遼河油田曙三區扇三角洲前緣儲層特征及分類評價

陳　娜，岳大力，陸智祎，滿秀清，韓旭楠

（中國石油大學<北京>地球科學學院，北京102249）

遼河油田曙三區扇三角洲前緣儲層特征及分類評價

陳娜*，岳大力，陸智祎，滿秀清，韓旭楠

（中國石油大學<北京>地球科學學院，北京102249）

利用豐富的巖芯分析和測井資料，對遼河油田曙三區杜家臺油層扇三角洲前緣儲層巖石學特征、物性特征和孔隙結構特征進行了研究，并在此基礎上，結合動態資料進行了儲層質量分類評價。結果表明，研究區儲層以長石砂巖和巖屑質長石砂巖為主，成巖作用弱，以原生粒間孔為主，為中—高孔、中—高滲儲層；采用“截斷法”，以滲透率100×10-3μm2、600×10-3μm2和1500×10-3μm2為截斷值將儲層分為4類，其中Ⅰ類和Ⅱ類儲層物性較好，為有利儲層，主要分布在水下分流河道與壩主體，Ⅲ類和Ⅳ類儲層主要分布在壩緣和溢岸砂。

扇三角洲前緣；儲層特征；分類評價；遼河油田曙三區；杜家臺油層

扇三角洲相儲層是我國已發現油田的重要儲層類型之一［1］。受構造、氣候、地形等因素控制，扇三角洲儲層質量差異性較常態三角洲更為顯著［2］。曙三區是遼河油田儲量較集中、地質條件較復雜的主力開發區塊之一。經過多年的勘探開發，該地區存在出砂嚴重，油水井利用率低，水驅儲量動用不均衡，井網不完善等問題。這與儲層質量的差異性密切相關，因此，需要細化和深化油藏地質認識，為剩余油預測與挖潛提供可靠的地質依據。目前，研究區沉積微相的研究已經比較充分［3-5］，但關于儲層質量分類及分布的研究力度不夠。通過分析研究區儲層特征，進行儲層質量分類，表征并總結其分布規律，這對于完善油田開發井網和提高采收率具有重要的實際意義，同時也可豐富扇三角洲儲層地質學理論。

1　研究區概況

遼河油田曙三區位于遼河斷陷盆地西部西斜坡中段的杜32斷層的上升盤，為一北東方向展布、向南東傾斜、被斷層復雜化的單斜構造。研究區發育新近系和古近系，新近系主要發育館陶組，古近系自上而下發育東營組和沙河街組。目的層段是古近系沙河街組沙四段的杜家臺油層，為扇三角洲前緣沉積，其主要物源方向為南西向，次要物源方向為北東向，埋深950～1800m，含油面積為19.9km2，目前共有開發井620口，上報原油地質儲量為2244×104t，可采儲量為881×104t［6-7］。

2　儲層特征

2.1巖石學特征

依據巖芯觀察描述、薄片鑒定以及取芯井分析化驗等資料，確定杜家臺油層巖性從粉砂巖到砂礫巖均有發育，但以細砂巖和粉砂巖為主，分別占總量的38.6%和29.4%。巖石碎屑組分以石英（含量介于20.4%～59.5%，平均42.1%）和長石（含量介于20.0%～58.8%，平均41.3%）為主，巖屑以中、酸性噴出巖為主，含量分布不均（0～55.3%），平均含量為16.6%。顆粒間多為點接觸或點—線接觸，顆粒支撐，孔隙式膠結，分選中等—好，磨圓差—中等，成分成熟度和結構成熟度均不高。巖石類型以長石砂巖和巖屑質長石砂巖為主，占總量的91.5%，其余為長石質巖屑砂巖。

2.2物性特征

2.3孔隙結構特征

鑄體薄片等資料表明，杜家臺油層孔隙類型主要為原生粒間孔，其次發育少量的粒內溶孔。孔隙直徑范圍為50～350μm，喉道類型以孔隙縮小型和縮徑型為主。壓汞曲線直接指示了孔喉的大小及分布特征［8］，通過分析壓汞曲線的特征參數及曲線形態，將孔隙結構分為4種類型：大孔中喉型（Ⅰ型）、大孔中—細喉型（Ⅱ型）、大孔細喉型（Ⅲ型）和中孔細喉型（Ⅳ型），其中以大孔中喉型和大孔中—細喉為主，占樣品總數的67%（圖1）。不同類型壓汞曲線的孔滲分布數據表明，Ⅰ型壓汞曲線一般對應很高的孔滲值（孔隙度大于31%，滲透率大于1700×10-3μm2），Ⅱ型壓汞曲線對應較高的孔滲值［孔隙度在29%～37%之間，滲透率在（650～1700）×10-3μm2之間］，Ⅲ型壓汞曲線對應范圍較廣的孔隙度和較低的滲透率［孔隙度在21%～35%之間，滲透率在（80～650）×10-3μm2之間］，Ⅳ型壓汞曲線對應的孔隙度范圍很廣，滲透率很低（孔隙度13%～32%之間，滲透率小于80×10-3μm2）（表1）。

圖1　典型壓汞曲線分類圖

表1　不同孔隙結構類型的典型壓汞曲線特征參數及物性統計表

2.4成巖特征

研究區儲層埋深淺，構造運動相對簡單穩定，油氣充注早，目前處于早成巖B期［6］。目的層段經歷的壓實作用較弱，碎屑顆粒多為點接觸，部分為點—線接觸，少見碎屑顆粒定向排列，未見塑性顆粒的壓彎變形。儲層膠結作用類型多樣，但整體膠結強度弱，膠結物以碳酸鹽為主，平均碳酸鹽含量為5%，其它類型膠結物（粘土礦物膠結、硅質膠結、長石類膠結和鐵質膠結）的總量不到巖石總體積的4%。儲層中發育少量的長石粒內溶孔，整體溶蝕強度弱，次生溶蝕孔僅占總孔隙的10%。因此，研究區儲層經歷的成巖作用較弱，成巖對儲層質量的影響十分有限。

3　儲層質量分類評價

3.1儲層質量分類方案

3.1.1儲層質量分類參數優選

儲層質量為儲層儲集和滲濾流體的能力的表達，儲層在開發過程中的差異主要體現在滲流特征上，因此，對儲層進行分類評價，就必須確定控制滲流的主要參數。孔隙度一般指儲層有效孔隙度，是反映儲層物性的重要參數，一般孔隙度越高，其滲流能力也越強；滲透率直接反映儲層的滲流能力，是影響儲層產能的重要因素；泥質含量直接影響儲層的滲流能力，通常泥質含量越高，滲流能力越差；砂體厚度可以間接反映儲層的儲集和滲流能力。本文選取以上4個地質參數，結合儲層的動態資料，將它們與產液強度進行相關性分析，結果表明：滲透率與產液強度相關性最好，相關系數為0.8273（圖2b）。孔隙度、泥質含量及砂體厚度與產液強度的相關性相對較差，相關系數均小于0.5（圖2a、圖2c、圖2d）。所以，選用滲透率作為儲層質量分類的參數，采用“截斷法”對其進行分類評價。

3.1.2儲層質量分類標準

以“活血止痛膠囊”為檢索詞、年限于1992始，在中國知網檢索到文獻65篇；排除制劑工藝、質量標準、綜述以及活血止痛膠囊為同名異方的文獻，獲得關于活血止痛膠囊不良反應的文獻5篇納入分析。

研究采用“截斷值法”對滲透率單一參數進行數據構形分析，從而確定儲層質量分類標準。其原理為：在某個參數的概率累計曲線上表現為一條直線的點，其成因機理及特征類似。本研究對取心井巖芯分析滲透率進行分析，從滲透率累積概率曲線圖可以看出，滲透率累積概率曲線上有3個拐點，對應的滲透率值分別為100×10-3μm2、600×10-3μm2和1500×10-3μm2（圖3）。

圖2　孔隙度、滲透率、泥質含量及砂體厚度與產液強度相關性圖

圖3　取芯井滲透率累積概率曲線圖

不同吸水強度儲層的孔隙度、滲透率交會圖表明，滲透率小于100×10-3μm2的儲層，開發過程中不吸水（圖4）。滲透率與驅油效率交會圖顯示，滲透率大于600×10-3μm2的儲層，其驅油效率大于50%（圖5）。另外，結合不同類型孔隙結構儲層的滲透率范圍發現，滲透率小于100×10-3μm2的儲層，其孔隙結構大多為中孔細喉型，滲透率在（100～600）×10-3μm2之間的儲層，其孔隙結構多為大孔細喉型，滲透率在（600～1500）×10-3μm2之間的儲層，其孔隙結構多為大孔中—細喉型，滲透率大于1500×10-3μm2的儲層，大多為大孔中喉型（表1）。因此，以100×10-3μm2、600×10-3μm2、1500×10-3μm2這3個值為截斷值，進行儲層質量分類，具有較好的動態及微觀地質意義。據此，可以將儲層質量劃分為4類（表2）。

圖4　不同吸水強度儲層孔隙度、滲透率交會圖

Ⅰ類儲層：滲透率大于1500×10-3μm2。該類儲層以中—粗砂巖為主，孔隙結構類型多為大孔中喉型。物性最好，為高孔、特高滲儲層，注水見效快，吸水效果好，并且其內部較容易發育高滲通道。

Ⅱ類儲層：滲透率介于600×10-3μm2和1500×10-3μm2之間。該類儲層以中—細砂巖為主，孔隙結構多為大孔中—細喉型。物性較好，為高孔、高滲儲層，儲層吸水效果較好，注水見效較快。

圖5　滲透率與驅油效率交會圖

Ⅲ類儲層：滲透率介于100×10-3μm2和600×10-3μm2之間。該類儲層以細砂巖和粉砂巖為主，孔隙結構類型以大孔細喉型為主。物性相對差，屬高孔、中滲儲層，吸水差。

Ⅳ類儲層：滲透率小于100×10-3μm2。此類儲層以粉砂巖為主，多為中孔細喉型孔隙結構。物性差，為中高孔、中低滲儲層，連通性差，在注水開發過程中基本不見效。

3.2儲層質量分布規律

儲層質量差異分布是儲層質量研究的重要內容，其直接影響著有利區的選取和后期開發井網的部署。研究區成巖作用弱，儲層質量主要受控于沉積作用。因此，依據儲層質量的分類標準，在儲層質量單井解釋的基礎上，結合沉積微相的分布特征，采用平剖互動的研究思路，進行儲層質量分布研究。

表2　曙三區杜家臺油層儲層質量分類標準

3.2.1儲層質量垂向分布規律

根據研究區儲層質量分類標準，在單井上對研究區儲層質量類型進行解釋，并在此基礎上分析儲層質量的垂向分布特征。從垂直物源方向的剖面上可以看出：水下分流河道與河口壩呈現出“河在壩上走”的沉積模式。水下分流河道的儲層質量類型以Ⅰ類和Ⅱ類為主，部分水下分流河道底部發育Ⅲ類儲層；壩主體部位砂體厚度最大，向壩緣方向逐漸減薄，呈現底平頂凸的形態，壩主體以Ⅰ類和Ⅱ類儲層為主，水下分流河道附近的壩主體易發育Ⅰ類儲層，部分河口壩頂部發育Ⅲ類儲層；壩緣儲層質量相對較差，以Ⅲ類儲層為主（圖6）。

3.2.2儲層質量平面分布規律

在沉積微相的約束下，通過平剖互動，進行儲層質量平面分布的表征。總體上來看，不同微相的儲層質量不同。Ⅰ類儲層主要分布在水下分流河道的中心部位和壩主體，其延伸方向與物源方向基本一致，在水下分流河道內部，Ⅰ類儲層呈條帶狀分布，在水下分流河道末端及河口壩主體位置多呈朵狀或連片狀分布；Ⅱ類儲層在水下分流河道末端及壩主體中呈連片狀分布，當砂體比較連片時，Ⅱ類儲層的連片性也相應變好；Ⅲ類儲層多分布在壩緣、溢岸砂和部分水下分流河道的疊加部位；Ⅳ類儲層主要分布在溢岸砂和砂巖尖滅線內緣（圖6）。

4　結論

（1）研究區的主要巖石類型為長石砂巖和巖屑質長石砂巖，成巖作用弱，孔隙以原生粒間孔為主，喉道以孔隙縮小型和縮徑型為主，孔隙結構類型以大孔中喉型和大孔中—細喉為主，儲層整體物性好，屬于典型的中—高孔、中—高滲儲層。

（2）結合動態資料，選取了滲透率作為儲層質量分類參數，采用“截斷法”將儲層分為4類：Ⅰ類儲層滲透率大于1500×10-3μm2，Ⅱ類儲層滲透率介于（600～1500）×10-3μm2之間，Ⅲ類儲層滲透率介于（100～600）× 10-3μm2之間，Ⅳ類儲層滲透率小于100×10-3μm2。其中Ⅰ類和Ⅱ類儲層物性較好，為有利儲層。

圖6　曙三區杜家臺杜Ⅲ15小層沉積微相及儲層質量平面/剖面分布圖

（3）不同微相的儲層質量不同，水下分流河道與壩主體的儲層質量最好，一般為Ⅰ類和Ⅱ類儲層，部分分流河道的底部及壩主體的頂部發育Ⅲ類儲層，而壩緣和溢岸砂儲層質量較差，一般為Ⅲ類和Ⅳ類。

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TE321

A

1004-5716（2016）08-0100-05

2015-08-19

2015-08-20

陳娜（1989-），女（漢族），河南新鄉人，中國石油大學（北京）在讀碩士研究生，研究方向：油氣田開發地質。