大情字井地区西部青山口组储层特征

胡望水，马琳芮，舒志恒，郭 宁

(1.油气资源与勘探技术教育部重点实验室 长江大学，湖北 荆州 434023;2.中油辽河油田公司，辽宁 盘锦 124010)

大情字井地区西部青山口组储层特征

胡望水1，马琳芮1，舒志恒1，郭 宁2

(1.油气资源与勘探技术教育部重点实验室 长江大学，湖北 荆州 434023;2.中油辽河油田公司，辽宁 盘锦 124010)

储层特征是影响油气藏油、气、水渗流特征及油气采收率的主要因素之一。因此，进行储层特征研究，对储层进行综合评价，对于搞清油藏剩余油的分布、采取合理性措施、提高采收率显得十分必要。大情字井地区西部青山口组为低渗岩性油藏，综合运用铸体薄片、岩心砂岩薄片和压汞分析等资料，对储层物性、岩性、空间类型和孔隙结构等特征进行研究。结果表明，西部青山口组储层物性总体表现为低—中孔、特低渗—低渗储层，对青山口组砂岩评价分为4类，其中以Ⅲ和Ⅳ类储层为主。

储层特征;低渗岩性油藏;压汞分析;储集空间类型;大情字井地区

引 言

低渗透储层储量动用程度较低，其研究一直受到人们的广泛关注，并取得了大量的成果［1－4］。低渗透油气资源在我国油气资源中占有十分重要地位，而且随着未来石油勘探程度的加深，其所占比例将继续增大。大情字井油田位于松辽盆地南部中央坳陷区长岭凹陷乾安次凹陷与黑帝庙次凹陷之间的鞍部，是近几年吉林油区“十五”期间储量和产能建设的重点地区。大情字井油田在早白垩世青山口组沉积时期，其沉积环境属于三角洲环境，形成较大规模的构造－岩性圈闭带。通过对大情字井地区西部青山口组的渗透率、孔隙结构等因素分析，来对储层进行综合评价。

1 地质概况

大情字井地区发育乾安次凹和黑帝庙次凹，是松辽盆地南部青山口组烃源岩的主要分布区，也是接受气运移有利的指向区。青山口组一、二段沉积期，主要发育河口坝、前缘水下分流河道、席状砂和决口扇等砂体类型。青三段研究区主要发育三角洲平原亚相。三角洲平原亚相进一步识别出分流河道、边滩(点坝)、决口扇、天然堤、废弃河道、河漫沉积6个微相［6－7］。次扩张与退缩，且湖相泥岩与前缘砂体频繁交互、错叠，横向岩性常常快速变化，为该地区大面积岩性圈闭的形成提供了条件。

2 储层特征

2.1 储层岩石学特征

研究区青山口组碎屑成分主要为长石、石英及岩屑和少量的云母、重矿物。从碎屑组成看，该区青山口组砂岩的成分成熟度中等偏低。对研究区储层砂体填隙物分别进行了统计，结果显示砂岩填隙物主要为杂基和胶结物。杂基类型为泥质、泥晶云灰质、长英质等;胶结物普遍发育，主要有方解石、硅质、白云石、高岭石、黏土矿物等。青山口组砂岩以岩屑质长石砂岩为主，同时发育少量的岩屑砂岩及长石砂岩。从薄片、粒度资料分析，本区砂岩多属粉砂岩、极细砂和细砂岩，分选属中等—好;磨圆度以次棱角—次圆状为主，胶结类型以孔隙式胶结占主，其次为接触－孔隙式胶结，有少量基底式胶结。经薄片特别是阴极发光薄片揭示，颗粒接触类型为点接触或点－线接触至线－点接触及线－凹凸状接触，基本可预见研究区压实作用中等偏强。

2.2 储层空间类型

根据铸体薄片、扫描电镜分析，大情字井地区西部青山口组储层以原生孔隙和次生孔隙的混合类型发育为特点，根据铸体薄片统计资料，该区面孔率平均约为7.5%。主要孔隙类型有粒内孔隙、粒间孔隙、铸模孔隙、特大孔隙和裂缝孔隙等，其中以粒间孔隙最为发育，该类孔隙占总孔隙的56%(图1、2)。

图1 大情字井地区青山口组储层粒间孔

图2 大情字井地区青山口组储层粒内溶孔

2.3 物性特征

对该区情字号33口井、黑字号59口井及乾字号4口井中796块岩石样品的孔隙度及其对应渗透率值统计显示，青山口组砂岩储层孔隙度为25.3% ～21.0%，平均为22.5%，渗透率为 112.2×10－3～61.4 ×10－3μm2，平均为 87.7 ×10－3μm2。依据石油天然气行业油气储层评价标准(碎屑岩)，储层孔隙度以低—中孔为主，储层渗透率以超低渗—特低渗为主，其次为低渗透储层。该区有效储层的总体面貌为低—中孔、特低渗—低渗储层。孔隙度渗透率相关系性较好，基本呈线性。纵向上，孔隙度随深度变化具有变小的趋势，主要是随着埋深的增加，地层压力增大，储层中原生孔隙降低所致;渗透率随着埋深的增加，在埋深1 900～2 400 m之间发育有孔渗高值带，主要是成岩溶蚀造成的结果(图3)。

2.4 孔隙结构

由压汞曲线(图4)可以看出，排替压力为0.2 MPa，分选差，孔隙结构属中孔细喉型，渗透率较高(大于10×10－3μm2)，水下分流河道砂体结构为中孔细喉低渗透储层;河口砂坝排替压力为0.21 MPa，分选差，孔隙结构属中孔细喉型，渗透率较高(大于10×10－3μm2)，水下分流河道砂体结构为中孔细喉低渗透储层。压汞曲线偏向右上方的为细歪度，歪度越细，排驱压力越高，其物性越差。远砂坝、席状砂排替压力分别为0.22、0.23 MPa，中值压力分别为1.3、1.4 MPa，分选差，孔隙结构属低孔微细喉型，其渗透率则很低(小于10×10－3μm2)，为特低渗储层。当孔喉分选较差时，压汞曲线是倾斜的，无平台，研究区浊积体砂岩结构较差，有相当一部分砂体为非储层。

图3 大情字井地区青山口组储层孔隙度－渗透率－深度关系图

图4 大情字井地区青山口组不同微相储层压汞曲线特征

可以看出，研究区孔隙结构主要为中孔细喉—低孔细喉演变的趋势，渗透率也随之降低。不同沉积微相其储层物性也有所不同，水下分流河道、河口砂坝砂体结构较远砂坝、席状砂孔隙结构好，这是由于不同微相沉积时其水动力不同所致，研究区孔隙喉道均为细喉和微细喉结构，这将严重制约油气运移。

3 储层分类及评价

通过模糊数学和灰色关联分析方法对储层进行综合评价［8－10］，得出其综合评价表，并据此得出其储层平面综合评价图。以Qn1－Ⅲ－12(2)单层(图5)为例，该单层储层综合评价Ⅰ类储层主要分布在工区南部黑45－13－5井附近，在工区中部的黑59井附近也有分布，总面积约占工区的3%;Ⅱ类储层主要分布在工区的中部黑81－8井附近，总面积约占工区的3%;Ⅲ类储层在工区北部分布，主要分布在工区北部黑120－9井，总面积约为工区的4%;Ⅳ类储层整个工区均有分布，总面积约占工区的6%。对青山口组3个层707口井的评价结果统计表明，大情字井油田青山口组Ⅰ、Ⅱ砂组储集层中Ⅰ类储层为13%，Ⅱ类储层为16.6%，Ⅲ类储层为28.5%，Ⅳ类储层为41.9%。

4 结论

(1)大情字井地区西部青山口组储层岩石的孔隙类型以粒间溶孔和粒内溶孔为主，原生粒间孔较少，偶见晶间孔隙和微裂缝;孔隙组合类型有溶孔－粒间孔、粒间孔－溶孔、微孔、溶孔和复合孔5类，其中溶孔－粒间孔最多，而粒间孔－溶孔次之，其余3类较少。

(2)研究区各微相中河口砂坝物性最好，为中孔－低渗储层;水下分流河道、席状砂、水下溢岸砂体、边滩及废弃河道物性次之，属于中低孔－特低渗储层，其余微相储层为低孔－特低渗储层。

(3)根据储层参数评价结果统计，可将研究区青山口组储层分为4类，其中以Ⅲ和Ⅳ类储层为主。

图5 大情字井油田西部Qn1－Ⅲ－12(2)单层储层类型分布

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Reservoir characteristics of the Qingshankou formation in the west of Daqingzijing area

HU Wang– shui1，MA Lin– rui1，SHU Zhi– heng1，GUO Ning2
(1．MOE Key Laboratory of Oil＆Gas Resources and Exploration Technology，Yangtze University，Jingzhou，Hubei434023，China;
2．Liaohe Oilfield Company，PetroChina，Panjin，Liaoning124010，China)

Reservoir characteristics affect oil，gas and water percolation characteristics and recovery factor，therefore reservoir characterization and comprehensive evaluation are very necessary to understanding residual oil distribution，taking rational measures and improving recovery factor．The Qingshankou formation in the west of Daqingzijing area is a low permeability lithologic reservoir．The reservoir has been studied in regards of physical properties，lithology，reservoir space and pore structure using data of cast thin section，sandstone thin section and mercury intrusion analysis．The results indicate that the Qingshankou formation in the west of Daqingzijing area generally belongs to low －medium porosity，extra－low to low permeability reservoir．The sandstones in the Qingshankou formation are divided into four types with Type III and Type IV being dominant reservoirs．

reservoir characteristics;low permeability lithologic reservoir;mercury intrusion analysis;reservoir space;Daqingzijing area

TE122.2

A

1006－6535(2012)01－0027－04

20110616;改回日期20111029

国家自然科学基金资助项目“大情字井西部精细地质建模研究”(40872099)

胡望水(1963－)，男，教授，1987年毕业于江汉石油学院石油地质专业，2004年毕业于同济大学海洋地质专业，获博士学位，现主要从事油气勘探与开发教学与研究工作。

编辑 林树龙