甘文軍

（中國石化東北油氣分公司松原采油廠，吉林松原131123）

1 基本地質(zhì)特征

腰英臺(tái)油田構(gòu)造位置處于松遼盆地中央坳陷區(qū)南部長嶺凹陷東北部大情字井低凸起帶與東部華字井階地的結(jié)合部，緊鄰黑帝廟次凹。

1．1 構(gòu)造特征

腰英臺(tái)區(qū)塊劃分成四個(gè)油氣成藏區(qū)帶：西部低幅度構(gòu)造帶、中部斜坡帶、中部地塹帶、東部地壘帶。目前在這四個(gè)油氣成藏區(qū)帶發(fā)現(xiàn)了腰西、1號(hào)、2號(hào)、3號(hào)和4號(hào)共五個(gè)含油區(qū)塊。

1．2 沉積特征

腰英臺(tái)油田青山口組屬松遼盆地南部的?？党练e體系，位于盆地西南端，水系自南西流向北東，與盆地的長軸斜交，古地形坡度較緩，流域長，為遠(yuǎn)物源緩坡河流－三角洲沉積體系。由于湖水進(jìn)退頻繁，湖岸線擺動(dòng)幅度較大，致使不同地區(qū)、不同層位的砂體類型及分布特征差異較大。主要含油層段青一段和青二段的沉積特征也有不同，青一段為三角洲前緣－前三角洲沉積，青二段為曲流河沉積－三角洲平原－三角洲前緣沉積；其中三角洲前緣亞相可細(xì)分為水下分流河道、河口壩、席狀砂及分流間灣等微相。三角洲活動(dòng)頻繁，各種微相砂巖在垂向上交替出現(xiàn)，造成平面和縱向上砂體發(fā)育的差異性。

1．3 地層劃分

腰英臺(tái)油田自下而上依次發(fā)育青山口組（K2qn）、姚家組（K2y）、嫩江組（K2n）、四方臺(tái)組（K2s）、明水組（K2m）、泰康組（N2t）、第四系（Q），地層累計(jì)厚度達(dá)1 900～2 300 m。其中青山口組可分為青山口一段、青山口二段和青山口三段，是研究區(qū)內(nèi)最重要的含油氣層位，發(fā)育自生自儲(chǔ)的構(gòu)造－巖性復(fù)合油氣藏［1］。

2 儲(chǔ)層巖石學(xué)及結(jié)構(gòu)特征

2．1 儲(chǔ)層巖石學(xué)特征

大量巖石薄片鑒定結(jié)果表明，長嶺凹陷腰英臺(tái)油田主要含油層系青山口組儲(chǔ)層巖石類型主要為長石砂巖。巖石顆粒主要為長石、石英及巖屑，且長石的含量較高。分選中等，磨圓中等－較差，砂巖成分成熟度較低、結(jié)構(gòu)成熟度中等－較低。青山口組主要含油層段為青一段和青二段，兩段儲(chǔ)層巖石成分各有不同，青二段石英含量平均21．2%，長石含量平均52．77%，巖屑含量平均17．9%；青一段石英含量平均32．91%，長石含量平均41．27%，巖屑含量平均23．69%。

2．2 儲(chǔ)層結(jié)構(gòu)特征

研究區(qū)儲(chǔ)層以碎屑巖為主。碎屑結(jié)構(gòu)特征是指碎屑巖內(nèi)各結(jié)構(gòu)組分的特點(diǎn)和相互關(guān)系，主要包括碎屑顆粒的結(jié)構(gòu)、膠結(jié)物和雜基結(jié)構(gòu)、孔隙結(jié)構(gòu)等特征［2］。

2．2．1 碎屑顆粒結(jié)構(gòu)特征

根據(jù)薄片鑒定結(jié)果可知，腰英臺(tái)油田儲(chǔ)層主要為細(xì)砂巖、粉砂巖，其顆粒分選中等，磨圓程度為次棱角狀－次圓狀。粒度是碎屑顆粒最主要的結(jié)構(gòu)特征，它不僅可用于區(qū)分巖性粗細(xì)，進(jìn)行碎屑巖粒度分類，還可用于對(duì)介質(zhì)性質(zhì)、搬運(yùn)過程等環(huán)境特征進(jìn)行分析。腰英臺(tái)油田巖石顆粒粒徑0．02～0．32 mm，平均為0．07 mm，從粒度分析結(jié)果可知，該區(qū)儲(chǔ)層主要為細(xì)砂巖、粉砂巖。

2．2．2 膠結(jié)物和雜基結(jié)構(gòu)

碎屑巖中碎屑顆粒和填隙物間的關(guān)系稱為膠結(jié)類型或支撐方式。根據(jù)薄片鏡下分析可知，腰英臺(tái)油田儲(chǔ)層的支撐方式均為顆粒支撐，顆粒的含量明顯高于雜基，顆粒與顆粒之間的接觸方式有點(diǎn)接觸、線接觸、點(diǎn)－線接觸三種類型。另外，若按照顆粒和填隙物的相對(duì)含量和相互關(guān)系可以識(shí)別出孔隙式膠結(jié)、壓嵌式膠結(jié)、孔隙－壓嵌式膠結(jié)、壓嵌－接觸式膠結(jié)以及孔隙－接觸式膠結(jié)等五種膠結(jié)類型。

2．2．3 孔隙結(jié)構(gòu)及類型

孔隙結(jié)構(gòu)特征主要受控于孔隙和喉道［3］。由壓汞資料分析表明，本區(qū)儲(chǔ)層的孔隙結(jié)構(gòu)較復(fù)雜，非均質(zhì)程度較高，孔隙的最大連通孔喉普遍偏小，而且變化區(qū)間較大。在37塊壓汞樣品中，孔喉半徑分布范圍為0．071～6．1μm。Ⅰ類儲(chǔ)層孔喉半徑主峰位1．6～2．5μm（圖1），平均中值壓力0．55 MPa，平均排驅(qū)壓力0．18 MPa。核磁測(cè)井T2分布顯示可動(dòng)峰面積較大，不可動(dòng)峰面積較小，核磁處理束縛水飽和度較低?？缀矸诌x系數(shù)0．1～1．67。峰值孔喉體積占23%～30%。據(jù)掃描電鏡資料，孔隙中常見粘土充填、含鐵碳酸鹽膠結(jié)及石英、長石的次生加大現(xiàn)象，這些作用均減小了孔隙和喉道的半徑，致使微孔隙發(fā)育，孔隙結(jié)構(gòu)復(fù)雜。

圖1 Ⅰ類孔隙結(jié)構(gòu)孔喉半徑分布

根據(jù)鑄體薄片、掃描電鏡鏡下觀察，腰英臺(tái)油田孔隙類型有四種：粒間孔、溶蝕孔、微孔、裂縫。粒間孔孔徑一般20～40μm，有相互連通較好的孔喉，也有不連通的死孔，泥質(zhì)和碳酸鹽充填于孔隙中，分布于顆粒表面，構(gòu)成復(fù)雜的孔隙網(wǎng)。粒間孔、溶蝕孔、微孔是流體儲(chǔ)集的主要場(chǎng)所，也是流體流動(dòng)的通道，裂縫在一定程度上改善儲(chǔ)層的滲透性。

3 儲(chǔ)層物性特征

3．1 巖心物性分析結(jié)果

據(jù)巖心物性分析，研究區(qū)青二段Ⅳ油組、Ⅴ油組、青一段Ⅱ油組、Ⅲ油組儲(chǔ)層平均孔隙度分別為9．3%、12．66%、7．5%、13．59%，平均滲透率分別為0．22×10－3μm2、7．49×10－3μm2、0．09×10－3μm2、4．3×10－3μm2，碳酸鹽含量平均分別為12．28%、11．63%、12．58%、6．87%。因此，儲(chǔ)層物性評(píng)價(jià)青二段Ⅳ油組為特低孔超低滲儲(chǔ)層［4］，青二段Ⅴ油組為低孔特低滲儲(chǔ)層，青一段Ⅱ油組為特低孔超低滲儲(chǔ)層，青一段Ⅲ油組為低孔特低滲儲(chǔ)層。

3．2 儲(chǔ)層非均質(zhì)性分析

沉積環(huán)境的差異影響儲(chǔ)層物性在平面和縱向上的變化。物性好的部位，砂巖厚度較大，孔隙度、滲透率值較大，主要分布于水下分流河道中央及河口壩處，而河道兩側(cè)及其它環(huán)境的砂層儲(chǔ)層物性較差。

儲(chǔ)層物性常常受到巖石中泥質(zhì)含量、灰質(zhì)含量的影響。不同層段沉積環(huán)境存在較大的差異，導(dǎo)致不同層位的砂巖物性及泥質(zhì)含量在垂向上的變化有所差異。在油田1號(hào)區(qū)塊中部的DB25－3－1井青二段砂巖儲(chǔ)層中，泥質(zhì)含量表現(xiàn)為中間低，向上向下增加，對(duì)應(yīng)的孔隙度和滲透率值為中部大、上下小的特點(diǎn)；在青一段Ⅱ油組砂巖儲(chǔ)層中，從底部向上存在泥質(zhì)含量逐漸增大的變化趨勢(shì)，對(duì)應(yīng)的孔隙度和滲透率值從底部向上則存在逐漸減小的變化特點(diǎn)。

4 儲(chǔ)層物性的影響因素

4．1 沉積微相控制著儲(chǔ)層的物性

腰英臺(tái)油田砂巖儲(chǔ)層的沉積相整體屬于三角洲前緣亞相，發(fā)育有水下分支河道、分支間灣、河口壩、遠(yuǎn)砂壩、席狀砂等微相。儲(chǔ)層砂體類型為水下分支河道砂、河口壩、遠(yuǎn)砂壩、席狀砂等。

特定沉積環(huán)境形成了巖石顆粒粗細(xì)變化、泥質(zhì)含量變化的儲(chǔ)集層。水下分流河道和河口壩儲(chǔ)層巖性相對(duì)較粗，尤其是水下分流河道下部（沖刷面之上）和河口壩上部，水動(dòng)力較強(qiáng)，沉積顆粒較粗，泥質(zhì)含量少，巖性較純，儲(chǔ)層相對(duì)厚，均質(zhì)性好，儲(chǔ)層物性較好；隨著三角洲向湖盆方向水體能量減弱，細(xì)粒物質(zhì)增多，泥質(zhì)含量增加，儲(chǔ)層巖性變細(xì)、多發(fā)育有泥質(zhì)條帶，物性變差，非均質(zhì)性增強(qiáng)，如水下分流河道上部、遠(yuǎn)砂壩席狀砂等相帶。因此，沉積微相控制儲(chǔ)層巖性及物性。

4．2 碎屑成分及分選程度的影響

由于長石的親水性和親油性比石英強(qiáng)，當(dāng)被油或水潤濕時(shí)，長石表面所形成的液體薄膜比石英表面厚，在一般情況下這些液體薄膜不能移動(dòng)，因此，它在一定程度上減少了孔隙的流動(dòng)截面積，導(dǎo)致儲(chǔ)層滲透率變小。研究區(qū)碎屑成分主要為長石，從而降低了儲(chǔ)層的滲透性。泥質(zhì)含量少、較純凈且厚度較大的均質(zhì)儲(chǔ)層，物性較好，孔隙度一般14%～20%，滲透率大于1×10－3μm2。反之泥質(zhì)含量較多、非均質(zhì)性強(qiáng)或有鈣質(zhì)膠結(jié)的儲(chǔ)層，物性變差，孔隙度一般10%～14%，滲透率小于1×10－3μm2。在其它條件相同時(shí)，砂巖顆粒粒徑越大，物性越好［5］。碎屑巖儲(chǔ)層物性不僅與粒徑有關(guān)，而且與巖石顆粒的分選程度也有很大的關(guān)系。分選差的碎屑巖，因細(xì)小的碎屑充填了顆粒間孔隙和喉道，不僅降低了孔隙度，而且也降低了滲透率。

4．3 填隙物特征的影響

從薄片分析可知，研究區(qū)儲(chǔ)層中雜基成分以泥質(zhì)為主，且在埋藏成巖作用中以較穩(wěn)定的方式存在，并可因壓實(shí)作用而堵塞孔喉，因此雜基含量和儲(chǔ)層物性間往往成反比關(guān)系。腰英臺(tái)油田膠結(jié)物主要為自生粘土礦物和碳酸鹽，儲(chǔ)層中粘土礦物成分主要以伊利石為主，含量較高的伊利石呈發(fā)絲狀、片狀充填在粒間孔隙內(nèi)，橫跨孔隙或沿喉道伸展，使儲(chǔ)層物性變差。

4．4 成巖作用的影響

成巖作用是影響儲(chǔ)層物性的主要因素之一。成巖作用對(duì)儲(chǔ)層的影響是伴隨著埋深的增加及成巖作用的增強(qiáng)而產(chǎn)生的。它可以改變儲(chǔ)層礦物顆粒之間的接觸關(guān)系和孔隙結(jié)構(gòu)特征［6］。成巖作用的影響是通過壓實(shí)、膠結(jié)和溶蝕作用對(duì)儲(chǔ)層的改造來實(shí)現(xiàn)的。通過鏡下觀察，研究區(qū)儲(chǔ)層處于早成巖階段晚期，多種成巖作用特征明顯，成巖作用對(duì)儲(chǔ)層的影響表現(xiàn)為破壞儲(chǔ)層物性的成巖作用和改善儲(chǔ)層物性的成巖作用，且以破壞儲(chǔ)層物性的成巖作用為主。破壞儲(chǔ)層物性的成巖作用主要包括壓實(shí)、壓溶作用和膠結(jié)作用，而改善儲(chǔ)層物性的成巖作用主要是溶蝕作用。

4 結(jié)論

（1）腰英臺(tái)油田青山口組儲(chǔ)層主要為長石砂巖，巖性主要為細(xì)砂巖和粉砂巖，分選中等，磨圓中等－較差，砂巖成分成熟度較低、結(jié)構(gòu)成熟度中等－較低。

（2）研究區(qū)儲(chǔ)層的孔隙結(jié)構(gòu)較復(fù)雜，最大連通孔喉普遍偏小，儲(chǔ)層主要為低孔特低滲和特低孔超低滲儲(chǔ)層，儲(chǔ)層非均質(zhì)程度較高。

（3）儲(chǔ)層物性主要受沉積微相、碎屑成分及結(jié)構(gòu)、填隙物特征以及成巖作用等因素的影響。

［1］王永春．松遼盆地南部巖性油藏的形成和分布［M］．北京：石油工業(yè)出版社，2001．

［2］姜在興．沉積學(xué)［M］．北京：石油工業(yè)出版社，2003．

［3］馮增昭．沉積巖石學(xué)［M］．北京：石油工業(yè)出版社，1993．

［4］趙澄林，胡愛梅，陳碧玉．油氣儲(chǔ)層評(píng)價(jià)方法［M］．北京：石油工業(yè)出版社，1998．

［5］趙虹．安塞油田延長組儲(chǔ)集層特征及物性影響因素分析［J］．地球科學(xué)與環(huán)境學(xué)報(bào)，2005，27（4）：25－27．

［6］戴啟德，紀(jì)友亮．油氣儲(chǔ)層地質(zhì)學(xué)［M］．東營：石油大學(xué)出版社，1995．