准噶尔盆地阜东斜坡头屯河组二段储层自然产能控制因素分析

文华国，贾斌，蒋宜勤，靳军，祁利祺，李璐璐

准噶尔盆地阜东斜坡头屯河组二段储层自然产能控制因素分析

文华国1，贾斌1，蒋宜勤2，靳军2，祁利祺2，李璐璐2

（1.成都理工大学沉积地质研究院，成都610059；2．中国石油新疆油田分公司实验检测研究院，新疆克拉玛依834000）

阜东斜坡头屯河组是新疆油田重要的岩性圈闭勘探层系之一。大多数钻井在头屯河组二段储层试油获得高产，但压裂改造后产油量迅速衰减，甚至未见油，一定程度上制约了油气藏的深化勘探。因此，关于压裂前后自然产能存在较大差异的原因剖析就显得尤为重要和紧迫。利用钻井、测井、岩心、试油及分析化验等资料进行了综合研究，结果表明：沉积微相、凝灰质岩屑含量、黏土矿物相对含量、孔喉半径、储层敏感性和地层压力是控制阜东斜坡单井储层自然产能高低的关键因素；高含量的伊/蒙混层包膜削弱了水敏伤害，加上弱酸敏、弱速敏和较大的平均孔喉半径，是直接导致阜东斜坡头屯河组二段储层自然产能高的主要原因。上述研究为深化准噶尔盆地阜东斜坡头屯河组岩性油气藏勘探提供了重要的理论依据和生产指导。

自然产能；控制因素；储层；头屯河组；阜东斜坡；准噶尔盆地

0 引言

产能是油气储层动态特征的一个综合指标，是储层生产潜力和各种影响因素之间在互相制约的过程中达到的某种动态平衡［1］，可分为3类：自然产能、改造产能和潜在产能，其中自然产能是指打开产层之后的自然产出能力［2］。产能的研究必须遵循先自然形成后人工干预（时间的先后）的顺序，因此，对于岩性、物性、含油性或流体性质复杂的储层，自然产能的研究显得尤为重要。针对自然产能的相关研究，绝大多数都集中在自然产能的预测评价方面［2-7］。除此之外，李传亮等［8］剖析了低渗透储集层自然产能衰减快的原因，刘双莲等［9］探讨了沉积微相与储层产能的关系。通过系统的文献调研发现，针对自然产能主控因素分析的相关报道微乎其微。阜东斜坡位于准噶尔盆地东部，中侏罗统头屯河组为该斜坡最重要的勘探层位［10］，特别是在阜东5、阜东7及阜东8等井头屯河组钻获高产工业油流后，阜东斜坡侏罗系成为新疆油田公司2012年岩性圈闭勘探领域的重大发现之一。随着勘探的深入，寻找有利储层成为关键，然而大多数钻井试油高产，但压裂改造后产油量迅速衰减，甚至未见油。为什么不同井在压裂前后的自然产能存在较大差异？笔者尝试利用钻井、测井、岩心、试油及分析化验等资料，系统分析造成储层自然产能高低的先天性因素，为深化准噶尔盆地阜东斜坡头屯河组岩性油气藏勘探提供理论依据和生产指导。

1 区域地质概况

阜康凹陷属于准噶尔盆地东部的次级凹陷构造单元，研究区位于该凹陷东部斜坡带（图1），简称阜东斜坡，面积约800 km2，整体为一简单的低缓隆起鼻状构造。早侏罗世，阜东斜坡呈向南西倾斜的稳定斜坡并接受相对较深水的湖盆沉积［11-12］；中侏罗世头屯河期，各构造单元的持续隆升导致了湖盆的急剧萎缩与消亡，除阜东斜坡中西部发育了局限的小型湖泊外，广大地区为辫状河三角洲所占据，地层呈北薄南厚状［11-13］；晚侏罗世，燕山运动Ⅱ幕以垂直升降运动为主，北三台凸起及南部地区强烈抬升［14］，使侏罗系遭到严重剥蚀；白垩纪时期，研究区大致继承了晚侏罗世的沉积格局，以浅湖—河流相沉积为主，属干旱或半干旱气候［15］；喜山运动期，研究区发育巨厚的古近系、新近系及第四系冲积扇体沉积。阜东斜坡头屯河组以发育辫状河三角洲前缘亚相沉积为主，油藏类型主要为受水下分流河道砂体控制的地层-岩性复合油藏，埋藏深度为2 100～3 000 m。

图1 阜东斜坡构造位置及井位分布图Fig.1 The structural location and wells distribution of eastern Fukang slope

2 储层岩石学特征

阜东斜坡头屯河组自下而上可划分为3段：头一段（J2t1）、头二段（J2t2）和头三段（J2t3）（图2），其中头二段是阜东斜坡主力储集层，地层厚度为0～200m，岩性以细粒长石岩屑砂岩为主，其次为细—中粒岩屑砂岩。碎屑骨架组分以岩屑为主，石英含量低，岩屑组分以凝灰岩为主，同时含有较多的安山岩和千枚岩（图版Ⅰ-1），成分成熟度很低。碎屑分选好—中等，次棱角状，颗粒支撑，以孔隙型、压嵌型胶结为主，结构成熟度中等。填隙物类型较多，以泥质为主，其次为方解石，见少量高岭石、水白云母和方沸石，局部见绿泥石，其中泥质填隙物以伊/蒙混层为主（图版Ⅰ-2），其次为高岭石、伊利石和绿泥石，并以充填粒间孔隙（图版Ⅰ-3）和薄膜状包裹颗粒2种方式赋存。胶结物类型多，除自生黏土矿物外，还含有方解石（图版Ⅰ-3）、黄铁矿、方沸石和片沸石等，但总体含量低。碎屑颗粒以点接触为主，局部为点—线接触，孔隙式胶结，反映砂岩在成岩过程中经历了较弱的压实作用。砂岩的孔隙保存好，以原生粒间孔为主（图版Ⅰ-1），其次为剩余粒间孔和粒间溶孔组合。孔隙结构具有分选性较好、中等偏粗—细喉及略粗歪度等特征。孔渗相关性好，整体上阜东斜坡头屯河组二段属中孔、中渗孔隙型储层。

图2 阜东7井储层综合柱状图Fig.2 Integrated column of reservoir of Fudong 7 well

3 储层产能控制因素

通过阜东斜坡头屯河组二段储层物性与试油结果对比（表1），发现试油为干层的储层物性明显好于试油为油层的储层，说明储层物性好并不代表储层产能就好。笔者从沉积微相、碎屑组分、黏土矿物含量、孔喉半径、储层敏感性及地层压力等6个方面来剖析造成阜东斜坡不同井头屯河组储层自然产能高低的原因。

3.1沉积微相对储层产能的控制作用

已有的研究表明，物质供给和沉积水动力条件的组合关系是影响沉积微相产能分布的重要因素，如物质供给充分、稳定的强水动力条件下的分流河道微相的中心位置，测试产能相对稳定，主要发育中高产层，而分流河道微相边缘和毗邻的河口坝微相，测试产能有不稳定的特点［9］。阜东斜坡头屯河组二段试油层段沉积微相与日产液量相关性统计结果显示，水下分流河道微相自然产能最好，其次是河口坝微相（表2）。

表1 阜东斜坡头屯河组二段试油段物性与日产液量对比Table 1 The reservoir properties of oil test section and the comparative statistics of daily fluid production of the second member of Toutunhe Formation in eastern Fukang slope

表2 阜东斜坡头屯河组二段沉积微相与储层产能关系Table 2 The relationship between sedimentary microfacies and reservoir productivity of the second member of Toutunhe Formation in eastern Fukang slope t/d

3.2碎屑组分与日产油量密切相关

不同井位、不同层段或不同井位、相同层段的碎屑成分含量、黏土矿物类型及含量对储层的发育和开发效果具有明显的影响。以碎屑组分中的凝灰岩岩屑含量对日产油量的影响为例，其表现为在早成岩期，凝灰岩岩屑极易蚀变为蒙脱石、伊/蒙混层等黏土矿物，并包裹在碎屑颗粒周围，形成早期的黏土矿物包壳；在开采早期，凝灰岩蚀变的伊/蒙混层含量越高，产能则越好，但是经过压裂后，碎屑组分中的凝灰岩岩屑含量则可能是导致产能下降的重要因素。如阜东7井2 821～2 894 m试油段，在压裂前，其原始平均孔隙度为14.93%，原始平均渗透率为39 mD；压裂后，其核磁孔隙度为14%，核磁渗透率却降低至2.92 mD，下降幅度达97.5%。此外，该试油段水敏中等偏强，酸敏中等偏弱，速敏弱，其凝灰岩岩屑体积分数较高，达56%，严重堵塞孔喉，因此，凝灰质含量越高，储层孔隙结构就越差，相应的渗透率就越低，水敏性就越强。

阜东斜坡头屯河组二段砂岩储层凝灰质含量与储层物性相关性分析结果表明，孔隙度与凝灰质含量无相关性，而渗透率与凝灰质含量则呈明显的负相关性（图3），这与阿尔凹陷砂岩储层中凝灰质含量较高是导致储层渗透率降低的主要原因［16-17］的认识相一致。

图3 阜东斜坡头屯河组二段凝灰质含量与渗透率相关性Fig.3 The correlation between tuffaceous content and permeability of the second member of Toutunhe Formation in eastern Fukang slope

3.3黏土矿物含量与产油量关系

阜东斜坡评价井试油段的统计表明，日产油量与蒙脱石、高岭石和伊利石含量呈负相关性（表3），即当蒙脱石、高岭石和伊利石含量较高时不利于日产油量的增加；此外，绿泥石含量与产能的负相关性尤为明显，而伊/蒙混层相对含量则与产能呈正相关性（表3）。尽管伊/蒙混层和蒙脱石会造成储层水敏伤害，但研究区伊/蒙混层主要以包膜形态产出，可以保护原生孔隙，使得储层物性变差，一定程度上削弱了水敏的伤害。

表3 重点评价井头屯河组二段储层综合对比解剖一览表Table 3 A list of reservoir comprehensive comparison of for focus appraisal wells of the second member of Toutunhe Formation in eastern Fukang slope

3.4孔喉半径与产油量和出油方式关系

统计表明，试油段平均孔喉半径与日产油量呈正比，当平均孔喉半径大致为3 μm时产能最好［图4（a）］；最大孔喉半径与油层出油方式密切相关，最大孔喉半径越大，储层可以以自喷方式出油，而稍小时则需采用压裂的方式，更小时则可能表现为干层［图4（b）］。

图4 阜东斜坡头二段试油段平均孔喉半径与日产油量关系（a）及最大孔喉半径与开发方式关系（b）Fig.4 Relationship between the average pore throat radius and daily oil production（a）and relationship between the maximum pore throat radius and development model（b）of the oil test section of the second member of Toutunhe Formation in eastern Fukang slope

3.5储层敏感性与日产油量密切相关

储层敏感性分析是油气田开发过程中的一项重要工作，对于钻井过程中的储层保护、开发方案部署及其调整均具有重要的指导作用。储层敏感性分析一般包括水敏、酸敏、碱敏、盐敏和速敏等方面。从总体上看，阜东斜坡头屯河组二段不同位置具有不同的敏感性和敏感性强度（图5）：北43井—阜东071井—阜东12井以弱—中盐敏为主，阜东7井以中—强速敏和酸敏为主，阜东6井以弱速敏为主，阜东2井和阜东021井以强速敏为主，北62井和阜东9井以弱速敏为主，阜东022井、阜东052井、阜东10井、阜东5井和阜东051井以中—弱盐敏和酸敏为主，阜东8井和阜东081井以强酸敏为主，阜东11井以强水敏和盐敏为主，北38井和西泉13井以强盐敏、碱敏和速敏为主。结合试油结果，综合分析后发现，平面上储层敏感性损害率越小，日产油量越高（图5）。

图5 阜东斜坡头屯河组二段敏感性与试油结果平面分布Fig.5 The plane distribution of reservoir sensitivity and oil test results of the second member of Toutunhe Formation in eastern Fukang slope

3.6地层压力与产油量关系

准噶尔盆地东部地区的地层异常压力与区带分布有关，发育3种类型的异常压力：南部断褶带在深部为高幅度的异常高压，中部斜坡带为低幅度的异常高压，北部凹陷区则为低幅度的负压［18］。阜东斜坡侏罗系的试油层位较多，实测压力资料较丰富，但该区压力大小与层位、深度没有直接的关系，而主要与各井所处的地理位置和构造位置有关［19］。压力系数统计表明，阜东斜坡地层压力系数为1.2～1.7，以异常高压—超压为主，平面上具有自东向西、自南向北压力系数明显降低的趋势（图6）。由于砂岩的压实作用是不可逆转的过程［20］，地层超压可以减慢机械压实作用的速率，但不会导致岩石原生孔隙度的增加［21］。当浅层流体超压一旦形成，并在地质历史中继续存在，那么在埋藏过程中流体超压将持续保护砂岩的原生孔隙，避免砂岩遭受更大程度的机械压实作用，目前很多有意义的原生孔隙保存通常被认为是砂岩中出现流体超压的结果［22-24］。

开采早期，阜东斜坡地层的高—超高压有利于储层原生粒间孔隙的保存。阜东高产井往往处于高—超高压区（图6），但随着油气的开采，储层孔隙流体压力的释放，可能导致储层原有的孔渗结构被破坏，而不能继续开采［25-26］。当地层压力系数过大时，开井压差就相应增加，泄压时流体流速过快，导致储层中的黏土颗粒等微小粒子堵塞孔隙和喉道，从而降低渗透率，影响产能；同时，泄压时的流体流速过快，也会使油水呈乳状，或使溶解在油中的气体逸出，发生贾敏效应，从而对油气产能产生消极影响［27］。因此，并非地层压力越大，油气产能就越高。

图6 阜东斜坡与西泉地区地层压力等值线图Fig.6 Isogram of strata pressure in eastern Fukang slope and Xiquan area

4 结论

（1）沉积微相、凝灰质岩屑含量、黏土矿物相对含量、孔喉半径、储层敏感性和地层压力是控制阜东斜坡单井储层自然产能高低的关键因素。

（2）稳定的强水动力条件下的水下分流河道微相自然产能高，其次是河口坝微相。

（3）压裂开采阶段，高—超高压地层和高凝灰质岩屑含量会导致产能递减。

（4）高含量的伊/蒙混层包膜削弱了水敏伤害，加上弱酸敏、弱速敏和较大的平均孔喉半径是直接导致阜东斜坡头屯河组二段储层自然产能高的主要原因。

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Controlling factors for natural productivity of the second member of Toutunhe Formation in eastern Fukang slope,Junggar Basin

WEN Huaguo1，JIA Bin1，JIANG Yiqin2，JIN Jun2，QI Liqi2，LI Lulu2
（1.Institute of Sedimentary Geology，Chengdu University of Technology，Chengdu 610059，China；2.Research Institute of Experiment and Detection，PetroChina Xinjiang Oilfield Company，Karamay 834000，Xinjiang，China）

The Toutunhe Formation in eastern Fukang slope is one of the most important exploration layers of lithologic traps for Xinjiang Oilfield Company.Most drilling oil production tests show that the reservoir of the second member of Toutunhe Formation is high yield oil layer.However,if they were reformed by fractures,the oil yield decreased rapidly, even cannot see any oil,which restricts the further exploration in reservoir to some extent.Therefore,it is of importance and urgency to analyze how the fracture can make natural productivity differently.Trough the comprehensive research of drilling,logging,lithology,oil production test and analysis assay data,this paper suggested that:sedimentary microfacies, contents of tuffaceous fragments,relative content of clay minerals,radius of pore throat,reservoir sensitivity and strata pressure are the key factors to control reservoir natural productivity of single well in Fudong slope.High content of illite and smectite mixed layer coating,which weakens the water sensitivity damage,the weak acid and velocity sensitivity, and the average radius of the pore throat,those are the main reasons caused the high productivity in the second member of Toutunhe Formation in eastern Fukang slope.This study will provide important theoretical foundation and productioninstruction for the further lithologic reservoir exploration of Toutunhe Formation in eastern Fukang slope.

naturalproductivity；controllingfactor；reservoir；ToutunheFormation；easternFukangslope；JunggarBasin

TE122.2+3

A

1673-8926（2014）02-0009-06

2013-11-05；

2013-12-18

中国石油新疆油田分公司项目“准东阜东及西泉地区侏罗系头屯河组储层对比研究”（编号：C4006-2012）资助

文华国（1979-），男，博士，副教授，主要从事沉积学和石油地质学方面的教学和科研工作。地址：（610059）四川省成都市成华区二仙桥东三路1号成都理工大学沉积地质研究院。E-mail：wenhuaguo@qq.com。