筆架嶺油田東三段和沙一段儲層物性特征及影響因素分析

龍光華，徐倫勛 （油氣資源與勘探技術教育部重點實驗室 （長江大學）長江大學地球科學院，湖北 荊州434023）

王婭妮 （長江大學地球科學院，湖北 荊州434023）

劉歡歡 （勝利油田黃河鉆井三公司，山東 東營257091）

筆架嶺油田是遼河油田灘海最早開展油氣勘探和獲得工業油氣流的地區，原油地質儲量512×104t，含氣面積1.46km2，天然氣地質儲量4.45×108m3，油藏類型為具有邊水的薄層狀復雜斷塊稀油油藏，構造上具有斷層多、斷塊小、構造破碎的特點。為此，筆者研究筆架嶺儲層特征，分析了影響儲層物性的相關因素，以便為該研究區后期的油氣勘探開發提供參考。

1 區域地質概況

筆架嶺油氣田地處遼寧省盤山縣大凌河口附近海灘地區，是在基巖隆起背景上發育起來的呈北東-南西向帶狀展布的潛山披覆斷裂構造帶，整體構造形態呈西北高，東南低。由淺海、海灘和陸灘3部分組成[1-3]。構造上被3條主干斷層 （1號、2號和3號）切割形成了架8塊、架嶺4-1塊、架嶺11塊、架嶺8塊和架嶺13塊等4級含油氣斷塊。

2 儲層特征

2.1 巖石學特征

沙一段儲層碎屑成分中以長石和巖屑為主，長石含量為40%～60%，巖屑含量為20%～40%，石英含量偏低，為20%～45%，儲層砂巖中含有較豐富的云母類礦物碎屑，含量一般在0.3%～7.1%之間。砂巖成分成熟度較低。顆粒磨圓度為次棱角狀和棱角狀。填隙物主要由雜基和膠結物組成。該區主要膠結類型為孔隙式、薄膜-孔隙式、基底式和接觸式。

東三段儲層碎屑成分以長石和巖屑為主，長石含量為33%～42%，巖屑含量為16%～51%，石英平均含量低于40%，砂巖中填隙物含量較高。砂巖顆粒的分選中等至好，顆粒多呈磨圓次棱角-次圓狀。雜基主要為泥質及細粉砂。該區主要膠結類型為接觸式、基底式和孔隙式。

2.2 儲層孔喉特征

孔喉特征可理解為孔隙類型和孔隙結構特征?？紫督Y構是指巖石所具有的孔隙和喉道的幾何形狀、大小、分布及連通狀況[4-5]。通過對主要產油層巖心、鑄體薄片等研究，認為筆架嶺地區沙一段、東三段儲層存在5種孔隙類型，即原生粒間孔、晶間孔、次生溶蝕孔隙、微孔隙和裂縫。其中，東三段儲層以次生粒間孔為主 （見圖1），原生溶蝕孔次之，沙一段儲層以原生粒間孔和次生溶蝕孔為主 （見圖2）。

圖1 原生粒間孔和次生溶蝕孔

圖2 次生粒間孔

東營組東三段孔隙類型以次生粒間孔占優勢 （見圖3），其次是原生粒間孔、粒內溶孔、基質溶孔、粒膜孔及少量微裂縫。這些孔隙和裂縫是儲集油氣的主要空間?？讖椒植荚?9.0～144.6μm，平均孔徑83.3μm；平均喉道寬度13.4μm；統計面孔率0.008%～6.918%，平均3.91%；孔喉配位數0～2。蒙脫石有時呈橋狀存在于原生粒間孔中，降低了孔隙的連通性。

沙河街組沙一段儲層孔隙類型主要以原生粒間孔占優勢，次生粒間溶孔次之，主要為溶蝕粒間孔、溶蝕粒內孔，還要少量基質溶孔、填隙物內溶孔、晶間孔、鑄?？缀臀⒘芽p等類型。平均孔徑82.5～106.41μm；平均喉道寬度11.5～22.76μm；孔喉配位數0～3；統計面孔率2.92%～4.03%。膠結類型為孔隙型，孔隙間連通性差，膠結致密。

綜合分析認為，東三段儲層以次生粒間孔為主，發育在研究區辮狀河三角洲前緣砂體中。次生溶蝕孔隙主要發育在沙一段儲層中，它與部分殘余原生粒間孔一起構成了以混合孔隙為主的孔隙組合類型。此外，沙一段由于發育在扇三角洲前緣砂體中，沉積物分選較差，由于埋藏較深，膠結作用較強，碳酸巖和雜基含量較高，因而發育一定數量的微孔隙和微裂縫。

圖3 筆架嶺地區東三段孔隙類型分布頻率直方圖

2.3 儲層孔滲特征

東三段和沙一段儲層孔隙度與滲透率之間具有很好的相關性。總的來說，孔隙度值越高，滲透率值也就越大，說明巖石以粒間孔為主，且孔隙間的連通性性好。

東三段儲層主要來自西斜坡的辮狀河三角洲前緣分流河道、河口砂壩和砂體席狀砂。沉積厚度較大（大于80m），呈帶狀向湖中央方向延伸，橫向上厚度變化較大，剖面上略顯透鏡狀。儲層孔隙度為19.4%～24.6%，平均21.9%。滲透率為 （88～196）×10-3μm2，平均147×10-3μm2，屬于中孔隙度、中滲透率儲層。

沙河街組沙一段儲層主要來自葫蘆島古潛山和西斜坡的扇三角洲前緣分流河道、席狀砂和河口砂壩砂體，砂體略呈朵狀分布，自西向東、自北向南砂體厚度逐漸減薄。儲層孔隙度為19.8%～21%，平均20.1%。滲透率為 （403～587）×10-3μm2，平均493×10-3μm2，屬于中孔隙度、中滲透率儲層。

3 儲層物性控制因素

3.1 斷裂是控制沉積微相及儲層性能分布的主要因素

構造特征研究表明，筆架嶺地區1、2號主斷層在早第三紀就具有長期活動、延伸長、落差大等特征，其不僅控制了筆架嶺構造帶的基本構造格局和構造演化史，而且由于地質時間不同斷層的活動強度不同或同一地質時間但同一條斷層不同部位活動強度不同，這種斷層活動的差異性造成了古地形的差異，從而影響了沉積作用的過程，進而控制了沉積微相以及儲集砂體的分布，最終控制油氣的分布。

3.2 沉積微相控制砂體儲層性質

沉積微相對儲層物性的控制，主要表現在沉積微相類型控制砂體內部的結構變化，不同微相類型有不同的沉積構造、粒度和分選等特征，上述特征可以決定儲層的結構差異和物理特性。

研究區內河道邊緣的決口扇、天然堤、水下分流河道側翼、河口壩砂體，由于其沉積時水動力條件較弱，砂巖粒度較細，又含較多的云母礦物及泥質雜基，導致儲層物性較差。在壓實作用下，發生變形充填粒間孔隙，破壞原始粒間孔，后期溶蝕改造作用不強，導致物性較差。

在沿水下分流河道方向長期發育的部位，砂體厚度大，其物性也相對較好。但是在垂直于水道的方向上，向水道兩側逐漸變細，為微-細粒巖屑長石砂巖、粉砂巖和泥質粉砂巖與泥巖的互層組合，儲集物性迅速變差，而且由于水道頻繁地分流和側向遷移，遷移疊置的水道砂體之間斜交的泥巖夾層較為發育，因此，往往存在側向上的嚴重非均質性。

總之，由于不同的沉積環境下的沉積物巖性、結構、沉積物分選等各種沉積特征存在差異，導致沉積物埋藏后遭受不同的壓實作用、膠結作用和溶蝕作用等一系列的成巖作用，進而影響原生和次生孔隙的保存和發育，從而影響儲層性能。

3.3 成巖作用影響砂體儲層性質

壓實作用又稱作機械作用和物理作用，是松散沉積物在上覆水體和沉積物負荷壓力下，發生總體積縮小和孔隙度降低的破壞性作用。在該研究區壓實作用對原生孔隙起著主要的破壞作用，機械壓實作用貫穿于埋藏成巖階段的整個過程，是引起砂巖孔隙度降低、原生孔隙減少的主要原因之一[6-7]。沙一段和東三段儲層最常見的壓實現象有塑性的云母碎片發生繞曲、剛性顆粒斷裂、泥巖屑擠壓變形和形成假雜基等，上述特征反映出碎屑顆粒變形嚴重。砂巖碎屑顆粒間的接觸關系主要為點接觸、線接觸和點-線接觸。隨著埋深的加大，機械壓實作用使碎屑顆粒由點接觸狀、游離狀逐漸調整為線接觸狀，造成粒間孔隙的大量損失。機械壓實作用影響的最大埋藏深度一般在2500m左右，該研究區許多井的井段砂巖的埋藏達到該深度，碎屑顆粒大多呈線接觸狀，表明砂巖骨架顆粒結構穩定，不易被進一步壓實。該研究區延長組儲層砂巖中碎屑顆粒的凸凹接觸和縫合線接觸比較少見，從壓實作用角度考慮，絕大多數沙一段儲層砂巖所經歷的成巖階段已進入晚成巖的早期。

膠結作用降低了原始孔隙度，該研究區目的層儲集砂巖主要膠結礦物類型有粘土礦物、硅質、碳酸鹽類及鐵質礦物等。

該研究區的交代作用主要表現為碳酸鹽礦物對碎屑礦物顆粒的交代和晚期碳酸鹽礦物對早期碳酸鹽膠結物的交代。主要有鐵方解石交代長石顆粒和石英，使其邊緣呈港灣狀，或交代整個顆粒后依然保留了長石顆粒的形狀。同時，可見碳酸鹽交代石英顆粒的次生加大，說明碳酸鹽交代作用發生時間較晚。交代作用不僅交代各種顆粒，也使部分孔隙充填，因而交代過程對原生孔隙起破壞作用。

溶蝕作用會形成次生孔隙，改善儲層物性。該研究區沙一段、東三段儲層砂巖溶解作用主要表現為長石、巖屑和黑云母等不穩定礦物顆粒的溶解和碳酸鹽膠結物的溶解。晶內溶孔主要由長石溶解形成，粒間溶孔主要由長石、巖屑等不穩定礦物顆粒溶解形成。

4 結 論

1）該研究區儲層巖石類型以長石巖屑砂巖為主。

2）該研究區沙河街組沙一段儲層孔隙類型主要以原生粒間孔為主，東營組東三段孔隙類型以次生粒間溶孔為主。

3）該研究區的儲層屬于中孔隙度、中滲透率儲層。

4）儲層物性控制因素中，斷裂是控制沉積微相及儲層性能分布的主要因素，沉積微相控制砂體儲層性質，成巖作用影響砂體儲層性質。

[1]王萬軍.油藏綜合調整技術在筆架嶺復雜斷塊中的應用 [J].石油天然氣學報 （江漢石油學院學報），2010，4（2）：32-35.

[2]趙永斌.遼河灘海筆架嶺地區石油地質特征及勘探潛力分析 [J].石油天然氣學報 （江漢石油學院學報），2009，6（3）：31-34.

[3]朱筱敏，謝慶賓，康安，等.遼河油田筆架嶺地區油藏特征及控制因素 [J].石油大學學報 （自然科學版），2003，3（2）：27-30.

[4]姜在興.沉積學 [M].北京：石油工業出版社，2003.

[5]馮增昭.沉積巖石學 [M].北京：石油工業出版社，1993.

[6]張厚福.石油地質學 [M].北京：石油工業出版社，1999.

[7]王進才，馮如進.腰英臺地區青山口組儲層物性特征及影響因素分析 [J].石油天然氣學報 （江漢石油學院學報），2009，10（5）：32-36.