張強凹陷QS1井區沙海組儲層特征

趙自民，趙璐陽，張平

(中國石油集團測井有限公司華北事業部，河北 任丘 062552)

張強凹陷QS1井區沙海組儲層特征

趙自民，趙璐陽，張平

(中國石油集團測井有限公司華北事業部，河北 任丘 062552)

在廣泛收集資料的基礎上，利用薄片鑒定、物性分析、壓汞試驗等測試方法，對張強凹陷QS1井區沙海組儲層特征進行了深入剖析及系統評價。結果表明，區內沙海組巖性主要為巖屑長石砂礫巖、巖屑長石砂巖，成分成熟度及結構成熟度均較差；物性主要表現為中-低孔、特低滲特征；儲集空間類型多樣，主要以次生孔隙為主；結合孔隙結構特征可初步將區內儲層劃分為3類，其中中孔、特低滲類儲集物性最好，低孔、特低滲類在研究區最為發育。

沙海組；儲層特征；物性；QS1井區；張強凹陷

圖1 研究區位置圖

張強凹陷地處遼河盆地外圍，橫跨遼寧和內蒙，為一中生代早白堊世斷坳型凹陷，呈近南北向條帶狀展布，長88km，寬12～16km，面積近1100km2，油氣資源豐富。凹陷東靠雙遼-康平隆起，西接三刀吐-四家子凸起，南受赤峰-開源巖石圈斷裂控制，北鄰扎蘭營子凹陷(圖1)[1,2]。區內主要發育下白堊統義縣組、九佛堂組、沙海組、阜新組，上白堊統泉頭組，第四系等，其中沙海組是主要的儲集層位。沙海組沉積時期氣候濕熱，下部發育扇三角洲、辮狀河沉積，中上部水體逐漸加深，發育濱淺湖-半深湖沉積。

張強凹陷構造復雜，勘探程度較低，地質資料較為匱乏，尤其是對沙海組的儲集特征及控制因素缺乏系統、有效的研究，導致QS1井區在油氣的勘探上一直停滯不前，鮮有突破。在搜集前人資料的基礎上[3,4]，利用薄片鑒定、物性分析、壓汞試驗等測試方法，對區內沙海組儲層進行了系統評價，旨在為下一步勘探開發提供理論指導。

1 儲層巖石學特征

圖2 研究區巖石碎屑成分三角圖

圖3 研究區孔隙度與滲透率關系圖

QS1井區沙海組儲層巖性主要為巖屑長石砂礫巖、巖屑長石砂巖，碎屑粒度多為0.1～1.45mm，結構以中細粒為主(圖2)。碎屑顆粒主要為石英、長石，巖屑及填隙物含量相對較少。石英一般為次棱角狀，少量次圓狀，少見次生加大現象，體積分數為34%～47%(平均43.6%)，隨地層由老至新，石英體積分數呈現逐漸增加的變化趨勢；長石形態多呈板條狀，次圓-次棱角狀，體積分數為30%～39%(平均35.1%)，其變化趨勢與石英類似，隨地層的變化體積分數逐漸增加。巖屑體積分數為13%～25%，種類較多，成分較為復雜，包括基性噴出巖屑、中酸性噴出巖屑、花崗巖屑、變質巖屑、沉積巖屑、火山碎屑巖屑等。其中以中酸性噴出巖屑為主，體積分數平均為5%左右，最高達15%；變質巖屑次之，最大達5%，平均3.24%；填隙物體積分數一般小于10%，以泥質為主，含少量的泥微晶碳酸鹽；膠結物主要為碳酸鹽礦物。巖石碎屑顆粒分選較差，磨圓一般為次圓狀，少量為次棱角狀，膠結類型以孔隙型為主，支撐類型為顆粒支撐，接觸方式以點接觸為主，少量點-線接觸。

2 儲層物性特征

張強凹陷QS1井區沙海組儲層物性較差(表1)，孔隙度為1.17%～23.56%(平均為10.5%)，滲透率為0.01～9.21mD(平均為1.22mD)，具典型的中-低孔、特低滲特征。QS1井區所有井中，儲層物性最好的為Q1井，孔隙度平均為16.44%，滲透率平均為3.71mD，為中-低孔、特低滲型儲層。孔隙度與滲透率之間關系不明顯，相關性較差(圖3)。

表1 研究區儲層物性統計表

圖4 研究區孔隙度等值線圖

圖5 研究區儲層孔隙度、滲透率縱向分布圖

2.1 儲層平面變化特征

沙海組孔隙分布以中低孔為主，孔隙度大于10%中孔隙度主要分布Q1井、Q1-k2井、Q2井和Q1-5井所圍區內，此外R1井和L1井附近也有一定中等孔隙度分布。其他地區均為低孔分布區，其中Q3井和Q4井以西孔隙度低于5%。此外，Q1井與R1井之間存在一個低孔隙過渡帶(圖4)。

2.2 儲層縱向變化特征

一般說來，對于相同的巖性，隨著砂體埋深的增加，壓實作用會逐漸加強，儲層的孔隙度和滲透率總體呈降低趨勢。但由于砂體各層的沉積相帶不同，以及所經受成巖作用存在一定的不均一性，使得儲層孔隙度、滲透率在部分層段出現增大的反?，F象。圖5為研究區沙海組儲層孔隙度、滲透率縱向分布圖，在埋深920m左右，壓實作用相對較弱，部分巖石樣品的孔隙度可達20%以上，滲透率大于1mD；隨著深度的增加，壓實作用逐漸增強，孔隙度和滲透率開始呈現明顯的下降趨勢，原生、次生孔隙空間被擠壓；當埋深達到1200～1500m左右時，壓實作用強烈，儲層巖石中的部分剛性礦物顆粒開始破碎，形成微觀裂縫，孔隙度和滲透率開始逐漸增大，但該深度段滲透率的增加要明顯高于孔隙度的。至1500m，孔隙度和滲透率達到最大值，部分樣品孔隙度達20%以上，滲透率達8mD以上。隨埋深進一步增大，受壓實作用影響，原生、次生孔隙消失的速度要遠大于微觀裂縫的形成速度，孔隙度和滲透率迅速降低，1700m以下孔隙度基本小于2%。區內上述物性隨深度變化的特征，是沉積相帶和成巖作用影響的結果。在同一深度段，孔隙度和滲透率也差異較大，呈現較強的不均一性，由此反映沙海組的沉積相帶變化較快和成巖作用的不均一性。

3 儲集空間類型

儲集空間類型直接決定著孔隙大小及有效性、喉道的寬窄及滲透能力，是評價儲層的重要指標之一。對儲集空間類型的有效劃分有利于更為準確的評價儲層[5]。按照成因劃分，研究區的儲集空間可以分為原生孔隙、次生孔隙以及裂縫3大類(圖6)。

圖6 孔隙類型鏡下及巖心照片

1)原生孔隙 可進一步劃分為原生粒間孔和殘余粒間孔2類：原生粒間孔是碎屑顆粒之間未被填充的部分，孔隙大小和分布較為均勻，基本反映了沉積時期粒間孔隙的大小和形狀；而在沉積演化、成巖作用等地質過程中，部分原生粒間孔被填隙物、膠結物和礦物的次生加大所充填、占據，殘留下來的孔隙被稱之為殘余粒間孔，研究區常見粒間孔隙被硅質、高嶺石、綠泥石等膠結物及雜基充填，使粒間孔隙明顯變小。QS1井區沙海組原生孔隙基本以殘余粒間孔為主，僅有少量原生孔隙。

2)次生孔隙 是沉積物在經過埋藏后，受到各種成巖作用及其他地質因素(如構造作用、脫水、縮水作用等)影響形成的孔隙類型，進一步可將其劃分為粒間溶孔和粒內溶孔。粒間溶孔是指由顆粒間的雜基、膠結物和部分骨架顆粒的外緣部分溶解形成的孔隙；孔隙形態不規則，孔徑相差較大，多為10～100μm，沿粒間不均勻分布，有時會使顆粒“漂浮”于孔隙之中；其發育程度不僅反映了砂巖中次生孔隙的形成條件，也間接反映了原生孔隙的發育程度，對儲層物性的影響較大。粒內溶孔是不穩定碎屑顆粒內所含有的可溶礦物被不均勻溶蝕或選擇性溶蝕形成的孔隙，孔徑大小一般在5～100μm，主要發育于黏土巖巖屑、長石碎屑和白云石、方解石等膠結物顆粒的內部，該類孔隙的形狀不規則，孔壁具明顯的溶蝕痕跡。

3)裂縫 由于構造運動、成巖收縮作用等形成的裂縫及沉積時形成的層理縫，進一步可劃分為微觀裂縫和宏觀裂縫。沙海組微觀裂縫在鏡下觀察到具有一定寬度、一定延伸距離、一定方向性的微小裂縫，寬度一般在17.5～29.5μm之間，與構造應力作用關系密切，多局限于礫石內部，沒有穿越其他碎屑顆粒及填隙物，對提高巖石的滲透性貢獻積極。宏觀裂縫又稱之為巖心裂縫，肉眼可見，延伸較遠，縫口平直，多為構造作用形成，區內發育較少。

4 孔隙結構特征

儲層微觀孔隙結構是影響巖石滲流性質的重要因素。定量表征孔隙結構的參數很多，主要包括反映孔喉大小、分選、連通性及控制流體運動特征的參數。該次研究主要選取孔喉半徑平均值、最大連通孔喉半徑、歪度、排驅壓力、退汞效率和最大汞飽和度來對QS1井區沙海組儲層孔隙結構特征進行評價，結果見表2。

表2 儲層微觀孔隙結構參數統計表

4.1 喉道的大小及分布

喉道是指儲層中孔隙與孔隙相連接的狹窄部分。喉道的大小直接影響了儲層孔隙度，特別是滲透率的好壞，影響著流體在地下的運動狀態和采出油氣的難易程度及采收率的高低等。通過區內壓汞資料分析，采用孔喉半徑平均值和最大連通孔喉半徑等作為衡量喉道大小的參數。區內孔喉半徑平均值在0.06～7.406μm之間(平均為1.25μm)，小于2μm，反映喉道為儲集性能差的微喉；最大連通孔喉半徑在0.049～69.387μm之間，分布范圍差異較大，平均為9.204μm，反映喉道為儲集性能中等的細喉；歪度在0.267～3.943之間，大于0，為正偏態分布，均值為1.36，說明孔喉半徑大于其平均值，偏向于粗歪度，以細喉道為主。總體來說，該區的儲層喉道主要為微喉和細喉，分選性差異較大，分布不均勻。

4.2 孔喉連通性

排驅壓力除個樣品外一般位于0.11～2.05MPa之間，絕大部分小于1MPa，其中Q1井略高，但總體上沙海組儲層排驅壓力依然較低；最大汞飽和度在30.12%～90.32%之間，小于100%，表明壓力值較低；退汞效率在27.11%～68.03%之間，其值較高。上述參數均反映了區內儲層孔喉的連通性較好。

5 儲層類型劃分

結合區內沙海組儲層物性及孔隙結構特征將儲層劃分為3類。

1)中孔、特低滲類 表現為中-大孔+較細喉組合，孔喉半徑平均值分布在3.19～7.40μm，歪度2.01～3.94，均值系數分布在0.15～0.42，分選系數分布在2.55～10.78，排驅壓力0.01～0.09MPa，孔隙度為14.1%～15.5%，滲透率為0.5～6.86mD。該類儲層巖性以灰色粉砂巖為主，占樣品總數的50%，次為砂礫巖及含礫砂巖，占樣品總數36.25%，儲集性能較好，含油性以油浸為主。

2)低孔、特低滲類 表現為小孔+特細喉-細喉組合，孔喉半徑平均值分布在1.02～2.25μm，歪度分布在0.4～1.54，均值系數分布在0.12～0.34，分選系數分布在1.89～2.30，排驅壓力0.05～0.21MPa，孔隙度6.4%～15.3%，滲透率0.1～8.2mD。該類儲層巖性以泥質粉砂巖及粉砂質泥巖為主，粒度較細，占總樣品數的47.5%，次為含砂礫巖及粗粉砂巖，儲集性能一般，含油性以油浸、油斑為主。

3)特低孔、特低滲類 表現為特小孔+特微喉組合，孔喉半徑平均值分布在0.03～0.67μm，歪度分布在0.556～2.05，均值系數分布在0.18～0.64，分選系數分布在0.01～0.73，排驅壓力0.2～14.95MPa，孔隙度1.20%～7.91%，滲透率0.01～2.16mD。該類儲層巖性多為粉砂質泥巖，儲集性能差，含油性以油斑、油跡為主。

6 結論

1)QS1井區沙海組儲層巖性以巖屑長石砂礫巖、巖屑長石砂巖為主，碎屑中石英與長石體積分數相當，石英略高于長石，巖屑主要為中酸性噴出巖屑。碎屑顆粒分選較差，磨圓度一般為次圓狀，孔隙型膠結，顆粒支撐，點-線接觸。

2)QS1井區沙海組儲層具典型的中-低孔、特低滲特征，原生孔隙極少，次生孔隙(主要為粒內溶孔、粒間溶孔)在區內發育較為普遍。儲層喉道主要為連通性較好的微喉和細喉，分選性差異較大，分布不均勻。

3)區內沙海組儲層可劃分為3類：中孔、特低滲類，低孔、特低滲類和特低孔、特低滲類，其中，中孔、特低滲類儲集性能較好，含油性以油浸為主，而低孔、特低滲類在研究區發育最為廣泛。

[1]劉林玉，韓小琴，曲志浩，等. 張強凹陷沙海組碎屑巖儲層的非均質性[J].西北大學學報(自然科學版)，2002,32(6)：63～66.

[2] 聶佳妮.張強凹陷油藏形成特征及勘探目標優選[D]. 大慶：東北石油大學，2016.

[3]劉林玉，曲志浩. 張強凹陷沙海組儲集層的毛管壓力特征[J].西北大學學報(自然科學版)，1997，27(6)：529～532.

[4]呂濱.張強凹陷沙海組下段低滲砂巖儲層評價[D].大慶：東北石油大學，2012.

[5] 陳全茂，張光亞，梁曉東，等. 張強凹陷及鄰區火山巖特征與構造屬性[J].石油與天然氣地質，1997,18(4)：309～313.

2017-06-20

國家科技重大專項(2009ZX05009-002)。

趙自民(1984-)，男，碩士，工程師，主要從事石油地質及測井數據采集方面的工作，lizimincj@163.com。

[引著格式]趙自民，趙璐陽，張平.張強凹陷QS1井區沙海組儲層特征[J].長江大學學報(自科版), 2017,14(23):19～24.

TE122.2

A

1673-1409(2017)23-0019-06

[編輯] 鄧磊