莫北2井区侏罗系三工河组油层储层特征研究

2011-11-20任宝铭李维锋

长江大学学报(自科版) 2011年10期

关键词：孔喉井区砂体

任宝铭，李维锋

(油气资源与勘探技术教育部重点实验室(长江大学) 长江大学地球科学学院，湖北荆州 434023)

董文波

(长江大学地球物理与石油资源学院，湖北荆州 434023)

杨洪

(新疆油田公司重油开发公司，新疆克拉玛依 834008)

修晓伟

(油气资源与勘探技术教育部重点实验室(长江大学)；长江大学地球科学学院，湖北荆州 434023)

莫北2井区侏罗系三工河组油层储层特征研究

任宝铭，李维锋

(油气资源与勘探技术教育部重点实验室(长江大学) 长江大学地球科学学院，湖北荆州 434023)

董文波

(长江大学地球物理与石油资源学院，湖北荆州 434023)

杨洪

(新疆油田公司重油开发公司，新疆克拉玛依 834008)

修晓伟

(油气资源与勘探技术教育部重点实验室(长江大学)；长江大学地球科学学院，湖北荆州 434023)

通过对大量岩心铸体薄片观察及物性等资料的整理分析，对莫北2井区三工河组油层储集层的沉积特征、岩石学特征、物性特征、孔隙结构特征进行了研究。结果表明，研究区为辫状河三角洲砂体。储层岩石类型主要为长石质岩屑砂岩，其次为岩屑砂岩；杂基以高岭石为主；胶结物主要为方解石。岩石成分和结构成熟度中等偏低。储层总体物性属中-低孔、低-特低渗储集层。储层孔隙类型主要发育原生粒间孔和次生粒间溶孔。毛管压力曲线形态为偏细-细歪度，孔喉分选中-差。

储层特征；孔隙结构；孔隙类型；莫北油田；三工河组

准格尔盆地是中国西部最具潜力的含油气盆地之一。莫北油气田于1998 年2 月发现莫北2井,经过10余年的勘探开发，现已成为准格尔盆地最具潜力的油田之一。随着油气资源开发的逐渐深入，需要更深入了解该研究区的储层特征。为此，笔者对莫北2井区三工河组油层储层特征进行了研究。

1 区域地质概况

图1 莫北油田莫北2井区地理位置图

莫北油田位于准噶尔盆地腹部莫北凸起上，莫北凸起为北东～南西向展布的长条状凹中隆起，其北与陆南凸起相接，南与莫索湾凸起相连，东西两侧分别为准噶尔盆地2大生油凹陷(东道海子北凹陷和盆一井西凹陷)。莫北油田具有两面临凹的特点，构造位置非常有利(见图1)。莫北2井区三工河组油藏所在圈闭为莫北2井西2号断裂、莫北2东断裂及莫北6井西断裂夹持所形成的断块圈闭。

2 沉积特征

研究区J1s2段砂体主要属于辫状河三角洲前缘砂体[4](见图2)，由于河道的频繁摆动，砂体单层厚度小，层数较多。研究表明，J1s2段发育水下分流河道、河口沙坝、远砂坝、支流间湾和前三角洲泥5个沉积微相[5]，其中水下分流河道和河口沙坝成为油气藏的主要储层相带。

图2 莫北2单井沉积相综合柱状图

莫北地区三工河组沉积相特征如下：J1s1和J1s3主要由灰色、深灰色泥岩、粉砂质泥岩及炭质泥岩组成，具低电阻率、高伽马值电性特征，为非储层。研究层段J1s2主要由褐灰色、灰色砂砾岩、含砾不等粒砂岩、中细砂岩及中粗砂岩组成。沉积微相以水下分流河道及河口砂坝为主，局部夹有支流间湾沉积。整个三工河组反映了一套较为完整的前三角洲-辫状三角洲前缘-前三角洲沉积相序，表现出湖退-湖侵的过程。

3 岩石学特征

莫北地区J1s2段储层岩性主要为长石质岩屑砂岩，其次为岩屑砂岩。砂岩中石英含量22.7%～42.0%，平均32.5%；长石含量17.1%～30.4%，平均22.3%；岩屑以凝灰岩为主(36.1%～58.0%，平均45.2%)，其次为霏细岩、硅质岩、千枚岩、石英岩及安山岩等。碎屑颗粒以次圆状为主，其次为次棱角状和次棱角～次圆状，分选好～中等。杂基含量1%～6%，平均2.7%，以高岭石为主，其次为绿泥石及水云母。胶结物含量2%～6.0%，平均3.3%，主要为方解石，其次为硅质等。胶结类型以压嵌型为主，其次为孔隙～压嵌型。颗粒接触方式主要为线接触，其次为点～线接触。

用稳定矿物(石英)与不稳定矿物(岩屑+长石)含量之比来衡量研究区的岩石成分和结构成熟度为0.55，表明该区岩石成分和结构成熟度为中等偏低，说明了该区具有沉积速度快的特点，同时也反映其沉积物母岩成分复杂、物源频繁变化的特点。

4 储层物性特征

据常规物性分析资料，岩心物性分析孔隙度分布范围为2.30%～19.40%，平均11.93%；渗透率分布范围为(0.03～58.20)×10-3μm2，平均1.82×10-3μm2。油层孔隙度分布范围为11.20%～19.40%，平均13.57%；渗透率分布范围为(0.12～58.20)×10-3μm2，平均3.19 ×10-3μm2。研究层段砂岩总体物性属中-低孔、低-特低渗储集层。

5 孔隙类型和结构特征

5.1孔隙类型

根据该区J1s2段储层铸体薄片分析，储层孔隙类型以原生孔隙中粒间孔为主(30.0%～84.5%，平均51.7%)(见图3)，其次为次生孔隙中粒间溶孔(10.0%～55.0%，平均41.3%)(见图4)，少量粒内溶孔(0.5%～24.0%，平均5.3%)和基质溶孔(0.5%～1.0%，平均0.8%)。

图3 原生粒间孔图4 粒间溶孔

5.2毛管压力曲线及孔喉分布特征

莫北油气田三工河组二段砂体储层属中-低孔、低-特低渗储集层，储层的毛管压力普遍偏高。根据毛管压力曲线歪度和分选性，参考其他特征参数，可将毛管压力曲线分成3种类型(见图5)，具体内容如下：①Ⅰ类。偏细歪度，分选中等,分选系数2.90～3.26，平均3.08。孔喉组合主要以中孔细喉道为主，孔隙相互连通。排驱压力平均0.085MPa；最大孔喉半径分布于8.74～13.9μm，平均10.6μm；中值压力分布于0.54～6.19MPa，平均3.29MPa。中值半径分布于0.12～1.36μm，平均0.57μm。②Ⅱ类。细歪度，分选较差。分选系数2.30～2.66，平均2.48。孔喉组合主要以小孔细喉道为主，孔隙相互连通。排驱压力平均0.22MPa；最大孔喉半径分布于2.87～4.03μm，平均3.45μm；中值压力分布于4.99～5.17MPa，平均5.08MPa。中值半径分布于0.14～0.15μm，平均0.145μm。③Ⅲ类。细歪度，分选差。分选系数1.35～1.95，平均1.72。孔喉组合主要以小孔特细喉道为主，孔隙相互连通差。排驱压力平均0.874MPa；最大孔喉半径分布于0.53～1.32μm，平均0.963μm；中值压力分布于7.42～10.2MPa，平均8.97MPa。中值半径分布于0.07～0.10μm，平均0.082μm。