莫北2井區侏羅系三工河組油層儲層特征研究

任寶銘， 李維鋒

(油氣資源與勘探技術教育部重點實驗室(長江大學) 長江大學地球科學學院，湖北 荊州 434023)

董文波

(長江大學地球物理與石油資源學院，湖北 荊州 434023)

楊 洪

(新疆油田公司重油開發公司，新疆 克拉瑪依 834008)

修曉偉

(油氣資源與勘探技術教育部重點實驗室(長江大學)；長江大學地球科學學院，湖北 荊州 434023)

莫北2井區侏羅系三工河組油層儲層特征研究

任寶銘， 李維鋒

(油氣資源與勘探技術教育部重點實驗室(長江大學) 長江大學地球科學學院，湖北 荊州 434023)

董文波

(長江大學地球物理與石油資源學院，湖北 荊州 434023)

楊 洪

(新疆油田公司重油開發公司，新疆 克拉瑪依 834008)

修曉偉

(油氣資源與勘探技術教育部重點實驗室(長江大學)；長江大學地球科學學院，湖北 荊州 434023)

通過對大量巖心鑄體薄片觀察及物性等資料的整理分析，對莫北2井區三工河組油層儲集層的沉積特征、巖石學特征、物性特征、孔隙結構特征進行了研究。結果表明，研究區為辮狀河三角洲砂體。儲層巖石類型主要為長石質巖屑砂巖，其次為巖屑砂巖；雜基以高嶺石為主；膠結物主要為方解石。巖石成分和結構成熟度中等偏低。儲層總體物性屬中-低孔、低-特低滲儲集層。儲層孔隙類型主要發育原生粒間孔和次生粒間溶孔。毛管壓力曲線形態為偏細-細歪度，孔喉分選中-差。

儲層特征；孔隙結構；孔隙類型；莫北油田；三工河組

準格爾盆地是中國西部最具潛力的含油氣盆地之一。莫北油氣田于1998 年2 月發現莫北2井,經過10余年的勘探開發，現已成為準格爾盆地最具潛力的油田之一。隨著油氣資源開發的逐漸深入，需要更深入了解該研究區的儲層特征。為此，筆者對莫北2井區三工河組油層儲層特征進行了研究。

1 區域地質概況

圖1 莫北油田莫北2井區地理位置圖

莫北油田位于準噶爾盆地腹部莫北凸起上，莫北凸起為北東～南西向展布的長條狀凹中隆起，其北與陸南凸起相接，南與莫索灣凸起相連，東西兩側分別為準噶爾盆地2大生油凹陷(東道海子北凹陷和盆一井西凹陷)。莫北油田具有兩面臨凹的特點，構造位置非常有利(見圖1)。莫北2井區三工河組油藏所在圈閉為莫北2井西2號斷裂、莫北2東斷裂及莫北6井西斷裂夾持所形成的斷塊圈閉。

2 沉積特征

研究區J1s2段砂體主要屬于辮狀河三角洲前緣砂體[4](見圖2)，由于河道的頻繁擺動，砂體單層厚度小，層數較多。研究表明，J1s2段發育水下分流河道、河口沙壩、遠砂壩、支流間灣和前三角洲泥5個沉積微相[5]，其中水下分流河道和河口沙壩成為油氣藏的主要儲層相帶。

圖2 莫北2單井沉積相綜合柱狀圖

莫北地區三工河組沉積相特征如下：J1s1和J1s3主要由灰色、深灰色泥巖、粉砂質泥巖及炭質泥巖組成，具低電阻率、高伽馬值電性特征，為非儲層。研究層段J1s2主要由褐灰色、灰色砂礫巖、含礫不等粒砂巖、中細砂巖及中粗砂巖組成。沉積微相以水下分流河道及河口砂壩為主，局部夾有支流間灣沉積。整個三工河組反映了一套較為完整的前三角洲-辮狀三角洲前緣-前三角洲沉積相序，表現出湖退-湖侵的過程。

3 巖石學特征

莫北地區J1s2段儲層巖性主要為長石質巖屑砂巖，其次為巖屑砂巖。砂巖中石英含量22.7%～42.0%，平均32.5%；長石含量17.1%～30.4%，平均22.3%；巖屑以凝灰巖為主(36.1%～58.0%，平均45.2%)，其次為霏細巖、硅質巖、千枚巖、石英巖及安山巖等。碎屑顆粒以次圓狀為主，其次為次棱角狀和次棱角～次圓狀，分選好～中等。雜基含量1%～6%，平均2.7%，以高嶺石為主，其次為綠泥石及水云母。膠結物含量2%～6.0%，平均3.3%，主要為方解石，其次為硅質等。膠結類型以壓嵌型為主，其次為孔隙～壓嵌型。顆粒接觸方式主要為線接觸，其次為點～線接觸。

用穩定礦物(石英)與不穩定礦物(巖屑+長石)含量之比來衡量研究區的巖石成分和結構成熟度為0.55，表明該區巖石成分和結構成熟度為中等偏低，說明了該區具有沉積速度快的特點，同時也反映其沉積物母巖成分復雜、物源頻繁變化的特點。

4 儲層物性特征

據常規物性分析資料，巖心物性分析孔隙度分布范圍為2.30%～19.40%，平均11.93%；滲透率分布范圍為(0.03～58.20)×10-3μm2，平均1.82×10-3μm2。油層孔隙度分布范圍為11.20%～19.40%，平均13.57%；滲透率分布范圍為(0.12～58.20)×10-3μm2，平均3.19 ×10-3μm2。研究層段砂巖總體物性屬中-低孔、低-特低滲儲集層。

5 孔隙類型和結構特征

5.1孔隙類型

根據該區J1s2段儲層鑄體薄片分析，儲層孔隙類型以原生孔隙中粒間孔為主(30.0%～84.5%，平均51.7%)(見圖3)，其次為次生孔隙中粒間溶孔(10.0%～55.0%，平均41.3%)(見圖4)，少量粒內溶孔(0.5%～24.0%，平均5.3%)和基質溶孔(0.5%～1.0%，平均0.8%)。

圖3 原生粒間孔 圖4 粒間溶孔

5.2毛管壓力曲線及孔喉分布特征

莫北油氣田三工河組二段砂體儲層屬中-低孔、低-特低滲儲集層，儲層的毛管壓力普遍偏高。根據毛管壓力曲線歪度和分選性，參考其他特征參數，可將毛管壓力曲線分成3種類型(見圖5)，具體內容如下：①Ⅰ類。偏細歪度，分選中等,分選系數2.90～3.26，平均3.08。孔喉組合主要以中孔細喉道為主，孔隙相互連通。排驅壓力平均0.085MPa；最大孔喉半徑分布于8.74～13.9μm，平均10.6μm；中值壓力分布于0.54～6.19MPa，平均3.29MPa。中值半徑分布于0.12～1.36μm，平均0.57μm。②Ⅱ類。細歪度，分選較差。分選系數2.30～2.66，平均2.48。孔喉組合主要以小孔細喉道為主，孔隙相互連通。排驅壓力平均0.22MPa；最大孔喉半徑分布于2.87～4.03μm，平均3.45μm；中值壓力分布于4.99～5.17MPa，平均5.08MPa。中值半徑分布于0.14～0.15μm，平均0.145μm。③Ⅲ類。細歪度，分選差。分選系數1.35～1.95，平均1.72。孔喉組合主要以小孔特細喉道為主，孔隙相互連通差。排驅壓力平均0.874MPa；最大孔喉半徑分布于0.53～1.32μm，平均0.963μm；中值壓力分布于7.42～10.2MPa，平均8.97MPa。中值半徑分布于0.07～0.10μm，平均0.082μm。

圖5 莫北2井區J1s2段儲層典型毛管壓力曲線

6 結 論

1)該研究區儲層由多期辮狀河道快速堆積而成,砂體具有砂體單層厚度小、層數較多的特征，水下分流河道和河口砂壩為油氣有利儲集場所。

2)該研究區儲層主要為長石質巖屑砂巖，雜基以高嶺石為主，膠結物主要為方解石，具有成分和結構成熟度中等偏低的特征。

3)儲層物性具有孔隙度中-低等、滲透率低-特低的特點，因而該研究區儲層屬中-低孔、低-特低滲儲層。

4)儲層孔隙類型主要發育原生粒間孔和次生粒間溶孔。毛管壓力曲線形態為偏細-細歪度，孔喉分選中-差。

[1]趙澄林．沉積學原理[M].北京：石油工業出版社，2001.

[2]趙澄林.儲層沉積學[M].北京:石油工業出版社,1998.

[3]于興河.碎屑巖系油氣儲層沉積學[M].北京:石油工業出版社,2002.

[4]趙建章，李雙文，劉洛夫，等. 準噶爾盆地莫北凸起三工河組砂體成因及組合類型[J].新疆石油地質，2007，28(5)：572-575.

[5]李雙文,劉洛夫，張有平，等. 準噶爾盆地莫北凸起侏羅系三工河組沉積演化及微相構成[J]. 沉積學報, 2006,24(6)：819-828.

[編輯] 李啟棟

10.3969/j.issn.1673-1409.2011.04.009

P512.2

A

1673-1409(2011)04-0027-04