興北-冷西地區沙三中亞段Ⅲ油組儲層特征研究

◇中國石油遼河油田分公司勘探開發研究院 馬滿興

興北-冷西地區沙三段發育扇三角洲沉積，沙三中亞段Ⅲ油組儲層物性、含油性較好，勘探潛力大。分析巖石薄片、鑄體薄片、常規孔滲、巖心油氣顯示、試油試采、巖電實驗等資料，研究巖性、物性、含油性、電性特征及相互關系。研究結果表明，Ⅲ油組主要發育礫巖類、砂巖類兩類儲層，二者均發育粒間孔、粒內溶孔，偶見微裂縫，為特低孔-低孔超低滲-特低滲儲層。泥質、碳酸鹽含量增多，物性和含油性變差。對比巖電實驗數據，認為干層的電阻率可能較高，甚至超過油層的電阻率。

1 概況

遼河盆地西部凹陷興北-冷西地區沙三中亞段發育扇三角洲沉積[1]，砂礫巖是該區主要儲層，形成構造-巖性油藏，Ⅱ油組是該區主力產層。隨著勘探開發持續深入，發現沙三中亞段Ⅲ油組儲層物性、含油性較好，勘探潛力大。鑒于新疆油田瑪湖地區、勝利油田東營凹陷砂礫巖油藏勘探成功[2-3]，有必要進一步分析Ⅲ油組砂礫巖儲層特征，力爭發現更多油藏。

2 巖石類型

該區沙三中亞段Ⅲ油組砂礫巖，依據巖石薄片鑒定分為礫巖類和砂巖類。礫巖類包括含砂礫巖、砂質礫巖，其中礫石含量>50%，礫石直徑最大30×45 mm，一般2×2 mm～10×10 mm，礫石磨圓度中等，次棱角狀、次圓狀為主，點-線接觸、線接觸為主。礫石成分以花崗巖巖屑為主，其次為火山巖巖屑、石英和長石礦物，少量沉積巖巖屑。礫石間填隙物為砂質細碎屑和泥質雜基，偶見方解石膠結；砂巖類包括礫質不等粒長石巖屑砂巖、含礫不等粒長石巖屑砂巖、含泥不等粒巖屑長石砂巖、含泥不等粒長石巖屑砂巖、含碳酸鹽粗粒長石-巖屑砂巖、含碳酸鹽粗-中粒巖屑長石砂巖、中-粗粒巖屑長石砂巖、中-細粒巖屑長石砂巖、細粒巖屑長石砂巖。巖石分選中等，顆粒次棱-次圓狀，點-線接觸，填隙物以泥質雜基和碳酸鹽為主。巖屑成分以花崗巖、石英巖、動力變質巖為主，其次為中、酸性噴出巖、淺成巖，硅質巖，砂巖等。

3 儲集空間及物性

根據鑄體薄片鑒定，儲集空間包括孔隙和裂縫?？紫兑粤ｉg孔、粒內溶孔、鑄?？?、雜基微孔、殘余粒間孔為主，少量填隙物晶間孔。裂縫多為顆粒裂縫、粒緣縫、構造微裂縫。礫巖類儲層鑄體薄片面孔率0.64%～3.35%，平均1.42%，孔隙直徑40～500 μm，主頻介于100～200 μm，喉道寬度2.15～60.54 μm，主頻介于5～10 μm，含裂縫時喉道寬度變大。砂巖類儲層鑄體薄片面孔率0.71%～8.07%，平均2.36%，孔隙直徑40～700 μm，主頻介于100～200 μm，喉道寬度1.07～73.34 μm，主頻介于5～10 μm，其中含泥砂巖面孔率0.86%～3.07%，喉道寬度主頻2.5～5.0 μm；含碳酸鹽砂巖面孔率0.75%～2.52%，喉道寬度一般小于7.5 μm (圖1)。

圖1 興北-冷西地區儲集空間及孔隙直徑喉道寬度分布圖

據Ⅲ油組50個孔隙度，50個滲透率物性資料，孔隙度主要分布在3.5%～18.2%，平均孔隙度10.2%，滲透率分布在0.037 mD～3.820 mD。礫巖類儲層孔隙度主要分布在5.9%～11.2%，平均孔隙度9.1%，滲透率分布在0.165 mD～3.820 mD，平均滲透率1.101 mD，屬于特低孔-低孔超低滲-特低滲儲層。砂巖類儲層孔隙度主要分布在5.2%～15.1%，平均孔隙度10.3%，滲透率分布在0.058 mD～2.890 mD，平均滲透率0.538 mD，特低孔-低孔超低滲-特低滲儲層。綜上所述，含泥、含碳酸鹽降低儲層物性，裂縫提高儲層滲流能力。

4 含油特征

Ⅲ油組巖心錄井油氣顯示級別包含富含油、油浸、油斑、油跡、熒光（圖2）。興北3井在2522.8～2546.5 m（53～56層）進行壓裂試油，射開4層11.6 m，壓后日產油6.53 t，試油結論為油層。該井2531.80～2535.95 m鉆井取心進尺4.15 m，心長4.10 m，包含砂巖、礫巖，其中富含油0.05 m，油浸3.16 m，以油浸為主。說明油浸級別砂巖、礫巖儲層能獲得工業油流。

圖2 冷94井測井曲線綜合圖

油浸及以上級別油氣顯示的砂巖類、礫巖類儲層，孔隙度9.1%～18.2%，平均孔隙度13.5%，滲透率0.059 mD～1.940 mD，平均滲透率0.558 mD，X衍射黏土含量2.5%～10.7%，平均7.6%，碳酸鹽含量0.9%～7.5%，平均4.1%。油斑及以下級別油氣顯示的砂巖類、礫巖類儲層，孔隙度3.8%～11.1%，平均孔隙度7.8%，滲透率0.058 mD～0.950 mD，平均滲透率0.292 mD，X衍射黏土含量3.6%～13.6%，平均9.2%，碳酸鹽含量1.7%～21.9%，平均6.8%。綜上所述，黏土、碳酸鹽含量增加降低了儲層物性，從而降低了儲層含油性。

5 巖電分析

在均勻粒間孔隙的純砂巖中，用電阻率測井資料確定含水飽和度的方法多采用阿爾奇公式[4-5]。為評價Ⅲ油組儲層含油性，在該區采集興北9、冷94、冷95三口井25個樣品，進行巖電分析實驗，同一口井的樣品所用鹽水礦化度一致，不同井樣品所用鹽水礦化度略有差異。孔隙度大于10%的樣品含鹽水飽和度為50%左右時，電阻增大率2.02～7.58，平均為4.86。實驗用水礦化度不變的條件下，飽和鹽水巖樣的電阻率隨孔隙度降低而增大，例如冷94井2954.55 m孔隙度為4.8%的砂巖樣品，在飽和電阻率為1.18 Ω·m鹽水時，巖樣電阻率（R0）可達181.76 Ω·m，而冷94井2945.45m孔隙度為12.3%的砂巖樣品，在飽和鹽水時，電阻率為78.61 Ω·m，在鹽水飽和度為51.2%時，巖樣電阻率（Rt）為177.78 Ω·m。認為干層電阻率可能較高，甚至超過油層電阻率。提示在識別油層時，要注意致密儲層引起的電阻增大現象。

該區Ⅲ油組，冷94井2985.0～2988.0 m錄井無油氣顯示砂巖測井電阻率3.86 Ω·m，2942.1～2956.5 m井段的富含油砂巖測井電阻率為8.68～20.26 Ω·m，平均為10.49 Ω·m，電阻增大率2.25～5.30，平均為2.72，試采穩產初期綜合含水率為25%（圖2）；冷95井3254.7-3259.1 m錄井無油氣顯示砂巖測井電阻率為5.20 Ω·m，3164.5～3188.8 m井段的油斑砂巖測井電阻率8.38～13.38 Ω·m，平均為8.47 Ω·m，電阻增大率1.61～2.57，平均為1.63，試采穩產初期綜合含水率為30%；興北9井2693.5～2696.5 m錄井無油氣顯示砂巖、礫巖測井電阻率為7.72Ω·m，2676.1～2745.0 m井段的油斑、油跡、熒光砂巖、礫巖測井電阻率8.85～23.23 Ω·m，電阻增大率1.14～3.01，試采穩產初期綜合含水率為55%。上述事實說明電阻增大率可以反映Ⅲ油組大體含油情況。但油層電阻增大率低于巖電分析時的電阻增大率，可能由于油層受泥質、溫度、壓力等的影響而電阻增大率有所降低。

6 結論

（1）興北-冷西地區沙三中亞段Ⅲ油組儲層巖石可分為礫巖類，砂巖類。礫巖類主要包括含砂礫巖、砂質礫巖。砂巖類主要包括礫質砂巖、含礫砂巖、不等粒砂巖、中-粗砂巖、中-細砂巖。

（2）礫巖類、砂巖類儲層主要發育粒間孔、粒內孔、鑄模孔、雜基微孔、殘余粒間孔，可見顆粒裂縫、粒緣縫、構造微裂縫，主要為特低孔-低孔超低滲-特低滲儲層。微裂縫能夠改善儲層滲流能力。泥質、碳酸鹽含量增加使儲層物性、含油性變差。

（3）巖電實驗分析認為含水飽和度低于50%時巖樣電阻增大率2.02-7.58。在識別油層時，可以參考電阻增大率，但要注意致密儲層引起的電阻增大現象。