陳國(guó)成

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辮狀河相礫質(zhì)砂巖儲(chǔ)層微觀特征及對(duì)產(chǎn)能的影響——以錦州油田為例

陳國(guó)成

（中海石油（中國(guó)）有限公司天津分公司渤海石油研究院，天津 300459）

辮狀河相礫質(zhì)砂巖儲(chǔ)層疏松、含礫、孔滲關(guān)系差、微觀特征與產(chǎn)能關(guān)系復(fù)雜。以渤海遼東灣海域錦州油田為例，利用巖心分析化驗(yàn)資料、測(cè)井和DST測(cè)試資料，建立巖性定量判別標(biāo)準(zhǔn)，對(duì)礫質(zhì)砂巖儲(chǔ)層進(jìn)行巖性定量識(shí)別，將其細(xì)分為常規(guī)砂巖、含礫砂巖和砂礫巖。對(duì)不同巖性儲(chǔ)層的粒度、孔喉、泥質(zhì)含量及黏土礦物等特征進(jìn)行分類研究，針對(duì)各類型儲(chǔ)層不同微觀特征對(duì)產(chǎn)能大小的影響進(jìn)行了分析，找到了粒度分選、孔喉結(jié)構(gòu)以及泥質(zhì)黏土礦物差異與產(chǎn)能大小之間的關(guān)系。

錦州油田；辮狀河相；孔滲關(guān)系；礫質(zhì)砂巖；微觀特征

儲(chǔ)層的微觀非均質(zhì)性特征決定儲(chǔ)層質(zhì)量并控制儲(chǔ)層內(nèi)流體的滲流特征，是影響油田產(chǎn)能、采收率和剩余油分布的主要因素。因此，認(rèn)識(shí)儲(chǔ)層的微觀特征是做好油田開發(fā)的重要前提[1–3]。辮狀河沉積發(fā)育多個(gè)沉積旋回，多期河道心灘疊置，儲(chǔ)層含礫連片分布，具有多種韻律特征。新近紀(jì)時(shí)期，渤海遼東灣海域大范圍發(fā)育辮狀河沉積，是有利的油氣儲(chǔ)集場(chǎng)所，近年該區(qū)域連續(xù)發(fā)現(xiàn)了錦州等三個(gè)大中型稠油油田。辮狀河相砂巖含礫差異大、儲(chǔ)層微觀非均質(zhì)性強(qiáng)、產(chǎn)能變化大。目前，辮狀河相儲(chǔ)層研究多集中在沉積模式[4–8]、地質(zhì)建模[9，10]、儲(chǔ)層構(gòu)型[11–15]等方面。然而，辮狀河相礫質(zhì)砂巖儲(chǔ)層膠結(jié)疏松，含礫、孔滲關(guān)系差，其微觀特征與產(chǎn)能間的關(guān)系比較復(fù)雜，相關(guān)研究較少[16–18]。

本文以錦州油田為例，利用巖心分析化驗(yàn)資料、測(cè)井資料和DST測(cè)試資料，在對(duì)辮狀河相砂巖儲(chǔ)層進(jìn)行巖性定量識(shí)別評(píng)價(jià)基礎(chǔ)上，分不同巖性進(jìn)行微觀非均質(zhì)性特征分析，并探討不同類型儲(chǔ)層微觀特征與產(chǎn)能的關(guān)系，為該類型油藏開發(fā)方案編制及后期開發(fā)生產(chǎn)提供依據(jù)。

1 油田地質(zhì)概況

錦州油田位于渤海遼東灣海域，區(qū)域上屬于遼東凸起北段，為依附于遼東1號(hào)走滑斷裂的半背斜構(gòu)造。遼東凸起與東西兩側(cè)的遼東凹陷和遼中凹陷形成“兩凹夾一凸”的構(gòu)造格局，區(qū)域成藏位置非常有利（圖1）。

圖1 錦州油田區(qū)域構(gòu)造位置

錦州油田包括主體區(qū)和北塊兩部分，共9口探井。油田含油層系為新近系館陶組，主要發(fā)育辮狀河沉積，物源來(lái)自東北方向，油田范圍內(nèi)礫質(zhì)砂巖儲(chǔ)層較發(fā)育，橫向疊置連片分布。油田縱向上具有多套油水系統(tǒng)，油藏類型主要為受構(gòu)造控制的巖性構(gòu)造油藏，埋深780~970 m，地面原油密度0.964~0.973 t/m3，黏度313~419 mPa·s，具有密度大、黏度高、膠質(zhì)含量中等、凝固點(diǎn)低、含蠟量低等特點(diǎn)。

2 儲(chǔ)層微觀特征

2.1 巖性定量識(shí)別

根據(jù)礫石含量多少，辮狀河相儲(chǔ)層分為礫質(zhì)辮狀河相儲(chǔ)層和砂質(zhì)辮狀河相儲(chǔ)層。平面上，相對(duì)于曲流河相，不同沉積時(shí)期礫質(zhì)辮狀河相儲(chǔ)層沿物源方向和縱向上儲(chǔ)層發(fā)育及微觀特征差異較大。根據(jù)礫石含量多少，對(duì)辮狀河相礫質(zhì)砂巖儲(chǔ)層，進(jìn)行了巖性細(xì)分?；阢@井取心資料，通過(guò)手標(biāo)本觀察，將辮狀河相砂巖分為砂礫巖（礫石含量>30%）、含礫砂巖（礫石含量5%~30%）和常規(guī)砂巖（礫石含量<5%）。該油田館陶組底部發(fā)育砂礫巖，向上逐步過(guò)渡為含礫砂巖和常規(guī)砂巖。不同巖性具有不同的測(cè)井響應(yīng)特征，單靠自然伽馬曲線難以有效區(qū)分三種巖性。館陶組底部的砂礫巖測(cè)井響應(yīng)特征明顯，表現(xiàn)為“高電阻、高密度、高速度”的特征。從中子密度來(lái)看，常規(guī)砂巖具有“低密度、高中子，較明顯正差異”特點(diǎn)；砂礫巖具有“高密度、低中子”特點(diǎn)，呈現(xiàn)正差異–絞合狀形態(tài)；含礫砂巖介于兩者之間。根據(jù)不同巖性測(cè)井響應(yīng)特征的不同，制定了測(cè)井特征定性識(shí)別圖版（圖2）。

圖2 辮狀河相儲(chǔ)層不同巖性測(cè)井識(shí)別圖版

根據(jù)錄井資料、鉆井巖心壁心資料，結(jié)合測(cè)井識(shí)別，可確定砂礫巖、含礫砂巖和常規(guī)砂巖。將不同巖性的中子、密度進(jìn)行交會(huì)發(fā)現(xiàn)，不同巖性的中子密度分布存在區(qū)間性。利用中子密度，建立了辮狀河相儲(chǔ)層不同巖性測(cè)井定量判別標(biāo)準(zhǔn)（表1）?；谠撆袆e標(biāo)準(zhǔn)，對(duì)整個(gè)油田探井的巖性進(jìn)行分類。在巖性分類的基礎(chǔ)上，利用巖心物性分析資料，分巖性建立孔滲關(guān)系、計(jì)算滲透率，為后續(xù)儲(chǔ)層微觀特征分析和產(chǎn)能研究奠定基礎(chǔ)。

表1 不同巖性定量判別標(biāo)準(zhǔn)

2.2 粒度特征

常規(guī)砂巖以中細(xì)砂巖、中粗砂巖為主，分選系數(shù)往往在2.8以下，粒度中值為0.11~0.35 mm，曲線形態(tài)具有單峰特征，分選相對(duì)較好；含礫砂巖巖心分選系數(shù)均在2.8以上，中上部中粗砂巖巖心粒度中值為0.05~0.45 mm，下部含礫砂巖巖心粒度中值為0.03~0.72 mm，粒度曲線形態(tài)也變?yōu)槎喾逄卣?，所占百分比相?dāng)，反映分選較差。整體上，隨著深度增加，分選變差。對(duì)于粒度參數(shù)中的跳躍次總體和懸浮次總體的交截點(diǎn)，常規(guī)砂巖由于懸浮總體比較發(fā)育，交截點(diǎn)較細(xì)，粒度中值為2.6~3.7；含礫砂巖跳躍組分與懸浮組分相混合，總體交截點(diǎn)較粗，粒度中值為0.5~2.1。粒徑與分選性間有一定的相關(guān)性，分選最好的沉積物，平均粒徑一般為細(xì)砂級(jí)[3]。

2.3 孔喉特征

鑄體薄片與掃描電鏡分析表明，該區(qū)儲(chǔ)層的孔隙類型以原生、次生混合孔為主，主要發(fā)育粒間孔、少量溶蝕粒間孔及溶蝕顆?？??？紫缎螒B(tài)呈多邊形和不規(guī)則形狀，孔徑為0.02~1.00 mm，孔隙內(nèi)常有泥質(zhì)雜基充填。砂巖與含礫砂巖孔隙類型一樣，孔隙分布及喉道形狀有差異。中細(xì)粒砂巖分選好，碎屑顆粒均勻、較定向分布，次棱次圓狀，點(diǎn)接觸。粒間填隙物較少，見少量泥質(zhì)及高嶺石團(tuán)塊狀孔隙式分布。巖石孔隙發(fā)育較好，分布較均勻，孔徑為0.05~0.5 mm，平均0.2 mm，面孔率分布在12%~18%，喉道多以孔隙縮小型喉道為主。含礫砂巖分選較差，且孔喉間均有鱗片狀泥質(zhì)充填，巖石孔隙發(fā)育比較雜亂，面孔率分布在10%~15%，喉道分布不均，連通性變差。砂礫巖分選差，孔隙結(jié)構(gòu)非均質(zhì)性較為嚴(yán)重，孔隙和喉道差異大，由于礫石塊的存在，面孔率極低，整體在2%左右。

利用巖心壓汞資料，對(duì)孔喉大小和分布進(jìn)行統(tǒng)計(jì)分析，見表2。由表2可以看出，常規(guī)砂巖儲(chǔ)層中最大孔喉半徑在12~20 μm的樣品占總數(shù)的67%，含礫砂巖儲(chǔ)層中最大孔喉半徑在20~30 μm的樣品占總數(shù)的40%。由圖3可以看出，砂巖與含礫砂巖儲(chǔ)層的毛管壓力曲線形態(tài)也有一定差別。砂巖儲(chǔ)層表現(xiàn)為中高進(jìn)汞飽和度、中低排驅(qū)壓力，曲線位于坐標(biāo)中部，曲線較為集中，呈斜坡型，偏斜度較小，略粗歪度，具有較明顯的平臺(tái)段與雙拐點(diǎn)，反映儲(chǔ)集層孔隙結(jié)構(gòu)相對(duì)較好，連通狀況中等；含礫砂巖儲(chǔ)層表現(xiàn)為中高進(jìn)汞飽和度，中低排驅(qū)壓力型，曲線位于坐標(biāo)中下部，曲線較為分散，呈斜坡型，偏斜度較大，略粗歪度，平臺(tái)段與雙拐點(diǎn)不明顯，反映儲(chǔ)集層孔隙結(jié)構(gòu)較差，連通狀況較差。另外研究區(qū)砂礫巖由于滲透性差，難以測(cè)得有效的毛管壓力曲線。

表2 不同巖性孔喉參數(shù)統(tǒng)計(jì)

圖3 不同巖性儲(chǔ)層毛管壓力曲線

2.4 泥質(zhì)含量與黏土礦物

研究區(qū)儲(chǔ)層填隙物類型簡(jiǎn)單，以泥質(zhì)為主，整體含量10%左右。平面上，靠近物源方向，泥質(zhì)含量低；遠(yuǎn)離物源方向，泥質(zhì)含量高；縱向上，中下部的砂礫巖、含礫砂巖儲(chǔ)層泥質(zhì)含量低，中上部砂巖儲(chǔ)層泥質(zhì)含量逐漸升高。沿物源方向和縱向上的泥質(zhì)含量變化與砂巖含量變化呈明顯的反向相關(guān)性（圖4）。

儲(chǔ)層孔隙內(nèi)黏土礦物的含量、類型、產(chǎn)狀及對(duì)流體敏感性等特征，對(duì)儲(chǔ)層微觀非均質(zhì)性和流體滲流有著重要影響。通常黏土含量越高，孔隙和喉道越小，滲透率和孔隙度越小。研究區(qū)黏土礦物類型主要為伊利石、高嶺石、綠泥石及伊蒙混層，不同類型的黏土礦物具有不同的晶形和特征。據(jù)掃描電鏡觀察，伊蒙混層呈絲狀、片狀產(chǎn)于粒間孔隙內(nèi)，而高嶺石主要呈鱗片狀附著在顆粒表面。

圖4 儲(chǔ)層泥質(zhì)含量與砂巖含量對(duì)比

3 不同類型儲(chǔ)層與產(chǎn)能關(guān)系研究

根據(jù)達(dá)西滲流公式可知，油層產(chǎn)液能力主要受儲(chǔ)層滲透率影響，滲透率高，產(chǎn)液能力強(qiáng)；滲透率低，產(chǎn)液能力差。辮狀河相疏松礫質(zhì)砂巖儲(chǔ)層的孔滲關(guān)系比較差，利用常規(guī)測(cè)井資料計(jì)算的滲透率往往偏差較大，難以反映地層真實(shí)滲透性。在錦州油田勘探評(píng)價(jià)過(guò)程中，發(fā)現(xiàn)N1井DST1層和3井DST2層、DST3層流體性質(zhì)接近，測(cè)井解釋的滲透率接近，測(cè)試方式一致，實(shí)測(cè)采油指數(shù)N1井為1.05 m3/(MPa·d·m)，3井為0.2 m3/(MPa·d·m)左右（表3），給產(chǎn)能評(píng)價(jià)帶來(lái)很大困擾。本文從儲(chǔ)層微觀特征方面提供依據(jù)，來(lái)研究產(chǎn)能差異的原因，找出辮狀河相疏松砂巖儲(chǔ)層與產(chǎn)能之間的關(guān)系。

3.1 粒度和分選對(duì)產(chǎn)能影響

表3 測(cè)試層段儲(chǔ)層微觀特征與產(chǎn)能對(duì)比

儲(chǔ)層粒度決定著孔喉的大小，顆粒分選反映了孔喉發(fā)育的均勻程度。分選越好，孔喉發(fā)育越均勻，滲透性越好，產(chǎn)能相應(yīng)越高。通過(guò)分析發(fā)現(xiàn)，分選系數(shù)與產(chǎn)能有較好相關(guān)性。

北塊N1井DST1層測(cè)試段巖性為中細(xì)砂巖，分選系數(shù)為2.6，分選相對(duì)較好，粒度中值平均為0.25 mm，粒度曲線形態(tài)具有單峰特征，測(cè)試采油指數(shù)達(dá)到1.05 m3/（MPa·d·m）。主體區(qū)3井測(cè)試段分選系數(shù)均在2.8以上，分選中等，粒度曲線呈現(xiàn)多峰特征，測(cè)試采油指數(shù)在0.18 m3/（MPa·d·m）左右。

分選變差造成孔滲結(jié)構(gòu)變差，影響流體在地層的滲流。同時(shí)疏松砂巖稠油油藏測(cè)試均考慮了篩管和礫石充填防砂，儲(chǔ)層分選差給篩管孔徑和礫石粒徑選擇帶來(lái)難度，防砂效果差，易造成堵塞，這也是3井含礫砂巖及砂礫巖段測(cè)試產(chǎn)能低的原因之一。

3.2 孔喉結(jié)構(gòu)對(duì)產(chǎn)能影響

北塊N1井測(cè)試段附近取心整體以中細(xì)粒砂巖為主，顆粒均勻分布，粒間填隙物較少，孔隙發(fā)育連通性較好，測(cè)試獲得產(chǎn)能理想。對(duì)3井DST2層和DST3層含礫砂巖測(cè)試段薄片分析發(fā)現(xiàn)，整體分選較差，且孔喉間均有鱗片狀泥質(zhì)充填，很大程度上影響了流體滲流。底部DST1層砂礫巖段巖性疏松，顆粒分選差，孔隙分布雜亂，面孔率僅在2%左右，這也是砂礫巖未獲得產(chǎn)能的原因之一。孔喉方面，含礫砂巖的最大連通孔喉半徑和半徑中值均大于常規(guī)砂巖，但是其變異系數(shù)較大，非均質(zhì)性強(qiáng)，造成連通性差，產(chǎn)能相對(duì)也較差。

據(jù)柴細(xì)元等研究可知，在正常儲(chǔ)層壓力系統(tǒng)下，儲(chǔ)層的毛細(xì)管壓力曲線形態(tài)能夠較好地反映儲(chǔ)層自然產(chǎn)液能力，不同毛細(xì)管壓力曲線形態(tài)，儲(chǔ)層自然產(chǎn)液能力不同[18]?？紫督Y(jié)構(gòu)越好，自然產(chǎn)液能力越高，反之亦然。砂巖儲(chǔ)層的毛管壓力曲線較為集中，呈斜坡型，偏斜度較小，略粗歪度，具有較明顯的平臺(tái)段與雙拐點(diǎn)，反映儲(chǔ)集層孔隙結(jié)構(gòu)相對(duì)較好，類似儲(chǔ)層產(chǎn)液指數(shù)在1~10 m3/（MPa·d·m）。含礫砂巖儲(chǔ)層的毛管壓力曲線表較為分散，呈斜坡型，偏斜度較大，略粗歪度，平臺(tái)段與雙拐點(diǎn)不明顯，反映儲(chǔ)集層孔隙結(jié)構(gòu)較差，此類型儲(chǔ)層的產(chǎn)液指數(shù)往往低于1 m3/（MPa·d·m）。

3.3 泥質(zhì)含量與黏土礦物對(duì)產(chǎn)能影響

泥質(zhì)作為雜基充填于孔隙、喉道內(nèi)，使孔隙喉道變小，從而使?jié)B透性變差，對(duì)產(chǎn)能有較大的影響。北塊N1井測(cè)試段為細(xì)砂巖，分選好，泥質(zhì)含量為5.4%，產(chǎn)能相對(duì)較高；而主體區(qū)3井測(cè)試段均有礫石發(fā)育，整體以含礫中粗砂巖為主，分選差，泥質(zhì)含量相對(duì)較高（10%左右），最大可達(dá)14%，產(chǎn)能也相對(duì)較低。泥質(zhì)含量通過(guò)對(duì)原油儲(chǔ)存和滲流通道孔喉的充填，對(duì)產(chǎn)能產(chǎn)生一定的影響。

通過(guò)對(duì)測(cè)試段不同類型黏土礦物統(tǒng)計(jì)發(fā)現(xiàn)，北塊N1井測(cè)試段黏土成分主要為伊利石、高嶺石、綠泥石、伊蒙混層，其中伊蒙混層黏土礦物含量為23%（表3），這個(gè)測(cè)試段產(chǎn)能最好。主體區(qū)3井的DST2層和DST3層兩個(gè)測(cè)試段黏土成分仍以上述四種為主，黏土礦物伊蒙混層的含量在50%左右（表3），伊蒙混層呈絲狀、片狀產(chǎn)于粒間孔隙內(nèi), 在細(xì)喉道處產(chǎn)生聚集，從而堵塞喉道、充填孔隙，使得孔滲結(jié)構(gòu)變差，孔喉間的連通性變差，有效滲透率降低，致使產(chǎn)能降低。

4 結(jié)論

（1）通過(guò)對(duì)辮狀河相巖心資料和測(cè)井資料對(duì)比分析，首次在渤海油田建立了河流相礫質(zhì)砂巖儲(chǔ)層的巖性測(cè)井定量識(shí)別標(biāo)準(zhǔn)，儲(chǔ)層巖性可細(xì)分為常規(guī)砂巖、含礫砂巖和砂礫巖。

（2）按照不同巖性儲(chǔ)層類型，分析了儲(chǔ)層微觀特征，常規(guī)砂巖在粒度分選、孔喉結(jié)構(gòu)、泥質(zhì)含量方面要優(yōu)于含礫砂巖和砂礫巖，黏土礦物組分也存在較大差異。

（3）對(duì)不同儲(chǔ)層微觀特征和產(chǎn)能的對(duì)比研究發(fā)現(xiàn)，對(duì)于辮狀河相礫質(zhì)砂巖儲(chǔ)層，粒度偏細(xì)、分選較好、孔喉均勻、泥質(zhì)含量低，且伊蒙混層等黏土礦物比例低，產(chǎn)能則相對(duì)較高，反之則產(chǎn)能較低。

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編輯：張 凡

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2016–02–28

陳國(guó)成，高級(jí)工程師，碩士研究生，1982年生，2008年畢業(yè)于同濟(jì)大學(xué)海洋地質(zhì)專業(yè)，現(xiàn)主要從事石油開發(fā)地質(zhì)方面的研究工作。

國(guó)家科技重大專項(xiàng)2011ZX05023–002“近海大 中型油氣田形成條件及勘探技術(shù)（二期）——近海隱蔽油氣藏勘探技術(shù)”資助。