张强凹陷QS1井区沙海组储层特征

2017-12-21赵自民赵璐阳张平

长江大学学报(自科版) 2017年23期

关键词：沙海粒间孔喉

赵自民，赵璐阳，张平

(中国石油集团测井有限公司华北事业部，河北任丘 062552)

张强凹陷QS1井区沙海组储层特征

赵自民，赵璐阳，张平

(中国石油集团测井有限公司华北事业部，河北任丘 062552)

在广泛收集资料的基础上，利用薄片鉴定、物性分析、压汞试验等测试方法，对张强凹陷QS1井区沙海组储层特征进行了深入剖析及系统评价。结果表明，区内沙海组岩性主要为岩屑长石砂砾岩、岩屑长石砂岩，成分成熟度及结构成熟度均较差；物性主要表现为中-低孔、特低渗特征；储集空间类型多样，主要以次生孔隙为主；结合孔隙结构特征可初步将区内储层划分为3类，其中中孔、特低渗类储集物性最好，低孔、特低渗类在研究区最为发育。

沙海组；储层特征；物性；QS1井区；张强凹陷

图1 研究区位置图

张强凹陷地处辽河盆地外围，横跨辽宁和内蒙，为一中生代早白垩世断坳型凹陷，呈近南北向条带状展布，长88km，宽12～16km，面积近1100km2，油气资源丰富。凹陷东靠双辽-康平隆起，西接三刀吐-四家子凸起，南受赤峰-开源岩石圈断裂控制，北邻扎兰营子凹陷(图1)[1,2]。区内主要发育下白垩统义县组、九佛堂组、沙海组、阜新组，上白垩统泉头组，第四系等，其中沙海组是主要的储集层位。沙海组沉积时期气候湿热，下部发育扇三角洲、辫状河沉积，中上部水体逐渐加深，发育滨浅湖-半深湖沉积。

张强凹陷构造复杂，勘探程度较低，地质资料较为匮乏，尤其是对沙海组的储集特征及控制因素缺乏系统、有效的研究，导致QS1井区在油气的勘探上一直停滞不前，鲜有突破。在搜集前人资料的基础上[3,4]，利用薄片鉴定、物性分析、压汞试验等测试方法，对区内沙海组储层进行了系统评价，旨在为下一步勘探开发提供理论指导。

1 储层岩石学特征

图2 研究区岩石碎屑成分三角图

图3 研究区孔隙度与渗透率关系图

QS1井区沙海组储层岩性主要为岩屑长石砂砾岩、岩屑长石砂岩，碎屑粒度多为0.1～1.45mm，结构以中细粒为主(图2)。碎屑颗粒主要为石英、长石，岩屑及填隙物含量相对较少。石英一般为次棱角状，少量次圆状，少见次生加大现象，体积分数为34%～47%(平均43.6%)，随地层由老至新，石英体积分数呈现逐渐增加的变化趋势；长石形态多呈板条状，次圆-次棱角状，体积分数为30%～39%(平均35.1%)，其变化趋势与石英类似，随地层的变化体积分数逐渐增加。岩屑体积分数为13%～25%，种类较多，成分较为复杂，包括基性喷出岩屑、中酸性喷出岩屑、花岗岩屑、变质岩屑、沉积岩屑、火山碎屑岩屑等。其中以中酸性喷出岩屑为主，体积分数平均为5%左右，最高达15%；变质岩屑次之，最大达5%，平均3.24%；填隙物体积分数一般小于10%，以泥质为主，含少量的泥微晶碳酸盐；胶结物主要为碳酸盐矿物。岩石碎屑颗粒分选较差，磨圆一般为次圆状，少量为次棱角状，胶结类型以孔隙型为主，支撑类型为颗粒支撑，接触方式以点接触为主，少量点-线接触。

2 储层物性特征

张强凹陷QS1井区沙海组储层物性较差(表1)，孔隙度为1.17%～23.56%(平均为10.5%)，渗透率为0.01～9.21mD(平均为1.22mD)，具典型的中-低孔、特低渗特征。QS1井区所有井中，储层物性最好的为Q1井，孔隙度平均为16.44%，渗透率平均为3.71mD，为中-低孔、特低渗型储层。孔隙度与渗透率之间关系不明显，相关性较差(图3)。

表1 研究区储层物性统计表

图4 研究区孔隙度等值线图

图5 研究区储层孔隙度、渗透率纵向分布图

2.1 储层平面变化特征

沙海组孔隙分布以中低孔为主，孔隙度大于10%中孔隙度主要分布Q1井、Q1-k2井、Q2井和Q1-5井所围区内，此外R1井和L1井附近也有一定中等孔隙度分布。其他地区均为低孔分布区，其中Q3井和Q4井以西孔隙度低于5%。此外，Q1井与R1井之间存在一个低孔隙过渡带(图4)。

2.2 储层纵向变化特征

一般说来，对于相同的岩性，随着砂体埋深的增加，压实作用会逐渐加强，储层的孔隙度和渗透率总体呈降低趋势。但由于砂体各层的沉积相带不同，以及所经受成岩作用存在一定的不均一性，使得储层孔隙度、渗透率在部分层段出现增大的反常现象。图5为研究区沙海组储层孔隙度、渗透率纵向分布图，在埋深920m左右，压实作用相对较弱，部分岩石样品的孔隙度可达20%以上，渗透率大于1mD；随着深度的增加，压实作用逐渐增强，孔隙度和渗透率开始呈现明显的下降趋势，原生、次生孔隙空间被挤压；当埋深达到1200～1500m左右时，压实作用强烈，储层岩石中的部分刚性矿物颗粒开始破碎，形成微观裂缝，孔隙度和渗透率开始逐渐增大，但该深度段渗透率的增加要明显高于孔隙度的。至1500m，孔隙度和渗透率达到最大值，部分样品孔隙度达20%以上，渗透率达8mD以上。随埋深进一步增大，受压实作用影响，原生、次生孔隙消失的速度要远大于微观裂缝的形成速度，孔隙度和渗透率迅速降低，1700m以下孔隙度基本小于2%。区内上述物性随深度变化的特征，是沉积相带和成岩作用影响的结果。在同一深度段，孔隙度和渗透率也差异较大，呈现较强的不均一性，由此反映沙海组的沉积相带变化较快和成岩作用的不均一性。

3 储集空间类型

储集空间类型直接决定着孔隙大小及有效性、喉道的宽窄及渗透能力，是评价储层的重要指标之一。对储集空间类型的有效划分有利于更为准确的评价储层[5]。按照成因划分，研究区的储集空间可以分为原生孔隙、次生孔隙以及裂缝3大类(图6)。

图6 孔隙类型镜下及岩心照片

1)原生孔隙可进一步划分为原生粒间孔和残余粒间孔2类：原生粒间孔是碎屑颗粒之间未被填充的部分，孔隙大小和分布较为均匀，基本反映了沉积时期粒间孔隙的大小和形状；而在沉积演化、成岩作用等地质过程中，部分原生粒间孔被填隙物、胶结物和矿物的次生加大所充填、占据，残留下来的孔隙被称之为残余粒间孔，研究区常见粒间孔隙被硅质、高岭石、绿泥石等胶结物及杂基充填，使粒间孔隙明显变小。QS1井区沙海组原生孔隙基本以残余粒间孔为主，仅有少量原生孔隙。

2)次生孔隙是沉积物在经过埋藏后，受到各种成岩作用及其他地质因素(如构造作用、脱水、缩水作用等)影响形成的孔隙类型，进一步可将其划分为粒间溶孔和粒内溶孔。粒间溶孔是指由颗粒间的杂基、胶结物和部分骨架颗粒的外缘部分溶解形成的孔隙；孔隙形态不规则，孔径相差较大，多为10～100μm，沿粒间不均匀分布，有时会使颗粒“漂浮”于孔隙之中；其发育程度不仅反映了砂岩中次生孔隙的形成条件，也间接反映了原生孔隙的发育程度，对储层物性的影响较大。粒内溶孔是不稳定碎屑颗粒内所含有的可溶矿物被不均匀溶蚀或选择性溶蚀形成的孔隙，孔径大小一般在5～100μm，主要发育于黏土岩岩屑、长石碎屑和白云石、方解石等胶结物颗粒的内部，该类孔隙的形状不规则，孔壁具明显的溶蚀痕迹。

3)裂缝由于构造运动、成岩收缩作用等形成的裂缝及沉积时形成的层理缝，进一步可划分为微观裂缝和宏观裂缝。沙海组微观裂缝在镜下观察到具有一定宽度、一定延伸距离、一定方向性的微小裂缝，宽度一般在17.5～29.5μm之间，与构造应力作用关系密切，多局限于砾石内部，没有穿越其他碎屑颗粒及填隙物，对提高岩石的渗透性贡献积极。宏观裂缝又称之为岩心裂缝，肉眼可见，延伸较远，缝口平直，多为构造作用形成，区内发育较少。

4 孔隙结构特征

储层微观孔隙结构是影响岩石渗流性质的重要因素。定量表征孔隙结构的参数很多，主要包括反映孔喉大小、分选、连通性及控制流体运动特征的参数。该次研究主要选取孔喉半径平均值、最大连通孔喉半径、歪度、排驱压力、退汞效率和最大汞饱和度来对QS1井区沙海组储层孔隙结构特征进行评价，结果见表2。

表2 储层微观孔隙结构参数统计表

4.1 喉道的大小及分布

喉道是指储层中孔隙与孔隙相连接的狭窄部分。喉道的大小直接影响了储层孔隙度，特别是渗透率的好坏，影响着流体在地下的运动状态和采出油气的难易程度及采收率的高低等。通过区内压汞资料分析，采用孔喉半径平均值和最大连通孔喉半径等作为衡量喉道大小的参数。区内孔喉半径平均值在0.06～7.406μm之间(平均为1.25μm)，小于2μm，反映喉道为储集性能差的微喉；最大连通孔喉半径在0.049～69.387μm之间，分布范围差异较大，平均为9.204μm，反映喉道为储集性能中等的细喉；歪度在0.267～3.943之间，大于0，为正偏态分布，均值为1.36，说明孔喉半径大于其平均值，偏向于粗歪度，以细喉道为主。总体来说，该区的储层喉道主要为微喉和细喉，分选性差异较大，分布不均匀。

4.2 孔喉连通性

排驱压力除个样品外一般位于0.11～2.05MPa之间，绝大部分小于1MPa，其中Q1井略高，但总体上沙海组储层排驱压力依然较低；最大汞饱和度在30.12%～90.32%之间，小于100%，表明压力值较低；退汞效率在27.11%～68.03%之间，其值较高。上述参数均反映了区内储层孔喉的连通性较好。

5 储层类型划分

结合区内沙海组储层物性及孔隙结构特征将储层划分为3类。

1)中孔、特低渗类表现为中-大孔+较细喉组合，孔喉半径平均值分布在3.19～7.40μm，歪度2.01～3.94，均值系数分布在0.15～0.42，分选系数分布在2.55～10.78，排驱压力0.01～0.09MPa，孔隙度为14.1%～15.5%，渗透率为0.5～6.86mD。该类储层岩性以灰色粉砂岩为主，占样品总数的50%，次为砂砾岩及含砾砂岩，占样品总数36.25%，储集性能较好，含油性以油浸为主。

2)低孔、特低渗类表现为小孔+特细喉-细喉组合，孔喉半径平均值分布在1.02～2.25μm，歪度分布在0.4～1.54，均值系数分布在0.12～0.34，分选系数分布在1.89～2.30，排驱压力0.05～0.21MPa，孔隙度6.4%～15.3%，渗透率0.1～8.2mD。该类储层岩性以泥质粉砂岩及粉砂质泥岩为主，粒度较细，占总样品数的47.5%，次为含砂砾岩及粗粉砂岩，储集性能一般，含油性以油浸、油斑为主。

3)特低孔、特低渗类表现为特小孔+特微喉组合，孔喉半径平均值分布在0.03～0.67μm，歪度分布在0.556～2.05，均值系数分布在0.18～0.64，分选系数分布在0.01～0.73，排驱压力0.2～14.95MPa，孔隙度1.20%～7.91%，渗透率0.01～2.16mD。该类储层岩性多为粉砂质泥岩，储集性能差，含油性以油斑、油迹为主。