阿尔凹陷凝灰质含量对渗透率影响分析

沈 华 （北京大学地球与空间科学学院，北京100871）

阿尔凹陷凝灰质含量对渗透率影响分析

沈 华 （北京大学地球与空间科学学院，北京100871）

以二连盆地阿尔凹陷低孔低渗储层为研究对象，在分析该区块地质特征、储层特征的基础上，进一步研究了凝灰质含量对储层渗透率的影响，从而得出凝灰质含量高是致使该区块渗透率低的主要原因，为进一步提高阿尔凹陷地区的储层综合评价，建立精细的渗透率解释模型奠定了基础。

阿尔凹陷；凝灰质含量；渗透率；低孔低渗；油气藏

低孔低渗储层一般指孔隙度小于15%、渗透率低于50×10－3μm2的储层 （碎屑岩）。在我国各主要油田中，均不同程度地分布着低孔低渗油气藏。由于影响储层低孔低渗的因素众多，如岩石颗粒的成分、大小、分选、排列、组合，胶结物的成分、含量、胶结类型，压实作用及溶蚀作用等都与低孔低渗成因有关［1］，导致对储层的识别及评价、油气层的划分、产能评价造成诸多困难，因此有必要加强孔隙度、渗透率影响因素的分析和研究。

阿尔凹陷属于典型的低孔低渗储层，储层孔隙结构复杂，且阿尔善组凝灰质含量较高，导致其孔隙度、渗透率较低。因此，正确认识凝灰质含量对该区储层的影响程度，对阿尔凹陷低孔低渗成因分析与解释模型的建立具有重要的理论意义和实际意义。

1 地质概况

阿尔凹陷构造上隶属二连盆地巴音宝力格隆起区东北部，跨中国和蒙古两国。南与巴音都兰凹陷北洼槽相邻，东与乌里雅斯太凹陷隔隆相望，北邻蒙古国塔木察格凹陷。凹陷南北长约80km，东西宽约15～20km，国内部分650km2，埋深约3800m；主要勘探目的层为下白垩统，下白垩统沉积面积约1500km2，其中主要含油层位为腾格尔组和阿尔善组。根据凹陷的结构、沉积构造发育特点，该凹陷自东向西依次可以划分为东部陡带、中央背斜带、中央洼槽带和西部斜坡带［2］。

由于沉积母岩的复杂性，造成储层岩性复杂多样，其岩性主要由腾一上亚段的细砂岩、腾一下亚段的砂砾岩、阿尔善组的凝灰质砂岩等不同岩性组成。根据薄片分析资料，在砂砾岩储层中其矿物成分主要为石英、长石、少量变质岩块、凝灰岩块等，胶结物含量5%～12%，平均为6.5%，胶结物主要成分为白云石、泥质杂基及方解石；在凝灰质砂岩储层中碎屑含量占59%～75%，其中石英含量39%～43%、长石含量46%～49%；岩屑以凝灰岩岩屑为主 （占9%～12%），变质岩岩屑次之 （占1%～4%），胶结物含量占25%～40%，基本为凝灰质；颗粒风化中等，分选中等，磨圆度次棱－次圆状，胶结类型为孔隙式，颗粒之间点－悬浮接触为主，储集空间主要为粒间孔。

根据岩心物性分析，阿尔凹陷孔隙度分布在3%～30%之间，渗透率分布在 （0.01～1140）×10－3μm2。其中腾一上亚段，岩性较细，孔隙度平均16.8%，渗透率平均63.9×10－3μm2，属于中孔中渗储层；腾一下亚段砂砾岩，孔隙度平均10.06%，渗透率平均45.98×10－3μm2，属于低孔低渗储层；阿尔善组凝灰质砂岩，孔隙度平均9.48%，渗透率平均5.09×10－3μm2，属于特低孔特低渗储层。

2 凝灰质含量对储层渗透率的影响

2.1 凝灰质含量与渗透率分布范围的关系

通过对研究区200块岩心的薄片资料和物性资料统计，该区凝灰质含量分布在0%～40%之间，渗透率分布范围在 （0.01～100）×10－3μm2之间。为了分析凝灰质含量对储层渗透率的影响，绘制了不同凝灰质含量与渗透率分布范围的频率直方图。凝灰质含量占0%～10%，渗透率主要分布在 （10～100）×10－3μm2之间，储层物性较好；凝灰质含量占10%～20%，渗透率主要分布在 （1～10）×10－3μm2之间；凝灰质含量占20%～30%，渗透率主要分布在 （0.1～1）×10－3μm2之间；凝灰质含量占30%～40%，渗透率主要分布在 （0.01～0.1）×10－3μm2之间，储层物性差。

图1 岩心孔隙度与渗透率关系图

2.2 受凝灰质含量影响下的孔隙度与渗透率的关系

由于储层岩性、胶结物的差异，相近孔隙度的岩心渗透率差别在3个数量级左右 （见图1），由图1分析可知，孔隙度在10%时，渗透率最小为0.1×10－3μm2，最大可以达到100×10－3μm2左右，由此得出凝灰质含量对储层孔隙度影响不明显，对渗透率影响比较大。

3 凝灰质含量对渗透率影响分析

图2为Y井岩心毛管压力曲线及孔喉分布特征直方图。由物性分析资料表明，该岩心孔隙度为12.4%，渗透率为384×10－3μm2。由图2分析可知，排驱压力0.03MPa，喉道直径均值12.08μm，孔喉半径分布显示为双峰特征，粒间孔和微孔孔隙并存，粒间孔起主导作用，微孔也占一定的比例，储层物性较好。根据Y井同一深度下的薄片资料分析，其储层砂砾岩矿物成分主要为石英、长石、少量变质岩、凝灰岩块等。其中石英含量36%，长石含量40%，岩屑含量19%，胶结物含量5%，胶结物主要成分为白云石、泥质杂基及方解石。

图3为Z井岩心毛管压力曲线及孔喉分布特征直方图。由物性分析资料表明，该岩心孔隙度为4.5%，渗透率为0.04×10－3μm2。由图3分析可知，排驱压力7.18MPa，喉道直径均值0.05μm，孔喉半径分布显示为单峰特征，孔径0～0.1μm占主要部分，主要以微孔孔隙的形式存在，储层物性差。根据Z井同一深度下薄片资料分析，其储层凝灰质矿物成分主要以石英、长石、胶结物为主。其中石英28%，长石含量32%，胶结物含量40%，基本为凝灰质。

综合两口井的分析结果表明，凝灰质含量是影响阿尔凹陷地区低孔低渗的重要原因之一。凝灰质含量越高，对储层的孔隙和喉道的几何形状、大小、分布及其相互连通和配置关系的影响程度越大，堵塞孔喉越严重，储层的孔隙结构也就越差，相应的渗透率也就越低。

图2 Y井岩心毛管压力曲线和孔喉分布特征直方图

图3 Z井岩心毛管压力曲线和孔喉分布特征直方图

4 结 论

1）在系统分析岩心试验资料的基础上，确定了凝灰质含量高是影响阿尔凹陷低渗透率的主要原因之一。

2）储层凝灰质含量越高，孔隙结构越复杂。

3）由于阿尔凹陷凝灰质含量高导致相同孔隙度的岩心渗透率差别比较大，故在建立渗透率计算模型时，必须考虑凝灰质含量的影响。

4）由于阿尔凹陷不同油组凝灰质含量差异较大，必须分区块、分油组、分岩性建立适合该区块的低孔低渗储层解释模型。

［1］王宏语，樊太亮，肖莹莹，等.凝灰质成分对砂岩储集性能的影响 ［J］.石油学报，2010，31（3）：432～439.

［2］周明顺，殷浩，吴静锋，等.核磁共振测井评价低孔低渗储层有效性方法研究 ［C］.任丘：中国石油学会，2010.

Influence of Tuffaceous Content on Reservoir Permeability in A'er Sag

SHEN Hua（Author's Address：School of Earth and Space Sciences；Peking University，Beijing100871，China）

The low porosity and permeability reservoirs of A'er Sag in Erlian Basin were used as research object and based on the analysis of geological and reservoir characteristics，the influence of tuffaceous content on reservoir permeability was further studied，the result indicates that high tuffaceous content is the main reason of low permeability in the area.It provides a basis for improving reservoir evaluation and establishing fine permeability explanation model in A'er Sag of Erlian Basin.

A'er Sag；tuffaceous content；permeability；low porosity and low permeability；reservoirs

TE122.23

A

1000－9752 （2012）02－0062－03

2011－10－20

中国石油天然气集团公司科技专项 （2010－KJ132）。

沈华 （1970－），男，1998年大学毕业，高级工程师，博士生，现主要从事勘探技术方面的研究工作。

［编辑］ 龙 舟