辽河油田曙三区扇三角洲前缘储层特征及分类评价

2016-09-18岳大力陆智祎满秀清韩旭楠

西部探矿工程 2016年8期

关键词：大孔物性渗透率

陈　娜，岳大力，陆智祎，满秀清，韩旭楠

（中国石油大学<北京>地球科学学院，北京102249）

辽河油田曙三区扇三角洲前缘储层特征及分类评价

陈娜*，岳大力，陆智祎，满秀清，韩旭楠

（中国石油大学<北京>地球科学学院，北京102249）

利用丰富的岩芯分析和测井资料，对辽河油田曙三区杜家台油层扇三角洲前缘储层岩石学特征、物性特征和孔隙结构特征进行了研究，并在此基础上，结合动态资料进行了储层质量分类评价。结果表明，研究区储层以长石砂岩和岩屑质长石砂岩为主，成岩作用弱，以原生粒间孔为主，为中—高孔、中—高渗储层；采用“截断法”，以渗透率100×10-3μm2、600×10-3μm2和1500×10-3μm2为截断值将储层分为4类，其中Ⅰ类和Ⅱ类储层物性较好，为有利储层，主要分布在水下分流河道与坝主体，Ⅲ类和Ⅳ类储层主要分布在坝缘和溢岸砂。

扇三角洲前缘；储层特征；分类评价；辽河油田曙三区；杜家台油层

扇三角洲相储层是我国已发现油田的重要储层类型之一［1］。受构造、气候、地形等因素控制，扇三角洲储层质量差异性较常态三角洲更为显著［2］。曙三区是辽河油田储量较集中、地质条件较复杂的主力开发区块之一。经过多年的勘探开发，该地区存在出砂严重，油水井利用率低，水驱储量动用不均衡，井网不完善等问题。这与储层质量的差异性密切相关，因此，需要细化和深化油藏地质认识，为剩余油预测与挖潜提供可靠的地质依据。目前，研究区沉积微相的研究已经比较充分［3-5］，但关于储层质量分类及分布的研究力度不够。通过分析研究区储层特征，进行储层质量分类，表征并总结其分布规律，这对于完善油田开发井网和提高采收率具有重要的实际意义，同时也可丰富扇三角洲储层地质学理论。

1　研究区概况

辽河油田曙三区位于辽河断陷盆地西部西斜坡中段的杜32断层的上升盘，为一北东方向展布、向南东倾斜、被断层复杂化的单斜构造。研究区发育新近系和古近系，新近系主要发育馆陶组，古近系自上而下发育东营组和沙河街组。目的层段是古近系沙河街组沙四段的杜家台油层，为扇三角洲前缘沉积，其主要物源方向为南西向，次要物源方向为北东向，埋深950～1800m，含油面积为19.9km2，目前共有开发井620口，上报原油地质储量为2244×104t，可采储量为881×104t［6-7］。

2　储层特征

2.1岩石学特征

依据岩芯观察描述、薄片鉴定以及取芯井分析化验等资料，确定杜家台油层岩性从粉砂岩到砂砾岩均有发育，但以细砂岩和粉砂岩为主，分别占总量的38.6%和29.4%。岩石碎屑组分以石英（含量介于20.4%～59.5%，平均42.1%）和长石（含量介于20.0%～58.8%，平均41.3%）为主，岩屑以中、酸性喷出岩为主，含量分布不均（0～55.3%），平均含量为16.6%。颗粒间多为点接触或点—线接触，颗粒支撑，孔隙式胶结，分选中等—好，磨圆差—中等，成分成熟度和结构成熟度均不高。岩石类型以长石砂岩和岩屑质长石砂岩为主，占总量的91.5%，其余为长石质岩屑砂岩。

2.2物性特征

2.3孔隙结构特征

铸体薄片等资料表明，杜家台油层孔隙类型主要为原生粒间孔，其次发育少量的粒内溶孔。孔隙直径范围为50～350μm，喉道类型以孔隙缩小型和缩径型为主。压汞曲线直接指示了孔喉的大小及分布特征［8］，通过分析压汞曲线的特征参数及曲线形态，将孔隙结构分为4种类型：大孔中喉型（Ⅰ型）、大孔中—细喉型（Ⅱ型）、大孔细喉型（Ⅲ型）和中孔细喉型（Ⅳ型），其中以大孔中喉型和大孔中—细喉为主，占样品总数的67%（图1）。不同类型压汞曲线的孔渗分布数据表明，Ⅰ型压汞曲线一般对应很高的孔渗值（孔隙度大于31%，渗透率大于1700×10-3μm2），Ⅱ型压汞曲线对应较高的孔渗值［孔隙度在29%～37%之间，渗透率在（650～1700）×10-3μm2之间］，Ⅲ型压汞曲线对应范围较广的孔隙度和较低的渗透率［孔隙度在21%～35%之间，渗透率在（80～650）×10-3μm2之间］，Ⅳ型压汞曲线对应的孔隙度范围很广，渗透率很低（孔隙度13%～32%之间，渗透率小于80×10-3μm2）（表1）。

图1　典型压汞曲线分类图

表1　不同孔隙结构类型的典型压汞曲线特征参数及物性统计表

2.4成岩特征

研究区储层埋深浅，构造运动相对简单稳定，油气充注早，目前处于早成岩B期［6］。目的层段经历的压实作用较弱，碎屑颗粒多为点接触，部分为点—线接触，少见碎屑颗粒定向排列，未见塑性颗粒的压弯变形。储层胶结作用类型多样，但整体胶结强度弱，胶结物以碳酸盐为主，平均碳酸盐含量为5%，其它类型胶结物（粘土矿物胶结、硅质胶结、长石类胶结和铁质胶结）的总量不到岩石总体积的4%。储层中发育少量的长石粒内溶孔，整体溶蚀强度弱，次生溶蚀孔仅占总孔隙的10%。因此，研究区储层经历的成岩作用较弱，成岩对储层质量的影响十分有限。

3　储层质量分类评价

3.1储层质量分类方案

3.1.1储层质量分类参数优选

储层质量为储层储集和渗滤流体的能力的表达，储层在开发过程中的差异主要体现在渗流特征上，因此，对储层进行分类评价，就必须确定控制渗流的主要参数。孔隙度一般指储层有效孔隙度，是反映储层物性的重要参数，一般孔隙度越高，其渗流能力也越强；渗透率直接反映储层的渗流能力，是影响储层产能的重要因素；泥质含量直接影响储层的渗流能力，通常泥质含量越高，渗流能力越差；砂体厚度可以间接反映储层的储集和渗流能力。本文选取以上4个地质参数，结合储层的动态资料，将它们与产液强度进行相关性分析，结果表明：渗透率与产液强度相关性最好，相关系数为0.8273（图2b）。孔隙度、泥质含量及砂体厚度与产液强度的相关性相对较差，相关系数均小于0.5（图2a、图2c、图2d）。所以，选用渗透率作为储层质量分类的参数，采用“截断法”对其进行分类评价。

3.1.2储层质量分类标准

以“活血止痛胶囊”为检索词、年限于1992始，在中国知网检索到文献65篇；排除制剂工艺、质量标准、综述以及活血止痛胶囊为同名异方的文献，获得关于活血止痛胶囊不良反应的文献5篇纳入分析。

研究采用“截断值法”对渗透率单一参数进行数据构形分析，从而确定储层质量分类标准。其原理为：在某个参数的概率累计曲线上表现为一条直线的点，其成因机理及特征类似。本研究对取心井岩芯分析渗透率进行分析，从渗透率累积概率曲线图可以看出，渗透率累积概率曲线上有3个拐点，对应的渗透率值分别为100×10-3μm2、600×10-3μm2和1500×10-3μm2（图3）。

图2　孔隙度、渗透率、泥质含量及砂体厚度与产液强度相关性图

图3　取芯井渗透率累积概率曲线图

不同吸水强度储层的孔隙度、渗透率交会图表明，渗透率小于100×10-3μm2的储层，开发过程中不吸水（图4）。渗透率与驱油效率交会图显示，渗透率大于600×10-3μm2的储层，其驱油效率大于50%（图5）。另外，结合不同类型孔隙结构储层的渗透率范围发现，渗透率小于100×10-3μm2的储层，其孔隙结构大多为中孔细喉型，渗透率在（100～600）×10-3μm2之间的储层，其孔隙结构多为大孔细喉型，渗透率在（600～1500）×10-3μm2之间的储层，其孔隙结构多为大孔中—细喉型，渗透率大于1500×10-3μm2的储层，大多为大孔中喉型（表1）。因此，以100×10-3μm2、600×10-3μm2、1500×10-3μm2这3个值为截断值，进行储层质量分类，具有较好的动态及微观地质意义。据此，可以将储层质量划分为4类（表2）。

图4　不同吸水强度储层孔隙度、渗透率交会图

Ⅰ类储层：渗透率大于1500×10-3μm2。该类储层以中—粗砂岩为主，孔隙结构类型多为大孔中喉型。物性最好，为高孔、特高渗储层，注水见效快，吸水效果好，并且其内部较容易发育高渗通道。

Ⅱ类储层：渗透率介于600×10-3μm2和1500×10-3μm2之间。该类储层以中—细砂岩为主，孔隙结构多为大孔中—细喉型。物性较好，为高孔、高渗储层，储层吸水效果较好，注水见效较快。

图5　渗透率与驱油效率交会图

Ⅲ类储层：渗透率介于100×10-3μm2和600×10-3μm2之间。该类储层以细砂岩和粉砂岩为主，孔隙结构类型以大孔细喉型为主。物性相对差，属高孔、中渗储层，吸水差。

Ⅳ类储层：渗透率小于100×10-3μm2。此类储层以粉砂岩为主，多为中孔细喉型孔隙结构。物性差，为中高孔、中低渗储层，连通性差，在注水开发过程中基本不见效。

3.2储层质量分布规律

储层质量差异分布是储层质量研究的重要内容，其直接影响着有利区的选取和后期开发井网的部署。研究区成岩作用弱，储层质量主要受控于沉积作用。因此，依据储层质量的分类标准，在储层质量单井解释的基础上，结合沉积微相的分布特征，采用平剖互动的研究思路，进行储层质量分布研究。

表2　曙三区杜家台油层储层质量分类标准

3.2.1储层质量垂向分布规律

根据研究区储层质量分类标准，在单井上对研究区储层质量类型进行解释，并在此基础上分析储层质量的垂向分布特征。从垂直物源方向的剖面上可以看出：水下分流河道与河口坝呈现出“河在坝上走”的沉积模式。水下分流河道的储层质量类型以Ⅰ类和Ⅱ类为主，部分水下分流河道底部发育Ⅲ类储层；坝主体部位砂体厚度最大，向坝缘方向逐渐减薄，呈现底平顶凸的形态，坝主体以Ⅰ类和Ⅱ类储层为主，水下分流河道附近的坝主体易发育Ⅰ类储层，部分河口坝顶部发育Ⅲ类储层；坝缘储层质量相对较差，以Ⅲ类储层为主（图6）。

3.2.2储层质量平面分布规律

在沉积微相的约束下，通过平剖互动，进行储层质量平面分布的表征。总体上来看，不同微相的储层质量不同。Ⅰ类储层主要分布在水下分流河道的中心部位和坝主体，其延伸方向与物源方向基本一致，在水下分流河道内部，Ⅰ类储层呈条带状分布，在水下分流河道末端及河口坝主体位置多呈朵状或连片状分布；Ⅱ类储层在水下分流河道末端及坝主体中呈连片状分布，当砂体比较连片时，Ⅱ类储层的连片性也相应变好；Ⅲ类储层多分布在坝缘、溢岸砂和部分水下分流河道的叠加部位；Ⅳ类储层主要分布在溢岸砂和砂岩尖灭线内缘（图6）。

4　结论

（1）研究区的主要岩石类型为长石砂岩和岩屑质长石砂岩，成岩作用弱，孔隙以原生粒间孔为主，喉道以孔隙缩小型和缩径型为主，孔隙结构类型以大孔中喉型和大孔中—细喉为主，储层整体物性好，属于典型的中—高孔、中—高渗储层。

（2）结合动态资料，选取了渗透率作为储层质量分类参数，采用“截断法”将储层分为4类：Ⅰ类储层渗透率大于1500×10-3μm2，Ⅱ类储层渗透率介于（600～1500）×10-3μm2之间，Ⅲ类储层渗透率介于（100～600）× 10-3μm2之间，Ⅳ类储层渗透率小于100×10-3μm2。其中Ⅰ类和Ⅱ类储层物性较好，为有利储层。