張慶豐 （中石油青海油田分公司勘探開發(fā)研究院，甘肅 敦煌816400）

柴達(dá)木盆地西部地區(qū)古近系和新近系是青海油田的重點(diǎn)勘探開發(fā)層系，具有很大的油氣勘探潛力。南翼山構(gòu)造位于青海省柴達(dá)木盆地西部北區(qū)，屬于西部坳陷區(qū)茫崖凹陷南翼山背斜帶上的一個(gè)三級(jí)構(gòu)造[1～3]。 南 翼 山淺層構(gòu)造1955年發(fā)現(xiàn)，在新近系上新統(tǒng)上油砂山組獲工業(yè)油流，證實(shí)為含油構(gòu)造。南翼山淺層油藏屬于中豐度、低產(chǎn)、中－低孔隙度、低～特低滲的小型輕質(zhì)常規(guī)油藏，縱向上油層主要分布在5個(gè)集中段 （Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ、Ⅳ、Ⅴ油層組）。主要鉆遇新生界地層，主要為一套淺湖－半深湖相碎屑巖類與碳酸鹽巖類混積沉積。主要儲(chǔ)油層系為新近系上新統(tǒng)下油砂山組上部及下部，為背斜構(gòu)造控制的巖性層狀油藏。南翼山地區(qū)淺層油藏的研究一直是國(guó)內(nèi)學(xué)者關(guān)注的熱點(diǎn)[4～9]，南翼山儲(chǔ)層特征研究對(duì)于該油藏的合理有效開發(fā)具有重要意義。

圖1 南翼山油田地理位置圖

1 儲(chǔ)層巖性、物性及滲流特征

1.1 儲(chǔ)層巖性特征

南翼山淺層油藏巖性復(fù)雜，是以碳酸鹽巖為主的淺湖相混合沉積，其儲(chǔ)層普遍含碳酸鈣組分和泥質(zhì)。巖心分析和薄片等資料證實(shí) （圖2），南翼山淺層N22油藏Ⅰ＋Ⅱ油組巖性主要為灰質(zhì)泥巖、灰?guī)r，夾少量泥灰質(zhì)薄砂條及藻灰?guī)r；儲(chǔ)層巖性以泥質(zhì)灰?guī)r、藻灰?guī)r、泥灰?guī)r為主，泥灰質(zhì)粉砂巖次之，且發(fā)育少量泥晶白云巖和灰?guī)r。

圖2 南翼山淺層油藏巖性特征

1.2 儲(chǔ)層物性特征

南翼山油田Ⅰ＋Ⅱ油組埋藏淺，膠結(jié)及壓實(shí)作用較弱，主要發(fā)育原生粒間孔，其次發(fā)育次生溶孔、次生溶蝕擴(kuò)大孔和裂縫 （異常高壓形成）。分析209塊巖心的孔隙度和滲透率測(cè)試數(shù)據(jù)和統(tǒng)計(jì)資料，該油組孔隙度分布范圍為15%～36.2%，平均孔隙度為25%，峰值集中分布在24%～28%之間；巖心滲透率變化范圍為0.4～104mD，平均值為9.82mD，峰值集中分布在1～50mD之間。儲(chǔ)層屬于中高孔－低滲儲(chǔ)層 （圖3）。

圖3 Ⅰ＋Ⅱ油組儲(chǔ)層孔隙度和滲透率分布

1.3 儲(chǔ)層滲流特征

南翼山淺層油藏Ⅰ＋Ⅱ油組儲(chǔ)層排驅(qū)壓力、飽和中值壓力、飽和中值喉道半徑、最小非飽和孔隙體積百分?jǐn)?shù)、退出效率和面孔率較低，孔喉半徑和孔喉配位數(shù)更低，孔喉半徑分布不均，該油組儲(chǔ)滲性能較差。對(duì)Ⅰ＋Ⅱ油組的2塊巖心樣品進(jìn)行水驅(qū)油試驗(yàn)，巖心平均孔隙度為18.1%，平均滲透率為2.14mD。試驗(yàn)結(jié)果表明：樣品束縛水飽和度為36.3%，殘余油飽和度為26%。油水相對(duì)滲透率交點(diǎn)在57～60% （含水飽和度）之間，說(shuō)明油層為水潤(rùn)濕性。2塊樣品束縛水飽和度在26.85%～36.25%之間，平均為31.55%；殘余油飽和度為25.32%～25.97%，平均為25.6%；無(wú)水驅(qū)油效率平均值為33.8%，最終驅(qū)油效率平均值為62.3%。

根據(jù)油藏平均相對(duì)滲透率曲線及分流量公式，作出該油組無(wú)量綱采油指數(shù)和采液指數(shù)隨含水率變化曲線。低含水開發(fā)期無(wú)量綱采油指數(shù)隨含水上升而下降；當(dāng)含水上升到44%時(shí)，無(wú)量綱采液指數(shù)開始上升；當(dāng)含水率大于94%時(shí)，采液指數(shù)超過(guò)1.0，此時(shí)油藏提液潛力較大；而含水介于80%～94%時(shí)，可適當(dāng)加大提液力度，盡可能延長(zhǎng)油藏的穩(wěn)產(chǎn)期 （圖4）。

圖4 南翼山淺油藏Ⅰ＋Ⅱ油組無(wú)因次采油、采液曲線圖

2 儲(chǔ)層孔隙結(jié)構(gòu)特征

南翼山油田Ⅰ＋Ⅱ油層組埋藏淺、膠結(jié)及壓實(shí)作用較弱。主要發(fā)育粒間孔，其次是裂縫，然后是粒內(nèi)孔 （圖5）。喉道類型以縮頸型喉道、點(diǎn)狀喉道、片狀喉道為主。通過(guò)鑄體薄片圖像分析 （表1），面孔率平均5%～10.3%，孔喉比平均1.2～1.7、孔喉配位數(shù)平均1.1～1.8、孔隙半徑21.2～24μm、分選系數(shù)平均9.5～21。

圖5 南翼山淺油藏Ⅰ＋Ⅱ油組儲(chǔ)層孔隙結(jié)構(gòu)特征

表1 南翼山淺油藏Ⅰ＋Ⅱ油組鑄體澕片圖像分析參數(shù)統(tǒng)計(jì)表

通過(guò)壓汞資料的分析可知，Ⅰ＋Ⅱ油層組平均孔喉半徑0.08～0.2μm，平均排驅(qū)壓力3.8～7.6MPa，平均最大進(jìn)汞飽和度85.2～94.3%，平均最大連通孔喉半徑0.1～0.3μm，平均退汞效率45.3%～59.2% （表2）。反映砂巖與碳酸鹽巖整體為中等儲(chǔ)集巖層。

表2 南翼山淺油藏壓汞分析參數(shù)統(tǒng)計(jì)表

3 儲(chǔ)層非均質(zhì)特征

3.1 層間非均質(zhì)性

通過(guò)計(jì)算Ⅰ＋Ⅱ油層組主要含油小層的平均滲透率，Ⅰ油層組滲透率的分布范圍為0.16～3.3mD，平均滲透率為1.49mD；Ⅱ油層組滲透率的變化范圍為0.01～76.9mD，平均值為6.49mD；Ⅰ＋Ⅱ油組滲透率分布范圍為0.01～76.9mD，平均值為3.39mD，屬于低滲油藏。

從Ⅰ＋Ⅱ油組滲透率參數(shù)評(píng)價(jià)結(jié)果來(lái)看：Ⅰ油組滲透率變異系數(shù)為0.5，突進(jìn)系數(shù)為1.8，均質(zhì)系數(shù)為0.55，小層間滲透率級(jí)差為13.5，層間非均質(zhì)性較好，為中等非均質(zhì)儲(chǔ)層；Ⅱ油組各小層滲透率變異系數(shù)為2、突進(jìn)系數(shù)為5.9、均質(zhì)系數(shù)為0.17、小層間滲透率級(jí)差為126.7，層間非均質(zhì)性較強(qiáng)，為強(qiáng)非均質(zhì)儲(chǔ)層。

3.2 層內(nèi)非均質(zhì)

Ⅰ＋Ⅱ油組不同巖性儲(chǔ)層層內(nèi)滲透率變異系數(shù)在0.3～1.7之間，滲透率級(jí)差在2～1577之間，非均質(zhì)性由中到強(qiáng)。顆粒碳酸鹽變異系數(shù)為1.7、級(jí)差為1577，非均質(zhì)性強(qiáng)；白云巖和灰?guī)r變異系數(shù)分別為0.6、0.95，級(jí)差分別為58、74，非均質(zhì)性較強(qiáng)；砂巖變異系數(shù)為0.25、級(jí)差為2.8，非均質(zhì)性較弱。層內(nèi)非均質(zhì)性與巖性關(guān)系密切，與沉積微相有關(guān)[10]。顆粒灘非均質(zhì)性最強(qiáng)，云坪、灰坪、砂坪（半深湖）依次減弱。沉積環(huán)境對(duì)儲(chǔ)層層內(nèi)非均質(zhì)性的影響較大，水體深度淺，非均質(zhì)性強(qiáng)；水體變深，非均質(zhì)性減弱。

3.3 平面非均質(zhì)性

通過(guò)計(jì)算，各小層連通系數(shù)在0.04～0.47之間，平均值為0.26（表3）。儲(chǔ)層平面非均質(zhì)性的研究表明：儲(chǔ)層呈北西向分布，不同微相形態(tài)變化較大；儲(chǔ)層鉆遇率高，連續(xù)性好；分布系數(shù)小，油層分布不僅受構(gòu)造影響，同樣受微相和物性影響；各油層組之間的連通性存在差異，Ⅱ油組好于Ⅰ油組；滲透率平面分布差異較大，非均質(zhì)性強(qiáng)。平面非均質(zhì)性主要受控于沉積相的展布。

表3 鉆遇油層的小層儲(chǔ)層平面非均質(zhì)性參數(shù)統(tǒng)計(jì)表

4 結(jié)論

1）南翼山油田Ⅰ＋Ⅱ油組巖性以灰質(zhì)泥巖為主，夾少量泥灰質(zhì)薄砂條及藻灰?guī)r。

2）Ⅰ＋Ⅱ油層組埋藏淺、膠結(jié)及壓實(shí)作用較弱。主要發(fā)育粒間孔，其次是裂縫，然后是粒內(nèi)孔。喉道類型以縮頸型喉道、點(diǎn)狀喉道、片狀喉道為主。

3）非均質(zhì)分析表明層間非均質(zhì)性較強(qiáng)，平面非均質(zhì)性受控于沉積相展布，不同微相，形態(tài)變化較大。各油層組之間的連通性存在差異，Ⅱ油層組好于Ⅰ油層組。

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