南堡油田南堡1、2号构造馆陶组储层特征研究

2013-08-20赵其生中石油冀东油田分公司生产运行处河北唐山063004

石油天然气学报 2013年7期

赵其生（中石油冀东油田分公司生产运行处，河北唐山063004）

于连忠（中石油吉林油田分公司油藏评价部，吉林松原138000）

1 区域地质背景

南堡油田区域构造隶属渤海湾盆地黄骅坳陷北部的南堡凹陷，位于南堡凹陷的西、南部海域部分。南堡凹陷是渤海湾中新生代盆地内部的一个次级中小型凹陷，属于黄骅坳陷中新生代裂谷盆地的二级负向构造单元，北以西南庄断层为界，北东以柏各庄断层为界，南以沙北断层为界，凹陷面积1932km2。南堡油田主要发育南堡1号～南堡5号等5个有利构造，有利勘探面积1000km2。研究区南堡1、2号构造是发育在潜山背景上北东走向的新近系及古近系背斜构造，并被断层切割成复杂断块[1，2]。馆陶组（Ng）为湖盆拗陷期发育的辫状河及三角洲沉积，地层岩性特征自下而上具有明显的四分特点：底部为块状砾岩、含砾砂岩发育段，局部发育玄武岩、火山碎屑岩；下部为深灰色火山碎屑岩、玄武岩、灰白色安山岩发育段；上部为灰白色细砂岩与灰绿色泥岩不等厚互层；顶部为块状含砾砂岩。据此，可将Ng进一步划分为NgⅠ、NgⅡ、NgⅢ、NgⅣ油层组，油层主要发育在NgⅡ、NgⅣ油层组。不同油层组储层岩性组合上的差异，致使其在储层物性、微观孔隙空间组合特征及储层类型和分布特征上都存在一定的差异，尤其对火山岩段储层特征尚未统一认识。笔者在岩心和薄片观察及分析测试的基础上，明确Ng岩性和微观孔隙结构特征及不同成因储层的储集空间和分布特征。

2 岩石学特征

钻录井资料显示，研究区岩石类型分两大类：火山岩类和碎屑岩类。

研究区火山岩主要发育于1号构造NgⅢ油层组，在NgⅣ油层组亦有零星分布。研究通过对Ng的18口取心井岩心观察认为，研究区火山岩类型多样，可分为熔岩类和火山碎屑岩类，主要有：致密块状玄武岩（图1 （a）、（b））、气孔（杏仁）状玄武安山岩（图1 （c））、凝灰岩（图1 （d））、熔结火山角砾岩（图1（e））。前人提出的玄武质泥岩[3]实际上是风化的玄武质火山角砾岩（图1（f）、（g）），强烈风化破碎的火山岩，其岩电关系表现为自然伽马略高，电阻率大幅降低，但并不是泥岩。

研究区的碎屑岩类主要是分选好，泥质含量低的砂砾岩、含砾不等粒砂岩、不等粒砂岩、粗砂岩、中砂岩和细砂岩。各类砂岩的砾石中，火山岩砾石体积分数在60%以上。并且在Ng发现明显的泥石流成因的泥质砂砾岩（图1（h）），岩性为泥砂质砾岩，特征为砾石大小混杂，漂浮于泥砂质中，泥质含量高。

图1 研究区岩石类型及特征

3 储层物性特征

从147块物性样品分析资料看，研究区Ng高孔－特高孔、高渗－特高渗储层发育，占样品总数的56%以上，岩性主要为细砂岩和中砂岩；其次是中孔、中渗储层，占样品总数28%左右，岩性以细砂岩为主。不等粒砂岩储层以特低孔、特低渗为主，基本为无效储层（图2）。总体而言，研究区Ng碎屑岩储层物性较好。

4 储层微观孔隙特征

4.1 孔隙类型

根据薄片鉴定结果，研究区储层孔隙类型多样，以原生粒间孔为主，粒间溶孔、粒内溶孔和铸模孔、杂基内微孔发育。

图2 研究区Ng孔、渗交会图

1）原生粒间孔是研究区最主要的孔隙类型，在颗粒分选好、粒间杂基不发育的岩石中这类孔隙发育最好（图3（a））。粒间孔具有高配位数、孔隙连通性较好、喉道较粗的特征。

2）粒间溶孔和铸模孔是研究区重要的孔隙类型，在火山岩岩屑尤其是基性火山岩岩屑含量高的岩石中最发育，为碳酸盐交代岩屑、长石后溶蚀形成（图3（b））。粒间溶孔具有孔隙连通性较好、喉道粗的特征。

3）粒内溶孔是研究区重要的的孔隙类型，由颗粒内部组分溶解而形成的，常有长石和岩屑颗粒的溶孔。常见在火山岩岩屑尤其是基性火山岩岩屑含量高的岩石中由碳酸盐交代岩屑、长石后溶蚀而成。溶蚀强烈时，碎屑颗粒呈蜂巢状或呈残骸状（图3（c））。粒内溶孔具有孔隙连通性较差、喉道细的特征。

4）杂基内微孔发育于粒间杂基内，铸体薄片中呈淡红色，以这类孔隙为主的岩石均不含油，多为无效孔隙，因此，研究中将之定为非储层（图3（d））。

图3 研究区储层孔隙类型及特征

4.2 孔隙组合特征

根据铸体薄片鉴定，研究区孔隙组合类型有：粒间孔＋粒间溶孔＋粒内溶孔、粒间溶孔＋粒内溶孔、粒间溶孔＋粒内溶孔＋晶间微孔＋铸模孔、粒间溶孔＋粒内溶孔＋铸模孔、粒内溶孔、杂基内微孔组合6种组合类型，并以粒间孔＋粒间溶孔＋粒内溶孔组合为主，其次是粒间溶孔＋粒内溶孔和杂基内微孔组合。不同孔隙组合类型的孔隙结构造特征明显不同（表1）。统计分析表明，粒间孔＋粒间溶孔＋粒内溶孔组合孔隙所占比例不是最大，但喉道粗，配位数高，连通性好，储层孔隙结构最好，物性好；粒间溶孔＋粒内溶孔＋晶间微孔＋铸模孔组合孔隙大，连通性较好，但喉道复杂，配位数较低；粒内溶孔组合孔隙配位数较低，连通性差；杂基内微孔组合最差，喉道极细，属无效孔隙。

表1 孔隙结构参数及特征表

4.3 孔隙结构分类

根据物性资料分析，研究区高渗－特高渗储层占56%以上，而低渗－特低渗储层仅占17%，说明研究区储层渗流能力较好。喉道形状和大小的不同可以产生不同的毛细管力，进而影响孔隙的储集性能和渗透率。压汞曲线可以反映不同孔隙大小和分布。压汞曲线偏向左下方的为粗歪度，歪度越粗，排驱压力越低；其物性越好，压汞曲线上出现的平台越宽，孔喉分选性越好。根据压汞分析，研究区发育4类孔隙结构类型。

1）Ⅰ类孔隙结构储层的排驱压力低，进汞饱和度高，渗流特征最好（图4（a））；孔隙结构为粗孔喉、好分选型，岩性为中砂质细粒长石岩屑砂岩，分选好，泥质含量低，孔隙组合类型为粒间孔＋粒间溶孔＋粒内溶孔，此类型孔隙结构储层为高孔高渗－特高渗储层。

2）Ⅱ类孔隙结构储层的排驱压力较低，进汞饱和度较高，渗流特征较好（图4（b））。孔隙结构为粗孔喉、好－中分选型，岩性为中砂质细粒长石岩屑砂岩，分选较好，泥质含量较低，孔隙组合类型为粒间溶孔＋粒内溶孔＋铸模孔或粒间溶孔＋粒内溶孔＋晶间微孔＋铸模孔，该类型孔隙结构储层为中高孔中高渗储层。

3）Ⅲ类孔隙结构为中细孔喉、中分选型，砂岩泥质含量较高（图4（c）），孔隙组合类型为粒间溶孔＋粒内溶孔＋晶间微孔＋铸模孔，此类型孔隙结构储层为中低孔中低渗储层。

4）Ⅳ类孔隙结构为细孔－微细喉、差分选型（图4（d）），砂岩泥质含量高，孔隙组合类型为粒内溶孔组合或杂基内微孔组合，此类型孔隙结构储层为特低孔特低渗至非储层。

图4 不同类型孔隙结构压汞曲线特征

5 宏观非均质性

储层非均质性是指储层在形成过程中受沉积环境、成岩作用和构造作用的影响，其基本性质（岩性、物性、电性和含油气性等）在三维空间分布上的不均一性[4]。这些不均一性是影响地下流体运移及油气采收率的主要因素，引起油田开发中存在的诸如层间干扰、单层突进、剩余油局部富集等现象[5，6]。宏观非均质性可从层内非均质性、层间非均质性和平面非均质性三方面来论述。

1）层内非均质性 Ng内非均质性强，单层内渗透率分布很不均，渗透率级差相差很大，最大上千倍，最小仅差几倍，渗透率变异系数一般都大于0.5，最高达2.89，单层突进系数一般都大于2.1，反映出较强的层内非均质性。如NP12－X77井5－6号解释层厚度25.8m，平均渗透率734mD，最大3690mD，最小1mD，渗透率级差3690倍，单层突进系数4.19，渗透率变异系数1.25。在层内，渗透率的旋回性与沉积旋回性是一致的，总体上是由前缘向分流河道增大，由河道侧缘向主河道区增大，由边滩向天然堤减小。

2）层间非均质性纵向上由于河道频繁摆动，各砂层处于不同沉积部位，有着不同的岩性组合，因而导致层间明显的非均质性。根据岩心物性分析资料统计，相邻的单砂层层间渗透率级差最大为1300倍，一般都大于183倍，非均质系数最大4.19，一般都大于1.68，渗透率变异系数范围为0.51～1.21。由此可见，Ng储层不但层内非均质性强，层间非均质性也较严重。

3）平面非均质性砂岩的分布上，具有明显的非均质性：成带分布特征明显，沿河道方向，连续性好，横切河道方向连续性差。平面上不同沉积相带储层物性差异明显，导致储层平面上较强的非均质性：主河道和水下分流河道岩性粗、厚度大、平均孔隙度25%，平均渗透率619.8mD，河道间和河漫及三角洲前缘席状砂储层岩性细，泥质含量高，储层物性差（平均孔隙度7.5%，平均渗透率9.69mD）。

6 储层类型及其展布特征

研究区Ng为湖盆拗陷期发育的辫状河及三角洲沉积，研究区NgⅣ下部发育碎屑岩储层，NgⅢ和NgⅣ上部同时发育碎屑岩储层和火山岩储层，尤其是1号构造NgⅢ，火山岩厚度大、分布范围广，几乎覆盖整个1号构造。NgⅡ和NgⅠ只发育碎屑岩储层。根据储层成因和展布特征可将研究区储层分为3类。

6.1 河流－三角洲相成因的条带状储层

此类储层为以辫状河和三角洲分流河道沉积为主的河道成因砂体，呈条带状展布，具有延伸方向连通性好、侧向尖灭快的特点，岩性以中砂岩和细砂岩为主，是研究区主要储层类型；储层储集空间以粒间孔＋粒间溶孔＋粒内溶孔为主，物性整体较好。研究区辫状河道由西北方向进入1号构造区，并逐渐过渡为近东西方向进入2号构造区。另外，2号构造在NgⅠ和NgⅡ还有来自于西南方向的物源供给，形成南西－北东方向展布的条带状储层。

6.2 以火山碎屑为物源的火山裙扇储层

此类储层见于火山岩发育层段，是以火山碎屑为物源，在火山岩区边缘近源快速沉积形成的粗碎屑扇形储层，储层尖灭较快，颗粒较粗，分选差，分布范围较小，储集空间组合以粒间溶孔＋粒内溶孔＋晶间微孔＋铸模孔为主，物性相对较差。在原始的地形上，具有上倾尖灭于火山、侧向尖灭于扇间泥岩的透镜状分布特征。在NgⅣ沉积期，存在多个局部火山碎屑供给点，形成的火山裙扇规模小、数量多，通常构成鸟足状火山碎屑沉积复合体。NgⅢ沉积期，火山岩分布范围较大，源区碎屑厚度大，沉积物供给充足，尤其是在多期火山活动的基础上形成的火山裙扇复合体规模相对较大。

6.3 火山前缘的自碎角砾状熔岩环形储层

岩心观察发现，研究区发育一类原生的玄武质火山角砾岩，这类玄武质火山角砾岩或被方解石胶结、或熔结或由于砾间凝灰质含量高而孔隙度低。研究区部分玄武质火山角砾岩由于风化程度高，致砾间界线不清楚，被误认为是玄武质泥岩而被忽略。

原生玄武质火山角砾岩，实际上是熔岩自碎作用形成的角砾状熔岩，亦称自碎角砾状熔岩。熔岩在流动过程中，由于冷凝速度差异，表层熔岩冷凝固结速度快，已固结的表层随着中部熔岩的流动不断发生脆性破裂，并传到前缘堆积，形成自碎角砾状熔岩[7，8]。这类熔岩破碎强烈，碎块大小不等，碎块间孔隙、碎块内收缩缝和气孔发育，加之后期成岩作用改造，可形成粒间孔、粒内溶孔、气孔、收缩孔缝及其组合类型储集空间。通过对比原生破碎后，被钙质胶结、未受风化和没有胶结、受风化强烈的玄武质火山角砾岩，发现未风化自碎角砾状玄武岩特征为：成分单一，相邻自碎角砾可相互拼接，自碎角砾间不规则裂缝发育，粒间多被方解石或凝灰质胶结。

根据自碎角砾状玄武岩储层的测井、地震分析，结合其他油田这类储层特征分析，制定了自碎角砾状玄武岩的识别标准（表2）。

表2 自碎角砾状熔岩储层识别标准

火山前缘的自碎角砾状熔岩一般位于一期火山岩上部，其下为块状熔岩，通常由火山向外、绕熔岩流分布，环火山呈环形展布，向上尖灭于火山熔岩中。录井资料显示，在研究区火山岩高阻低时差段，相对低阻高时差的自碎角砾状火山熔岩中，荧光级的油气显示丰富，具有成藏的良好条件，值得深入研究，下步工作可有针对性的对此类储层进行相关的分析测试，以进一步了解验证该类储层物性特征及含油性特征。