古城油田B區(qū)核三段主力油層儲(chǔ)層特征研究

熊歆睿，王洪輝，2，周 波，宋俊玲，張 興

（1.成都理工大學(xué)能源學(xué)院，四川成都 610059；2.四川文理學(xué)院；3.中國(guó)石化河南油田分公司第二采油廠）

古城油田B區(qū)核三段主力油層儲(chǔ)層特征研究

熊歆睿1，王洪輝1，2，周 波1，宋俊玲3，張 興3

（1.成都理工大學(xué)能源學(xué)院，四川成都 610059；2.四川文理學(xué)院；3.中國(guó)石化河南油田分公司第二采油廠）

利用巖心觀測(cè)、鑄體薄片、掃描電鏡、物性分析、壓汞分析等方法，對(duì)古城油田B區(qū)構(gòu)造沉積特征、巖石學(xué)特征、儲(chǔ)層特征、孔隙結(jié)構(gòu)等進(jìn)行了深入研究。結(jié)果表明，B區(qū)目的層段儲(chǔ)集巖石類型主要為長(zhǎng)石砂巖；沉積微相包括水下分流河道，河口壩，席狀砂等多種微相，屬扇三角洲前緣沉積；儲(chǔ)集空間主要是原生粒間孔隙和次生溶蝕孔隙，以粗孔喉占主導(dǎo)。研究區(qū)孔隙度與滲透率具有較好的正相關(guān)性。影響儲(chǔ)層性能的因素主要有沉積物成分、沉積微相、壓實(shí)作用和溶蝕作用等。

泌陽(yáng)凹陷；古城油田；儲(chǔ)層特征；沉積相；成巖作用

古城油田B區(qū)位于南襄盆地泌陽(yáng)凹陷北部斜坡帶，為一地壘形斷鼻構(gòu)造。該區(qū)鉆遇地層有新近系上寺組、古近系核桃園組和大倉(cāng)房組，核桃園組是研究區(qū)主要的含油層段，本次研究的三套主力層系Ⅳ9層、Ⅴ油組、Ⅵ油組就屬于核桃園組。B區(qū)自1987年投入開(kāi)發(fā)，先后經(jīng)歷了降壓開(kāi)采、蒸汽吞吐、熱水驅(qū)三個(gè)階段。經(jīng)過(guò)20多年的開(kāi)發(fā)后，三套主力層系開(kāi)發(fā)效果逐漸變差，故需進(jìn)一步認(rèn)識(shí)主力層系儲(chǔ)層特征，為今后的古城油田B區(qū)油氣勘探開(kāi)發(fā)提供幫助。

1 構(gòu)造及沉積特征

1.1 構(gòu)造特征

古城油田為一典型的斷塊、斷鼻油藏，鼻狀構(gòu)造軸向北西，向南東傾沒(méi)，構(gòu)造面積約27 km2，共發(fā)育大小31條斷層，以北東向?yàn)橹鳎瑢?gòu)造切割為29個(gè)大小不等的斷鼻、斷塊，其中已見(jiàn)油的斷塊有12個(gè)，且均分布在構(gòu)造軸部［1］。

泌陽(yáng)凹陷北部斜坡在古近紀(jì)時(shí)期整體接受沉積，地層從凹陷內(nèi)部向邊緣逐漸減薄。這說(shuō)明該斜坡是一個(gè)邊接受沉積邊翹傾的繼承性斜坡，只是后期的構(gòu)造運(yùn)動(dòng)使斜坡進(jìn)一步抬升，部分遭受剝蝕。南部深凹陷生成的油氣可沿斜坡運(yùn)移到其中的圈閉內(nèi)聚集。古城油田位于北部斜坡西段，砂體發(fā)育，儲(chǔ)集條件良好，加上砂體埋藏淺、膠結(jié)疏松、物性好，各個(gè)砂體不同沉積時(shí)期的發(fā)育程度不同，砂層縱向上與生油層呈交錯(cuò)疊置接觸關(guān)系，而在平面上則復(fù)合連片，因此給油藏的形成提供了良好的儲(chǔ)集條件。古城油田北西、北東向兩組斷層為斷鼻、斷塊圈閉的形成提供了良好的聚集、遮擋條件。另外，凹陷的北部斜坡帶地層剝蝕尤為嚴(yán)重，古油藏遭受破壞，受地表水的氧化和生物降解作用而變稠，從而在斜坡邊緣形成特有的稠油封堵條件。B區(qū)位于古城油田中部，南北分別與泌X1、X2斷塊相鄰，為東西相交的兩條反向外掉的弧形正斷層形成的地壘式斷鼻氣頂邊水油氣藏（圖1）。北部斷層斷距5～79 m，該斷層?xùn)|陡西緩，斷距上小下大，在構(gòu)造高點(diǎn)部位分叉向上延伸，斷面傾角在西部15～22°，北部36～48°，傾向5～210°，分叉部位的上支斷層屬次級(jí)斷層，斷面傾角29～32°，南部斷層斷距約150 m，軸部與兩翼地層傾角近于一致，傾角9～14°。

圖1 古城油田B區(qū)油藏構(gòu)造剖面

1.2 沉積特征

由于受風(fēng)化剝蝕作用的影響，核桃園組一、二段及三段Ⅰ、Ⅱ砂組在本區(qū)塊內(nèi)已全部剝蝕，保留較好的有核三段Ⅲ～Ⅶ地層［2］。油層主要分布在核三段Ⅲ～Ⅶ砂組。各時(shí)期的物源補(bǔ)給程度、古地形高低、水體深淺、沉積環(huán)境及沉積速度等差異，導(dǎo)致了各小層沉積微相分布的差異性?？傮w來(lái)看，古城油田B區(qū)的沉積相主體為扇三角洲前緣亞相，河口壩、水下河道、席狀砂是本區(qū)主要的微相類型。在核三段沉積時(shí)期，儲(chǔ)層多發(fā)育水下分流河道、河口砂壩、席狀砂等微相類型，其中Ⅳ9、Ⅴ8、Ⅵ42、Ⅵ8發(fā)育較大面積的水下分流河道砂；其余單層主要發(fā)育河口砂壩砂體。研究結(jié)果表明，本區(qū)物源來(lái)自西北方向，砂巖厚度表現(xiàn)為由西北向東南依次減薄，由河道主干向側(cè)翼的席狀砂依次減薄，河道發(fā)育的砂體一般都大于5 m。

2 儲(chǔ)層特征

2.1 巖石學(xué)特征

B區(qū)研究層位砂巖以長(zhǎng)石砂巖為主，次為石英砂巖、巖屑長(zhǎng)石砂巖和長(zhǎng)石石英砂巖，巖屑砂巖和長(zhǎng)石巖屑砂巖較少。研究區(qū)砂巖成熟度較低（成分成熟度指數(shù)在1.1～2.7之間），巖石成分組成總體上表現(xiàn)為石英含量較高，長(zhǎng)石次之的特征。石英成分含量為33%～73%，長(zhǎng)石含量16%～29%，巖屑以變質(zhì)巖屑和火成巖屑為主，含少量沉積巖屑，其含量一般小于8%。膠結(jié)物含量一般小于6%，成分以方解石、白云石和泥質(zhì)為主，鐵質(zhì)次之。

粒度上主要以細(xì)砂巖、粉砂巖為主；膠結(jié)類型大部分為孔隙式，少數(shù)為基底式和接觸式；分選中等，風(fēng)化程度中等，顆粒磨圓度為次尖狀-次棱角。填隙物主要是粘土礦物。據(jù)古城油田3口井5個(gè)樣品的分析，蒙脫石含量相對(duì)較高，平均含量高達(dá)33.4%；高嶺石含量一般為6.9%～54.7%，平均27.2%；伊利石含量次之，一般為15.2%～36.6%，平均29.3%；綠泥石含量再次之，一般為4.8%～15.4%，平均8.8%；此外還有少量的伊—蒙混層粘土。

2.2 物性特征

對(duì)B區(qū)的10口井取心實(shí)測(cè)物性資料進(jìn)行統(tǒng)計(jì)表明，研究層孔隙度值最小為3.45%，最大為44.55%，平均為26.39%，孔隙度主要分布在20%～35%的區(qū)間，平面上表現(xiàn)為西北部大于其余部位的趨勢(shì)，縱向上表現(xiàn)為埋深越淺，孔隙度越大。滲透率最低為1×10-3μm2，最高為63 500×10-3μm2，平均為3 217.28×10-3μm2，大于10×10-3μm2的占85.94%。利用巖心資料中的孔隙度和滲透率數(shù)據(jù)統(tǒng)計(jì)分析，發(fā)現(xiàn)孔隙度與滲透率為正相關(guān)，且具有較好的相關(guān)性，滲透率隨孔隙度值的增加而增加，其相關(guān)系數(shù)達(dá)到0.64。

2.3 孔隙結(jié)構(gòu)特征

依據(jù)巖心薄片和掃描電鏡觀察，研究區(qū)孔隙主要由原生孔隙和次生孔隙組成，原生孔隙主要為殘余粒間孔，即原始孔隙經(jīng)過(guò)早期壓實(shí)和膠結(jié)作用后的剩余粒間孔，其形狀多呈不規(guī)則的多邊形，由于北部斜坡砂體埋藏淺，壓實(shí)作用、膠結(jié)作用強(qiáng)度弱，后期構(gòu)造運(yùn)動(dòng)又使北部斜坡抬升，遭受剝蝕和淋濾作用，因此這類孔隙保存好［3-7］。次生孔隙主要有粒間溶孔及粒內(nèi)溶孔等。粒間溶孔主要為充填的碳酸鹽膠結(jié)物（主要為方解石和白云石）、部分泥質(zhì)雜基等受溶解而形成，孔隙直徑一般為5～40μm，其邊緣大多呈港灣狀、樹(shù)枝狀等。粒間溶孔為古城油田B區(qū)儲(chǔ)集層的主要孔隙類型，有利于油氣聚集。

通過(guò)對(duì)古城油田B區(qū)9口井27個(gè)樣品壓汞資料的整理研究（表1），結(jié)果表明，在27個(gè)樣品中，大部分退汞效率在50%以上，平均62.61%，因此說(shuō)明研究層段連通性較好，儲(chǔ)集性能較好；飽和度中值壓力，主要分布在0.022～0.31 MPa，平均0.09 MPa，說(shuō)明研究層段產(chǎn)油能力強(qiáng)；飽和度中值半徑分布在2.34～34.09μm，平均12.68μm，說(shuō)明研究層段的喉道較粗；分選系數(shù)1.54～2.33，平均1.91；變異系數(shù)0.19～0.49，平均0.36；歪度0.72～2.79，平均1.83。由以上分析可以看出，同其它油田相比，B區(qū)大部份儲(chǔ)層孔喉分布較均勻，粗孔喉占主導(dǎo)地位，研究層段儲(chǔ)集性能較好［3，6］。

表1 古城油田B區(qū)孔隙結(jié)構(gòu)參數(shù)

3 儲(chǔ)層物性控制因素研究

3.1 沉積物成份是影響儲(chǔ)層物性的初始因素

物源區(qū)母巖性質(zhì)在一定程度上決定沉積物中碎屑的成份和性質(zhì)，控制儲(chǔ)層原生孔隙的發(fā)育程度及成巖作用類型、演化，進(jìn)而影響儲(chǔ)層物性。物源區(qū)以石英巖、花崗巖等為主要母巖的沉積物，其石英等剛性顆粒含量較多，顆粒之間的接觸支撐作用會(huì)減弱壓實(shí)作用的影響，從而能夠很好的保護(hù)原始孔隙結(jié)構(gòu)，原生孔隙保存較好，并為次生孔隙的形成提供了的溶液通道和物質(zhì)基礎(chǔ)，因此儲(chǔ)層物性較好。

3.2 沉積微相對(duì)儲(chǔ)層物性具控制作用

古城油田B區(qū)的沉積相主體為扇三角洲前緣亞相，微相類型主要為河口壩、水下分流河道、席狀砂。對(duì)物性資料統(tǒng)計(jì)可知，河口砂壩微相和水下分流河道微相儲(chǔ)層物性好，席狀砂微相儲(chǔ)層物性相對(duì)較差，如研究區(qū)中部古4506井，在508.8～512.8 m為水下分流河道沉積，其孔隙度最小值為23.35%，最大值為33.57%，平均值為27.49%；在610.7～616.3 m，為席狀砂沉積，孔隙度最小值為7.60%，最大值為19.32%，平均值為14.21%。研究區(qū)各小層都處于淺水沉積環(huán)境，沉積時(shí)水動(dòng)力強(qiáng)，距物源較近，砂體十分發(fā)育。物性好的儲(chǔ)層都分布在水下分流河道和河口壩微相內(nèi)，水下分流河道砂體形成的油藏分布范圍局限，主要沿河道主流線方向作帶狀展布，河口壩砂體成藏在工區(qū)內(nèi)分布面積廣泛。

3.3 成巖作用對(duì)儲(chǔ)層物性的影響

成巖作用是控制儲(chǔ)層發(fā)育的重要條件之一［6］，本區(qū)主要為機(jī)械壓實(shí)作用和溶蝕作用。

（1）機(jī)械壓實(shí)作用。本區(qū)壓實(shí)作用主要表現(xiàn)為：①顆粒發(fā)生定向排列。由于在上覆地層壓力作用下，長(zhǎng)形碎屑顆粒發(fā)生轉(zhuǎn)動(dòng)致使其與壓力方向近于垂直。②塑性顆粒的壓實(shí)變形。砂巖中所含的云母、巖屑等塑性顆粒在壓實(shí)作用下發(fā)生變形，被壓扁或被硬顆粒嵌入。③剛性顆粒的壓實(shí)破碎。被壓碎的顆粒主要是長(zhǎng)石顆粒，顆粒破碎后形成短小的微裂縫。由于該區(qū)油層埋深較淺（300～700 m），原始地層壓力變化范圍為3～8 MPa，故壓實(shí)作用所引起的孔隙損失較小，儲(chǔ)層疏松，表現(xiàn)為早期成巖作用特征。機(jī)械壓實(shí)作用可以使原生孔隙損失20%左右。

（2）溶蝕作用。根據(jù)巖石薄片、掃描電鏡及鑄體薄片圖像分析，認(rèn)為本區(qū)儲(chǔ)層在成巖演化過(guò)程中曾遭受過(guò)較為強(qiáng)烈的溶蝕作用。究其原因，主要是由于儲(chǔ)層埋深淺、斷裂發(fā)育、地表水與地層水滲流活躍、水體交替頻繁，這極大地加強(qiáng)了溶蝕作用。水質(zhì)分析表明，地層水為Na HCO3型，Cl-含量為40～280 mg／L，總礦化度為760～1 800 mg／L，油田水礦化度如此低值也可作為地表水大量滲入油層的佐證。本次所觀察到的溶蝕現(xiàn)象，在石英、長(zhǎng)石、巖屑等骨架顆粒及填隙物中普遍發(fā)生，長(zhǎng)石溶蝕多沿解理縫和破裂縫進(jìn)行，形成粒內(nèi)溶孔，溶蝕嚴(yán)重者 ，形成粒內(nèi)蜂巢狀溶孔或鑄模孔。這些溶蝕作用使儲(chǔ)集性能得到了很大的提高，是極具建設(shè)意義的成巖作用。

4 結(jié)論

通過(guò)上述的儲(chǔ)層特征研究認(rèn)為，古城油田B區(qū)主要有以下幾個(gè)方面的特征：

（1）本區(qū)為扇三角洲前緣沉積，微相主要為三角洲前緣的水下分流河道和河口壩，巖石類型主要為長(zhǎng)石砂巖，分選中等，風(fēng)化程度中等，顆粒磨圓度為次尖狀-次棱角，孔隙度與滲透率的相關(guān)性較好，儲(chǔ)層物性較好。

（2）孔隙主要由原生孔隙和次生孔隙組成，原生孔隙主要為殘余粒間孔，次生孔隙主要有粒間溶孔及長(zhǎng)石和巖屑被溶蝕形成的粒內(nèi)溶孔等，儲(chǔ)層孔喉分布較均勻，粗孔喉占主導(dǎo)地位，喉道體積大，連通性好。

（3）沉積物成分、沉積微相和成巖作用對(duì)儲(chǔ)層的發(fā)育起到了重要的影響作用。河口砂壩微相和水下分流河道微相儲(chǔ)層物性好，席狀砂微相儲(chǔ)層物性相對(duì)較差；本區(qū)機(jī)械壓實(shí)作用弱，而溶蝕作用強(qiáng)，這也是研究區(qū)物性較好重要原因。

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The sedimentary and structure characteristics，lithology characteristics，reservoir characteristics，pore texture and pore types of the reservoir of B area of Gucheng oilfield have been studied through analyzing the core，thin sections with the method of scanning electron microscope and mercury intrusion method etc.The result indicates the sandstones mainly consist of arkoses.The multiple sedimentary microfacies includes：underwater distributaries channel，river mouth bar，sand sheet etc，belonging to the fan delta.The pore types include residual inter-particle pores，and secondary dissolution pore，most are rough pore throat.Between porosity and permeability of the investigated area，there are good positive correlations.The physical properties of the reservoirs are controlled by sedimentary microfacies，sedimentary composition，compaction，corrosion etc.

09 Reservoir characteristics of the major oil bed of third member of Hetaoyuan formation in Barea of Gucheng oilfiled

Xiong Xinrui et al（School of Energy Resources，Chengdu University of Technology，Chengdu，Sichun 610059）

Biyang depression；Gucheng oilfield；reservoir characteristics；sedimentary microfacies；diagenesis

TE112.23

A

1673-8217（2011）06-0009-03

2011-05-03；改回日期：2011-06-07

熊歆睿，1985年生，2009年畢業(yè)于成都理工大學(xué)石油工程專業(yè)，在讀碩士研究生，主要從事油氣儲(chǔ)層評(píng)價(jià)研究。

中國(guó)石化河南油田分公司科技項(xiàng)目（G0502-09-ZS0016）。

吳官生