海绿石砂岩储层物性的差异性

吕鹏佶

(中国石油辽河油田公司， 辽宁 盘锦 124010)



海绿石砂岩储层物性的差异性

吕鹏佶

(中国石油辽河油田公司， 辽宁 盘锦 124010)

为了解海绿石砂岩油藏的储层特征及其物性的差异性，文中应用岩心、镜下薄片等资料进行分析，研究发现海绿石砂岩的碎屑颗粒组分主要为石英和海绿石矿物，海绿石含量在5%～50%之间。储层孔隙类型以粒间孔为主，储层的非均质性较强。研究区主要发育中低孔、中低渗储层，海绿石砂岩储层内部孔渗的差异性变化主要受沉积微相、基准面旋回与岩矿微观结构的控制。在此基础上，微观结构中又可细分为刚性颗粒、粒径与微裂隙三类成因。一般来说，潮坪沉积的潮道微相，A/S相对低位区和刚性颗粒含量高、粒径较大和微裂隙发育是海绿石砂岩储层物性改善的有利条件。

海绿石砂岩； 储层特征； 物性差异

A盆地是南美洲最主要的含油气盆地之一，从20世纪20年代初即开始了油气勘探活动。石油公司在海绿石砂岩段进行了测试获得工业油流，通过地质资料重新评价后确定为含油新层系[1-2]。目前，对于海绿石砂岩储层的地质分析还属于阶段性的认识，具有广阔的研究空间[3-6]。

1　地质背景

A盆地面积约1×105km2，是次安第斯山东侧的前陆盆地体系的一部分。盆地构造演化可分为三期，即裂谷期、拗陷期和前陆期，其中前陆期又可细分为早安第斯造山期和晚安第斯造山期。盆地整体呈西陡东缓、轴向南北的不对称构造格架，东翼缓坡的构造倾角一般小于2°。主要构造呈近南北向条带状分布，按构造单元自西向东可依次划分为西部次安第斯褶皱冲断带、中部前渊带和东部斜坡带，斜坡带可进一步划分为裂陷反转带和共轭走滑带。研究中所针对的M油田位于A盆地北部。研究区内部构造发育平缓，发育三条逆断层。

2　储层基本特征

2.1储层岩石学特征

海绿石砂岩特征见图1。海绿石砂岩岩心样品呈灰绿色，碎屑颗粒组分主要为石英和海绿石，并含有极少量的长石、云母，以颗粒支撑结构为特征，分选性较好；填隙物含量较少，以胶结物为主。石英颗粒呈次圆状，绝大部分由于次生加大而呈现为次棱角、棱角状，粒径0.1～0.5 mm，属于Ⅱ级次生加大；海绿石颗粒呈次圆、圆状或粪球状，粒径0.05～0.25 mm，其含量变化范围大，占到总量的5%～50%。填隙物含量一般小于5%，除石英加大边外，自生矿物有黄铁矿以及含铁碳酸盐类胶结物。

海绿石砂岩储层孔隙类型主要是粒间孔，因碎屑颗粒经历压实变形、石英次生加大及自身矿物，且以剩余粒间孔为特征，孔隙半径一般为0.05～0.15 mm，吼道的连通性相对较差。整体上海绿石砂岩储层的非均质性较强，且孔吼结构比较复杂。

a

b

c

2.2储层物性特征

a

b

Fig. 2Glauconitesandstonereservoirporosityandpermeabilitydistributionhistogramofstudyarea

从各小层储层物性统计情况分析，其中UT_1、UT_3小层储层物性相对较好，物性相差不大，为中低孔、中低渗储层，平均孔隙度为14.6%～14.7%，平均渗透率为63.6～137.2 mD；UT_2小层储层物性相对较差，为中低孔、低渗储层，平均孔隙度为13.8%，平均渗透率为42.4 mD。

3　储层物性的差异性

M油田的主要含油层系为白垩系地层，其内部共划分为五套油层，自底部向上分别为LT、UT、LU、UU和M1层。其中，海绿石砂岩主要分布于UT层内。图3中可以看出，除UT层外，其余多套油层的孔隙度变化不大，说明UT层内发育的海绿石矿物对储层物性的影响是十分显著的，而UT内部的储层物性各小层之间的储层物性变化也很明显，见图4。

研究中，通过利用储层物性、沉积微相及镜下薄片等资料，将这种物性差异的主控因素归结为沉积微相、基准面旋回和岩矿微观结构三类[7-11]。

图3　M油田主力含油层系孔隙度直方图

Fig. 3Porosity histogram of main oil bearing series in M oil field

3.1沉积微相

海绿石砂岩油藏储层分类见表1。一般来说，影响储集层物性的地质因素有很多,但沉积微相往往是宏观控制和原始作用要素[12-14]。 在M油田海绿石砂岩段发育海相潮坪亚相沉积，总体上属于Ⅳ类储层，UT层不同沉积微相发育的砂体对储层物性有明显控制作用。潮道微相孔隙度平均值14.9%，渗透率平均值90.9 mD；砂坪微相孔隙度平均值14.1%，渗透率平均值87.1 mD；混合坪微相孔隙度平均值13.8%，渗透率平均值48.3 mD。

这一现象表明，M油田平面上的物性差异与小层的沉积微相分布存在密切的关系，潮道微相形成的储层在物性上要优于砂坪与混合坪微相形成的储层，但潮道微相发育的规模有限。发育最广泛的砂坪微相形成的砂体物性介于二者之间，而混合坪微相发育的砂体储层物性较差。

表1　海绿石砂岩油藏储层分类

3.2基准面旋回

UT海绿石砂岩油层以高分辨率层序地层学为指导，为一完整的中期基准面旋回。从图4中可看出，旋回初期至晚期的沉积呈完整的退积-进积变化。处于旋回中部的UT_2小层A/S上升至高部位，砂体较薄，其孔渗物性相对较差；而处于旋回边部的小层A/S下降至低部位时，砂体相对较厚，其储层孔渗物性相对较高。

a

b

c

Fig. 4Relationship between glauconite sandstone datum cycle model and property

对比研究区内不同级别基准面旋回中储集砂体的孔隙度和渗透率值不难发现，在基准面上升初期和下降末期，沉积物的供给充足，砂体的储集物性明显较好，而当基准面快速上升时物性明显变差。这反映出在剖面上，各小层之间基准面旋回制约着储层物性的差异。

3.3岩矿微观结构

碎屑岩的岩石矿物学特征描述是分析储层的根本性问题，镜下观察得到的信息是直观且具有说服力的。研究中优选海绿石砂岩段内部划分的三个小层最具代表性的镜下薄片(图5)，发现了小层之间矿物组成、颗粒形态等方面的变化，这种微观结构的变化给储层孔渗差异特征产生了至关重要的影响。

3.3.1刚性颗粒

刚性颗粒在埋藏过程中不易变形，而塑性颗粒如岩屑容易在埋藏过程中变形，抗压程度差，降低孔隙度，因此岩石的刚性颗粒含量越高，岩石的抗压实能力就越强[15-17]。石英的硬度为7，属于标准的刚性颗粒，而海绿石矿物硬度为2～3，故此在深度基本一定的情况下，岩石的孔隙度与石英的含量成正相关。图5为不同小层典型的镜下薄片。图5中可清晰发现，UT_3小层的石英含量远比UT_1、UT_2小层的石英含量高，这与图4中UT层内各小层孔渗的变化是一致的。

a　UT_1

b　UT_2

c　UT_3

Fig. 5Typical thin sheet of different small layers of glauconite sandstone

3.3.2粒径

应该注意的是，图5中UT_1、UT_3小层的矿物的粒径明显大于UT_2小层。相对而言，岩性的粒度粗，在单位体积内的颗粒数比粒度较细的岩性要少。在上覆地层压力的作用下，接触点数所承受的压强大[18-19]。故此，在成岩作用相同，深度相差甚微的情况下，受这一因素的影响，粒径相对较大的矿物所在层位其储层物性较高。

3.3.3微裂隙

刚性颗粒石英发生不稳定破裂后，形成微裂隙，这种微裂隙引起宏观物理性质特别是渗透率的改变，在低渗透油藏流体的流动中占有重要的地位，会导致物性特别是渗透率的提高。图5中UT_3小层内石英发育微裂隙，这也对渗透率起到明显的改善作用。

4　结束语

海绿石砂岩碎屑颗粒组分主要为石英和海绿石，以颗粒支撑结构为特征，储层孔隙类型主要是粒间孔，储层的非均质性较强，且孔吼结构比较复杂。研究区主要发育中低孔、中低渗储层，平均孔隙度为14.4%，平均渗透率为103 mD。储层内部孔渗差异形成的主控因素主要为沉积微相、基准面旋回和岩矿微观结构。沉积微相是物性差异的先天因素，基准面旋回对物性差异有一定影响，微观结构是物性差异的关键因素。一般来说，潮坪沉积的潮道微相，A/S相对低位区和刚性颗粒含量高、粒径较大和微裂隙发育是盆地内海绿石砂岩储层物性改善的有利条件。

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(编辑徐岩)

Study on physical property difference of glauconite sandstone reservoir

LÜPengji

(Liaohe Oilfield of China National Petroleum Corporation， Panjin 124010， China)

This paper is aimed at an insight into glauconite sandstone reservoir characteristics and physical property difference. The study based on an analysis using the data of cores and the microscope find that the clastic particle component of glauconite sandstone is mainly quartz and glauconite minerals. The reservoir pores are of the types dominated by intergranular pores and thus are of a stronger heterogeneity. The study area development is mainly characterized by low porosity and low permeability reservoirs.The glauconite sandstone reservoir vary in pore and permeability depending mainly on the sedimentary micro-facies, base level cycle and rock micro structure.On this basis, micro structure can be subdivided into three types of causes: rigid particles, particle size and micro cracks. High content of rigid particles, larger particle size and developed micro cracks are favorable conditions for the improvement of the pore and permeability. The tidal flat sediments of tidal channel microfacies, lundbeck A/S low region and relatively high rigid particle content, larger particle size, and the micro fracture could typically provide favorable conditions in which the glauconite sandstone reservoir is likely to improve.

glauconite sandstone; reservoir characteristics; physical property difference

2016-06-04

中国石油重大科技专项(20121-30);中国石油天然气股份有限公司项目(2011D-2001)

吕鹏佶(1990-)，男，辽宁省盘锦人，助理工程师，硕士，研究方向：石油地质学，油气田开发地质，E-mail：dqpilpj@126.com。

10.3969/j.issn.2095-7262.2016.04.013

TE112.23

2095-7262(2016)04-0409-05

A