游園溝油田N1油藏儲(chǔ)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(gè)三級(jí)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(guò)鞍部與花土溝高點(diǎn)相連。通過(guò)研究認(rèn)為儲(chǔ)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(chǔ)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(chǔ)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(zhǎng)石21-30.4%，平均27.9%;巖屑30-40%，平均34.8%，砂巖基本為長(zhǎng)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(chǔ)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(chǔ)層顆粒多為次棱角狀，個(gè)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(duì)儲(chǔ)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(guò)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(chǔ)層仍處于早成巖階段B期，石英次生加大級(jí)別為Ⅰ級(jí)，顆粒仍為點(diǎn)接觸，原生孔隙有所保留，局部?jī)H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(chǔ)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(chǔ)層孔隙度降低

在游園溝油田砂巖儲(chǔ)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(jí)別為Ⅰ級(jí)，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(chǔ)層的儲(chǔ)滲性能。

2.3溶蝕作用使砂巖儲(chǔ)層孔隙度增加

由于游園溝油田N1砂巖儲(chǔ)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(wú)鏡質(zhì)體反射率（R0）資料，也無(wú)礦物包裹體測(cè)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(jí)）、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(jiàn)為數(shù)不多的沿長(zhǎng)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(duì)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(chǔ)層石英含量及石英次生加大級(jí)別（I級(jí)）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(chǔ)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(chǔ)層中較為常見(jiàn)，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(zhǎng)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(lái)的。其特征是孔較大，個(gè)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(jiàn)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(shí)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(zhǎng)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(jiàn)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(guò)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(gè)粒間孔，似伸長(zhǎng)狀孔隙，含量約1～2%，局部可達(dá)3%。裂縫不僅能增加儲(chǔ)集空間，而且極大地增強(qiáng)油氣儲(chǔ)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(chǔ)層主要屬于中低孔-中低滲儲(chǔ)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(hào)、28號(hào)、34號(hào)、60號(hào)樣品非穩(wěn)態(tài)法測(cè)定油水相對(duì)滲透率測(cè)定報(bào)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(duì)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(gè)別親油。

4、儲(chǔ)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(gè)孔隙度、滲透率砂巖體來(lái)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(jí)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(chǔ)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(duì)的水區(qū)面積大，儲(chǔ)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(chǔ)層發(fā)育而且較穩(wěn)定，水下分流河道、河道口壩均評(píng)價(jià)為好—中等儲(chǔ)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(cè)為Ⅱ類儲(chǔ)層發(fā)育區(qū)，儲(chǔ)層評(píng)價(jià)與Ⅱ油層組類似，為好—中等儲(chǔ)層;是下步滾動(dòng)勘探開發(fā)的首選區(qū)塊。

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