腰英臺油田儲層特征及影響因素分析

甘文軍

（中國石化東北油氣分公司松原采油廠，吉林松原131123）

1 基本地質特征

腰英臺油田構造位置處于松遼盆地中央坳陷區南部長嶺凹陷東北部大情字井低凸起帶與東部華字井階地的結合部，緊鄰黑帝廟次凹。

1．1 構造特征

腰英臺區塊劃分成四個油氣成藏區帶：西部低幅度構造帶、中部斜坡帶、中部地塹帶、東部地壘帶。目前在這四個油氣成藏區帶發現了腰西、1號、2號、3號和4號共五個含油區塊。

1．2 沉積特征

腰英臺油田青山口組屬松遼盆地南部的保康沉積體系，位于盆地西南端，水系自南西流向北東，與盆地的長軸斜交，古地形坡度較緩，流域長，為遠物源緩坡河流－三角洲沉積體系。由于湖水進退頻繁，湖岸線擺動幅度較大，致使不同地區、不同層位的砂體類型及分布特征差異較大。主要含油層段青一段和青二段的沉積特征也有不同，青一段為三角洲前緣－前三角洲沉積，青二段為曲流河沉積－三角洲平原－三角洲前緣沉積；其中三角洲前緣亞相可細分為水下分流河道、河口壩、席狀砂及分流間灣等微相。三角洲活動頻繁，各種微相砂巖在垂向上交替出現，造成平面和縱向上砂體發育的差異性。

1．3 地層劃分

腰英臺油田自下而上依次發育青山口組（K2qn）、姚家組（K2y）、嫩江組（K2n）、四方臺組（K2s）、明水組（K2m）、泰康組（N2t）、第四系（Q），地層累計厚度達1 900～2 300 m。其中青山口組可分為青山口一段、青山口二段和青山口三段，是研究區內最重要的含油氣層位，發育自生自儲的構造－巖性復合油氣藏［1］。

2 儲層巖石學及結構特征

2．1 儲層巖石學特征

大量巖石薄片鑒定結果表明，長嶺凹陷腰英臺油田主要含油層系青山口組儲層巖石類型主要為長石砂巖。巖石顆粒主要為長石、石英及巖屑，且長石的含量較高。分選中等，磨圓中等－較差，砂巖成分成熟度較低、結構成熟度中等－較低。青山口組主要含油層段為青一段和青二段，兩段儲層巖石成分各有不同，青二段石英含量平均21．2%，長石含量平均52．77%，巖屑含量平均17．9%；青一段石英含量平均32．91%，長石含量平均41．27%，巖屑含量平均23．69%。

2．2 儲層結構特征

研究區儲層以碎屑巖為主。碎屑結構特征是指碎屑巖內各結構組分的特點和相互關系，主要包括碎屑顆粒的結構、膠結物和雜基結構、孔隙結構等特征［2］。

2．2．1 碎屑顆粒結構特征

根據薄片鑒定結果可知，腰英臺油田儲層主要為細砂巖、粉砂巖，其顆粒分選中等，磨圓程度為次棱角狀－次圓狀。粒度是碎屑顆粒最主要的結構特征，它不僅可用于區分巖性粗細，進行碎屑巖粒度分類，還可用于對介質性質、搬運過程等環境特征進行分析。腰英臺油田巖石顆粒粒徑0．02～0．32 mm，平均為0．07 mm，從粒度分析結果可知，該區儲層主要為細砂巖、粉砂巖。

2．2．2 膠結物和雜基結構

碎屑巖中碎屑顆粒和填隙物間的關系稱為膠結類型或支撐方式。根據薄片鏡下分析可知，腰英臺油田儲層的支撐方式均為顆粒支撐，顆粒的含量明顯高于雜基，顆粒與顆粒之間的接觸方式有點接觸、線接觸、點－線接觸三種類型。另外，若按照顆粒和填隙物的相對含量和相互關系可以識別出孔隙式膠結、壓嵌式膠結、孔隙－壓嵌式膠結、壓嵌－接觸式膠結以及孔隙－接觸式膠結等五種膠結類型。

2．2．3 孔隙結構及類型

孔隙結構特征主要受控于孔隙和喉道［3］。由壓汞資料分析表明，本區儲層的孔隙結構較復雜，非均質程度較高，孔隙的最大連通孔喉普遍偏小，而且變化區間較大。在37塊壓汞樣品中，孔喉半徑分布范圍為0．071～6．1μm。Ⅰ類儲層孔喉半徑主峰位1．6～2．5μm（圖1），平均中值壓力0．55 MPa，平均排驅壓力0．18 MPa。核磁測井T2分布顯示可動峰面積較大，不可動峰面積較小，核磁處理束縛水飽和度較低。孔喉分選系數0．1～1．67。峰值孔喉體積占23%～30%。據掃描電鏡資料，孔隙中常見粘土充填、含鐵碳酸鹽膠結及石英、長石的次生加大現象，這些作用均減小了孔隙和喉道的半徑，致使微孔隙發育，孔隙結構復雜。

圖1 Ⅰ類孔隙結構孔喉半徑分布

根據鑄體薄片、掃描電鏡鏡下觀察，腰英臺油田孔隙類型有四種：粒間孔、溶蝕孔、微孔、裂縫。粒間孔孔徑一般20～40μm，有相互連通較好的孔喉，也有不連通的死孔，泥質和碳酸鹽充填于孔隙中，分布于顆粒表面，構成復雜的孔隙網。粒間孔、溶蝕孔、微孔是流體儲集的主要場所，也是流體流動的通道，裂縫在一定程度上改善儲層的滲透性。

3 儲層物性特征

3．1 巖心物性分析結果

據巖心物性分析，研究區青二段Ⅳ油組、Ⅴ油組、青一段Ⅱ油組、Ⅲ油組儲層平均孔隙度分別為9．3%、12．66%、7．5%、13．59%，平均滲透率分別為0．22×10－3μm2、7．49×10－3μm2、0．09×10－3μm2、4．3×10－3μm2，碳酸鹽含量平均分別為12．28%、11．63%、12．58%、6．87%。因此，儲層物性評價青二段Ⅳ油組為特低孔超低滲儲層［4］，青二段Ⅴ油組為低孔特低滲儲層，青一段Ⅱ油組為特低孔超低滲儲層，青一段Ⅲ油組為低孔特低滲儲層。

3．2 儲層非均質性分析

沉積環境的差異影響儲層物性在平面和縱向上的變化。物性好的部位，砂巖厚度較大，孔隙度、滲透率值較大，主要分布于水下分流河道中央及河口壩處，而河道兩側及其它環境的砂層儲層物性較差。

儲層物性常常受到巖石中泥質含量、灰質含量的影響。不同層段沉積環境存在較大的差異，導致不同層位的砂巖物性及泥質含量在垂向上的變化有所差異。在油田1號區塊中部的DB25－3－1井青二段砂巖儲層中，泥質含量表現為中間低，向上向下增加，對應的孔隙度和滲透率值為中部大、上下小的特點；在青一段Ⅱ油組砂巖儲層中，從底部向上存在泥質含量逐漸增大的變化趨勢，對應的孔隙度和滲透率值從底部向上則存在逐漸減小的變化特點。

4 儲層物性的影響因素

4．1 沉積微相控制著儲層的物性

腰英臺油田砂巖儲層的沉積相整體屬于三角洲前緣亞相，發育有水下分支河道、分支間灣、河口壩、遠砂壩、席狀砂等微相。儲層砂體類型為水下分支河道砂、河口壩、遠砂壩、席狀砂等。

特定沉積環境形成了巖石顆粒粗細變化、泥質含量變化的儲集層。水下分流河道和河口壩儲層巖性相對較粗，尤其是水下分流河道下部（沖刷面之上）和河口壩上部，水動力較強，沉積顆粒較粗，泥質含量少，巖性較純，儲層相對厚，均質性好，儲層物性較好；隨著三角洲向湖盆方向水體能量減弱，細粒物質增多，泥質含量增加，儲層巖性變細、多發育有泥質條帶，物性變差，非均質性增強，如水下分流河道上部、遠砂壩席狀砂等相帶。因此，沉積微相控制儲層巖性及物性。

4．2 碎屑成分及分選程度的影響

由于長石的親水性和親油性比石英強，當被油或水潤濕時，長石表面所形成的液體薄膜比石英表面厚，在一般情況下這些液體薄膜不能移動，因此，它在一定程度上減少了孔隙的流動截面積，導致儲層滲透率變小。研究區碎屑成分主要為長石，從而降低了儲層的滲透性。泥質含量少、較純凈且厚度較大的均質儲層，物性較好，孔隙度一般14%～20%，滲透率大于1×10－3μm2。反之泥質含量較多、非均質性強或有鈣質膠結的儲層，物性變差，孔隙度一般10%～14%，滲透率小于1×10－3μm2。在其它條件相同時，砂巖顆粒粒徑越大，物性越好［5］。碎屑巖儲層物性不僅與粒徑有關，而且與巖石顆粒的分選程度也有很大的關系。分選差的碎屑巖，因細小的碎屑充填了顆粒間孔隙和喉道，不僅降低了孔隙度，而且也降低了滲透率。

4．3 填隙物特征的影響

從薄片分析可知，研究區儲層中雜基成分以泥質為主，且在埋藏成巖作用中以較穩定的方式存在，并可因壓實作用而堵塞孔喉，因此雜基含量和儲層物性間往往成反比關系。腰英臺油田膠結物主要為自生粘土礦物和碳酸鹽，儲層中粘土礦物成分主要以伊利石為主，含量較高的伊利石呈發絲狀、片狀充填在粒間孔隙內，橫跨孔隙或沿喉道伸展，使儲層物性變差。

4．4 成巖作用的影響

成巖作用是影響儲層物性的主要因素之一。成巖作用對儲層的影響是伴隨著埋深的增加及成巖作用的增強而產生的。它可以改變儲層礦物顆粒之間的接觸關系和孔隙結構特征［6］。成巖作用的影響是通過壓實、膠結和溶蝕作用對儲層的改造來實現的。通過鏡下觀察，研究區儲層處于早成巖階段晚期，多種成巖作用特征明顯，成巖作用對儲層的影響表現為破壞儲層物性的成巖作用和改善儲層物性的成巖作用，且以破壞儲層物性的成巖作用為主。破壞儲層物性的成巖作用主要包括壓實、壓溶作用和膠結作用，而改善儲層物性的成巖作用主要是溶蝕作用。

4 結論

（1）腰英臺油田青山口組儲層主要為長石砂巖，巖性主要為細砂巖和粉砂巖，分選中等，磨圓中等－較差，砂巖成分成熟度較低、結構成熟度中等－較低。

（2）研究區儲層的孔隙結構較復雜，最大連通孔喉普遍偏小，儲層主要為低孔特低滲和特低孔超低滲儲層，儲層非均質程度較高。

（3）儲層物性主要受沉積微相、碎屑成分及結構、填隙物特征以及成巖作用等因素的影響。

［1］王永春．松遼盆地南部巖性油藏的形成和分布［M］．北京：石油工業出版社，2001．

［2］姜在興．沉積學［M］．北京：石油工業出版社，2003．

［3］馮增昭．沉積巖石學［M］．北京：石油工業出版社，1993．

［4］趙澄林，胡愛梅，陳碧玉．油氣儲層評價方法［M］．北京：石油工業出版社，1998．

［5］趙虹．安塞油田延長組儲集層特征及物性影響因素分析［J］．地球科學與環境學報，2005，27（4）：25－27．

［6］戴啟德，紀友亮．油氣儲層地質學［M］．東營：石油大學出版社，1995．