莫西庄油田低渗透储层特征与成因

2014-10-17张江华刘传虎朱桂林董臣强周晋科

特种油气藏 2014年3期

张江华，刘传虎，朱桂林，董臣强，周晋科

(中石化胜利油田分公司，山东东营 257000)

引言

莫西庄油田位于准噶尔盆地中央坳陷盆1井西凹陷东南，东接马桥凸起，西邻昌吉凹陷，面积为240 km2。研究区侏罗系自下而上分别发育八道湾组、三工河组和西山窑组。其中主力含油层位为三工河组二段，储层厚度相对稳定，隔夹层空间分布复杂，非均质性强，为中—低孔、低渗储层［1－4］。

截至2012年，莫西庄油田上报探明石油地质储量为2059×104t，展现出良好油气勘探前景。然而，“油水关系复杂、油气富集规律不明”等问题制约着该油田的勘探开发进程。因此，加强对低渗透储层特征的研究，了解低渗透储层的成因，寻找低孔低渗储层中相对优质储层，明确其分布规律，对准噶尔盆地腹部非常规油气勘探开发具有重要的指导意义。

1 储层特征

1.1 岩石学特

1.1.1 以低成熟度的岩屑砂岩为主，塑性岩屑发育

三工河组二段砂岩类型以成分成熟度低的长石岩屑砂岩为主，其中碎屑成分石英含量一般为40%～75%，平均为48.86%，石英颗粒阴极发光下表现为蓝紫色和深棕色，反映出石英颗粒的多源性;长石含量一般为18% ～35%，平均为20.43%，砂岩中长石种类多样，主要有钾长石、钠长石及斜长石，蚀变程度中等;岩屑含量一般为20% ～50%，平均为32.67%(表1)，塑性岩屑主要是低变质的千枚岩及少量板岩、泥岩和云母。塑性岩屑含量与砂岩的粒级密切相关，粒级越细，其含量越高。

表1 莫西庄三工河组岩石成分

1.1.2 砂岩填隙物总量低，结构成熟度较高

填隙物总量低，杂基以泥质为主，平均含量为3.86%，呈不均匀状分布于颗粒之间，胶结物平均含量为3%，胶结物类型多样，主要为碳酸盐胶结、硅质胶结和自生黏土矿物胶结。其中碳酸盐胶结物含量一般为0.50% ～6.00%，平均为1.92%，主要有方解石和白云石，硅质胶结物含量较低，一般为0.5% ～2.0%，黏土矿物胶结为高岭石，含量一般为1.0% ～4.0%，平均为2.1%。胶结物总量为1.0% ～11.5%，平均为4.02%。砂岩以中、中粗、粗中粒为主，分选中—好，磨圆中等，表现出较高的结构成熟度，反映形成于水流淘洗比较充分的沉积环境。

1.2 储集空间特征

1.2.1 孔隙类型

通过对取心井段铸体薄片和扫描电镜资料分析，结合对三工河组砂岩成岩作用特征的研究，将其孔隙类型主要分为次生溶蚀孔隙和原生粒间孔隙2种基本类型。孔隙类型均以溶扩粒间孔隙为主，含有一定数量的残余粒间孔隙和粒内溶孔隙(图1)。

图1 莫西庄油田三工河组储层显微照片

(1)残余粒间孔隙。残余粒间孔隙又名剩余粒间孔孔隙，是砂岩经历了机械压实、石英及长石的再生长或其他胶结作用后，剩余的原生粒间孔隙残存部分，粒间内部及颗粒边缘无明显溶蚀现象。该类孔隙形态呈三角形、多边形，在钙质胶结、高岭石自生矿物及其他胶结物的填充时不发育(图1a、b)。

(2)粒间溶孔隙。粒间溶孔隙是颗粒边缘被明显溶蚀，或残余粒间孔隙的填隙物被明显溶蚀而形成的孔隙，是莫西庄地区最主要的孔隙类型，多呈港湾状，以粒间的碳酸盐胶结物被溶解为主(图1c)，长石的溶解现象也比较常见，在溶蚀的长石颗粒附近可见高岭石。

(3)粒内溶孔隙。莫西庄地区粒内溶孔隙多为火山岩屑、变质岩屑和长石颗粒内的溶孔隙。在镜下，孔隙大小不等，形态不规则，呈斑点状分布，总量较小。粒内溶孔隙多与溶扩粒间孔隙伴生存在(图1d)，是砂岩中火山岩屑和长石等可溶组分在埋藏过程中发生选择性溶蚀的结果。

(4)晶间孔隙。晶间孔隙主要为自生高岭石晶间孔隙(图1e、f)。电镜下单晶体常为不规则片状，集合体呈杂乱堆积;成分复杂，常混有蒙脱石、伊利石和I/S间层矿物;孔隙的分布及大小极不均匀，一般孔径小于5 μm，孔间相互连通性差异较大。

(5)微裂隙。刚性颗粒如石英等，在应力的作用下，发生强烈的破碎。尽管在莫西庄地区这种孔隙类型小于1%，但由于破碎微裂缝缺少硅质胶结充填(图1g、h)，具有一定的储集空间，可作为良好的渗流通道。

1.2.2 孔喉结构

研究区储层孔隙度主要分布在3% ～18%，峰值为15%。储层渗透率主要分布范围为0.1×10－3～80.0 ×10－3μm2，平均渗透率为 10 ×10－3μm2，具有中低孔、中细喉特征，这是导致该套储层物性差的原因。

通过压汞资料的分析研究和对其毛管压力曲线形态及各特征参数的统计分析，将其孔隙结构分为3种类型。

(1)粗态型。该类孔隙平均排驱压力为0.04 MPa，汞饱和度中值压力值平均为0.35 MPa，最大汞饱和度值大于90%，平均孔喉半径为6.7 μm。主要发育于中、粗砂岩中。具该类孔隙结构的储层物性较好，储集空间以粒间孔隙和溶蚀孔隙为主，储渗能力强。

(2)偏细态型。该类孔隙平均排驱压力为0.25 MPa，汞饱和度中压力平均为3.1 MPa，最大汞饱和度值平均为85.2%，平均孔喉半径为0.41 μm。主要发育于含砾砂岩、细砂岩中。储集空间以溶蚀孔隙和晶间孔隙为主，储集能力和渗流能力中等。

(3)细态型。储层平均排驱压力为1.6 MPa，汞饱和度中值压力平均为37.20 MPa，最大汞饱和度值平均为79.3%，平均孔喉半径为0.04 μm。主要发育于粉砂岩、泥质粉砂岩。储集空间以微孔隙为主，储集能力和渗流能力差。

1.2.3 储层相对渗透率特征

通过对莫西庄地区5口井17块岩心的油、水相对渗透率曲线特征分析认为，研究区储层表现出低渗透和束缚水饱和度高的特点，束缚水饱和度为35%。油水两相共渗区范围为45.2%，油水两相等渗点对应的饱和度在60%以上，储层岩石润湿性为较强亲水性。

2 低渗透成因影响因素

2.1 沉积作用

沉积作用除了控制着储层的厚度、规模、空间分布等宏观特征外，还决定着岩石的成分、结构成熟度、填隙物含量等特征，控制着岩石原始孔隙度和渗透率，对成岩作用类型、强度及进程起着重要作用［5－8］，是低渗储层形成的内因。

2.1.1 碎屑成分及含量

Paxton探讨了具有不同含量的石英和岩屑的砂岩储层在压实过程中孔隙的变化趋势，在机械压实作用趋于结束时，高含石英碎屑的砂岩粒间孔隙的孔隙度从初始的40%降低到26%，而塑性颗粒砂岩中的粒间孔隙基本被塑性岩屑变形充填，没有残留的粒间孔隙;而高含石英碎屑的砂岩孔隙虽然进一步遭受了压溶作用的破坏，但是仍可残留14%的粒间孔隙。

在大量砂岩样品普通薄片测试资料的基础上，统计了孔隙度与碎屑含量的关系。结果表明，孔隙度与岩屑含量呈负相关性，与石英和长石含量呈不明显的负相关(图2)。

图2 砂岩碎屑成分含量与孔隙度关系

2.1.2 粒度

粒度对渗透率的影响主要是由于岩石颗粒变小，在沉积过程中容易形成致密排列，从而减小孔隙及喉道的空间体积，降低岩石的渗透能力［9－10］。同时，由于比表面的加大，增加了岩石骨架表面对流体的吸附能力，也导致岩石渗透率的降低。

莫西庄油田三工河组储层岩石颗粒粒度对储层的物性控制作用明显。岩石的颗粒粒度与物性一般呈正相关关系，与粒度对孔隙度的影响相比，粒度对渗透率的控制作用更为明显，说明侏罗系储层渗透率主要受岩石颗粒大小控制。

2.2 成岩作用

2.2.1 压实作用

机械压实作用使储层的原生孔隙不断缩小，使大部分原生孔隙趋于消失，渗透性变差。研究区三工河组储层埋深较深(普遍大于4000 m)，矿物成分成熟度较低，岩屑含量高。岩屑抗压能力差，随着埋深加大，在强烈的压实作用下岩屑形变，在粒间堵塞孔隙空间，有的形成假杂基，造成了粒间孔隙的大幅度降低。从该区的深度与岩心孔隙度、渗透率关系图上看，随着埋深增加，储层岩石孔隙度和渗透率降低的趋势明显(图3)。从颗粒接触关系上判断，压实作用大约使孔隙度损失10% ～25%，是造成储层低渗透的主导因素。

图3 储层物性与深度关系

2.2.2 胶结作用

研究区的胶结物成分有碳酸盐、次生石英和长石、黏土矿物、硬石膏和黄铁矿。三工河组砂岩的成岩自生矿物的总量较低，由于胶结作用损失的原生孔隙度一般小于5%，远低于因压实作用损失的孔隙度。三工河组泥杂基含量低，且以衬壁式和充填式结构为主，对储集层的物性影响十分有限，因此填隙物总量对砂岩物性的影响远不如塑性岩屑含量、粒级对物性的影响。

2.2.3 溶蚀作用

溶蚀作用是储层次生孔隙形成的主要原因，其中包括杂基溶蚀、胶结物溶蚀及颗粒溶蚀。薄片观察时，常见长石沿节理缝和颗粒边缘溶蚀及长石溶蚀残晶，岩屑则主要是内部易溶组分的选择性溶蚀。但研究区三工河组总体溶蚀不强，增加孔隙绝对量不大，也是低渗储层形成的一个重要原因。