鄢 菲

（遼河油田分公司遼興油氣開發(fā)公司，遼寧 盤錦 124010）

興隆臺(tái)油田馬58～馬64井區(qū)位于遼河盆地西部凹陷興隆臺(tái)斷裂背斜構(gòu)造帶南部，為一地壘形斷鼻構(gòu)造。該區(qū)鉆遇有下第三系沙河街組、東營組，其中沙一+二段的興隆臺(tái)油層和東二+三段的馬圈子油層是研究區(qū)主要的含油層段，本次研究的目的層段是馬圈子油層。該井區(qū)自1975年投入全面開發(fā)，先后經(jīng)歷了初期上產(chǎn)、中期穩(wěn)產(chǎn)、后期降產(chǎn)三個(gè)階段。經(jīng)歷了近40年的開發(fā)后，馬圈子油層開發(fā)效果日趨變差，故需要進(jìn)一步認(rèn)識(shí)馬圈子油層儲(chǔ)層特征，為今后的興隆臺(tái)油田馬58-馬64井區(qū)后期開發(fā)提供幫助。

1 構(gòu)造、沉積特征

1.1 構(gòu)造特征

興隆臺(tái)油田為一典型的被斷層復(fù)雜化的背斜油藏，軸向呈北東-南西向展布，構(gòu)造面積約182km2，包括興隆臺(tái)和馬圈子兩個(gè)局部構(gòu)造，共發(fā)育54條斷層，以北東、東西兩組方向?yàn)橹?，將?gòu)造切割為 53個(gè)大小不一的斷塊、斷鼻，其中43個(gè)含油油氣，且均分布在斷裂背斜構(gòu)造帶軸部[1]。

圖1 馬58-馬64井區(qū)東二段Ⅱ油組底界構(gòu)造圖

馬58-馬64井區(qū)位于興隆臺(tái)油田南部，東部到馬64井、西部至馬58井、北部以馬6斷層為界，南部與馬南601塊相接，構(gòu)造面積約16km2，為一系列近東西、北東向正斷層相交形成的斷鼻邊水油氣藏。井區(qū)主要發(fā)育三組斷裂：第一組斷層近東西向，這組斷層多為東營組末期形成的斷層，斷距大（200-300m）、斷面陡（傾角＜30°）、延伸長（＞6.0km），為井區(qū)內(nèi)劃帶斷層；第二組斷層為北東向，東營組早期形成的斷層，斷距大、延伸不長，主要為北掉斷層；第三組斷層為北北西向，是井區(qū)內(nèi)的次級(jí)斷層，使井區(qū)內(nèi)構(gòu)造復(fù)雜化（圖1）。

1.2 沉積特征

興隆臺(tái)油田馬58-馬64井區(qū)東營組發(fā)育時(shí)期，正值遼河裂谷盆地的收縮期，湖盆變淺。中央凸起的剝蝕作用有所減弱，沉積作用變差，在季節(jié)性事件中碎屑物質(zhì)以河道形式進(jìn)行沉積。總體看來，馬 58-馬64井區(qū)的沉積相主體為河流三角洲分流平原亞相，水上分支流河道微相、河道間微相、決口扇微相是本區(qū)主要的沉積微相類型，馬圈子油層儲(chǔ)層以分支流河道砂體為主。研究結(jié)果表明，本區(qū)馬圈子油層物源來自北東方向，砂體厚度表現(xiàn)為由北東向西南依次減薄，由分支流河道主干向側(cè)翼的河道間薄層砂依次減薄，河道發(fā)育的砂體厚度一般都大于5m。

2 儲(chǔ)層特征

2.1 巖石學(xué)特征

馬58-馬64井區(qū)馬圈子油層以長石砂巖為主，其次是石英砂巖、巖屑長石砂巖。研究區(qū)砂巖成熟度較低，主要巖石成分為長石、石英，其次為巖屑，長石成分含量為 41.6%、石英含量為 40.3%、巖屑含量為 7.6%，以花崗巖巖屑為主。巖石膠結(jié)疏松，膠結(jié)物成份主要為泥質(zhì)，含量為 9.5%，次為鈣質(zhì)含量為0.9%，偶見黑云母。

粒度上以粉砂巖、細(xì)砂巖為主，占58.4%；膠結(jié)類型以孔隙式為主，少量有接觸-孔隙式；巖石分選好～中等，巖石顆粒粒徑一般為0.01～0.25mm，少量1～2mm的礫石。巖石顆粒磨圓較差，主要為次圓～次尖，其次為次尖狀，風(fēng)化程度中等～淺，顆粒間點(diǎn)接觸為主。

2.2 物性特征

巖心分析資料表明，馬圈子油層儲(chǔ)層物性屬于高孔隙中低滲透率范疇。平均孔隙度較高為 25.9%，平均空氣滲透率為121×10-3μm2。泥質(zhì)含量高，為14.0%，碳酸鹽含量較低，為1.14%，顆粒細(xì)，平均粒度中值為0.09mm，分選較好，平均分選系數(shù)為1.63（表1）。

馬圈子油層內(nèi)部，滲透性Ⅱ油層組最好，平均滲透率為172×10-3μm2，Ⅲ油層組儲(chǔ)層物性次之，平均滲透率為120×10-3μm2，Ⅳ油層組較差，平均滲透率為 76×10-3μ m2?？梢钥闯?，儲(chǔ)層物性從Ⅱ—Ⅲ—Ⅳ組儲(chǔ)層物性逐漸變差，也就是上部儲(chǔ)層物性要好于下部。

表1 馬圈子油層巖心分析物性數(shù)據(jù)表

平面上，馬圈子油層不同沉積微相砂體，儲(chǔ)層物性也有所不同。其中分支流河道砂體物性條件最好，平均孔隙度為27.2%，平均空氣滲透率為125×10-3μm2，屬于高孔隙、中滲透層；泥質(zhì)含量低，分選好，河道間薄層砂微相儲(chǔ)層物性條件最差，平均空氣滲透率為 43×10-3μm2，泥質(zhì)含量高達(dá) 21.7%。決口扇砂體儲(chǔ)層物性較好，平均孔隙度27.1%，平均滲透率115×10-3μm2（表2）。

2.3 孔隙結(jié)構(gòu)特征

通過鑄體薄片、壓汞等資料分析，研究區(qū)儲(chǔ)層具有多種孔隙類型及復(fù)雜的孔隙系統(tǒng)?？紫额愋凸灿腥N：粒間孔、粒內(nèi)孔與溶蝕孔。其中以粒間孔為主，構(gòu)成孔隙系統(tǒng)的主體，其大小、多少直接影響和控制著儲(chǔ)層的儲(chǔ)集性能和滲流狀況。另外，該套儲(chǔ)層在成巖后生作用過程中，受地下水的淋濾影響，溶蝕孔隙比較發(fā)育，這種溶蝕淋濾作用不僅擴(kuò)大了原有孔隙空間，而且起到疏通通道的作用，對(duì)增加儲(chǔ)集空間，改善滲流條件均有積極作用[2-3]。

表2 馬圈子油層不同相帶儲(chǔ)層物性統(tǒng)計(jì)表

受顆粒接觸類型與膠結(jié)類型的影響，儲(chǔ)層的喉道形態(tài)主要有孔隙縮小型、縮徑型、片狀或彎片狀、管束狀四種喉道類型。統(tǒng)計(jì)表明，馬圈子油層儲(chǔ)層的孔喉細(xì)，分選較為均勻，全區(qū)平均喉道均值為0.53 μm，最大連通喉道半徑16.3μm，屬不均勻型，孔喉的連通性中等，配位數(shù)一般為1.8～2.1，馬圈子油層儲(chǔ)層儲(chǔ)集條件較差。

通過壓汞參數(shù)、鑄體薄片統(tǒng)計(jì)參數(shù)結(jié)合常規(guī)物性參數(shù)的整理研究，結(jié)果表明，東營組馬圈子油層孔隙結(jié)構(gòu)類型以Ⅲ、Ⅳ型為主。Ⅲ型：中滲大中孔、細(xì)～微細(xì)喉類，最大連通孔喉半徑3.35μm～34.0μm，喉道均值為91.38～13.75μm，孔喉均值系數(shù)以較均勻型為主，不均勻型次之。該類占總數(shù)的21.9%。壓汞曲線有明顯的平臺(tái)段，但較窄；Ⅳ型：低滲大～中孔、細(xì)～微細(xì)喉類，最大連通孔喉半徑為13.97μm，喉道均值為6.54μm，孔喉分布以不均勻型為主，其次為均勻型。由以上分析可以看出，馬58-馬64井區(qū)馬圈子油層儲(chǔ)層連通性一般～差，儲(chǔ)集性能較差。

3 影響儲(chǔ)層物性的主要因素

一定沉積條件下的沉積物在漫長的地質(zhì)歷史中經(jīng)歷了各種物理的、化學(xué)作用，使得原沉積物在宏觀上、微觀上發(fā)生多種變化，從而使得儲(chǔ)層的儲(chǔ)集空間或滲流能力發(fā)生變化。

3.1 填隙物

填隙物主要包括雜基和膠結(jié)物兩部分，儲(chǔ)層物性往往隨著填隙物含量的增高而變差。馬58-64井區(qū)馬圈子油層儲(chǔ)層填隙物含量比較高，填隙物含量14.0%，平均滲透率則較低，為121×10-3μm2。填隙物與滲透率相關(guān)性明顯，隨著填隙物含量的增加，喉道半徑變小，滲透率降低，儲(chǔ)層滲流能力變差。

3.2 孔隙結(jié)構(gòu)

孔隙結(jié)構(gòu)與儲(chǔ)層物性有直接的關(guān)系，東營組馬圈子油層孔隙結(jié)構(gòu)組合以低滲-中滲大孔細(xì)喉特細(xì)喉型為主的儲(chǔ)層，孔喉分選不好，孔隙大、喉道細(xì)、配位數(shù)中-低，一般為低滲儲(chǔ)層。

3.3 沉積微相

沉積微相是影響儲(chǔ)層物性的重要因素之一。不同沉積微相有不同的巖性組合，砂礫巖、含礫砂巖、細(xì)砂巖是水動(dòng)力作用強(qiáng)、快速堆積的產(chǎn)物，一般為河道巖性組合，這種組合粒度比較粗，而滲透率隨著粒度中值的增加而變大。而河道間一般為粉砂巖、泥質(zhì)粉砂巖，巖性較細(xì)，因而儲(chǔ)層滲流能力變差[4]。

3.4 粘土礦物

X射線衍射分析資料表明，東營組常見的粘土礦物為為蒙脫石、伊利石、高嶺石。其中蒙脫石含量最高一般為60%～70%，平均為59.2%，其次是伊利石、高嶺石含量一般為16%～25%，平均值分別為20.6%和20.2%。蒙脫石、伊利石以薄層狀包覆于顆粒表面或以伊利石粘土橋存在，少量高嶺石以分散狀存在，使儲(chǔ)集空間減小，滲流能力變差。對(duì)油層滲透性影響最大。高嶺石以不完整的書冊(cè)狀或蠕蟲狀分布在顆粒間，遇水之后易被打碎，堵塞孔隙和喉道，使儲(chǔ)層物性變差?？梢娞钕段镏姓惩恋V物過高，是造成儲(chǔ)層滲透率低的根本原因。

4 結(jié)論

通過上述的儲(chǔ)層特征研究認(rèn)為，興隆臺(tái)油田馬58-64井區(qū)主要有以下幾個(gè)方面的特征：

1）本區(qū)為河流三角洲分流平原亞相沉積，微相主要為水上分支流河道、河道間、決口扇，巖石類型主要為長石砂巖，分選好～中等，風(fēng)化程度中等～淺，顆粒磨圓度為次圓狀－次尖角，孔隙度與滲透率的相關(guān)性較好，儲(chǔ)層物性一般。

2）孔隙主要由原生孔隙和次生孔隙組成，原生孔隙主要為粒間孔，次生孔隙主要為受地下水淋濾作用形成的溶蝕孔，儲(chǔ)層孔喉分布較均勻，細(xì)～微孔喉占主導(dǎo)地位，喉道體積小，連通性一般～差。

3）沉積微相、沉積物成分以及成巖作用對(duì)儲(chǔ)層的發(fā)育起到了重要的影響作用。分支流河道微相儲(chǔ)層物性好，河道間、決口壩微相儲(chǔ)層物性相對(duì)較差。

[1] 趙振堯.興隆臺(tái)油田興北地區(qū)東營組淺層氣研究[J].天然氣勘探與開發(fā)，2010,33（2）：11～13.

[2] 洪秀娥，戴勝群，等.應(yīng)用毛細(xì)管壓力曲線研究儲(chǔ)層孔隙結(jié)構(gòu)—以衛(wèi)城油田Es-4儲(chǔ)層為例[J].江漢石油學(xué)院學(xué)報(bào)，2002,24（1）：53～54.

[3] 萬文勝，杜軍社，佟國彰，等.用毛細(xì)管壓力曲線確定儲(chǔ)集孔隙喉道半徑下限[J].新疆石油地質(zhì)，2006,27（1）：104～106.

[4] 熊歆睿，王洪輝，周波，等.古城油田B區(qū)核三段主力油層儲(chǔ)層特征研究[J].石油地質(zhì)與工程,2011,25（6）:9～11.