瑪2井區下烏爾禾組儲層評價分析與研究

摘 要：瑪2井區試油試采、開發試驗和超前注水開發試驗表明，受儲層非均質性強的影響，瑪2井區油井產能較低且差異大，注水效果不明顯，同一井不同層段壓裂效果差異大，迫切需要對該儲層進行評價，為后期全面開發提供地質理論依據。本文主要對瑪2井區烏爾禾組進行了儲層評價，主要分析了儲層評價的標準和儲層主控因素。

關鍵詞：下烏爾禾組;巖性特征;物性特征;儲集空間特征;儲層評價

1 工區概況

瑪北油田位于準噶爾盆地西北緣瑪納斯湖北部地區，行政隸屬新疆維吾爾自治區和布克賽爾縣管轄。距瑪納斯湖、艾里克湖分別約5km和2.5km。區內地勢比較平坦，地表為第四紀戈壁礫石，植被較少。夏季炎熱，冬季寒冷，全年氣溫在43℃～-36℃之間，年降水量平均96mm。奎北鐵路從油區穿過，有兩條公路通往瑪北油田，交通便利，具備一定的地面開發條件[1]。根據地震資料和完鉆井資料，下烏爾禾組頂面構造形態總體上表現為南傾的單斜，在Ma2217井附近發育低幅度背斜。其中P2w2頂面的低幅度背斜閉合面積10.1km2，閉合度約27m;P2w2底面的低幅度背斜閉合面積8.2km2，閉合度約25m。根據地震及鉆井資料，瑪北油田瑪2井區自上而下鉆揭的地層有白堊系吐谷魯群（K1tg），侏羅系頭屯河組（J2t）、西山窯組（J2x）、三工河組（J1s）、八道灣組（J 1b），三疊系白堿灘組（T3b）、克拉瑪依組（T2k）、百口泉組（T1b）及二疊系下烏爾禾組（P2w）。目的層下烏爾禾組與百口泉組呈角度不整合接觸。根據巖性、電性和沉積旋回等特征將下烏爾禾組自上而下分為三個砂層組，即P2w3、P2w2、P2w1，其中主力油層P2w2又可細分為P2w21與P2w22。

2 儲層評價探討

2.1 儲層評價標準

據鑄體薄片分析，瑪2井區下烏爾禾組儲層孔隙類型主要以次生孔隙為主，其中粒間溶孔占30%，界面縫占35%，粒間殘留孔占10%，其余為粒內溶孔和其他孔隙，這種組合類型有利于油氣的儲集。

瑪2井區下烏爾禾組儲層巖性以砂質不等粒小礫巖為主，其次為砂礫巖，夾有少量含礫砂巖、砂巖。礫巖、砂礫巖中礫石成分平均含量為68.8%，以凝灰巖為主（47.0%），次為變質泥巖（14.4%）、安山巖（1.5%），少量為流紋巖和花崗巖;砂質成分占26.1%，以凝灰巖為主（相對含量占50.3%），次為變質泥巖（相對含量占17.3%），石英和長石含量較少（相對含量分別為3.6%和0.5%）;雜基含量占2.6%，以泥質為主（0.8%）;膠結物含量占2.5%，膠結物類型以鈣質為主，其次為硅質。

含礫砂巖、砂巖儲層中礫石成分平均含量為3.0%，以凝灰巖為主（1.2%）;砂質成分占93.7%，以凝灰巖為主（相對含量占68.1%），次為石英和長石（相對含量分別為7.2%和4.4%）;雜基含量占2.3%，以泥質為主（1.2%）;膠結物含量占1.0%，膠結物類型以鈣質為主，其次為硅質。膠結中等--致密，顆粒磨圓度為次圓狀，分選差，支撐類型以顆粒支撐為主，膠結類型為接觸式為主。結構成熟度、成份成熟度均較低。

據物性資料分析，下烏爾禾組油層孔隙度變化范圍為6.0%-14.23%，平均為8.14%，滲透率變化范圍為0.36-1763.4mD，平均為6.42mD。依據常規物性、壓汞資料、巖性特征、填隙物含量、含油性等資料和參數，建立評價標準，將瑪2井區下烏爾禾組儲層分成兩大類。Ⅰ類：儲層物性相對較好，含油飽和度和巖心含油級別相對較高，試油為油層。Ⅱ類：一般不含油，為差儲層。

瑪2井區下烏爾禾組儲集層為以次生孔隙為主、微細喉道、低孔、特低滲的較差儲層。

2.2 儲層主控因素分析

巖石的孔隙結構是影響儲層物性的主要因素，而構造作用、沉積作用、成巖作用則是控制儲層孔隙結構特征的主要因素[2]。

2.2.1 構造作用

構造格局決定著儲層的沉積格局，進而控制了儲層的孔隙結構。準噶爾盆地西北緣是一個由西北老山邊緣向東南盆地緩傾的斷階帶（斜坡帶），主斷裂（克--烏大逆掩斷裂）為一縱穿整個斷階帶的同生斷裂，斷面北傾并具上陡（傾角為50°-80°）、下緩（傾角為5°-40°）的特征，這一構造格局決定了儲層的沉積格局[3]。在斷裂上盤的構造高部位，山麓--洪積扇的粗碎屑沉積非常發育，越靠近老山，巖性越粗，砂礫巖體的巖礦成分與母巖成分越相似，不穩定性重礦物相對較多。而在斷裂下盤，構造位置較低，儲層埋深增大，巖性相對變細，且越向盆地中心巖性越細。斷裂活動會改造儲層的原生孔隙結構。Ⅰ類儲層發育于斷裂附近，構造相對高部位，由于大量裂縫和微細裂縫網絡，溝通孔隙與喉道，增加儲層的滲透率。Ⅱ類儲層發育于遠離斷裂，構造相對低部位。

2.2.2 沉積作用

不同的沉積環境、沉積相，其礦物種類、含量及膠結物的分布有很大差異，造成儲層的孔隙結構不同。對于礫巖儲層，較好的孔隙結構一般分布在洪積扇扇根內帶的槽流礫石體、扇根外帶的片流礫石體以及扇中的辮流水道等微相帶中。對比研究區的辮狀河流亞相，若以孔喉比、孔喉配位數及不同滲孔比（滲透率與孔隙度比值）條件下的平均孔喉半徑等參數來衡量，則辮狀河流亞相的礫巖孔隙結構比山麓--洪積相的礫巖優越，但二者都不及分支河流及河口砂壩相的砂巖優越。Ⅰ類儲層主要發育于辮狀河流亞相，Ⅱ類儲層主要發育于山麓--洪積相。

2.2.3 成巖作用

目前所研究的儲層的孔隙結構與物性，實際上都是在不同程度上經過成巖后生作用改造了的次生或后生的產物，既具有成巖期的痕跡，又具有后生期的痕跡。由于成巖后生作用的類型不同，有的能使巖石的孔隙結構及物性變好，有的能使其變差。

機械壓實作用，山麓--洪積相礫巖儲層的顆粒結構與大小差別很大，以多級支撐為主，機械壓實作用造成孔隙度降低。

膠結作用，準噶爾盆地西北緣礫巖儲層中的主要膠結物有伊利石、高嶺石、綠泥石、蒙脫石、伊/蒙混層、高嶺石/綠泥石混合物等粘土礦物及方解石、方沸石、片沸石、橘紅色沸石、菱鐵礦、黃鐵礦和少量石膏、硬石膏等礦物。這些礦物以不同的含量充填或半充填于各儲層孔隙中，對粒間孔隙起著封閉、堵塞和隔離的作用，破壞了孔隙連通性，使孔隙結構和物性變差。

溶蝕作用，溶蝕作用在研究區表現為先期形成的粘土礦物被溶蝕和分解，如蒙脫石溶解變為綠泥石;部分骨架顆粒或基質被溶蝕，如各類長石在高鹽度水介質中分解而形成沸石;自生礦物析出后被溶蝕，如沸石、方解石等礦物析出后又遭溶蝕。一般情況下，溶蝕作用產生的次生溶蝕孔隙使儲層的孔隙體積擴大，孔隙結構得到改善，物性變好，但也存在著不利的一面，當礦物顆粒被溶蝕而泥化時，微細的泥質顆粒容易堵塞粒間孔隙的喉道，使孔隙結構和物性變差。

重結晶作用，在壓力增大（或伴有溫度升高）的情況下，巖石中的礦物成分在固態下重新結晶，使晶粒增大，如細晶方解石變為粗晶方解石、黃鐵礦、高嶺石等。新生的自形晶礦物全充填或半充填于粒間孔隙和喉道中，使孔隙減少、喉道變窄，孔隙連通性變差。

壓溶作用，巖石顆粒在壓力作用下，在受力方向上發生溶解，而在垂直力的方向上發生沉淀。巖石通過壓溶作用可產生壓溶縫、縫合線或溶孔，擴大了孔隙空間。

Ⅰ和Ⅱ類儲層均受到了較強的壓實作用。Ⅰ類儲層主要發育溶蝕作用和壓溶作用。粒間填隙物或碎屑顆粒受成巖流體的影響而遭受溶解，溶蝕作用產生的次生溶蝕孔隙使儲層的孔隙體積擴大，孔隙結構得到改善，物性變好。壓溶作用可產生壓溶縫、縫合線或溶孔，擴大了孔隙空間，使物性變好。Ⅱ類儲層溶蝕作用和壓溶作用欠發育，所以物性相對更差。

3 結論

總結看來，構造作用決定著儲層的沉積格局，進而控制了儲層的孔隙結構;沉積作用對孔隙結構的影響主要表現在巖性對儲層物性的控制;成巖作用對孔隙結構的影響主要表現為：①機械壓實作用造成孔隙度降低;②膠結作用充填原生孔隙，破壞了孔隙連通性，使孔隙結構和物性變差，但也為后期溶解作用對孔隙改造奠定了基礎;③溶蝕作用產生的次生孔隙使儲層孔隙體積擴大，孔喉間的連通性變好，孔隙結構和物性得到改善，但也存在著不利的一面，當礦物顆粒被溶蝕而泥化時，微細的泥質顆粒容易堵塞粒間孔隙的喉道，使孔隙結構和物性變差;④重結晶作用產生的新生自形晶礦物全充填或半充填于粒間孔隙和喉道中，使孔隙減少、喉道變窄，孔隙連通性變差;⑤壓溶作用可產生壓溶縫、縫合線或溶孔，擴大了孔隙空間。

參考文獻：

[1]吳濤，張順存，周尚龍.瑪北油田百口泉組儲層四性關系研究[J].西南石油大學學報（自然科學版），2012，34（6）：47-52.

[2]邸世祥.中國碎屑巖儲集層的孔隙結構[M].西安：西北大學出版社，1991.

[3]徐朝暉，徐懷民，林軍，等.準噶爾盆地西北緣256走滑斷裂帶特征及地質意義[J].新疆石油地質，2008（03）：309-310.

作者簡介：

張志宇（1991- ），男，漢族，四川自貢人，碩士，助理工程師，主要從事油氣勘探和沉積儲層地質學研究工作。