英東油田油砂山組儲層特征研究及分類評價

龐 皓，房國慶，于 航，曾家明

(中國石油青海油田分公司英東采油廠，甘肅敦煌 736202)

英東油田構(gòu)造上位于柴達(dá)木盆地西部茫崖坳陷英雄嶺沖斷隆起帶南緣油砂山—大烏斯構(gòu)造帶(圖1)。新近紀(jì)末至第四紀(jì)早期，阿爾金山、昆侖山和祁連山等盆緣山系劇烈抬升，沉積地層遭受剝蝕，在柴西地區(qū)形成大量褶皺［1］。阿爾金山前在遭受剝蝕的同時，形成一系列斷鼻構(gòu)造，油砂山地面構(gòu)造就形成于這一時期，其整體為一由南東向北西抬升的北西向大型鼻隆構(gòu)造，鉆探揭示地層由老到新依次為下油砂山組 (N21)、上油砂山組(N22)和獅子溝組 (N23)，主要含油氣層為—。油砂山—大烏斯構(gòu)造帶各淺層構(gòu)造均受油砂山斷裂控制，圈閉依附于油砂山斷裂展布［2］。

1 儲層特征

不同類型的儲層對油田產(chǎn)能的貢獻(xiàn)大小不一，為了實(shí)現(xiàn)油田的高效開發(fā)，有必要對不同類型的儲層進(jìn)行分類評價，以提高不同階段對油藏儲量的動用程度。為準(zhǔn)確識別儲層的巖性、物性等特征，根據(jù)縱向油氣層的分布，統(tǒng)一進(jìn)行了系統(tǒng)取心。

圖1 英東油田構(gòu)造地理位置圖Fig.1 Structural location of Yingdong Oilfield

1.1 巖石學(xué)特征

1.1.1 上油砂山組

巖心粒度分析資料表明，上油砂山組砂巖粒度較細(xì)，主要為中砂—粉砂巖。細(xì)砂巖含量較高，平均為21.2%～26.4%;粉砂巖平均含量為13.2%～14.0%;中砂巖平均含量為12.6%;粗砂巖含量較少，平均為5.3%。

巖石類型主要為巖屑長石砂巖及長石巖屑砂巖［3］，石英平均含量為43.4%，長石平均含量為37.6%，巖屑平均含量為18.2%(圖2)。從巖屑成分比例看，火成巖含量較高，平均為7.6%;變質(zhì)巖平均含量為7.0%;碳酸鹽巖含量較少，平均為3.6%。云母含量少，平均為0.9%。雜基含量很少，平均僅為0.6%，主要分布于粒間孔和孔隙喉道 (簡稱孔喉)中。膠結(jié)物含量中等，平均為7.0%，主要為方解石，含少量的沸石礦物。

圖2 英東油田上油砂山組砂巖組分直方圖Fig.2 Histogram of Upper Youshashan Formation sandstone constituent in Yingdong Oilfield

儲集空間分為3類:原生粒間孔、溶蝕孔及裂隙孔。以原生粒間孔為主，占81.5%;其次為溶蝕孔，占15.5%;裂隙孔占2.8%。儲層孔隙較發(fā)育，分布相對均勻，連通性較好 (圖3)。

1.1.2 下油砂山組

粒度分析資料表明，下油砂山組砂巖粒度較細(xì)，主要為細(xì)砂—粉砂巖。下油砂山組上部(Ⅰ—Ⅷ砂層組)儲層粒度較細(xì)，以細(xì)砂巖為主，平均含量為18.5%～21.1%，粉砂巖平均含量為17.3%～18.2%;下油砂山組下部 (Ⅸ—Ⅻ砂層組)儲層粒度較上部更細(xì)，粉砂巖含量明顯增多，細(xì)砂巖平均含量為14.0%～18.6%，粉砂巖平均含量為18.1%～25.2%。

圖3 英東油田砂37井上油砂山組儲層孔隙類型圖Fig.3 Pore types of Upper Youshashan Formation in Well Sha 37，Yingdong Oilfield

巖石類型主要為巖屑長石砂巖和長石砂巖，石英平均含量為34.1%，長石平均含量為29.3%，巖屑平均含量為17.5%(圖4)。從巖屑成分比例看，火成巖含量較高，平均為10.4%，變質(zhì)巖平均含量為5.5%，碳酸鹽巖含量少，平均為1.6%。云母含量少，局部以碎片形式存在。雜基含量較少，平均為2.6%;膠結(jié)物含量中等，平均為5.4%，分布不均勻，主要為方解石，含少量的沸石礦物。

儲層孔隙較發(fā)育且分布相對較均勻，孔隙連通性較好。儲集空間類型以原生粒間孔為主，占76.2%;其次為溶蝕孔，占22.6%;少量裂隙孔，占1.2%(圖5)。

圖4 油砂山地區(qū)下油砂山組砂巖組分直方圖Fig.4 Histogram of Lower Youshashan Formation sandstone constituent in Youshashan Oilfield

圖5 英東油田下油砂山組儲層孔隙類型圖Fig.5 Pore types of Lower Youshashan Formation reservoir in Yingdong Oilfield

1.2 成巖作用特征

研究區(qū)成巖作用主要有4種類型:壓實(shí)作用、膠結(jié)作用、溶蝕作用和破裂作用［4］(圖6)。

(1)壓實(shí)作用弱 (圖6a)。巖石疏松，原生粒間孔十分發(fā)育，砂巖顆粒之間為點(diǎn)狀接觸，壓實(shí)弱。另外，由于英東油田位于油砂山斷裂附近，不均勻的構(gòu)造擠壓應(yīng)力導(dǎo)致部分層段構(gòu)造壓實(shí)作用較強(qiáng)，孔隙度降低，骨架顆粒之間呈線狀接觸。

(2)膠結(jié)作用中等 (圖6b)。砂巖膠結(jié)物含量中等，主要為亮晶方解石及少量的沸石，分布不均勻，一般認(rèn)為沸石形成于堿性環(huán)境中，表明研究區(qū)成巖環(huán)境為堿性環(huán)境。

(3)溶蝕作用一般 (圖6c)。原生粒間孔溶蝕擴(kuò)大，溶蝕孔主要為巖屑及長石溶蝕形成，部分顆粒因強(qiáng)烈的溶蝕作用而以“蜂窩狀”產(chǎn)出［5］。由于研究區(qū)成巖環(huán)境為堿性環(huán)境，且后期未曾改變，所以方解石以沉淀為主，未見溶蝕，長石巖屑的溶蝕亦較弱。

(4)破裂作用強(qiáng)烈 (圖6d)。受構(gòu)造擠壓的影響，顆粒接觸點(diǎn)處產(chǎn)生粒內(nèi)微裂縫或構(gòu)造縫。研究區(qū)位于油砂山斷層上盤附屬斷層發(fā)育帶，顆粒破裂作用較強(qiáng)。該粒內(nèi)微裂縫對儲層孔隙度貢獻(xiàn)較小，而對滲透率貢獻(xiàn)較大，有利于油氣的運(yùn)移［6］。

圖6 英東油田上油砂山組—下油砂山組儲層成巖作用類型圖Fig.6 Diagenesis of Upper—Lower Youshashan Formation reservoir in Yingdong Oilfield

以上4類成巖作用中，對儲層物性產(chǎn)生主要影響的是壓實(shí)作用及膠結(jié)作用。研究區(qū)成巖作用簡單，成巖演化相對序列為:早期局部膠結(jié)作用—弱壓實(shí)作用—溶蝕作用—破裂作用。在早期淺埋、晚期抬升的背景下，保存了大量的原生粒間孔［7］。

1.3 儲層孔隙結(jié)構(gòu)與物性特征

根據(jù)毛細(xì)管壓力曲線分布特征及參數(shù)統(tǒng)計，整體上英東油田上—下油砂山組儲層的排驅(qū)壓力較低，一般小于0.1MPa，飽和度中值壓力相對較低－中等，最大連通孔喉半徑較粗，飽和度中值半徑中等，退汞效率較好。整體上反映了孔隙喉道以細(xì)喉道為主，孔隙結(jié)構(gòu)整體較好，分布均勻。

1.3.1 上油砂山組

上油砂山組儲層孔喉以中、細(xì)喉道為主，孔喉配置關(guān)系好?？紫督Y(jié)構(gòu)整體較好，屬于優(yōu)質(zhì)儲層。根據(jù)砂巖毛細(xì)管壓力曲線特征與物性的相關(guān)性，將該區(qū)上油砂山組儲層孔隙結(jié)構(gòu)分為3類(表1、圖7、圖8)。

表1 英東油田上油砂山組儲層孔隙結(jié)構(gòu)分類表Table 1 Pore structure of Upper Youshashan Formation reservoir in Yingdong Oilfield

圖7 英東油田上油砂山組儲層典型毛細(xì)管壓力曲線圖Fig.7 Typical mercury capillary pressure curves of Upper Youshashan Formation reservoir in Yingdong Oilfield

圖8 英東油田上油砂山組儲層孔隙結(jié)構(gòu)直方圖Fig．8 Histogram of pore structure of reservoir in Upper Youshashan Formation，Yingdong Oilfield

毛細(xì)管壓力曲線分布特征參數(shù)統(tǒng)計及各類儲層孔隙結(jié)構(gòu)的分布頻率顯示，Ⅰ類和Ⅱ類孔隙結(jié)構(gòu)儲層共占81.7%，表明英東油田上油砂山組儲層孔隙結(jié)構(gòu)整體較好。

Ⅰ類孔隙結(jié)構(gòu):此類曲線形態(tài)以偏粗歪度為主，并且出現(xiàn)明顯的平臺，孔喉的分選好，以粗孔隙為主，孔喉大小相對集中，具有較低的排驅(qū)壓力，較低飽和度中值壓力，主流孔喉半徑大(圖8a)。此種類型曲線反映的儲層儲滲性能優(yōu)越。

Ⅱ類孔隙結(jié)構(gòu):此類曲線以偏粗歪度為主，并且出現(xiàn)近似平臺，平臺角度比Ⅰ類曲線大，曲線形態(tài)一般孔喉的分選相對較好，孔喉大小出現(xiàn)相對集中段，但特征參數(shù)為低排驅(qū)壓力，低—中等飽和度中值壓力，中等飽和度中值半徑，主流孔喉半徑中等 (圖8b)。此種類型曲線反映的儲層儲滲性能較好。

Ⅲ類孔隙結(jié)構(gòu):曲線更向右上方靠攏，傾斜，略顯平臺，為細(xì)歪度，孔喉的分選較一般，曲線特征參數(shù)表現(xiàn)為排驅(qū)壓力相對較大，較小的飽和度中值半徑，較小的主流孔喉半徑 (圖8c)。反映的儲層儲滲性能相對較差。

上油砂山組儲層巖心樣品分析，孔隙度集中分布于13%～22%，平均為21.7%;巖心分析滲透率集中分布范圍為0.1～500mD，平均為156.6mD，整體評價為中高孔、中高滲優(yōu)質(zhì)儲層［6］。

總體上該區(qū)上油砂山組儲層屬中高孔隙度、中高滲透率砂巖儲層。

1.3.2 下油砂山組

下油砂山組上部儲層孔隙喉道以細(xì)喉道為主，孔喉配置關(guān)系好?？紫督Y(jié)構(gòu)整體較好，屬于優(yōu)質(zhì)儲層。根據(jù)砂巖毛細(xì)管壓力曲線特征與物性的相關(guān)性，將該區(qū)下油砂山組上部儲層孔隙結(jié)構(gòu)分為3類 (表2、圖9、圖10)。

表2 英東油田下油砂山組上部儲層孔隙結(jié)構(gòu)分類表Table 2 Classification of the pore structure of the upper reservoir of Lower Youshashan Formation，Yingdong Oilfield

圖9 英東油田下油砂山組上部儲層典型毛細(xì)管壓力曲線圖Fig.9 Typical mercury capillary pressure curves of Lower Youshashan Formation upper reservoir in Yingdong Oilfield

圖10 英東油田下油砂山組上部儲層孔隙結(jié)構(gòu)分布圖Fig.10 Pore structure of Lower Youshashan Formation upper reservoir in Yingdong Oilfield

Ⅰ類孔隙結(jié)構(gòu):此類曲線形態(tài)以偏粗歪度為主，并且出現(xiàn)明顯的平臺，孔喉的分選好，以粗孔隙為主 (圖10a)，孔喉大小相對集中，具有較低的排驅(qū)壓力，較低飽和度中值壓力，大主流孔喉半徑。此種類型曲線反映的儲層儲滲性能優(yōu)越。

Ⅱ類孔隙結(jié)構(gòu):此類曲線以偏粗歪度為主，并且出現(xiàn)一明顯的平臺，平臺角度比I類曲線大，曲線形態(tài)一般，孔喉的分選相對較好，孔喉大小出現(xiàn)相對集中段，但特征參數(shù)為低排驅(qū)壓力，低－中等飽和度中值壓力，中等飽和度中值半徑，主流孔喉半徑中等 (圖10b)。此種類型曲線反映的儲層儲滲性能較好。

Ⅲ類孔隙結(jié)構(gòu):曲線更向右上方靠攏，傾斜，無平臺，細(xì)歪度，孔喉的分選一般，曲線特征參數(shù)表現(xiàn)為排驅(qū)壓力相對較大，較小的飽和度中值半徑，較小的主流孔喉半徑 (圖10c)。反映的儲層儲滲性能相對較差。

從各類儲層孔隙結(jié)構(gòu)的分布頻率看，Ⅰ類和Ⅱ類孔隙結(jié)構(gòu)儲層共占91.2%，表明下油砂山組上部儲層孔隙結(jié)構(gòu)整體好。

下油砂山組上部儲層巖心樣品分析，孔隙度集中分布為9%～21%，平均為17.6%;滲透率集中分布于0.1～300mD，平均為71.6mD。

總體上該區(qū)下油砂山組 (N21)上部儲層屬中孔隙度、中滲透率砂巖儲層。

下油砂山組下部儲層孔隙喉道以微、細(xì)喉道為主，孔喉配置關(guān)系一般?？紫督Y(jié)構(gòu)評價為中等。根據(jù)砂巖毛細(xì)管壓力曲線特征與物性的相關(guān)性，將該區(qū)N21下部儲層孔隙結(jié)構(gòu)分為3類 (表3、圖11、圖12)。

表3 英東油田下油砂山組下部儲層孔隙結(jié)構(gòu)分類表Table 3 Classification of the pore structures in the lower reservoir of Lower Youshashan Formation，Yingdong Oilfield

Ⅰ類孔隙結(jié)構(gòu):此類曲線形態(tài)以偏粗歪度為主，并且出現(xiàn)明顯的平臺，孔喉的分選好，以細(xì)孔隙為主 (圖12a)，孔喉大小相對集中。此種類型曲線反映的儲層儲滲性能較好。

Ⅱ類孔隙結(jié)構(gòu):此類曲線以細(xì)歪度為主，平臺角度比Ⅰ類曲線大，出現(xiàn)較明顯的平臺，孔喉的分選相對較好，孔喉大小相對集中，但特征參數(shù)為排驅(qū)壓力較高，中等飽和度中值壓力，飽和度中值半徑較小，主流孔喉半徑偏小 (圖12b)。此種類型曲線反映的儲層儲滲性能一般。

Ⅲ類孔隙結(jié)構(gòu):曲線更向右上方靠攏，傾斜，無平臺，為細(xì)歪度，孔喉的分選較一般，曲線特征參數(shù)表現(xiàn)為排驅(qū)壓力相對較大，較小的飽和度中值半徑，較小的主流孔喉半徑 (圖12c)。反映的儲層儲滲性能相對較差。

圖11 英東油田下油砂山組下部儲層典型毛細(xì)管壓力曲線圖Fig.11 Typical mercury capillary pressure curves of Lower Youshashan Formation lower reservoir in Yingdong Oilfield

圖12 英東油田下油砂山組下部儲層孔隙結(jié)構(gòu)直方圖Fig.12 Histogram of the pore structure in the lower reservoir of Lower Youshashan Formation，Yingdong Oilfield

從各類儲層孔隙結(jié)構(gòu)的分布頻率看，各類儲層占比差別不大。與下油砂山組上部相比，Ⅲ類孔隙結(jié)構(gòu)明顯增多，孔隙結(jié)構(gòu)相對變差?？傊?，下油砂山組下部儲層孔隙結(jié)構(gòu)整體評價為中等。

下油砂山組下部儲層巖心樣品孔隙度范圍為3%～15%，平均為14.2%;滲透率范圍為0.1～10mD，平均為6.1mD。整體評價為中—低孔隙度、中—低滲透率儲層。

平面上儲層物性高值主要分布在構(gòu)造高部位，儲層物性與構(gòu)造抬升關(guān)系密切?？傮w上該區(qū)下油砂山組下部儲層屬中—低孔隙度、中—低滲透率砂巖儲層。

1.4 儲層物性控制因素

1.4.1 埋藏淺是優(yōu)質(zhì)儲層發(fā)育的重要條件

英東油田淺層現(xiàn)今埋藏淺，屬于早期淺埋、晚期抬升型沉積埋藏方式，晚期局部又經(jīng)歷構(gòu)造抬升，現(xiàn)今埋深100～2000m，有效地緩解了砂巖壓實(shí)作用，這是儲層物性整體較好的內(nèi)在因素。

1.4.2 沉積微相控制著儲層物性差異

英東油田受控于遠(yuǎn)距離阿拉爾物源在下油砂山組—上油砂山組沉積期間發(fā)育湖退砂進(jìn)的進(jìn)積層序，沉積相上表現(xiàn)為由淺湖相逐步過渡為三角洲前緣亞相。以砂40井為例，三角洲前緣的水下分流河道、河口壩、濱淺湖相灘壩砂和席狀砂為油氣儲集體。平均孔隙度:水下分流河道為26.2%、河口壩為 24.1%、濱淺湖灘壩砂為19.9%、席狀砂為 18.5%、水下分流間灣為10.1%，表明不同沉積微相之間物性存在明顯差異?？傮w上，三角洲前緣砂體物性優(yōu)于濱淺湖灘壩砂體［8］。

1.4.3 壓實(shí)是主控因素、膠結(jié)是次要因素

英東油田儲層粒度以中—細(xì)砂巖為主，雜基含量很低，孔喉的分選中等—好。前面分析成巖作用對孔隙影響重大的主要是壓實(shí)作用及方解石膠結(jié)作用。從壓實(shí)減孔、膠結(jié)減孔及溶蝕增孔角度定量分析，上油砂山組壓實(shí)損失孔隙平均為16.5%，膠結(jié)物減孔量平均4.5%，溶蝕增孔量平均為3.1%;下油砂山組壓實(shí)損失孔隙平均為18.5%，膠結(jié)物減孔量平均為6.6%，溶蝕增孔量平均為3.4%(圖13)。壓實(shí)作用亦是儲層物性的主控因素，膠結(jié)作用是次要因素［9］。

圖13 英東油田上油砂山組和下油砂山組儲層成巖作用對孔隙的影響圖Fig.13 Effect of diagenesis on pores of the reservoirs in Upper and Lower Youshashan Formations，Yingdong

2 儲層分類評價

2.1 上油砂山組

綜合巖石學(xué)特征、成巖作用、物性分布、孔隙結(jié)構(gòu)等多種參數(shù)，將儲層分為Ⅰ類、Ⅱ類、Ⅲ類儲層 (表4)。

表4 英東油田上油砂山組儲層分類評價表Table 4 Classification and evaluation on reservir of Upper Youshashan Formation，Yingdong Oilfield

Ⅰ類儲層為區(qū)內(nèi)的優(yōu)質(zhì)儲層，特征為原始組構(gòu)雜基含量少、孔喉的分選好、弱膠結(jié)、壓實(shí)弱;填隙物含量小于3%，孔隙結(jié)構(gòu)為Ⅰ類，孔隙度大于25%，滲透率大于100mD，主要分布于英東構(gòu)造高點(diǎn)，可獲高產(chǎn)油氣流。

Ⅱ類儲層為區(qū)內(nèi)的較優(yōu)質(zhì)儲層，特征為原始組構(gòu)雜基含量少、孔喉的分選中等、壓實(shí)較弱，填隙物含量為3%～8%，孔隙結(jié)構(gòu)為Ⅰ—Ⅱ類，孔隙度為16%～25%，滲透率為2～100mD，主要分布于英東構(gòu)造主體的邊緣部位，可獲工業(yè)油氣流。

Ⅲ類儲層為區(qū)內(nèi)相對較差儲層，膠結(jié)相對較強(qiáng)、壓實(shí)中等，儲層物性相對較差，填隙物含量大于8%，孔隙結(jié)構(gòu)為Ⅲ類，孔隙度小于16%，滲透率小于2mD，主要為主體部位中的粉砂巖及英東構(gòu)造的邊緣部位，或沉積微相變化部位，儲集性較差。

上油砂山組儲層孔喉參數(shù)評價為好，其中含油氣層埋深500～1000m，屬淺埋藏，成巖較弱，物性好，儲層類型為高—中孔隙度、高—中滲透率儲層，屬于優(yōu)質(zhì)儲層。儲層是否發(fā)育基本上取決于砂體的發(fā)育程度，沉積微相控制著儲層的展布。而研究區(qū)砂地比為0.31～0.53，故儲層非常發(fā)育。

2.2 下油砂山組 (N21)上部 (Ⅰ—Ⅷ砂層組)

根據(jù)英東油田下油砂山組儲層物性、孔隙結(jié)構(gòu)、成巖作用等特征，結(jié)合英東構(gòu)造儲層分布特征進(jìn)行綜合分析，將下油砂山組上部儲層分為3類 (表5)。

表5 英東油田下油砂山組上部儲層分類評價表Table 5 Classification and evalution on the upper resrvoir in Lower Youshashan Formation，Yingdong Oilfield

Ⅰ類儲層為區(qū)內(nèi)的優(yōu)質(zhì)儲層，特征為原始組構(gòu)雜基含量少、孔喉的分選好、弱膠結(jié)作用、壓實(shí)弱;填隙物含量小于3%，孔隙結(jié)構(gòu)為Ⅰ類，孔隙度大于22%，滲透率大于100mD，主要分布于英東構(gòu)造高點(diǎn)，可獲高產(chǎn)油氣流。

Ⅱ類儲層為區(qū)內(nèi)的較優(yōu)質(zhì)儲層，特征為原始組構(gòu)雜基含量少、孔喉的分選中等、壓實(shí)較弱，填隙物含量為3%～8%，孔隙結(jié)構(gòu)為Ⅰ—Ⅱ類，孔隙度為12%～22%，滲透率為0.5～100mD，主要分布于英東構(gòu)造主體的邊緣部位，可獲工業(yè)油氣流。

Ⅲ類儲層為區(qū)相對較差儲層，膠結(jié)相對較強(qiáng)、壓實(shí)中等，儲層物性相對較差，填隙物含量大于8%，孔隙結(jié)構(gòu)Ⅲ類，孔隙度小于12%，滲透率小于0.5 mD。主要為主體部位中的粉砂巖及英東構(gòu)造的邊緣部位，或沉積微相變化部位，儲集性較差。

下油砂山組上部儲層孔喉參數(shù)評價為好，油氣層埋藏深度為900～1600m，屬較淺埋藏，成巖較弱，物性較好，儲層類型為中孔隙度、中滲透率儲層，屬于優(yōu)質(zhì)儲層。儲層是否發(fā)育基本取決于砂體的發(fā)育程度［10］，沉積微相控制著儲層的展布;砂地比范圍為0.16～0.57，一般為0.2～0.3，故儲層較發(fā)育。

2.3 下油砂山組下部 (Ⅸ—Ⅻ砂層組)

根據(jù)該地區(qū)下油砂山組儲層的物性、孔隙結(jié)構(gòu)、成巖作用等特征，結(jié)合英東構(gòu)造的儲層分布特征進(jìn)行綜合分析，將下油砂山組下部儲層分為3類 (表6)。

表6 英東油田下油砂山組下部儲層分類評價表Table 6 Classification and evaluation of the lower reservoir in Lower Youshashan Formation，Yingdong Oilfield

Ⅰ類儲層為區(qū)內(nèi)的較優(yōu)質(zhì)儲層，特征為原始組構(gòu)雜基含量少、孔喉的分選好、弱膠結(jié)、壓實(shí)一般;填隙物含量小于5%，孔隙結(jié)構(gòu)以Ⅱ類為主、Ⅰ類少見，孔隙度大于14%，滲透率大于5mD，主要分布于英東構(gòu)造高點(diǎn)，可獲高產(chǎn)油氣流。

Ⅱ類儲層為區(qū)內(nèi)的一般儲層，特征為原始組構(gòu)雜基含量少、孔喉的分選中等、壓實(shí)較弱—中等，填隙物含量為5%～10%，孔隙結(jié)構(gòu)為Ⅱ類，孔隙度為11%～14%，滲透率為0.3～5mD，主要分布于英東構(gòu)造主體的邊緣部位，可獲工業(yè)油氣流。

Ⅲ類儲層為區(qū)相對較差儲層，膠結(jié)相對較強(qiáng)、壓實(shí)中等，儲層物性相對較差，填隙物含量大于10%，孔隙結(jié)構(gòu)為Ⅲ類，孔隙度小于11%，滲透率小于0.3mD，主要為英東油田主體部位中的灰質(zhì)粉砂巖及英東構(gòu)造的邊緣部位，或沉積微相變化部位，儲集性較差。

下砂山組下部儲層孔喉參數(shù)評價為好，油氣層埋深1600～2300m，成巖較弱—中等，物性較上部變差，儲層類型為中低孔隙度、中低滲透率儲層。儲層以灘壩砂體為主，厚度薄，粒度細(xì);砂地比為0.16～0.30，故砂體欠發(fā)育，儲層發(fā)育程度差。

3 結(jié)束語

在前人綜合地質(zhì)研究的基礎(chǔ)上，針對英東油田復(fù)雜斷塊油藏的特點(diǎn)，通過對油砂山組儲層特征研究，取得了以下主要成果及認(rèn)識:

(1)巖心粒度分析資料表明，碎屑顆粒粒度較細(xì)，顆粒主要區(qū)間為中砂—細(xì)砂巖，細(xì)砂巖和粉砂巖含量相對較高，結(jié)構(gòu)成熟度中—高;下油砂山組下部砂巖粒度較上部更細(xì)，主要為極細(xì)砂—粉砂巖，粉砂巖含量明顯增多。

(2)巖石類型主要為巖屑長石砂巖和長石巖屑砂巖，分布相對穩(wěn)定;巖屑主要成分為火成巖、變質(zhì)巖和少量的碳酸鹽巖;雜基含量較少;膠結(jié)物含量中等，分布不均勻，主要為方解石，含少量的沸石礦物。

(3)通過儲層孔隙結(jié)構(gòu)統(tǒng)計分析來看，儲層孔隙較發(fā)育，且分布相對均勻，孔隙連通性較好;儲集空間以原生粒間孔為主、溶蝕孔為次、少量的裂隙孔。

(4)通過研究認(rèn)為，該區(qū)的成巖作用相對簡單，成巖作用主要可劃分為壓實(shí)作用、溶蝕作用、膠結(jié)作用及破裂作用4類;對儲層物性產(chǎn)生影響的主要是壓實(shí)作用及方解石膠結(jié)作用。

(5)根據(jù)毛細(xì)管壓力曲線分布特征參數(shù)統(tǒng)計分析認(rèn)為，儲層排驅(qū)壓力較低，一般小于0.1MPa，飽和度中值壓力相對較低—中等，最大連通半徑較大，飽和度中值半徑中等，退汞效率較好;整體上反映了孔隙喉道以細(xì)喉道為主，孔隙結(jié)構(gòu)整體好，分布均勻。

(6)綜合巖石學(xué)特征、成巖作用、物性分布、孔隙結(jié)構(gòu)等多種參數(shù)分析，將儲層劃分Ⅰ類、Ⅱ類和Ⅲ類儲層，其中Ⅰ類儲層為該區(qū)內(nèi)的優(yōu)質(zhì)儲層，主要分布于構(gòu)造高點(diǎn)，可獲高產(chǎn)油氣流;Ⅱ類儲層為較優(yōu)質(zhì)儲層，主要分布于構(gòu)造主體的邊緣部位，可獲工業(yè)油氣流;Ⅲ類儲層為相對較差儲層，主要在構(gòu)造主體部位中的粉砂巖、灰質(zhì)砂巖及構(gòu)造的邊緣部位，或沉積微相變化部位，儲集性較差。

［1］李元奎，奎萬倉，鐵成文，等.柴達(dá)木盆地地質(zhì)綜合評價及勘探目標(biāo)優(yōu)選 ［J］.地球?qū)W報，2012，33(1):57－64.

［2］金之鈞，張明利，湯良杰，等.柴達(dá)木中新生代盆地演化及其控油氣作用 ［J］.石油與天然氣地質(zhì)，2004，25(6):603－608.

［3］黃葉秋，宋光永，王波，等.柴達(dá)木盆地英東油田N22和N21砂巖儲層特征 ［J］.巖性油氣藏，2013，25(2):19－25.

［4］許文梅，蔣文春，袁海莉，等.英東一號構(gòu)造儲層特征及采收率分析 ［J］.青海石油，2013，31(4):43－47.

［5］譚杰勤，許文梅，毛建英，等.英東一號構(gòu)造儲層傷害評價研究 ［J］.青海石油，2012，30(4):20－23.

［6］黨玉琪，熊繼輝，劉震，等.柴達(dá)木盆地油氣成藏的主控因素 ［J］.石油與天然氣地質(zhì)，2004，25(6):614－619.

［7］趙澄林，朱筱敏.沉積巖石學(xué) ［M］.北京:石油工業(yè)出版社，2005.

［8］何幼斌，王文廣.沉積巖與沉積相 ［M］.北京:石油工業(yè)出版社，2008.

［9］張厚福.石油地質(zhì)學(xué)［M］.北京:石油工業(yè)出版社，1999.

［10］劉吉余.油氣田開發(fā)地質(zhì)基礎(chǔ)［M］.北京:石油工業(yè)出版社，2006.