准中1区块侏罗系三工河组低渗透储层储集特征

2019-01-16张江华

复杂油气藏 2018年4期

张江华

(中国石化胜利油田分公司新春采油厂，山东东营 257000)

随着油气勘探、开发程度的不断提高，低孔低渗及致密砂岩油藏日益成为增储上产的主要类型[1-5]。低渗透储层形成和演化过程中，经历了复杂的成岩演化，导致其现今储集性能复杂，非均质性强，油气富集规律复杂[6-8]，从而使油气勘探难度大、风险高。但是，前人对研究区储层成岩作用特征的研究多偏于定性的描述[9-12]，缺乏对该区低渗透储层的储集特征系统表征，这极大制约了油气勘探开发。因此，开展准中1区块三工河组低渗透储层储集特征研究，对研究区的高效勘探和效益开发均有现实指导意义。

1 区域地质概况

图1 准中1区勘探地质简图

准中1区块位于准噶尔盆地中央坳陷盆1井西凹陷内，勘探面积为3 648 km2，主要包括沙窝地、莫西庄和征沙村三个地区。截至2011年底，研究区上报三级石油地质储量为5 733×104t，周边莫北油田和莫索湾油田探明储量在5 000×104t以上，均表明该区是胜利油田西部探区重要的增储上产阵地。

研究区内构造相对简单，主要表现为南深北浅的单斜构造。侏罗系三工河组二段为研究区的主要含油层，侏罗系三工河组二段上、下亚段分别发育曲流河三角洲和辫状河三角洲前缘亚相沉积，砂体厚度大、分布广，但是该套储层的物性较差，具有低孔低渗的特点，是本文研究的主要对象(图1)。

2 储层特征

2.1 岩石学特征

岩心观察统计结果表明：研究区主要储层侏罗系三工河组二段岩石类型以细砂岩、中砂岩为主。砂岩类型主要为长石岩屑砂岩,其中石英含量平均为47.46%，长石含量平均为20.57%，岩屑含量平均为31.41%。岩石碎屑颗粒分选较好，分选系数在1～1.5，磨圆次圆-次棱角，结构成熟度好-较好。

2.2 物性特征

三工河二段上亚段孔隙度分布范围1.0%～20.5%，平均11.12%，渗透率分布范围(0.005～689.86)×10-3μm2，平均26.27×10-3μm2；下亚段孔隙度平均12.13%，渗透率平均40.69×10-3μm2。物性统计表明，储层孔隙中低孔-特低孔储层占75.8%;渗透率小于1×10-3μm2的储层占29.5%，(1～10)×10-3μm2的储层占26.4%，(10～50)×10-3μm2的储层占22.6%,可见特低-超低渗储层占55.9%。三工河组储层孔渗相关性较好(图2)，整体上具有中低孔-低渗、特低渗的特征。

图2 准中Ⅰ区侏罗系三工河组储层物性分布

2.3 储集空间特征

根据镜下铸体薄片观察，准中1区侏罗系三工河二段低渗透储层储集空间主要发育原生孔隙、次生孔隙、混合孔隙及少量微裂缝等类型(图3)。

(1)原生孔隙：原生孔隙主要是压实作用、胶结作用后的残余原生孔隙，呈多边形孔隙形态，在高岭石自生矿物、碳酸盐胶结及黏土矿物胶结物填充时发育较差。工区原生粒间孔隙基本为颗粒之间的残余孔隙，多为形态规则的三角形(图3a)，为显孔的主要孔隙类型。

(2)次生孔隙：研究区次生孔隙主要有粒内溶孔及粒间溶孔。准中1区的粒间溶孔主要表现为长石、岩屑颗粒边缘发生溶解而形成的不规则状粒间溶扩孔，在溶蚀的长石颗粒附近可见高岭石。粒内溶孔主要为长石、岩屑因选择性溶蚀形成的粒内溶孔，部分颗粒甚至全部溶解，形成铸模孔隙(图3b)。晶间微孔隙主要是研究区普遍发育的自生高岭石充填原生孔隙所致(图3c)。

(3)混合孔隙：混合孔隙在研究区普遍发育，是原生孔隙与次生孔隙的组合，其分布不均匀，孔隙形状不规则(图3d)。

(4)微裂缝：研究区微裂缝主要发育在埋藏更深，压实作用更强的莫西庄地区和征沙村地区。征沙村地区常见支撑矿物的线-线接触，同样可见长石、石英的压实破裂缝(图3e)。莫西庄地区点-线接触为主的储层中，常见长石、石英等脆性颗粒破碎的现象(图3f)。

图3 准中1区侏罗系三工河组储层储集空间特征

对目的储层中原生孔隙、次生孔隙百分含量进行统计分析表明，该区储集空间以原生孔隙为主，其相对含量普遍在80%以上(图4)。

图4 准中1区侏罗系三工河组低渗透储层原生孔隙与次生孔隙含量统计

2.4 储层孔喉结构

2.4.1 孔喉结构分类

孔喉结构分类主要是依据能够反映储层孔隙喉道大小和孔隙体积的毛管压力曲线形态的排驱压力Pd和饱和度中值毛管压力Pc50两个关键特征参数开展的。

在直角坐标系中，横坐标以排驱压力值按照0.05 MPa，0.15 MPa，0.45 MPa，1 MPa，2.5 MPa为门限值，纵坐标以毛管压力中值按照 0.2 MPa，1 MPa，2.7 MPa，8 MPa，25 MPa为门限值，将储层孔隙结构分为三大类六小类，由此将研究区三工河组储层孔喉结构分为3大类6小类(图5)。

图5 准中Ⅰ区侏罗系三工河组储层孔喉结构分类

2.4.2 孔喉结构特征

(1)ⅠA类:储层岩石粒度中等-粗，分选好，杂基含量低，胶结物含量极少，原生粒间孔隙发育，孔隙连通性好。压汞曲线表现为粗歪度、分选好，平均孔喉半径平均12.46 μm，排驱压力平均值为0.023 MPa，中值压力平均为0.086 7 MPa。属于大孔粗喉型储层，具有中孔高渗的特征(图6a)。

(2)ⅠB类:储层岩石粒度中等-较细，分选好，杂基含量低，胶结物含量基本不发育，原生孔隙为主，含有少量的次生孔隙，孔隙连通性好。压汞曲线表现为粗歪度、分选较好。平均孔喉半径平均1.426 2 μm，排驱压力平均值为0.051 4 MPa，中值压力平均值为0.595 4 MPa。属于大孔中喉型储层，具有中孔中高渗特征(图6b)。

(3)ⅡA类:储层粒度中等-较细，分选较好，杂基含量较低，胶结物含量少，原生孔隙为主，次生孔隙较发育，孔隙连通性一般。压汞曲线特征表现为较粗歪度、中等分选。平均孔喉半径平均0.442 4 μm，排驱压力平均0.136 MPa，中值压力平均值为1.79 MPa。属于中低孔中细喉型储层，具有中低孔低渗特征(图6c)。

(4)ⅡB类：储层粒度中等-较细，分选中等，杂基含量中等，胶结物含量较高，原生孔隙与次生孔隙含量相当，孔隙连通性差。压汞曲线特征表现为中等歪度、分选中等。平均孔喉半径平均0.193 9 μm，排驱压力平均0.403 MPa，毛管压力中值平均值为4.145 MPa。属于中低孔细喉型储层，具有中低孔低渗特低渗特征(图6d)。

(5)ⅢA类：储层粒度较细，分选较差，杂基含量中等，胶结物含量较低，原生孔隙相对含量低于次生孔隙，孔隙连通性差。压汞曲线表现为较细歪度、较差分选。平均孔喉半径0.067 μm，平均排驱压力0.818 MPa，平均中值压力11.885 MPa。属于低孔微细喉型储层，具有低孔特低渗特征(图6e)。

(6)ⅢB类：储层粒度细，分选较差，杂基含量中等-较高，粒间自生高岭石强烈充填，次生孔隙为主，孔隙系统性极差。压汞曲线表现为细歪度、分选差。平均孔喉半径平均为0.027 6 μm，排驱压力平均值为2.129 MPa，中值压力平均为56.209 MPa。属于特低孔及细喉型储层，具有特低孔特低渗、超低渗特征(图6f)。

总体而言，Ⅰ类孔喉结构储层以原生孔隙为主，属于中孔中高渗储层，其中A型的孔喉半径更大，孔喉连通性更好。Ⅱ类孔喉结构储层中次生孔隙比例增加，属于中低孔低渗储层。Ⅲ类孔喉结构储层的原生孔隙少，孔喉连通性差，属于特低孔特低渗储层。因此，研究区三工河组储层物性主要受原生孔隙发育程度的控制。

3 储集性能差异性分析

不同孔喉结构类型储层的物性及其分布具有明显差异，其中ⅠA类孔喉结构储层的中孔储层占66.67%，大于50×10-3μm2的高渗储层占93.33%；ⅠB类孔喉结构储层的中孔储层占71.88%，大于50×10-3μm2的高渗储层占59.38%；ⅡA类孔喉结构储层的中孔储层占65.45%，一般低渗储层占83.33%；ⅡB类孔喉结构储层的中孔储层占70.37%，特低渗储层占58.92%；ⅢA类孔喉结构储层的低孔储层占58.36%，超低渗储层占88.24%；ⅢB类孔喉结构储层的特低孔储层占76.92%，超低渗储层占99.63%。

在研究区发育的曲流河三角洲和辫状河三角洲前缘水下分流河道沉积砂体的背景下，不同孔喉结构类型储层及其储集性能、分布主要表现在其成岩相类型的差异性方面(图7)。

Ⅰ类孔喉结构储层主要发育弱压实、弱溶解、弱(中)胶结成岩相，多分布于沙窝地地区和莫西庄北部地区的三角洲前缘水下分流河道微相中(图8)。该类储层中石英含量40.2%、分选中等-好、杂基含量低，因其埋藏较浅，压实作用较弱，颗粒支撑，胶结作用较弱(图7a)，原生孔隙保存较多，储层孔、渗物性好，是研究区的优质储层类型。

图6 准中1区6种孔喉结构类型储层压汞曲线、镜下、图像及孔喉图像

Ⅱ类孔喉结构储层主要发育中压实、弱溶解、强胶结成岩相，在沙窝地南部、莫西庄地区、征沙村北部地区及征沙村南部主河道、河口坝等部位发育(图8)。该类储层埋深4 000～4 500 m，压实作用相对较强，碳酸盐(硬石膏)胶结作用较强(图7b、d)，原生孔隙具有一定的保留，储层孔、渗物性较差，是研究区的中等储层。

图7 准中1区三工河组二段储层成岩相特征

Ⅲ类孔喉结构储层主要发育强压实、弱溶解、弱胶结成岩相，主要分布于埋藏深度较大的征沙村地区，莫西庄和沙窝地地区远离主河道的区域(图8)。该类储层埋藏深，一般大于5 000 m，压实作用强(图7c)，岩性以粉细砂岩为主，杂基含量较高。由于早期压实强烈，原生孔隙消耗殆尽，所以晚期碳酸盐胶结作用弱，对储层物性影响不明显。该类成岩相储层孔隙度和渗透率非常低，基本为致密储层。