烏石W油田儲層孔隙結構特征及優質儲層預測*

招湛杰，郇金來，徐萬興，代百祥，陽中良

(中海石油(中國)有限公司湛江分公司，廣東 湛江 524057)

伴隨社會發展對油氣資源的依賴程度越來越高，國內常規油氣儲量及產量不斷下降，海上油氣勘探開發逐步轉入非常規儲層領域[1]。烏石W油田位于中國南海北部灣盆地烏石凹陷東部，為一個被斷裂復雜化的斷塊構造，是近些年來在北部灣盆地烏石凹陷發現的中型低滲透油田。研究區流沙港組三段(以下簡稱流三段)為近物源的扇三角洲沉積，孔隙度分布在6.3%～28.5%，平均17.9%；滲透率分布在0.10～484.58 mD，平均39.98 mD，以中孔低滲儲層為主。雖然烏石W油田儲量規模較大，但低滲敏感性儲層滲流能力差，孔隙結構復雜，優質儲層分布尚不明確，制約油田后期開發。為解決這一難題，本文通過鑄體薄片、高分辨率掃描電鏡、孔隙類型定量分析、高壓壓汞等實驗手段，深入剖析儲層孔隙結構特征，在此基礎上對儲層質量進行分類評價，并進行優質儲層預測。

1 巖石學特征

研究區流三段儲層巖性復雜、非均質性強，從極細～礫巖均有分布，巖石類型主要為巖屑砂巖，其次為長石質巖屑砂巖和巖屑石英砂巖(圖1)。根據鑄體薄片鑒定資料，顆粒主要以巖屑為主，占比6.8%～78.1%，平均值45.3%；石英其次，占比12%～74.6%，平均值33.5%；長石最少，占比8%～19%，平均為5.9%。儲層泥質含量0%～45.0%，平均7.76%，泥質含量較高。膠結物含量較低，在0%～24%之間，平均2.3%。鏡下可觀察到自形方解石、白云石、菱鐵礦及凝塊狀黃鐵礦膠結，其中以鐵方解石為主，其次為白云石、菱鐵礦，可見鐵白云石及少量粘土礦物。掃描電鏡下可見煤球狀的黃鐵礦、石英顆粒二級次生加大。膠結類型以孔隙式為主，部分埋深較大的井區可見壓嵌式膠結。粘土礦物主要為伊蒙混層和高嶺石，充填于顆粒間，其中伊蒙混層多呈絲片狀，含量占14%～71%，高嶺石多呈蠕蟲狀、手風琴狀，含量占12%～66%。其次為伊利石及綠泥石，其中伊利石呈片狀，含量在4%～18%之間，綠泥石呈顆粒薄膜狀，含量在6%～16%。顆粒磨圓度為次棱-次圓，分選中等到差，以點-線接觸為主，儲層成分成熟度中等，結構成熟度低-中等。孔隙類型包括原生粒間孔、粒間溶孔、粒內溶孔、鑄模孔及晶間孔隙(圖2)。表現為以次生孔為主，原生粒間孔為輔的原生次生組合型孔隙空間類型。且隨著深度的不斷增加次生孔隙含量不斷增加。

圖1 烏石W油田流三段巖石類型三角圖Fig.1 Triangle diagram of rock types of the third member of Liushagang formation in Wushi X Oilfield

圖2 烏石W油田流三段孔隙類型圖Fig.2 Pore types of the third member of Liushagang formation in Wushi X Oilfield

2 孔隙結構圖像分析

表1 烏石W油田流三段圖像分析參數統計表

根據8口井17個圖像分析統計結果表明(表1)，烏石W油田流三段孔隙半徑較大，平均孔徑分布在34.6～285.7 μm之間，平均為177.7 μm；喉道半徑相對較小，平均喉道半徑分布在8.4～54.8 μm之間，平均為24.7 μm。平均孔喉比在2.3～8.5之間分布，平均孔喉比低～中等。喉道形狀主要為片狀、彎片狀，總體上孔隙連通性較差，孔隙發育的地方連通性尚可，平均配位數在0.34～1.35之間分布。

3 毛細管壓力曲線分析

高壓壓汞實驗是石油行業利用毛細管壓力曲線評價儲層微觀孔隙結構特征的常用手段[2-7]。據研究區5口井31塊樣品壓汞實驗結構分析，研究區流三段排驅壓力在0.012～5.465 MPa之間，中值壓力在0.299～154.341 MPa之間，根據毛管壓力曲線解釋出的最大孔喉半徑在0.09～58.73 μm之間，孔喉半徑平均值在0.02～5.74 μm之間，喉道級別為細喉～微喉，流三段毛管壓力曲線圖未見明顯的傾斜平臺，甚至呈現兩級臺階(圖3)，孔喉分選不好，非均質性強，油氣滲流能力較差。

圖3 烏石W油田流三段毛管壓力曲線圖Fig.3 Capillary pressure curve of the third member of Liushagang formation in Wushi Xoilfield

4 儲層分類及優質儲層預測

根據烏石W油田流三段壓汞毛管壓力曲線形態，可將研究區儲層劃分為Ⅰ類、Ⅱ1類、Ⅱ2類、Ⅲ類共四種類型。Ⅰ類曲線特征為排驅壓力<0.04 MPa，中值壓力<0.40 MPa，平均喉道半徑>2.50 μm，中值半徑>2.50 μm。曲線平臺段明顯且較長，坡度較平緩，說明孔喉較大，且分選性較好。從孔喉半徑分布直方圖可以看出，主峰分布在6.310～15.849 μm之間(圖4a)，主要分布在8井區的流三段。Ⅱ1類曲線特征為排驅壓力0.04～0.20 MPa，中值壓力0.40～0.80 MPa，平均喉道半徑0.50～2.50 μm，中值半徑0.95～2.50 μm。曲線有平臺段，但較短，坡度相對較大。從孔喉半徑分布直方圖可以看出，主峰分布在2.512～6.310 μm之間(附4b)。Ⅱ2類曲線特征為排驅壓力0.20～0.80 MPa，中值壓力0.80～2.80 MPa，平均喉道半徑0.21～0.50 μm，中值半徑0.25～0.95 μm。曲線平臺短，坡度較大。從孔喉半徑分布直方圖可以看出，主峰分布在1.000～2.512 μm之間(圖4c)。Ⅲ類曲線特征為排驅壓力0.80～1.10 MPa，中值壓力2.80～4.40 MPa，平均喉道半徑0.19～0.21 μm，中值半徑<0.25 μm。曲線幾乎無平臺，坡度大。從孔喉半徑分布直方圖可以看出，主峰分布在0.004～0.158 μm之間(圖4d)。整體上研究區流三段儲層以Ⅱ1類、Ⅱ2類為主，從Ⅰ類到Ⅲ類儲層，孔隙結構變差，滲透率降低，非均質性增強。Ⅰ類儲層為該區優質儲層。

圖4 儲層孔喉半徑分布直方圖及滲透率貢獻值累積曲線Fig.4 Histogram of reservoir throat radius distribution and cumulative curve of permeability contribution value

5 結 論

(1)研究區流三段儲層以巖屑為主，鐵方解石占膠結物主要部分，自生粘土礦物以伊利石為主，成分成熟度中等，結構成熟度低-中等；孔隙類型以次生孔為主，原生粒間孔為輔。

(2)圖像分析表明儲層喉道形狀主要為片狀、彎片狀，平均孔喉比低～中等，孔隙連通性較差；毛管壓力曲線圖未見明顯的傾斜平臺，甚至呈現兩級臺階，表明孔喉分選不好，非均質性強，油氣滲流能力較差。

(3)根據毛管壓力曲線形態，可將研究區儲層劃分為Ⅰ類、Ⅱ1類、Ⅱ2類、Ⅲ類共四種類型，其中Ⅰ類儲層為該區優質儲層。