游園溝油田N1油藏儲層特征研究

鄒海燕 盧沖 許姍姍 李信 魯珊珊 黃斌

摘要：游園溝構(gòu)造為獅子溝背斜構(gòu)造帶的一個三級背斜構(gòu)造，軸向近于南北，構(gòu)造高點(diǎn)閉合面積2km2，閉合高度150m，西陡東緩，北端通過鞍部與花土溝高點(diǎn)相連。通過研究認(rèn)為儲層巖性主要以細(xì)砂巖、粉砂巖為主，含礫砂巖、泥質(zhì)粉砂巖次之，屬低成分成熟度、中等結(jié)構(gòu)成熟度的中低孔-中低滲砂巖。

關(guān)健詞：游園溝油田;儲層特征;孔滲特性;巖石學(xué)特征

1、巖石學(xué)特征

根據(jù)取芯井巖芯薄片分析，儲層成分成熟度低，碎屑組分中石英礦物含量14-20%，平均17.8%;長石21-30.4%，平均27.9%;巖屑30-40%，平均34.8%，砂巖基本為長石巖屑砂巖。

巖屑成分以變質(zhì)巖巖類為主（19.4%），其次為火成巖巖屑（11.1%）、沉積巖巖屑（5.5%）。

儲層巖石粒徑一般為0.1-0.25mm，以粉-細(xì)粒結(jié)構(gòu)為主，部分中-粗砂結(jié)構(gòu)、含礫粗砂結(jié)構(gòu)、不等粒結(jié)構(gòu)。

儲層顆粒多為次棱角狀，個別次圓狀;結(jié)構(gòu)成熟度中等-低，分選性以中等為主，部分為好的分選。

2、成巖作用對儲層孔隙形成及演化的影響

2.1壓實(shí)作用使砂巖孔隙度降低

根據(jù)麥克布瑞德（Mcbride，1982）的研究，在壓實(shí)過程中由于顆粒重新填積，可使孔隙度降低10%以上，但由于研究區(qū)N1油藏砂巖儲層仍處于早成巖階段B期，石英次生加大級別為Ⅰ級，顆粒仍為點(diǎn)接觸，原生孔隙有所保留，局部僅產(chǎn)生少量的次生孔隙，總壓實(shí)效應(yīng)引起孔隙度降低值取略低于麥克布瑞德的下限值，為8～9%較合適，儲集空間的影響上第三系較下第三系小。

2.2膠結(jié)作用使砂巖儲層孔隙度降低

在游園溝油田砂巖儲層中，膠結(jié)物使孔隙度降低較小的是氧化硅膠結(jié)，其石英次生加大級別為Ⅰ級，分布不廣，影響較小，使孔隙度降低較大的為方解石膠結(jié)物，分布廣含量較高，其次為高嶺石少量伊利石及濁沸石膠結(jié)。這幾種類型膠結(jié)作用之和能使孔隙度降低5～8%以上，嚴(yán)重影響砂巖儲層的儲滲性能。

2.3溶蝕作用使砂巖儲層孔隙度增加

由于游園溝油田N1砂巖儲層仍處于早成巖階段B期，溶蝕現(xiàn)象不發(fā)育，溶蝕孔含量不高，一般僅使孔隙度增加1～2%左右。

2.4成巖作用階段劃分

鑒于游園溝油田既無鏡質(zhì)體反射率（R0）資料，也無礦物包裹體測溫、X射線衍射分析成果。借用與游園溝構(gòu)造相近的獅子溝構(gòu)造R0資料，結(jié)合本次研究充實(shí)的一些成果，經(jīng)精細(xì)描述認(rèn)為已固結(jié)成巖，并在掃描電鏡中觀察砂巖自生礦物（成巖礦物）;自生石英，石英次生加大（I級）、泥晶白云石、少量伊利石及濁沸石;觀察其孔隙結(jié)構(gòu)仍以原生孔、縮小了的原生粒間孔為主，僅見為數(shù)不多的沿長石解理縫溶蝕的微孔，粒內(nèi)及粒緣溶孔;觀察顆粒接觸類型仍以點(diǎn)狀接觸為主，對照規(guī)范將上新統(tǒng)（N2）劃為早成巖階段A期;中新統(tǒng)（N1）為早成巖階段B期;下第三系（E3—E1+2）為晚成巖階段A期。

3、物性特征

3.1孔隙結(jié)構(gòu)特征

原生粒間孔：游園溝油田砂巖儲層石英含量及石英次生加大級別（I級）不高，原生粒間孔隙雖有所縮小，部分尚得以保存。含量約14～19%，屬主要孔隙類型、。

殘余粒間孔：由于石英次生加大，方解石及粘土礦物等膠結(jié)作用充填了大部分甚至全部原生粒間孔而殘存的孔隙稱為殘余粒間孔。研究區(qū)砂巖儲層中，該孔隙類型分布較廣，含量8～10%，是主要孔隙類型。

粒間縫隙：縫寬數(shù)微米不等，砂巖儲層中較為常見，含量約1～2%，含量雖低，但為孔隙間的油氣滲流貢獻(xiàn)較大，仍屬主要孔隙類型。

顆粒溶孔：主要是由長石、灰?guī)r屑、生屑或其它巖屑經(jīng)溶蝕而成的孔隙，基本上是在粒緣或粒內(nèi)溶孔的基礎(chǔ)上發(fā)展起來的。其特征是孔較大，個別可稱為大孔，有的孔隙具有顆粒的原形態(tài)，即溶模孔，含量不高（<1%），屬主要孔隙類型。

粒緣和粒內(nèi)溶孔：是研究區(qū)中較常見的孔隙，主要是由顆粒邊緣和顆粒內(nèi)發(fā)生局部溶蝕形成的孔隙，二者有時常在同一顆粒中發(fā)生，故不單獨(dú)分類。主要由碳酸鹽屑、長石及其它碎屑受溶蝕產(chǎn)生。含量一般1～2%，屬主要孔隙類型。

膠結(jié)物內(nèi)溶孔：是晚成巖期或表生成巖期溶蝕作用形成，常見于方解石膠結(jié)物含量較高的層段中，為非組構(gòu)型不規(guī)則溶孔，含量不高，約1%左右，屬次要孔隙。

微裂縫：砂巖在成巖及構(gòu)造力作用下形成，微裂縫較發(fā)育，呈細(xì)的片狀，縫面彎曲，常繞過顆粒邊界，少數(shù)切穿顆粒，常與紋理呈較高角度相交，亦有近平行的微縫，縫寬數(shù)微米至數(shù)百微米不等，少數(shù)可達(dá)1-2mm，有些短縫僅貫穿幾個粒間孔，似伸長狀孔隙，含量約1～2%，局部可達(dá)3%。裂縫不僅能增加儲集空間，而且極大地增強(qiáng)油氣儲滲性能，故含量不高但意義重大，屬主要孔隙類型。

3.2孔滲、相滲特征

游園溝N1儲層主要屬于中低孔-中低滲儲層類型，砂巖孔隙度變化范圍為7-21%，平均為15%;滲透率變化范圍為0.1-315×10-3μm2，平均為38×10-3μm2。

根據(jù)13號、28號、34號、60號樣品非穩(wěn)態(tài)法測定油水相對滲透率測定報告，油藏的束縛水飽和度在0.30-0.40之間，殘余油飽和度在0.30—0.40之間。油水相對滲透率的交點(diǎn)在0.47，0.53-0.58（含水飽和度）之間，表明油層主要為親水，個別親油。

4、儲層非均質(zhì)性

4.1平面非均質(zhì)性

根據(jù)游園溝油田各油砂體數(shù)據(jù)，碎屑湖盆砂巖體的連通性也是隨沉積環(huán)境而變，油田三角洲前緣席狀砂體在垂向上連通性不好，而在橫向上連通性較好;河道（水道）砂體多為正韻律砂體，河道（水道）口壩砂巖體多是反韻律砂巖體，側(cè)向連通性不好，也往往存在層內(nèi)非均質(zhì)性。

碎屑湖盆砂巖體的連通性也是隨沉積環(huán)境而變，在游園溝油田三角洲前緣席狀砂體在垂向上連通性不好，而在橫向上連通性較好。河道（水道）砂體多為正韻律砂體，河道（水道）口壩砂巖體也多是反韻律砂巖體，側(cè)向連通性不好，也往往存在層內(nèi)非均質(zhì)性。

4.2垂向非均質(zhì)性

從取心井的6個孔隙度、滲透率砂巖體來看，存在著明顯的垂向非均質(zhì)性，由下往上孔隙度分別為17.6%、15.1%、16.1%、17.2%、12.3%、7.1%;滲透率分別為（47.4、28.17、26.6、46.15、2.75、0.33）×10-3μm2。級差143.6，均質(zhì)系數(shù)0.5，單層突進(jìn)系數(shù)1.9。最高孔隙度及滲透率在底部和中部，垂向非均質(zhì)性中偏小。

5.結(jié)論與建議：

游園溝油田儲層分布主要受背斜構(gòu)造控制為主，巖性因素僅限于局部使部分油層小型化，油藏含油面積小，相對的水區(qū)面積大，儲層油、水系統(tǒng)連通好，試采證實(shí)油井生產(chǎn)遞減率較小。Ⅱ油層組在該區(qū)屬三角洲前緣亞相區(qū)，水下分流河道常常改道，而出現(xiàn)水下分支河道，因此，砂巖儲層發(fā)育而且較穩(wěn)定，水下分流河道、河道口壩均評價為好—中等儲層;Ⅰ油層組是該區(qū)往淺湖相區(qū)發(fā)育的席狀砂夾水下分流河道、河口壩帶狀區(qū)同樣預(yù)測為Ⅱ類儲層發(fā)育區(qū)，儲層評價與Ⅱ油層組類似，為好—中等儲層;是下步滾動勘探開發(fā)的首選區(qū)塊。

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