乌石W油田储层孔隙结构特征及优质储层预测*

招湛杰，郇金来，徐万兴，代百祥，阳中良

(中海石油(中国)有限公司湛江分公司，广东 湛江 524057)

伴随社会发展对油气资源的依赖程度越来越高，国内常规油气储量及产量不断下降，海上油气勘探开发逐步转入非常规储层领域[1]。乌石W油田位于中国南海北部湾盆地乌石凹陷东部，为一个被断裂复杂化的断块构造，是近些年来在北部湾盆地乌石凹陷发现的中型低渗透油田。研究区流沙港组三段(以下简称流三段)为近物源的扇三角洲沉积，孔隙度分布在6.3%～28.5%，平均17.9%；渗透率分布在0.10～484.58 mD，平均39.98 mD，以中孔低渗储层为主。虽然乌石W油田储量规模较大，但低渗敏感性储层渗流能力差，孔隙结构复杂，优质储层分布尚不明确，制约油田后期开发。为解决这一难题，本文通过铸体薄片、高分辨率扫描电镜、孔隙类型定量分析、高压压汞等实验手段，深入剖析储层孔隙结构特征，在此基础上对储层质量进行分类评价，并进行优质储层预测。

1 岩石学特征

研究区流三段储层岩性复杂、非均质性强，从极细～砾岩均有分布，岩石类型主要为岩屑砂岩，其次为长石质岩屑砂岩和岩屑石英砂岩(图1)。根据铸体薄片鉴定资料，颗粒主要以岩屑为主，占比6.8%～78.1%，平均值45.3%；石英其次，占比12%～74.6%，平均值33.5%；长石最少，占比8%～19%，平均为5.9%。储层泥质含量0%～45.0%，平均7.76%，泥质含量较高。胶结物含量较低，在0%～24%之间，平均2.3%。镜下可观察到自形方解石、白云石、菱铁矿及凝块状黄铁矿胶结，其中以铁方解石为主，其次为白云石、菱铁矿，可见铁白云石及少量粘土矿物。扫描电镜下可见煤球状的黄铁矿、石英颗粒二级次生加大。胶结类型以孔隙式为主，部分埋深较大的井区可见压嵌式胶结。粘土矿物主要为伊蒙混层和高岭石，充填于颗粒间，其中伊蒙混层多呈丝片状，含量占14%～71%，高岭石多呈蠕虫状、手风琴状，含量占12%～66%。其次为伊利石及绿泥石，其中伊利石呈片状，含量在4%～18%之间，绿泥石呈颗粒薄膜状，含量在6%～16%。颗粒磨圆度为次棱-次圆，分选中等到差，以点-线接触为主，储层成分成熟度中等，结构成熟度低-中等。孔隙类型包括原生粒间孔、粒间溶孔、粒内溶孔、铸模孔及晶间孔隙(图2)。表现为以次生孔为主，原生粒间孔为辅的原生次生组合型孔隙空间类型。且随着深度的不断增加次生孔隙含量不断增加。

图1 乌石W油田流三段岩石类型三角图Fig.1 Triangle diagram of rock types of the third member of Liushagang formation in Wushi X Oilfield

图2 乌石W油田流三段孔隙类型图Fig.2 Pore types of the third member of Liushagang formation in Wushi X Oilfield

2 孔隙结构图像分析

表1 乌石W油田流三段图像分析参数统计表

根据8口井17个图像分析统计结果表明(表1)，乌石W油田流三段孔隙半径较大，平均孔径分布在34.6～285.7 μm之间，平均为177.7 μm；喉道半径相对较小，平均喉道半径分布在8.4～54.8 μm之间，平均为24.7 μm。平均孔喉比在2.3～8.5之间分布，平均孔喉比低～中等。喉道形状主要为片状、弯片状，总体上孔隙连通性较差，孔隙发育的地方连通性尚可，平均配位数在0.34～1.35之间分布。

3 毛细管压力曲线分析

高压压汞实验是石油行业利用毛细管压力曲线评价储层微观孔隙结构特征的常用手段[2-7]。据研究区5口井31块样品压汞实验结构分析，研究区流三段排驱压力在0.012～5.465 MPa之间，中值压力在0.299～154.341 MPa之间，根据毛管压力曲线解释出的最大孔喉半径在0.09～58.73 μm之间，孔喉半径平均值在0.02～5.74 μm之间，喉道级别为细喉～微喉，流三段毛管压力曲线图未见明显的倾斜平台，甚至呈现两级台阶(图3)，孔喉分选不好，非均质性强，油气渗流能力较差。

图3 乌石W油田流三段毛管压力曲线图Fig.3 Capillary pressure curve of the third member of Liushagang formation in Wushi Xoilfield

4 储层分类及优质储层预测

根据乌石W油田流三段压汞毛管压力曲线形态，可将研究区储层划分为Ⅰ类、Ⅱ1类、Ⅱ2类、Ⅲ类共四种类型。Ⅰ类曲线特征为排驱压力<0.04 MPa，中值压力<0.40 MPa，平均喉道半径>2.50 μm，中值半径>2.50 μm。曲线平台段明显且较长，坡度较平缓，说明孔喉较大，且分选性较好。从孔喉半径分布直方图可以看出，主峰分布在6.310～15.849 μm之间(图4a)，主要分布在8井区的流三段。Ⅱ1类曲线特征为排驱压力0.04～0.20 MPa，中值压力0.40～0.80 MPa，平均喉道半径0.50～2.50 μm，中值半径0.95～2.50 μm。曲线有平台段，但较短，坡度相对较大。从孔喉半径分布直方图可以看出，主峰分布在2.512～6.310 μm之间(附4b)。Ⅱ2类曲线特征为排驱压力0.20～0.80 MPa，中值压力0.80～2.80 MPa，平均喉道半径0.21～0.50 μm，中值半径0.25～0.95 μm。曲线平台短，坡度较大。从孔喉半径分布直方图可以看出，主峰分布在1.000～2.512 μm之间(图4c)。Ⅲ类曲线特征为排驱压力0.80～1.10 MPa，中值压力2.80～4.40 MPa，平均喉道半径0.19～0.21 μm，中值半径<0.25 μm。曲线几乎无平台，坡度大。从孔喉半径分布直方图可以看出，主峰分布在0.004～0.158 μm之间(图4d)。整体上研究区流三段储层以Ⅱ1类、Ⅱ2类为主，从Ⅰ类到Ⅲ类储层，孔隙结构变差，渗透率降低，非均质性增强。Ⅰ类储层为该区优质储层。

图4 储层孔喉半径分布直方图及渗透率贡献值累积曲线Fig.4 Histogram of reservoir throat radius distribution and cumulative curve of permeability contribution value

5 结 论

(1)研究区流三段储层以岩屑为主，铁方解石占胶结物主要部分，自生粘土矿物以伊利石为主，成分成熟度中等，结构成熟度低-中等；孔隙类型以次生孔为主，原生粒间孔为辅。

(2)图像分析表明储层喉道形状主要为片状、弯片状，平均孔喉比低～中等，孔隙连通性较差；毛管压力曲线图未见明显的倾斜平台，甚至呈现两级台阶，表明孔喉分选不好，非均质性强，油气渗流能力较差。

(3)根据毛管压力曲线形态，可将研究区储层划分为Ⅰ类、Ⅱ1类、Ⅱ2类、Ⅲ类共四种类型，其中Ⅰ类储层为该区优质储层。