邢新亚，林承焰，王东仁，范瑞峰，曹　铮，王　叶

（1.中国石油大学（华东）地球科学与技术学院，山东青岛266580；2.胜利油田森诺胜利工程有限公司，山东东营257000）

低渗透油藏网状河道岔道口优质储层特征及其控制因素

邢新亚1，林承焰1，王东仁2，范瑞峰1，曹铮1，王叶1

（1.中国石油大学（华东）地球科学与技术学院，山东青岛266580；2.胜利油田森诺胜利工程有限公司，山东东营257000）

松辽盆地南部大情字井地区葡萄花油层多为中低孔、低渗透、薄层砂岩储层，其外围砂体储层特征、优质储层展布规律以及储层质量控制因素不明确，储层特征变化是制约勘探开发的重要因素。利用岩心、铸体薄片、常规压汞分析化验等资料对储层特征研究表明，网状河道岔道口砂体是优质储层发育的新领域，储层岩石类型主要为岩屑长石砂岩，储集空间类型以次生溶蚀孔隙和残余原生孔隙为主；孔隙结构发育良好，主要为中低孔中喉型；试油产液量高。对于网状河道岔道口优质储层的形成，沉积作用是基础条件，成岩作用中溶蚀作用是其形成的关键因素。

网状河道岔道口 优质储层 沉积作用 成岩作用 葡萄花油层 大情字井地区 低渗透油藏

低渗透油气藏在中国油气勘探开发中的地位日益突出，是储量增长的重要领域［1］。松辽盆地南部大情字井地区葡萄花油层储层单层厚度薄，非均质性强［2］，为中低孔低渗透储层，储层质量成为控制油气高产富集的重要因素。林承焰于2011年首次提出水下分流河道岔道口这一概念，将其定义为处于水下分流河道分岔部位，受单向环流和洄流作用共同控制而形成的平面呈近“人”字形的沉积体［3］。岔道口具有砂体厚度相对较大、夹层较发育、沉积结构及组合类型复杂、河道岔道口砂体与主体部位直接连通等地质特征。通过分析研究区沉积特征和沉积微相展布特征发现，顺物源方向，河道连续性变好且分岔特征明显，河道分岔处形成典型的河道岔道口沉积。在此基础上，笔者针对研究区储层特征进行研究，提出网状河道岔道口砂体是优质储层发育的有利部位，并从沉积和成岩2个方面对此类优质储层的成因进行了探讨。

1　区域地质概况

大情字井地区位于松辽盆地南部中央坳陷区长岭凹陷的中部，北为乾安次凹陷，南为黑帝庙次凹陷，东西被华字井阶地和红岗阶地所夹持，是松辽盆地南部重要的富油气凹陷区之一（图1）。大情字井地区白垩系姚家组一段葡萄花油层属网状河三角洲沉积，主要被西南保康物源和西部通榆物源所控制［4］，储集砂体类型多样，如网状河道砂体、网状河道侧缘砂体、网状河道岔道口砂体、天然堤砂体等，砂体厚度主要为2～8m，是典型的薄层砂岩油藏。

图1　大情字井地区构造位置Fig.1　Structural location ofDaqingziwellarea

2　优质储层特征

2.1岩石学特征

大情字井地区葡萄花油层网状河道岔道口储层岩石类型以岩屑长石砂岩为主，长石岩屑砂岩次之，其中岩屑以硅质岩岩屑和燧石岩屑为主；长石主要为钾长石和斜长石。砂岩中石英含量为23%～38%，平均为29.36%；长石含量为28%～42%，平均为37.04%；岩屑含量为28%～41%，平均为33.6%，成分成熟度指数多为0.31～0.65。胶结物主要为铁方解石、铁白云石以及次生加大石英（图2a，图2b），碳酸盐胶结物含量较低，多小于4.5%。岩石粒级以细砂和粉砂为主，颗粒支撑，分选中等到较好，磨圆呈次棱角或次圆状。总体表现为低成分成熟度、中等结构成熟度特征。

图2　大情字井地区葡萄花油层典型成岩特征Fig.2　Typicaldiagenesis featuresof Putaohua oil layer in Daqingziwellarea

2.2孔隙特征

2.2.1孔隙类型

网状河道岔道口储层储集空间类型以次生溶蚀孔隙和残余原生孔隙为主。其中，残余原生孔隙镜下多为三角形、多边形及不规则形状（图2c）；次生溶蚀孔隙多为粒间溶孔，由粒间粘土矿物溶蚀和原生粒间孔边部轻微溶蚀形成（图2d）；其次为粒内溶孔，主要是长石粒内溶孔（图2e），被溶蚀的长石往往具有港湾状溶蚀边缘，有的沿解理缝进行溶解，形成窗格状溶孔，溶蚀作用十分强烈时，颗粒被完全溶去形成铸模孔（图2f），少量样品局部发育微裂缝（图2g）。

2.2.2孔隙结构

通过对研究区葡萄花油层14个样品的压汞资料和毛管压力曲线及排驱压力、孔喉半径、孔隙度、渗透率等特征参数的统计分析，将其孔隙结构分为中低孔中喉型、中低—低孔细喉型、低—特低孔微细喉型和低—特低孔微喉型等4种类型［5-8］（图3）。

图3　大情字井地区葡萄花油层压汞曲线分类Fig.3　Curves classification ofmercury intrusion of Putaohua oil layer in Daqingziwellarea

研究结果显示，不同储集砂体类型孔隙结构特征各有差异。网状河道岔道口储层孔隙结构多为中低孔中喉型（图3a），面孔率为1.04%～8.03%，排驱压力小于0.2MPa，平均孔喉半径为2.0～4.0μm，孔喉分选好，粗歪度，储油能力较好；而网状河道储层孔隙结构主要是中低—低孔细喉型，极少数为中低孔中喉型，面孔率为0.65%～3.25%，排驱压力为0.2～0.5MPa，平均孔喉半径为0.5～2.0μm，孔喉分选较好，与前者相比，储油能力稍差。结果表明，网状河道岔道口储层孔隙结构特征优于网状河道储层。

2.3物性特征

由研究区葡萄花油层取心井物性资料分析可知，其不同沉积部位储层的孔隙度和渗透率分布不均。网状河道储层孔隙度主要为5.6%～18.7%，平均值为13.67%；渗透率主要为0.03×10-3～14.5×10-3μm2，平均值为2.92×10-3μm2；网状河道岔道口储层孔隙度主要为4.4%～21%，平均值为15.01%；渗透率主要为0.03×10-3～103×10-3μm2，平均值为18.31× 10-3μm2，都属于典型的中低孔低渗透储层。研究结果表明，2种类型储层的差异性主要表现为渗透率的差异（图4）；网状河道储层渗透率主要分布在10× 10-3μm2以下，网状河道岔道口储层渗透率分布较广，最大值可达到100×10-3μm2，孔隙结构的不同是导致储层物性差异的主要原因之一。

图4　2种类型储层孔隙度与渗透率的关系Fig.4　Relationship between porosity and permeability of two kindsof reservoirs

2.4试油特征

不同成因类型的砂体，受水动力条件影响，导致储层物性特征不同，从而聚油能力存在差异。29口井的试油资料显示，其中14口井位于网状河道岔道口储层，13口井位于网状河道储层主体，并且岔道口储层部位的单井日产液量皆高于网状河道储层主体部位；试油结果显示为油水同层的15口井中，有9口井位于网状河道岔道口储层部位，单井试油产液量多在10 t/d以上，其中乾151井试油产液量高达104 t/d；6口井位于网状河道储层主体部位，仅乾157井产液量为16 t/d，其余5口井产液量均小于6.78 t/d（图5）。

图5　27口生产井试油产液量统计Fig.5　Statistical chartofdaily fluid production rateof27 producingwells

3　优质储层控制因素

3.1沉积作用

沉积作用除了控制储层的厚度、规模和空间分布等宏观特征外，还决定着岩石的成分、结构成熟度和填隙物含量等特征，控制着岩石原始孔隙度和渗透率，决定后期成岩作用的类型和强度［9-12］。大情字井地区网状河道岔道口储层部位受单向环流和洄流作用共同控制，储层水动力条件复杂，沉积物粒度相对较粗，分选磨圆较好，沉积构造组合较复杂，沉积的砂体厚度较大［7］，有效砂体也相对发育，并且岔道口储层与网状主河道储层相通，有效砂体连续性好，砂体厚度为4～11.9m，平均值为6.7m，而网状河道储层主体部位的平均砂体厚度仅为4.6 m。网状河道岔道口储层的沉积特征更有利于早期原生粒间孔隙的保留和后期次生溶蚀孔隙的发育。

3.2成岩作用

对于中低孔低渗透储层，影响其质量的成岩作用主要包括压实、胶结和溶蚀作用［13-16］。其中压实和胶结作用主要是降低储层孔隙度和渗透率，使其物性变差，而溶蚀作用则能提高储层孔隙度和渗透率，改善储层物性。岔道口储层和网状河道储层成岩作用的差异是导致储层质量不同的原因之一。

3.2.1压实作用

压实作用是导致储层物性变差的主要因素之一。研究区葡萄花油层顶部埋藏深度为1 550～1 900 m，沉积物沉积后经历了中等强度的压实作用，颗粒间以点—线和线接触为主，部分出现凹凸接触，常见塑性颗粒变形等现象（图2d，图2h，图2i）。而岔道口储层颗粒多为点—线到线接触，少见凹凸接触，压实作用相对较弱，保留较多的原生粒间孔隙。

3.2.2胶结作用

研究区胶结类型主要为碳酸盐胶结，其次是硅质胶结和粘土矿物胶结，还可见铁质胶结。岩心物性数据统计结果可知，碳酸盐含量多小于20%，碳酸盐胶结物充填孔隙、堵塞喉道，通常会导致孔隙结构复杂，储层孔隙度降低，渗透性变差。碳酸盐含量与孔隙度和渗透率均具有明显负相关关系（图6），随着碳酸盐含量的增加，孔隙度降低，渗透率减小。岔道口储层碳酸盐平均含量相对较低，物性较好。碳酸盐含量差异是影响储层质量的重要因素。

图6　碳酸盐含量对储层孔隙度和渗透率的影响Fig.6　Effectof carbonate contenton reservoir porosity and permeability

3.2.3溶蚀作用

溶蚀作用是储层次生孔隙形成的主要原因［17］，研究区主要为原生孔隙基础上颗粒溶蚀形成的混合孔隙和粘土杂基溶蚀形成的贴粒孔。岔道口储层水动力复杂，砂体沉积较厚，颗粒分选磨圆好，压实作用相对较弱，保留的原生孔隙多，中成岩早期的有机酸性水可以更多地进入其中，导致溶蚀作用强烈，利于优质储层发育。

4　结论

大情字井地区葡萄花油层网状河道分岔特征明显，形成了较多的网状河道岔道口，岔道口储层物性好；储集空间以次生溶蚀孔隙和残余原生孔隙组合为主；微观孔隙结构发育良好，主要为中低孔中喉型；试油日产液量高。对于网状河道岔道口优质储层的形成，沉积作用是基础条件，溶蚀作用是其形成关键因素。网状河道岔道口部位受单向环流和洄流作用共同控制，储层水动力条件复杂，沉积物粒度相对较粗，分选磨圆较好，沉积构造组合复杂，砂体沉积较厚，压实和胶结作用强度稍弱，保留了较多的原生孔隙，同时也有利于后期的溶蚀作用，改善储层物性。网状河道岔道口作为一种新的优质储层发育区，对网状河三角洲储层“甜点”预测具有重要的理论意义和实际价值。

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编辑王星

Characteristicsand controlling factorsof favorable reservoirs in braided channel crotch of low-permeability reservoir

Xing Xinya1，Lin Chengyan1，Wang Dongren2，Fan Ruifeng1，Cao Zheng1，Wang Ye1

（1.SchoolofGeosciences，China University ofPetroleum（EastChina），Qingdao City，Shandong Province，266580，China；
2.ShengliOilfield Sino ShengliEngineering Co.，Ltd.，Dongying City，Shandong Province，257000，China）

Putaohua oil layer of Daqingziwellarea in southern Songliao Basin is sandstone reservoirswith low-medium porosity，low permeability and thin layer.The characteristics，spreading regularity and quality controlling factor of the peripheral sand body reservoirs are unclear.The reservoir characteristics have become a restrictive factor of the exploration and development.The reservoir characteristicswere researched based on cores，casting thin sections and conventionalmercury injection and other analytical data.The result shows that the sand body in the braided channel crotch will be the favorable reservoirswith rock type ofdebrisarkose and pore type ofsecondary dissolution pore and residualprimary pore.Ithaswelldeveloped pore structure asmedium-porosity andmedium-throat type.Daily production by oil test is high.Sedimentation is the basic factor and dissolution among diagenesis is the key factor for the formation of favorable reservoirs in the braided channel crotch.

braided channel crotch；favorable reservoirs；sedimentation；diagenesis；Putaohuaoil layer；Daqingziwellarea；low-permeability reservoirs

TE112.24

A

1009-9603（2015）03-0029-05

2015-03-09。

邢新亚（1990—），女，山东菏泽人，在读硕士研究生，从事储层地质研究。联系电话：18765424409，E-mail：xingxinya01214@163. com。

国家科技重大专项“复杂油气藏精细表征及剩余油分布预测”（2011ZX05009-003）。