牛 濤，胡光義，王 暉，高玉飛，胡曉慶，張宇焜.

(中海油研究總院，北京 100028)

Q油田位于渤海灣盆地石臼坨凸起東傾末端北側(cè)，北臨秦南生烴凹陷。沙二段沉積初期，湖水淺，氣候干燥，構(gòu)造活動強烈，主要發(fā)育近岸水下扇和扇三角洲沉積。到沙一段沉積時期，廣泛湖侵，湖域面積擴大，地貌變緩，除發(fā)育扇三角洲外，濱淺湖相發(fā)育廣泛，且局部碳酸鹽巖臺地發(fā)育。研究區(qū)儲層巖性復雜，包括碎屑巖、碳酸鹽巖以及兩種巖性混合形成的混積巖。同時，研究區(qū)儲層還具有厚度大、低孔低滲等特點，單井累計砂體厚度可達近300 m，儲層平均滲透率僅4.5×10-3mD。在油田開發(fā)方案編制過程中，這種復雜低滲巨厚油藏的開發(fā)存在較大的不確定性和風險。因此，理清該類復雜儲層的特點和控制因素，指導儲層分類評價和“甜點”預測，對合理制定開發(fā)方案、減小投資風險具有重要意義。

1 儲層特征

1.1 巖石學特征

研究區(qū)儲層巖性復雜，既有碎屑巖和碳酸鹽巖沉積，也有兩者不同程度混合形成的混合沉積。對于混積巖的沉積特征、成因類型及分類等，很多學者都做過大量的研究工作[1-4]。通過巖心、鑄體薄片、陰極發(fā)光、X衍射等資料對研究區(qū)內(nèi)的巖性進行精細識別和分類，其中碎屑巖類主要包括火山角礫巖、凝灰質(zhì)砂礫巖、砂礫巖等(圖1a、1b)，火山巖成分主要是中酸性的安山巖和流紋巖，砂礫巖的組分也主要以中酸性的安山巖或流紋巖巖屑為主。碳酸鹽巖主要包括生屑云巖、生屑灰?guī)r鮞粒云巖等，厚度2～3 m(圖1c～圖2c、2d)。混積巖主要包括白云質(zhì)砂巖、白云質(zhì)鮞粒砂巖、含生屑白云質(zhì)砂礫巖等(圖1d、1e)，碳酸鹽巖組分主要為鮞粒、生物碎屑以及碳酸鹽巖膠結(jié)物等，其中鮞粒主要是表鮞，鮞核以陸源碎屑顆粒為主，生物碎屑主要是腹足類殼體，大都比較完整，具有原地生長沉積的特征(圖2d、2e)。由于不同層段陸源碎屑和碳酸鹽巖的混合程度不同，混積巖中碳酸鹽巖組分含量變化大，含量在5%～85%之間。

利用取芯段的巖性分類結(jié)果標定ECS測井，實現(xiàn)對整個井段的巖性識別和分類，建立單井巖性剖面。沙一二段巨厚儲層自下而上以分為6個巖性段，自下而上依次為火山角礫巖、凝灰質(zhì)砂礫巖、砂礫巖、碳酸鹽巖、混積巖、灰質(zhì)砂巖。巖石類型與孔隙類型、孔喉特征以及物性等關(guān)系密切，因此巖性的精細識別對儲層物性特征分析及控制因素分析具有重要意義。

圖1 Q油田巖心照片

圖2 研究區(qū)孔隙類型

1.2 儲集空間類型

通過鑄體薄片、掃描電鏡等鑒定分析，沙一二段儲層儲集空間類型以次生孔隙為主，其次是原生孔隙。通過296塊鑄體薄片數(shù)據(jù)統(tǒng)計，沙一二段儲層平均次生孔隙面孔率3.9%～5.9%，原生孔隙面孔率1.5%～1.8%。儲集空間類型與巖性關(guān)系密切[5-8]，不同巖石組分的巖石在壓實、膠結(jié)、溶蝕等成巖作用過程中受到的影響程度不同，其所形成孔隙的類型、發(fā)育程度等有著顯著差別。

沙一二段下部火山角礫巖、砂礫巖以及凝灰質(zhì)砂巖等為近岸水下扇和扇三角洲沉積產(chǎn)物，分選較差，在后期壓實作用下原生孔隙破壞嚴重，保留下來的原生孔隙很少，非常致密(圖2a)。該類巖性段的儲集空間主要是碳酸鹽膠結(jié)物或凝灰質(zhì)膠結(jié)物發(fā)生溶蝕作用而形成(圖2b)。通過鑄體薄片統(tǒng)計，該巖石類型的儲層中次生溶蝕孔隙面孔率占到總面孔率的73%?；旆e巖中由于易溶蝕的碳酸鹽巖成分含量高而在成巖作用中形成大量的溶蝕次生孔隙，包括粒間溶蝕孔、粒內(nèi)溶蝕孔、鑄?？椎龋旆e巖儲層段中次生溶蝕孔隙占總面孔率的91%，碳酸鹽含量越高，溶蝕孔隙越發(fā)育，物性越好(圖2c、d、e、f)。

1.3 物性特征

Q油田A-4、A-5井區(qū)物性整體表現(xiàn)為低孔、低滲的特點，孔隙度分布于5.1%～34.6%，平均孔隙度17.4%，滲透率分布于0.15～340 mD，平均滲透率29.5 mD。

通過巖心物性數(shù)據(jù)分析發(fā)現(xiàn)，不同巖石類型儲層的孔、滲特征差異大(圖3)：

(1)火山角礫巖和砂礫巖段埋深大，壓實和膠結(jié)作用強，溶蝕作用弱，物性差，孔隙度小于10%，滲透率小于1 mD，為無效儲層；

(2)凝灰質(zhì)砂礫巖壓實和膠結(jié)作用強，碳酸鹽巖膠結(jié)物和凝灰質(zhì)膠結(jié)物部分溶蝕(圖2b)，具有一定的儲滲能力，但溶蝕孔隙之間連通性差，滲透率多小于1 mD；

(3)含生屑白云質(zhì)砂礫巖由于生物殼體溶蝕形成粒內(nèi)溶孔、鑄模孔等次生孔隙，形成很好的儲集空間，孔隙度較大10%～20%。但該類巖石類型儲層粒間溶蝕孔隙發(fā)育較差，孔隙之間的連通性較差(圖2e)，滲透率多小于10 mD；

(4)鮞粒白云巖和表鮞巖屑砂巖粒間孔、粒內(nèi)孔均比較發(fā)育，儲滲能力強，最大孔隙度34%，最大滲透率340 mD；

(5)生屑云巖物性變化大，主要受生屑顆粒間膠結(jié)物的溶蝕程度控制，生屑顆粒自身往往被溶蝕形成粒內(nèi)溶蝕孔或鑄?？祝碱w粒間的膠結(jié)物溶蝕程度不一，當膠結(jié)物溶蝕程度低時，滲透率低；反之，則滲透率高(圖3-生屑云巖)。

1.4 儲層孔喉特征分析

通過壓汞實驗數(shù)據(jù)分析發(fā)現(xiàn)孔喉結(jié)構(gòu)特征與巖石類型關(guān)系密切(圖4)：

(1)砂礫巖、巖屑砂巖等在早期成巖過程中殘留有一定的原生孔隙，后期成巖過程中形成一定數(shù)量的溶蝕孔隙，但喉道大都呈縮頸型和片狀，孔隙間大都連通性差，壓汞曲線表現(xiàn)為歪度細、排驅(qū)壓力高，分選差。

(2)混積巖中碳酸鹽巖成分含量較高，溶蝕作用明顯，其中鮞粒白云巖和白云質(zhì)砂巖，碳酸鹽巖組分主要為鮞粒和生屑，溶蝕作用強，溶蝕孔隙發(fā)育，孔隙連通性較好，壓汞曲線上表現(xiàn)為中—粗歪度、排驅(qū)壓力低，孔隙分選好，是Q油田低滲儲層中的主要“甜點”。

圖3 不同巖石類型的孔滲關(guān)系特征

圖4 不同巖性的壓汞曲線形態(tài)

2 儲層物性控制因素

儲層在形成和發(fā)育過程中受到沉積作用、成巖作用和構(gòu)造作用等多種因素的控制和影響，從而導致儲層物性在空間上具有不均一性[9]。沉積作用不僅控制了儲集砂體的規(guī)模和分布，也決定了儲集層的巖石類型、礦物組分及分選性等。而成巖作用決定了儲集空間類型、孔喉結(jié)構(gòu)及儲集性質(zhì)等[10]。Q油田沙一二段儲集物性主要影響因素為沉積作用和成巖作用，沉積作用決定了儲層的巖石類型和礦物成分，成巖作用控制了原生孔隙的改造和次生孔隙的發(fā)育程度，兩種因素綜合影響了儲層的物性特征。

2.1 沉積作用

Ⅲ油組和Ⅱ油組沉積時期，氣候干燥，構(gòu)造活動強烈，沉積坡度大，物源供給充足，A-4、A-5井區(qū)主要發(fā)育近岸水下扇和扇三角洲沉積(圖5)，主要巖性為火山角礫巖、凝灰質(zhì)砂礫巖等。由于該時期沉積坡度大，物源近，雜基含量高，沉積物分選差、磨圓差，整體物性差。

圖5 A油田沙一二段Ⅱ、Ⅲ油組沉積模式圖

Ⅰ油組沉積時期，發(fā)生廣泛湖侵，湖域面積擴大，地貌變緩，除發(fā)育扇三角洲外，濱淺湖相發(fā)育廣泛，且局部碳酸鹽巖臺地發(fā)育。多種相類型同時發(fā)育是該地區(qū)混積巖的主要成因[11-18]。巖相分布特征表明，該時期研究區(qū)內(nèi)主要存在2種碳酸鹽巖“生產(chǎn)區(qū)”：

(1)濱岸區(qū)：在物源供給的間歇期，在湖浪和沿岸流的強水動力條件下，濱岸強水動力區(qū)形成了大量以陸源碎屑巖為核的鮞粒，形成鮞粒灘。另外，在局部地區(qū)，螺類等腹足類生物大量繁殖，形成生屑灘；

(2)扇三角洲前緣前端的水下局部高地，在物源供給強度較低的條件下，主要發(fā)育生屑灘和鮞粒灘。在物源供給強度大的條件下，主要發(fā)育碎屑灘，巖石組分中含少量鮞粒和介屑。

在湖浪、沿岸流等作用的影響下，兩個碳酸鹽巖“生產(chǎn)區(qū)”的碳酸鹽巖與陸源碎屑沉積區(qū)的沉積物被進一步改造，沉積物沿不同相之間的擴散邊界發(fā)生混合形成混合沉積(圖6)。

圖6 A油田沙一二段Ⅰ油組沉積模式圖

2.2 成巖作用

通過對研究區(qū)的資料分析，對儲層物性影響較大的成巖作用主要是壓實作用、膠結(jié)作用和溶解作用，其中壓實作用對儲集性能起到破壞作用，膠結(jié)作用對儲集性能既有破壞作用也有積極作用，溶蝕作用可以改善儲層的儲集性能。

壓實作用是沉積物在上覆重力及靜水壓力作用下，排除水分，碎屑顆粒緊密排列而使得孔隙體積和孔隙喉道縮小、滲透性變差的成巖作用。一般地，碎屑粒度越大，泥質(zhì)含量越低，分選越好，抗壓實能力越強，越有助于孔隙的保存。Q油田早期沉積的火山角礫巖、凝灰質(zhì)砂礫巖等碎屑巖為近岸水下扇、扇三角洲的沉積產(chǎn)物，分選差，泥質(zhì)含量高，且易塑性變形的中酸性火山噴出巖巖屑含量高，壓實作用強，原生孔隙破壞嚴重。由于孔隙幾乎不發(fā)育，導致后期流體難以進入巖石內(nèi)部而減弱了溶蝕作用的強度，導致儲層溶蝕作用弱，物性很差(圖7)。

膠結(jié)作用往往會破壞掉已經(jīng)形成的孔隙，對儲層的儲滲能力起到破壞作用。但是，早期的膠結(jié)作用增大了砂體的抗壓實強度，一定程度上抑制了壓實作用，降低了壓實強度，當這部分早期膠結(jié)物后期發(fā)生溶解作用，則會形成很好的儲集空間。因此，從這個方面來說，早期的膠結(jié)作用對儲層儲集性能的改善起著積極作用(圖8)。

圖7 致密儲層巖性特征

圖8 膠結(jié)物充填及溶蝕特征

Q油田混積巖儲層早期碳酸鹽巖膠結(jié)作用強烈，后期的溶蝕作用將膠結(jié)物溶解而形成了大量溶蝕孔隙，這種早期碳酸鹽巖膠結(jié)，晚期強烈溶蝕的成巖演化序列，是混積巖儲層段物性好，成為“甜點”的重要控制因素。

3 儲層分類評價

基于沉積作用和成巖作用對儲層物性的影響機理[19-20]，綜合孔隙度、滲透率、排驅(qū)壓力、中值半徑等參數(shù)，建立了研究儲層的分類標準，將儲層分為了三類(表1)，其中Ⅰ類儲層主要為混積巖，孔隙度大于15%，滲透率大于6.5 mD，是開發(fā)動用的“甜點”。Ⅲ類儲層主要是凝灰質(zhì)角礫巖、砂礫巖等，滲透率小于1.6 mD，物性最差。從DST測試結(jié)果看，混積巖層段，產(chǎn)能最高，酸化前日產(chǎn)油185.4 m3，酸化后達到日產(chǎn)油253.2 m3。最差的是灰質(zhì)砂巖段，壓汞實驗結(jié)果顯示灰質(zhì)砂巖段孔道半徑最小，物性最差，為Ⅲ類儲層，產(chǎn)能最低，酸化前日產(chǎn)油僅有1.04 m3(表2)

表1 儲層綜合評價結(jié)果

表2 研究區(qū)地層測試成果

4 結(jié)論

(1)Q油田沙一二段發(fā)育扇三角洲、鮞粒灘、生屑灘等沉積相類型，混合沉積發(fā)育；儲層主要包含火山角礫巖、凝灰質(zhì)砂礫巖、砂礫巖、碳酸鹽巖、混積巖和灰質(zhì)砂巖6種巖石類型，其中混積巖巖性段富含鮞粒、生屑等碳酸鹽巖顆粒組分，粒間溶蝕孔、粒內(nèi)溶蝕孔、鑄模孔等次生孔隙發(fā)育，物性好，是沙一二段儲層中主要“甜點”。

(2)沉積作用和成巖作用是影響儲層儲集性能的主要因素，其中沉積作用控制了儲層砂體的巖石組分、分選等，是優(yōu)質(zhì)儲層形成的先決條件。早期膠結(jié)作用和晚期溶蝕作用對儲層儲滲空間的保存和改善起到積極作用，是“甜點”形成的重要控制因素。

(3)綜合孔隙度、滲透率、驅(qū)替壓力、中值半徑等參數(shù)，將低滲儲層劃分為了3類，其中Ⅰ類儲層為混合沉積成因，巖性為混積巖，溶蝕孔最為發(fā)育，物性最好，孔隙度大于15%，滲透率大于6.5mD，是開發(fā)動用的甜點。