莫西莊油田低滲透儲層特征與成因

張江華，劉傳虎，朱桂林，董臣強，周晉科

(中石化勝利油田分公司，山東 東營 257000)

引 言

莫西莊油田位于準噶爾盆地中央坳陷盆1井西凹陷東南，東接馬橋凸起，西鄰昌吉凹陷，面積為240 km2。研究區侏羅系自下而上分別發育八道灣組、三工河組和西山窯組。其中主力含油層位為三工河組二段，儲層厚度相對穩定，隔夾層空間分布復雜，非均質性強，為中—低孔、低滲儲層［1－4］。

截至2012年，莫西莊油田上報探明石油地質儲量為2059×104t，展現出良好油氣勘探前景。然而，“油水關系復雜、油氣富集規律不明”等問題制約著該油田的勘探開發進程。因此，加強對低滲透儲層特征的研究，了解低滲透儲層的成因，尋找低孔低滲儲層中相對優質儲層，明確其分布規律，對準噶爾盆地腹部非常規油氣勘探開發具有重要的指導意義。

1 儲層特征

1.1 巖石學特

1.1.1 以低成熟度的巖屑砂巖為主，塑性巖屑發育

三工河組二段砂巖類型以成分成熟度低的長石巖屑砂巖為主，其中碎屑成分石英含量一般為40%～75%，平均為48.86%，石英顆粒陰極發光下表現為藍紫色和深棕色，反映出石英顆粒的多源性;長石含量一般為18% ～35%，平均為20.43%，砂巖中長石種類多樣，主要有鉀長石、鈉長石及斜長石，蝕變程度中等;巖屑含量一般為20% ～50%，平均為32.67%(表1)，塑性巖屑主要是低變質的千枚巖及少量板巖、泥巖和云母。塑性巖屑含量與砂巖的粒級密切相關，粒級越細，其含量越高。

表1 莫西莊三工河組巖石成分

1.1.2 砂巖填隙物總量低，結構成熟度較高

填隙物總量低，雜基以泥質為主，平均含量為3.86%，呈不均勻狀分布于顆粒之間，膠結物平均含量為3%，膠結物類型多樣，主要為碳酸鹽膠結、硅質膠結和自生黏土礦物膠結。其中碳酸鹽膠結物含量一般為0.50% ～6.00%，平均為1.92%，主要有方解石和白云石，硅質膠結物含量較低，一般為0.5% ～2.0%，黏土礦物膠結為高嶺石，含量一般為1.0% ～4.0%，平均為2.1%。膠結物總量為1.0% ～11.5%，平均為4.02%。砂巖以中、中粗、粗中粒為主，分選中—好，磨圓中等，表現出較高的結構成熟度，反映形成于水流淘洗比較充分的沉積環境。

1.2 儲集空間特征

1.2.1 孔隙類型

通過對取心井段鑄體薄片和掃描電鏡資料分析，結合對三工河組砂巖成巖作用特征的研究，將其孔隙類型主要分為次生溶蝕孔隙和原生粒間孔隙2種基本類型。孔隙類型均以溶擴粒間孔隙為主，含有一定數量的殘余粒間孔隙和粒內溶孔隙(圖1)。

圖1 莫西莊油田三工河組儲層顯微照片

(1)殘余粒間孔隙。殘余粒間孔隙又名剩余粒間孔孔隙，是砂巖經歷了機械壓實、石英及長石的再生長或其他膠結作用后，剩余的原生粒間孔隙殘存部分，粒間內部及顆粒邊緣無明顯溶蝕現象。該類孔隙形態呈三角形、多邊形，在鈣質膠結、高嶺石自生礦物及其他膠結物的填充時不發育(圖1a、b)。

(2)粒間溶孔隙。粒間溶孔隙是顆粒邊緣被明顯溶蝕，或殘余粒間孔隙的填隙物被明顯溶蝕而形成的孔隙，是莫西莊地區最主要的孔隙類型，多呈港灣狀，以粒間的碳酸鹽膠結物被溶解為主(圖1c)，長石的溶解現象也比較常見，在溶蝕的長石顆粒附近可見高嶺石。

(3)粒內溶孔隙。莫西莊地區粒內溶孔隙多為火山巖屑、變質巖屑和長石顆粒內的溶孔隙。在鏡下，孔隙大小不等，形態不規則，呈斑點狀分布，總量較小。粒內溶孔隙多與溶擴粒間孔隙伴生存在(圖1d)，是砂巖中火山巖屑和長石等可溶組分在埋藏過程中發生選擇性溶蝕的結果。

(4)晶間孔隙。晶間孔隙主要為自生高嶺石晶間孔隙(圖1e、f)。電鏡下單晶體常為不規則片狀，集合體呈雜亂堆積;成分復雜，常混有蒙脫石、伊利石和I/S間層礦物;孔隙的分布及大小極不均勻，一般孔徑小于5 μm，孔間相互連通性差異較大。

(5)微裂隙。剛性顆粒如石英等，在應力的作用下，發生強烈的破碎。盡管在莫西莊地區這種孔隙類型小于1%，但由于破碎微裂縫缺少硅質膠結充填(圖1g、h)，具有一定的儲集空間，可作為良好的滲流通道。

1.2.2 孔喉結構

研究區儲層孔隙度主要分布在3% ～18%，峰值為15%。儲層滲透率主要分布范圍為0.1×10－3～80.0 ×10－3μm2，平均滲透率為 10 ×10－3μm2，具有中低孔、中細喉特征，這是導致該套儲層物性差的原因。

通過壓汞資料的分析研究和對其毛管壓力曲線形態及各特征參數的統計分析，將其孔隙結構分為3種類型。

(1)粗態型。該類孔隙平均排驅壓力為0.04 MPa，汞飽和度中值壓力值平均為0.35 MPa，最大汞飽和度值大于90%，平均孔喉半徑為6.7 μm。主要發育于中、粗砂巖中。具該類孔隙結構的儲層物性較好，儲集空間以粒間孔隙和溶蝕孔隙為主，儲滲能力強。

(2)偏細態型。該類孔隙平均排驅壓力為0.25 MPa，汞飽和度中壓力平均為3.1 MPa，最大汞飽和度值平均為85.2%，平均孔喉半徑為0.41 μm。主要發育于含礫砂巖、細砂巖中。儲集空間以溶蝕孔隙和晶間孔隙為主，儲集能力和滲流能力中等。

(3)細態型。儲層平均排驅壓力為1.6 MPa，汞飽和度中值壓力平均為37.20 MPa，最大汞飽和度值平均為79.3%，平均孔喉半徑為0.04 μm。主要發育于粉砂巖、泥質粉砂巖。儲集空間以微孔隙為主，儲集能力和滲流能力差。

1.2.3 儲層相對滲透率特征

通過對莫西莊地區5口井17塊巖心的油、水相對滲透率曲線特征分析認為，研究區儲層表現出低滲透和束縛水飽和度高的特點，束縛水飽和度為35%。油水兩相共滲區范圍為45.2%，油水兩相等滲點對應的飽和度在60%以上，儲層巖石潤濕性為較強親水性。

2 低滲透成因影響因素

2.1 沉積作用

沉積作用除了控制著儲層的厚度、規模、空間分布等宏觀特征外，還決定著巖石的成分、結構成熟度、填隙物含量等特征，控制著巖石原始孔隙度和滲透率，對成巖作用類型、強度及進程起著重要作用［5－8］，是低滲儲層形成的內因。

2.1.1 碎屑成分及含量

Paxton探討了具有不同含量的石英和巖屑的砂巖儲層在壓實過程中孔隙的變化趨勢，在機械壓實作用趨于結束時，高含石英碎屑的砂巖粒間孔隙的孔隙度從初始的40%降低到26%，而塑性顆粒砂巖中的粒間孔隙基本被塑性巖屑變形充填，沒有殘留的粒間孔隙;而高含石英碎屑的砂巖孔隙雖然進一步遭受了壓溶作用的破壞，但是仍可殘留14%的粒間孔隙。

在大量砂巖樣品普通薄片測試資料的基礎上，統計了孔隙度與碎屑含量的關系。結果表明，孔隙度與巖屑含量呈負相關性，與石英和長石含量呈不明顯的負相關(圖2)。

圖2 砂巖碎屑成分含量與孔隙度關系

2.1.2 粒度

粒度對滲透率的影響主要是由于巖石顆粒變小，在沉積過程中容易形成致密排列，從而減小孔隙及喉道的空間體積，降低巖石的滲透能力［9－10］。同時，由于比表面的加大，增加了巖石骨架表面對流體的吸附能力，也導致巖石滲透率的降低。

莫西莊油田三工河組儲層巖石顆粒粒度對儲層的物性控制作用明顯。巖石的顆粒粒度與物性一般呈正相關關系，與粒度對孔隙度的影響相比，粒度對滲透率的控制作用更為明顯，說明侏羅系儲層滲透率主要受巖石顆粒大小控制。

2.2 成巖作用

2.2.1 壓實作用

機械壓實作用使儲層的原生孔隙不斷縮小，使大部分原生孔隙趨于消失，滲透性變差。研究區三工河組儲層埋深較深(普遍大于4000 m)，礦物成分成熟度較低，巖屑含量高。巖屑抗壓能力差，隨著埋深加大，在強烈的壓實作用下巖屑形變，在粒間堵塞孔隙空間，有的形成假雜基，造成了粒間孔隙的大幅度降低。從該區的深度與巖心孔隙度、滲透率關系圖上看，隨著埋深增加，儲層巖石孔隙度和滲透率降低的趨勢明顯(圖3)。從顆粒接觸關系上判斷，壓實作用大約使孔隙度損失10% ～25%，是造成儲層低滲透的主導因素。

圖3 儲層物性與深度關系

2.2.2 膠結作用

研究區的膠結物成分有碳酸鹽、次生石英和長石、黏土礦物、硬石膏和黃鐵礦。三工河組砂巖的成巖自生礦物的總量較低，由于膠結作用損失的原生孔隙度一般小于5%，遠低于因壓實作用損失的孔隙度。三工河組泥雜基含量低，且以襯壁式和充填式結構為主，對儲集層的物性影響十分有限，因此填隙物總量對砂巖物性的影響遠不如塑性巖屑含量、粒級對物性的影響。

2.2.3 溶蝕作用

溶蝕作用是儲層次生孔隙形成的主要原因，其中包括雜基溶蝕、膠結物溶蝕及顆粒溶蝕。薄片觀察時，常見長石沿節理縫和顆粒邊緣溶蝕及長石溶蝕殘晶，巖屑則主要是內部易溶組分的選擇性溶蝕。但研究區三工河組總體溶蝕不強，增加孔隙絕對量不大，也是低滲儲層形成的一個重要原因。

3 結論

(1)莫西莊油田儲集空間類型主要包括粒間孔隙、顆粒溶蝕孔隙、微孔隙或晶間孔隙。儲層孔隙結構主要為中孔隙—中、細喉類型，整體排驅壓力較高，表現為親水特性。

(2)沉積作用是研究區低滲儲層形成的內因，壓實作用導致儲層滲透率大幅度降低，是低滲透儲層形成的主導因素。膠結作用普遍發育，減少孔隙貢獻較小，是低滲儲層的強化因素。溶蝕作用對儲層物性的影響比較有限，起改善儲層物性的作用。

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