辮狀河相礫質砂巖儲層微觀特征及對產能的影響——以錦州油田為例

陳國成

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辮狀河相礫質砂巖儲層微觀特征及對產能的影響——以錦州油田為例

陳國成

（中海石油（中國）有限公司天津分公司渤海石油研究院，天津 300459）

辮狀河相礫質砂巖儲層疏松、含礫、孔滲關系差、微觀特征與產能關系復雜。以渤海遼東灣海域錦州油田為例，利用巖心分析化驗資料、測井和DST測試資料，建立巖性定量判別標準，對礫質砂巖儲層進行巖性定量識別，將其細分為常規砂巖、含礫砂巖和砂礫巖。對不同巖性儲層的粒度、孔喉、泥質含量及黏土礦物等特征進行分類研究，針對各類型儲層不同微觀特征對產能大小的影響進行了分析，找到了粒度分選、孔喉結構以及泥質黏土礦物差異與產能大小之間的關系。

錦州油田；辮狀河相；孔滲關系；礫質砂巖；微觀特征

儲層的微觀非均質性特征決定儲層質量并控制儲層內流體的滲流特征，是影響油田產能、采收率和剩余油分布的主要因素。因此，認識儲層的微觀特征是做好油田開發的重要前提[1–3]。辮狀河沉積發育多個沉積旋回，多期河道心灘疊置，儲層含礫連片分布，具有多種韻律特征。新近紀時期，渤海遼東灣海域大范圍發育辮狀河沉積，是有利的油氣儲集場所，近年該區域連續發現了錦州等三個大中型稠油油田。辮狀河相砂巖含礫差異大、儲層微觀非均質性強、產能變化大。目前，辮狀河相儲層研究多集中在沉積模式[4–8]、地質建模[9，10]、儲層構型[11–15]等方面。然而，辮狀河相礫質砂巖儲層膠結疏松，含礫、孔滲關系差，其微觀特征與產能間的關系比較復雜，相關研究較少[16–18]。

本文以錦州油田為例，利用巖心分析化驗資料、測井資料和DST測試資料，在對辮狀河相砂巖儲層進行巖性定量識別評價基礎上，分不同巖性進行微觀非均質性特征分析，并探討不同類型儲層微觀特征與產能的關系，為該類型油藏開發方案編制及后期開發生產提供依據。

1 油田地質概況

錦州油田位于渤海遼東灣海域，區域上屬于遼東凸起北段，為依附于遼東1號走滑斷裂的半背斜構造。遼東凸起與東西兩側的遼東凹陷和遼中凹陷形成“兩凹夾一凸”的構造格局，區域成藏位置非常有利（圖1）。

圖1 錦州油田區域構造位置

錦州油田包括主體區和北塊兩部分，共9口探井。油田含油層系為新近系館陶組，主要發育辮狀河沉積，物源來自東北方向，油田范圍內礫質砂巖儲層較發育，橫向疊置連片分布。油田縱向上具有多套油水系統，油藏類型主要為受構造控制的巖性構造油藏，埋深780~970 m，地面原油密度0.964~0.973 t/m3，黏度313~419 mPa·s，具有密度大、黏度高、膠質含量中等、凝固點低、含蠟量低等特點。

2 儲層微觀特征

2.1 巖性定量識別

根據礫石含量多少，辮狀河相儲層分為礫質辮狀河相儲層和砂質辮狀河相儲層。平面上，相對于曲流河相，不同沉積時期礫質辮狀河相儲層沿物源方向和縱向上儲層發育及微觀特征差異較大。根據礫石含量多少，對辮狀河相礫質砂巖儲層，進行了巖性細分。基于鉆井取心資料，通過手標本觀察，將辮狀河相砂巖分為砂礫巖（礫石含量>30%）、含礫砂巖（礫石含量5%~30%）和常規砂巖（礫石含量<5%）。該油田館陶組底部發育砂礫巖，向上逐步過渡為含礫砂巖和常規砂巖。不同巖性具有不同的測井響應特征，單靠自然伽馬曲線難以有效區分三種巖性。館陶組底部的砂礫巖測井響應特征明顯，表現為“高電阻、高密度、高速度”的特征。從中子密度來看，常規砂巖具有“低密度、高中子，較明顯正差異”特點；砂礫巖具有“高密度、低中子”特點，呈現正差異–絞合狀形態；含礫砂巖介于兩者之間。根據不同巖性測井響應特征的不同，制定了測井特征定性識別圖版（圖2）。

圖2 辮狀河相儲層不同巖性測井識別圖版

根據錄井資料、鉆井巖心壁心資料，結合測井識別，可確定砂礫巖、含礫砂巖和常規砂巖。將不同巖性的中子、密度進行交會發現，不同巖性的中子密度分布存在區間性。利用中子密度，建立了辮狀河相儲層不同巖性測井定量判別標準（表1）。基于該判別標準，對整個油田探井的巖性進行分類。在巖性分類的基礎上，利用巖心物性分析資料，分巖性建立孔滲關系、計算滲透率，為后續儲層微觀特征分析和產能研究奠定基礎。

表1 不同巖性定量判別標準

2.2 粒度特征

常規砂巖以中細砂巖、中粗砂巖為主，分選系數往往在2.8以下，粒度中值為0.11~0.35 mm，曲線形態具有單峰特征，分選相對較好；含礫砂巖巖心分選系數均在2.8以上，中上部中粗砂巖巖心粒度中值為0.05~0.45 mm，下部含礫砂巖巖心粒度中值為0.03~0.72 mm，粒度曲線形態也變為多峰特征，所占百分比相當，反映分選較差。整體上，隨著深度增加，分選變差。對于粒度參數中的跳躍次總體和懸浮次總體的交截點，常規砂巖由于懸浮總體比較發育，交截點較細，粒度中值為2.6~3.7；含礫砂巖跳躍組分與懸浮組分相混合，總體交截點較粗，粒度中值為0.5~2.1。粒徑與分選性間有一定的相關性，分選最好的沉積物，平均粒徑一般為細砂級[3]。

2.3 孔喉特征

鑄體薄片與掃描電鏡分析表明，該區儲層的孔隙類型以原生、次生混合孔為主，主要發育粒間孔、少量溶蝕粒間孔及溶蝕顆粒孔。孔隙形態呈多邊形和不規則形狀，孔徑為0.02~1.00 mm，孔隙內常有泥質雜基充填。砂巖與含礫砂巖孔隙類型一樣，孔隙分布及喉道形狀有差異。中細粒砂巖分選好，碎屑顆粒均勻、較定向分布，次棱次圓狀，點接觸。粒間填隙物較少，見少量泥質及高嶺石團塊狀孔隙式分布。巖石孔隙發育較好，分布較均勻，孔徑為0.05~0.5 mm，平均0.2 mm，面孔率分布在12%~18%，喉道多以孔隙縮小型喉道為主。含礫砂巖分選較差，且孔喉間均有鱗片狀泥質充填，巖石孔隙發育比較雜亂，面孔率分布在10%~15%，喉道分布不均，連通性變差。砂礫巖分選差，孔隙結構非均質性較為嚴重，孔隙和喉道差異大，由于礫石塊的存在，面孔率極低，整體在2%左右。

利用巖心壓汞資料，對孔喉大小和分布進行統計分析，見表2。由表2可以看出，常規砂巖儲層中最大孔喉半徑在12~20 μm的樣品占總數的67%，含礫砂巖儲層中最大孔喉半徑在20~30 μm的樣品占總數的40%。由圖3可以看出，砂巖與含礫砂巖儲層的毛管壓力曲線形態也有一定差別。砂巖儲層表現為中高進汞飽和度、中低排驅壓力，曲線位于坐標中部，曲線較為集中，呈斜坡型，偏斜度較小，略粗歪度，具有較明顯的平臺段與雙拐點，反映儲集層孔隙結構相對較好，連通狀況中等；含礫砂巖儲層表現為中高進汞飽和度，中低排驅壓力型，曲線位于坐標中下部，曲線較為分散，呈斜坡型，偏斜度較大，略粗歪度，平臺段與雙拐點不明顯，反映儲集層孔隙結構較差，連通狀況較差。另外研究區砂礫巖由于滲透性差，難以測得有效的毛管壓力曲線。

表2 不同巖性孔喉參數統計

圖3 不同巖性儲層毛管壓力曲線

2.4 泥質含量與黏土礦物

研究區儲層填隙物類型簡單，以泥質為主，整體含量10%左右。平面上，靠近物源方向，泥質含量低；遠離物源方向，泥質含量高；縱向上，中下部的砂礫巖、含礫砂巖儲層泥質含量低，中上部砂巖儲層泥質含量逐漸升高。沿物源方向和縱向上的泥質含量變化與砂巖含量變化呈明顯的反向相關性（圖4）。

儲層孔隙內黏土礦物的含量、類型、產狀及對流體敏感性等特征，對儲層微觀非均質性和流體滲流有著重要影響。通常黏土含量越高，孔隙和喉道越小，滲透率和孔隙度越小。研究區黏土礦物類型主要為伊利石、高嶺石、綠泥石及伊蒙混層，不同類型的黏土礦物具有不同的晶形和特征。據掃描電鏡觀察，伊蒙混層呈絲狀、片狀產于粒間孔隙內，而高嶺石主要呈鱗片狀附著在顆粒表面。

圖4 儲層泥質含量與砂巖含量對比

3 不同類型儲層與產能關系研究

根據達西滲流公式可知，油層產液能力主要受儲層滲透率影響，滲透率高，產液能力強；滲透率低，產液能力差。辮狀河相疏松礫質砂巖儲層的孔滲關系比較差，利用常規測井資料計算的滲透率往往偏差較大，難以反映地層真實滲透性。在錦州油田勘探評價過程中，發現N1井DST1層和3井DST2層、DST3層流體性質接近，測井解釋的滲透率接近，測試方式一致，實測采油指數N1井為1.05 m3/(MPa·d·m)，3井為0.2 m3/(MPa·d·m)左右（表3），給產能評價帶來很大困擾。本文從儲層微觀特征方面提供依據，來研究產能差異的原因，找出辮狀河相疏松砂巖儲層與產能之間的關系。

3.1 粒度和分選對產能影響

表3 測試層段儲層微觀特征與產能對比

儲層粒度決定著孔喉的大小，顆粒分選反映了孔喉發育的均勻程度。分選越好，孔喉發育越均勻，滲透性越好，產能相應越高。通過分析發現，分選系數與產能有較好相關性。

北塊N1井DST1層測試段巖性為中細砂巖，分選系數為2.6，分選相對較好，粒度中值平均為0.25 mm，粒度曲線形態具有單峰特征，測試采油指數達到1.05 m3/（MPa·d·m）。主體區3井測試段分選系數均在2.8以上，分選中等，粒度曲線呈現多峰特征，測試采油指數在0.18 m3/（MPa·d·m）左右。

分選變差造成孔滲結構變差，影響流體在地層的滲流。同時疏松砂巖稠油油藏測試均考慮了篩管和礫石充填防砂，儲層分選差給篩管孔徑和礫石粒徑選擇帶來難度，防砂效果差，易造成堵塞，這也是3井含礫砂巖及砂礫巖段測試產能低的原因之一。

3.2 孔喉結構對產能影響

北塊N1井測試段附近取心整體以中細粒砂巖為主，顆粒均勻分布，粒間填隙物較少，孔隙發育連通性較好，測試獲得產能理想。對3井DST2層和DST3層含礫砂巖測試段薄片分析發現，整體分選較差，且孔喉間均有鱗片狀泥質充填，很大程度上影響了流體滲流。底部DST1層砂礫巖段巖性疏松，顆粒分選差，孔隙分布雜亂，面孔率僅在2%左右，這也是砂礫巖未獲得產能的原因之一。孔喉方面，含礫砂巖的最大連通孔喉半徑和半徑中值均大于常規砂巖，但是其變異系數較大，非均質性強，造成連通性差，產能相對也較差。

據柴細元等研究可知，在正常儲層壓力系統下，儲層的毛細管壓力曲線形態能夠較好地反映儲層自然產液能力，不同毛細管壓力曲線形態，儲層自然產液能力不同[18]。孔隙結構越好，自然產液能力越高，反之亦然。砂巖儲層的毛管壓力曲線較為集中，呈斜坡型，偏斜度較小，略粗歪度，具有較明顯的平臺段與雙拐點，反映儲集層孔隙結構相對較好，類似儲層產液指數在1~10 m3/（MPa·d·m）。含礫砂巖儲層的毛管壓力曲線表較為分散，呈斜坡型，偏斜度較大，略粗歪度，平臺段與雙拐點不明顯，反映儲集層孔隙結構較差，此類型儲層的產液指數往往低于1 m3/（MPa·d·m）。

3.3 泥質含量與黏土礦物對產能影響

泥質作為雜基充填于孔隙、喉道內，使孔隙喉道變小，從而使滲透性變差，對產能有較大的影響。北塊N1井測試段為細砂巖，分選好，泥質含量為5.4%，產能相對較高；而主體區3井測試段均有礫石發育，整體以含礫中粗砂巖為主，分選差，泥質含量相對較高（10%左右），最大可達14%，產能也相對較低。泥質含量通過對原油儲存和滲流通道孔喉的充填，對產能產生一定的影響。

通過對測試段不同類型黏土礦物統計發現，北塊N1井測試段黏土成分主要為伊利石、高嶺石、綠泥石、伊蒙混層，其中伊蒙混層黏土礦物含量為23%（表3），這個測試段產能最好。主體區3井的DST2層和DST3層兩個測試段黏土成分仍以上述四種為主，黏土礦物伊蒙混層的含量在50%左右（表3），伊蒙混層呈絲狀、片狀產于粒間孔隙內, 在細喉道處產生聚集，從而堵塞喉道、充填孔隙，使得孔滲結構變差，孔喉間的連通性變差，有效滲透率降低，致使產能降低。

4 結論

（1）通過對辮狀河相巖心資料和測井資料對比分析，首次在渤海油田建立了河流相礫質砂巖儲層的巖性測井定量識別標準，儲層巖性可細分為常規砂巖、含礫砂巖和砂礫巖。

（2）按照不同巖性儲層類型，分析了儲層微觀特征，常規砂巖在粒度分選、孔喉結構、泥質含量方面要優于含礫砂巖和砂礫巖，黏土礦物組分也存在較大差異。

（3）對不同儲層微觀特征和產能的對比研究發現，對于辮狀河相礫質砂巖儲層，粒度偏細、分選較好、孔喉均勻、泥質含量低，且伊蒙混層等黏土礦物比例低，產能則相對較高，反之則產能較低。

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編輯：張 凡

1673–8217（2017）05–0056–05

TE.112.23

A

2016–02–28

陳國成，高級工程師，碩士研究生，1982年生，2008年畢業于同濟大學海洋地質專業，現主要從事石油開發地質方面的研究工作。

國家科技重大專項2011ZX05023–002“近海大 中型油氣田形成條件及勘探技術（二期）——近海隱蔽油氣藏勘探技術”資助。