辫状河相砾质砂岩储层微观特征及对产能的影响——以锦州油田为例

2017-11-01陈国成

石油地质与工程 2017年5期

陈国成

陈国成

（中海石油（中国）有限公司天津分公司渤海石油研究院，天津 300459）

辫状河相砾质砂岩储层疏松、含砾、孔渗关系差、微观特征与产能关系复杂。以渤海辽东湾海域锦州油田为例，利用岩心分析化验资料、测井和DST测试资料，建立岩性定量判别标准，对砾质砂岩储层进行岩性定量识别，将其细分为常规砂岩、含砾砂岩和砂砾岩。对不同岩性储层的粒度、孔喉、泥质含量及黏土矿物等特征进行分类研究，针对各类型储层不同微观特征对产能大小的影响进行了分析，找到了粒度分选、孔喉结构以及泥质黏土矿物差异与产能大小之间的关系。

锦州油田；辫状河相；孔渗关系；砾质砂岩；微观特征

储层的微观非均质性特征决定储层质量并控制储层内流体的渗流特征，是影响油田产能、采收率和剩余油分布的主要因素。因此，认识储层的微观特征是做好油田开发的重要前提[1–3]。辫状河沉积发育多个沉积旋回，多期河道心滩叠置，储层含砾连片分布，具有多种韵律特征。新近纪时期，渤海辽东湾海域大范围发育辫状河沉积，是有利的油气储集场所，近年该区域连续发现了锦州等三个大中型稠油油田。辫状河相砂岩含砾差异大、储层微观非均质性强、产能变化大。目前，辫状河相储层研究多集中在沉积模式[4–8]、地质建模[9，10]、储层构型[11–15]等方面。然而，辫状河相砾质砂岩储层胶结疏松，含砾、孔渗关系差，其微观特征与产能间的关系比较复杂，相关研究较少[16–18]。

本文以锦州油田为例，利用岩心分析化验资料、测井资料和DST测试资料，在对辫状河相砂岩储层进行岩性定量识别评价基础上，分不同岩性进行微观非均质性特征分析，并探讨不同类型储层微观特征与产能的关系，为该类型油藏开发方案编制及后期开发生产提供依据。

1 油田地质概况

锦州油田位于渤海辽东湾海域，区域上属于辽东凸起北段，为依附于辽东1号走滑断裂的半背斜构造。辽东凸起与东西两侧的辽东凹陷和辽中凹陷形成“两凹夹一凸”的构造格局，区域成藏位置非常有利（图1）。

图1 锦州油田区域构造位置

锦州油田包括主体区和北块两部分，共9口探井。油田含油层系为新近系馆陶组，主要发育辫状河沉积，物源来自东北方向，油田范围内砾质砂岩储层较发育，横向叠置连片分布。油田纵向上具有多套油水系统，油藏类型主要为受构造控制的岩性构造油藏，埋深780~970 m，地面原油密度0.964~0.973 t/m3，黏度313~419 mPa·s，具有密度大、黏度高、胶质含量中等、凝固点低、含蜡量低等特点。

2 储层微观特征

2.1 岩性定量识别

根据砾石含量多少，辫状河相储层分为砾质辫状河相储层和砂质辫状河相储层。平面上，相对于曲流河相，不同沉积时期砾质辫状河相储层沿物源方向和纵向上储层发育及微观特征差异较大。根据砾石含量多少，对辫状河相砾质砂岩储层，进行了岩性细分。基于钻井取心资料，通过手标本观察，将辫状河相砂岩分为砂砾岩（砾石含量>30%）、含砾砂岩（砾石含量5%~30%）和常规砂岩（砾石含量<5%）。该油田馆陶组底部发育砂砾岩，向上逐步过渡为含砾砂岩和常规砂岩。不同岩性具有不同的测井响应特征，单靠自然伽马曲线难以有效区分三种岩性。馆陶组底部的砂砾岩测井响应特征明显，表现为“高电阻、高密度、高速度”的特征。从中子密度来看，常规砂岩具有“低密度、高中子，较明显正差异”特点；砂砾岩具有“高密度、低中子”特点，呈现正差异–绞合状形态；含砾砂岩介于两者之间。根据不同岩性测井响应特征的不同，制定了测井特征定性识别图版（图2）。

图2 辫状河相储层不同岩性测井识别图版

根据录井资料、钻井岩心壁心资料，结合测井识别，可确定砂砾岩、含砾砂岩和常规砂岩。将不同岩性的中子、密度进行交会发现，不同岩性的中子密度分布存在区间性。利用中子密度，建立了辫状河相储层不同岩性测井定量判别标准（表1）。基于该判别标准，对整个油田探井的岩性进行分类。在岩性分类的基础上，利用岩心物性分析资料，分岩性建立孔渗关系、计算渗透率，为后续储层微观特征分析和产能研究奠定基础。

表1 不同岩性定量判别标准

2.2 粒度特征

常规砂岩以中细砂岩、中粗砂岩为主，分选系数往往在2.8以下，粒度中值为0.11~0.35 mm，曲线形态具有单峰特征，分选相对较好；含砾砂岩岩心分选系数均在2.8以上，中上部中粗砂岩岩心粒度中值为0.05~0.45 mm，下部含砾砂岩岩心粒度中值为0.03~0.72 mm，粒度曲线形态也变为多峰特征，所占百分比相当，反映分选较差。整体上，随着深度增加，分选变差。对于粒度参数中的跳跃次总体和悬浮次总体的交截点，常规砂岩由于悬浮总体比较发育，交截点较细，粒度中值为2.6~3.7；含砾砂岩跳跃组分与悬浮组分相混合，总体交截点较粗，粒度中值为0.5~2.1。粒径与分选性间有一定的相关性，分选最好的沉积物，平均粒径一般为细砂级[3]。

2.3 孔喉特征

铸体薄片与扫描电镜分析表明，该区储层的孔隙类型以原生、次生混合孔为主，主要发育粒间孔、少量溶蚀粒间孔及溶蚀颗粒孔。孔隙形态呈多边形和不规则形状，孔径为0.02~1.00 mm，孔隙内常有泥质杂基充填。砂岩与含砾砂岩孔隙类型一样，孔隙分布及喉道形状有差异。中细粒砂岩分选好，碎屑颗粒均匀、较定向分布，次棱次圆状，点接触。粒间填隙物较少，见少量泥质及高岭石团块状孔隙式分布。岩石孔隙发育较好，分布较均匀，孔径为0.05~0.5 mm，平均0.2 mm，面孔率分布在12%~18%，喉道多以孔隙缩小型喉道为主。含砾砂岩分选较差，且孔喉间均有鳞片状泥质充填，岩石孔隙发育比较杂乱，面孔率分布在10%~15%，喉道分布不均，连通性变差。砂砾岩分选差，孔隙结构非均质性较为严重，孔隙和喉道差异大，由于砾石块的存在，面孔率极低，整体在2%左右。

利用岩心压汞资料，对孔喉大小和分布进行统计分析，见表2。由表2可以看出，常规砂岩储层中最大孔喉半径在12~20 μm的样品占总数的67%，含砾砂岩储层中最大孔喉半径在20~30 μm的样品占总数的40%。由图3可以看出，砂岩与含砾砂岩储层的毛管压力曲线形态也有一定差别。砂岩储层表现为中高进汞饱和度、中低排驱压力，曲线位于坐标中部，曲线较为集中，呈斜坡型，偏斜度较小，略粗歪度，具有较明显的平台段与双拐点，反映储集层孔隙结构相对较好，连通状况中等；含砾砂岩储层表现为中高进汞饱和度，中低排驱压力型，曲线位于坐标中下部，曲线较为分散，呈斜坡型，偏斜度较大，略粗歪度，平台段与双拐点不明显，反映储集层孔隙结构较差，连通状况较差。另外研究区砂砾岩由于渗透性差，难以测得有效的毛管压力曲线。

表2 不同岩性孔喉参数统计

图3 不同岩性储层毛管压力曲线

2.4 泥质含量与黏土矿物

研究区储层填隙物类型简单，以泥质为主，整体含量10%左右。平面上，靠近物源方向，泥质含量低；远离物源方向，泥质含量高；纵向上，中下部的砂砾岩、含砾砂岩储层泥质含量低，中上部砂岩储层泥质含量逐渐升高。沿物源方向和纵向上的泥质含量变化与砂岩含量变化呈明显的反向相关性（图4）。

储层孔隙内黏土矿物的含量、类型、产状及对流体敏感性等特征，对储层微观非均质性和流体渗流有着重要影响。通常黏土含量越高，孔隙和喉道越小，渗透率和孔隙度越小。研究区黏土矿物类型主要为伊利石、高岭石、绿泥石及伊蒙混层，不同类型的黏土矿物具有不同的晶形和特征。据扫描电镜观察，伊蒙混层呈丝状、片状产于粒间孔隙内，而高岭石主要呈鳞片状附着在颗粒表面。

图4 储层泥质含量与砂岩含量对比

3 不同类型储层与产能关系研究

根据达西渗流公式可知，油层产液能力主要受储层渗透率影响，渗透率高，产液能力强；渗透率低，产液能力差。辫状河相疏松砾质砂岩储层的孔渗关系比较差，利用常规测井资料计算的渗透率往往偏差较大，难以反映地层真实渗透性。在锦州油田勘探评价过程中，发现N1井DST1层和3井DST2层、DST3层流体性质接近，测井解释的渗透率接近，测试方式一致，实测采油指数N1井为1.05 m3/(MPa·d·m)，3井为0.2 m3/(MPa·d·m)左右（表3），给产能评价带来很大困扰。本文从储层微观特征方面提供依据，来研究产能差异的原因，找出辫状河相疏松砂岩储层与产能之间的关系。

3.1 粒度和分选对产能影响

表3 测试层段储层微观特征与产能对比

储层粒度决定着孔喉的大小，颗粒分选反映了孔喉发育的均匀程度。分选越好，孔喉发育越均匀，渗透性越好，产能相应越高。通过分析发现，分选系数与产能有较好相关性。

北块N1井DST1层测试段岩性为中细砂岩，分选系数为2.6，分选相对较好，粒度中值平均为0.25 mm，粒度曲线形态具有单峰特征，测试采油指数达到1.05 m3/（MPa·d·m）。主体区3井测试段分选系数均在2.8以上，分选中等，粒度曲线呈现多峰特征，测试采油指数在0.18 m3/（MPa·d·m）左右。

分选变差造成孔渗结构变差，影响流体在地层的渗流。同时疏松砂岩稠油油藏测试均考虑了筛管和砾石充填防砂，储层分选差给筛管孔径和砾石粒径选择带来难度，防砂效果差，易造成堵塞，这也是3井含砾砂岩及砂砾岩段测试产能低的原因之一。

3.2 孔喉结构对产能影响

北块N1井测试段附近取心整体以中细粒砂岩为主，颗粒均匀分布，粒间填隙物较少，孔隙发育连通性较好，测试获得产能理想。对3井DST2层和DST3层含砾砂岩测试段薄片分析发现，整体分选较差，且孔喉间均有鳞片状泥质充填，很大程度上影响了流体渗流。底部DST1层砂砾岩段岩性疏松，颗粒分选差，孔隙分布杂乱，面孔率仅在2%左右，这也是砂砾岩未获得产能的原因之一。孔喉方面，含砾砂岩的最大连通孔喉半径和半径中值均大于常规砂岩，但是其变异系数较大，非均质性强，造成连通性差，产能相对也较差。

据柴细元等研究可知，在正常储层压力系统下，储层的毛细管压力曲线形态能够较好地反映储层自然产液能力，不同毛细管压力曲线形态，储层自然产液能力不同[18]。孔隙结构越好，自然产液能力越高，反之亦然。砂岩储层的毛管压力曲线较为集中，呈斜坡型，偏斜度较小，略粗歪度，具有较明显的平台段与双拐点，反映储集层孔隙结构相对较好，类似储层产液指数在1~10 m3/（MPa·d·m）。含砾砂岩储层的毛管压力曲线表较为分散，呈斜坡型，偏斜度较大，略粗歪度，平台段与双拐点不明显，反映储集层孔隙结构较差，此类型储层的产液指数往往低于1 m3/（MPa·d·m）。

3.3 泥质含量与黏土矿物对产能影响

泥质作为杂基充填于孔隙、喉道内，使孔隙喉道变小，从而使渗透性变差，对产能有较大的影响。北块N1井测试段为细砂岩，分选好，泥质含量为5.4%，产能相对较高；而主体区3井测试段均有砾石发育，整体以含砾中粗砂岩为主，分选差，泥质含量相对较高（10%左右），最大可达14%，产能也相对较低。泥质含量通过对原油储存和渗流通道孔喉的充填，对产能产生一定的影响。

通过对测试段不同类型黏土矿物统计发现，北块N1井测试段黏土成分主要为伊利石、高岭石、绿泥石、伊蒙混层，其中伊蒙混层黏土矿物含量为23%（表3），这个测试段产能最好。主体区3井的DST2层和DST3层两个测试段黏土成分仍以上述四种为主，黏土矿物伊蒙混层的含量在50%左右（表3），伊蒙混层呈丝状、片状产于粒间孔隙内, 在细喉道处产生聚集，从而堵塞喉道、充填孔隙，使得孔渗结构变差，孔喉间的连通性变差，有效渗透率降低，致使产能降低。