笔架岭油田东三段和沙一段储层物性特征及影响因素分析

2011-04-15龙光华徐伦勋油气资源与勘探技术教育部重点实验室长江大学长江大学地球科学院湖北荆州434023

长江大学学报(自科版) 2011年13期

龙光华，徐伦勋（油气资源与勘探技术教育部重点实验室（长江大学）长江大学地球科学院，湖北荆州434023）

王娅妮（长江大学地球科学院，湖北荆州434023）

刘欢欢（胜利油田黄河钻井三公司，山东东营257091）

笔架岭油田是辽河油田滩海最早开展油气勘探和获得工业油气流的地区，原油地质储量512×104t，含气面积1.46km2，天然气地质储量4.45×108m3，油藏类型为具有边水的薄层状复杂断块稀油油藏，构造上具有断层多、断块小、构造破碎的特点。为此，笔者研究笔架岭储层特征，分析了影响储层物性的相关因素，以便为该研究区后期的油气勘探开发提供参考。

1 区域地质概况

笔架岭油气田地处辽宁省盘山县大凌河口附近海滩地区，是在基岩隆起背景上发育起来的呈北东-南西向带状展布的潜山披覆断裂构造带，整体构造形态呈西北高，东南低。由浅海、海滩和陆滩3部分组成[1-3]。构造上被3条主干断层（1号、2号和3号）切割形成了架8块、架岭4-1块、架岭11块、架岭8块和架岭13块等4级含油气断块。

2 储层特征

2.1 岩石学特征

沙一段储层碎屑成分中以长石和岩屑为主，长石含量为40%～60%，岩屑含量为20%～40%，石英含量偏低，为20%～45%，储层砂岩中含有较丰富的云母类矿物碎屑，含量一般在0.3%～7.1%之间。砂岩成分成熟度较低。颗粒磨圆度为次棱角状和棱角状。填隙物主要由杂基和胶结物组成。该区主要胶结类型为孔隙式、薄膜-孔隙式、基底式和接触式。

东三段储层碎屑成分以长石和岩屑为主，长石含量为33%～42%，岩屑含量为16%～51%，石英平均含量低于40%，砂岩中填隙物含量较高。砂岩颗粒的分选中等至好，颗粒多呈磨圆次棱角-次圆状。杂基主要为泥质及细粉砂。该区主要胶结类型为接触式、基底式和孔隙式。

2.2 储层孔喉特征

孔喉特征可理解为孔隙类型和孔隙结构特征。孔隙结构是指岩石所具有的孔隙和喉道的几何形状、大小、分布及连通状况[4-5]。通过对主要产油层岩心、铸体薄片等研究，认为笔架岭地区沙一段、东三段储层存在5种孔隙类型，即原生粒间孔、晶间孔、次生溶蚀孔隙、微孔隙和裂缝。其中，东三段储层以次生粒间孔为主（见图1），原生溶蚀孔次之，沙一段储层以原生粒间孔和次生溶蚀孔为主（见图2）。

图1 原生粒间孔和次生溶蚀孔

图2 次生粒间孔

东营组东三段孔隙类型以次生粒间孔占优势（见图3），其次是原生粒间孔、粒内溶孔、基质溶孔、粒膜孔及少量微裂缝。这些孔隙和裂缝是储集油气的主要空间。孔径分布在29.0～144.6μm，平均孔径83.3μm；平均喉道宽度13.4μm；统计面孔率0.008%～6.918%，平均3.91%；孔喉配位数0～2。蒙脱石有时呈桥状存在于原生粒间孔中，降低了孔隙的连通性。

沙河街组沙一段储层孔隙类型主要以原生粒间孔占优势，次生粒间溶孔次之，主要为溶蚀粒间孔、溶蚀粒内孔，还要少量基质溶孔、填隙物内溶孔、晶间孔、铸模孔和微裂缝等类型。平均孔径82.5～106.41μm；平均喉道宽度11.5～22.76μm；孔喉配位数0～3；统计面孔率2.92%～4.03%。胶结类型为孔隙型，孔隙间连通性差，胶结致密。

综合分析认为，东三段储层以次生粒间孔为主，发育在研究区辫状河三角洲前缘砂体中。次生溶蚀孔隙主要发育在沙一段储层中，它与部分残余原生粒间孔一起构成了以混合孔隙为主的孔隙组合类型。此外，沙一段由于发育在扇三角洲前缘砂体中，沉积物分选较差，由于埋藏较深，胶结作用较强，碳酸岩和杂基含量较高，因而发育一定数量的微孔隙和微裂缝。

图3 笔架岭地区东三段孔隙类型分布频率直方图

2.3 储层孔渗特征

东三段和沙一段储层孔隙度与渗透率之间具有很好的相关性。总的来说，孔隙度值越高，渗透率值也就越大，说明岩石以粒间孔为主，且孔隙间的连通性性好。

东三段储层主要来自西斜坡的辫状河三角洲前缘分流河道、河口砂坝和砂体席状砂。沉积厚度较大（大于80m），呈带状向湖中央方向延伸，横向上厚度变化较大，剖面上略显透镜状。储层孔隙度为19.4%～24.6%，平均21.9%。渗透率为（88～196）×10-3μm2，平均147×10-3μm2，属于中孔隙度、中渗透率储层。

沙河街组沙一段储层主要来自葫芦岛古潜山和西斜坡的扇三角洲前缘分流河道、席状砂和河口砂坝砂体，砂体略呈朵状分布，自西向东、自北向南砂体厚度逐渐减薄。储层孔隙度为19.8%～21%，平均20.1%。渗透率为（403～587）×10-3μm2，平均493×10-3μm2，属于中孔隙度、中渗透率储层。

3 储层物性控制因素

3.1 断裂是控制沉积微相及储层性能分布的主要因素

构造特征研究表明，笔架岭地区1、2号主断层在早第三纪就具有长期活动、延伸长、落差大等特征，其不仅控制了笔架岭构造带的基本构造格局和构造演化史，而且由于地质时间不同断层的活动强度不同或同一地质时间但同一条断层不同部位活动强度不同，这种断层活动的差异性造成了古地形的差异，从而影响了沉积作用的过程，进而控制了沉积微相以及储集砂体的分布，最终控制油气的分布。

3.2 沉积微相控制砂体储层性质

沉积微相对储层物性的控制，主要表现在沉积微相类型控制砂体内部的结构变化，不同微相类型有不同的沉积构造、粒度和分选等特征，上述特征可以决定储层的结构差异和物理特性。

研究区内河道边缘的决口扇、天然堤、水下分流河道侧翼、河口坝砂体，由于其沉积时水动力条件较弱，砂岩粒度较细，又含较多的云母矿物及泥质杂基，导致储层物性较差。在压实作用下，发生变形充填粒间孔隙，破坏原始粒间孔，后期溶蚀改造作用不强，导致物性较差。

在沿水下分流河道方向长期发育的部位，砂体厚度大，其物性也相对较好。但是在垂直于水道的方向上，向水道两侧逐渐变细，为微-细粒岩屑长石砂岩、粉砂岩和泥质粉砂岩与泥岩的互层组合，储集物性迅速变差，而且由于水道频繁地分流和侧向迁移，迁移叠置的水道砂体之间斜交的泥岩夹层较为发育，因此，往往存在侧向上的严重非均质性。

总之，由于不同的沉积环境下的沉积物岩性、结构、沉积物分选等各种沉积特征存在差异，导致沉积物埋藏后遭受不同的压实作用、胶结作用和溶蚀作用等一系列的成岩作用，进而影响原生和次生孔隙的保存和发育，从而影响储层性能。

3.3 成岩作用影响砂体储层性质

压实作用又称作机械作用和物理作用，是松散沉积物在上覆水体和沉积物负荷压力下，发生总体积缩小和孔隙度降低的破坏性作用。在该研究区压实作用对原生孔隙起着主要的破坏作用，机械压实作用贯穿于埋藏成岩阶段的整个过程，是引起砂岩孔隙度降低、原生孔隙减少的主要原因之一[6-7]。沙一段和东三段储层最常见的压实现象有塑性的云母碎片发生绕曲、刚性颗粒断裂、泥岩屑挤压变形和形成假杂基等，上述特征反映出碎屑颗粒变形严重。砂岩碎屑颗粒间的接触关系主要为点接触、线接触和点-线接触。随着埋深的加大，机械压实作用使碎屑颗粒由点接触状、游离状逐渐调整为线接触状，造成粒间孔隙的大量损失。机械压实作用影响的最大埋藏深度一般在2500m左右，该研究区许多井的井段砂岩的埋藏达到该深度，碎屑颗粒大多呈线接触状，表明砂岩骨架颗粒结构稳定，不易被进一步压实。该研究区延长组储层砂岩中碎屑颗粒的凸凹接触和缝合线接触比较少见，从压实作用角度考虑，绝大多数沙一段储层砂岩所经历的成岩阶段已进入晚成岩的早期。

胶结作用降低了原始孔隙度，该研究区目的层储集砂岩主要胶结矿物类型有粘土矿物、硅质、碳酸盐类及铁质矿物等。

该研究区的交代作用主要表现为碳酸盐矿物对碎屑矿物颗粒的交代和晚期碳酸盐矿物对早期碳酸盐胶结物的交代。主要有铁方解石交代长石颗粒和石英，使其边缘呈港湾状，或交代整个颗粒后依然保留了长石颗粒的形状。同时，可见碳酸盐交代石英颗粒的次生加大，说明碳酸盐交代作用发生时间较晚。交代作用不仅交代各种颗粒，也使部分孔隙充填，因而交代过程对原生孔隙起破坏作用。

溶蚀作用会形成次生孔隙，改善储层物性。该研究区沙一段、东三段储层砂岩溶解作用主要表现为长石、岩屑和黑云母等不稳定矿物颗粒的溶解和碳酸盐胶结物的溶解。晶内溶孔主要由长石溶解形成，粒间溶孔主要由长石、岩屑等不稳定矿物颗粒溶解形成。