典型的深水環(huán)境沉積的厚層塊狀濁積砂礫巖，儲層巖性以細(xì)礫狀砂巖、不等粒砂巖為主，巖石顆粒較粗，分選較差，就整個蓮花油層來說，其有效孔隙度一般在18～27%區(qū)間分布，具條帶狀分布特點(diǎn)，主要與溝道砂體的沉積所對

應(yīng)。滲透率一般在600-1500×10-323m1 0μ？區(qū)間

分布。

平面上不同沉積相帶的儲層物性差異明顯，通過巖芯的系統(tǒng)研究分析可知，高二區(qū)塊不同微相單元的儲層特征變化明顯，水下辮狀溝道的物性最好，前緣沉積砂體的物性次之，而溝道間的儲層物性總體較差，不同微相物性的均質(zhì)性與上述物性特征也基本一致，以辮狀溝道層內(nèi)均質(zhì)性較好，而其它微相砂體層內(nèi)均質(zhì)性較差。

4 結(jié)論與認(rèn)識

（1）高二區(qū)儲層孔隙結(jié)構(gòu)類型以高滲大孔中喉型為主，粒間孔是蓮花油層的主要孔隙類型，粒內(nèi)熔孔是僅次于粒間孔的孔隙類型，蓮花油層裂縫不很發(fā)育。

（2）高二區(qū)塊蓮花油層單砂層厚度小，層數(shù)多，有些層組的砂體疊加厚度較大，各砂組砂巖厚度差別較大，整個蓮花油層的砂體中心部位的砂體最為發(fā)育，其砂體分布主要受沉積微相的控制。

（3）高二區(qū)塊蓮花油層非均質(zhì)性是比較嚴(yán)重，其中相帶是主要的控制因素。