劉國文，李寶琴，廖宇斌，李凱強

(東北石油大學 地球科學學院，黑龍江 大慶 163318)

環(huán)江油田位于盆地西緣，區(qū)域構造背景靠近西緣逆沖帶，較小型的斷層很發(fā)育；向斜軸心東斜坡構造緩，主要發(fā)育“鼻隆”及裂縫構造類型等。多油層地區(qū)縱向含油多。東由起吳堡，西至定邊；北起靖邊，南至黃陵南部，工區(qū)面積約2 675 km2，見圖1。

圖1 構造位置

1 儲層巖石學

砂巖組分中石英含量17.3%～65.8%，平均32.10%；長石含量7.2%～59.4%，平均32.38%；巖屑含量5.7%～41.7%，平均13.04%；綠泥石碎屑與云母等其他碎屑含量0～20.8%，平均6.02%。儲層巖屑中以變質巖屑為主要礦物(平均5.69%)，泥巖、灰?guī)r、白云巖等沉積巖屑(平均3.2%)與以噴發(fā)巖為主的火成巖屑(平均3.0%)相對較少[1]。填隙物含量2.0%～34.2%，平均12.33%。填隙物是碳酸鹽膠結物與硅質膠結物，部分地區(qū)為其他類型膠結物[2]。極細砂(36.04%)為主，中砂(7.90%)含量較低，粗粉砂(6.68%)及細粉砂和粘土(3.61%)等細粒組分占據一定比例，粒級整體較細[3]。 儲層磨圓程度為次棱狀和棱角狀等，磨圓程度較低的碎屑占樣品總數的78.8%，次棱狀磨圓度程度占樣品總數的8.8%。伊利石、孔隙充填綠泥石、鐵白云石、鐵方解石、高嶺石充填孔隙。這些礦物與綠泥石膜、石英礦物的石英次生加大邊結構和膠結類型組成的組合形式占到總樣品數的90%以上。薄膜式膠結與接觸式膠結和石英次生加大式膠結占比低(見圖2)。

圖2 環(huán)江長6儲層砂巖模式

2 儲層物性特征

2.1 儲層孔隙度、滲透率分布

巖心物性分析統(tǒng)計，長6儲層孔隙度4.4%～17.8%，平均11.75%(見圖3)，滲透率0.02～8.72 mD，平均0.58 mD(見圖4)。根據SY/T6285-2011《油氣儲層評價方法》，環(huán)江地區(qū)長6儲層為低孔和低滲儲層(見圖5)，縱向上孔隙度、滲透率隨深度變化顯示出兩個高孔滲帶，表明環(huán)江地區(qū)長6砂巖儲層性能在受沉積作用控制的同時，疊加了明顯的成巖作用改造，即溶蝕作用對儲層孔滲性的改造，同時也說明長6含油性受次生孔隙的影響[4]。

圖3 長6孔隙度分布

2.2 儲層孔隙度和滲透率的關系

已有巖心測試孔隙度、滲透率分析結果表明，環(huán)江地區(qū)長6油層組孔隙度升高，滲透率升高，可見是由孔隙度控制滲透率的變化。

3 儲層孔隙類型及特征

3.1 孔隙大小分布

對所有樣品各個孔隙級別的分布頻率進行加權平均，得到本區(qū)長6儲層的平均孔隙分布情況(見圖6)。

圖4 長6滲透率分布

圖5 長6儲層孔隙度與滲透率

圖6 長6儲層平均孔隙半徑分布

環(huán)江地區(qū)長6儲層孔隙在區(qū)域內分布小于25 μm低值區(qū)域，其頻率為41.2%，這些孔隙小的多為骨架溶孔、殘余粒間孔和晶間孔。同時，大于100 μm的孔隙為16.6%，表明研究區(qū)部分井點或層段發(fā)育較大孔隙，這些大孔隙大多是溶蝕作用所展現出來的長石鑄?？缀痛罂紫?。此類大孔隙雖然分布頻率較低，分布范圍也較為有限，但他的出現往往形成整體低滲背景中的相對高滲高產區(qū)，也往往成為勘探中的難點。這些孔隙來源于許多殘余粒間孔和相對大的骨架顆粒溶孔，其頻率為41.8%，這些孔隙所構成的儲集才為好的儲層[5]。

3.2 喉道特征

掃描電鏡分析和鑄體薄片(見圖7～8)，儲層喉道以壓實作用成巖，點狀喉道壓實與膠結混合成因的片狀喉道為主；管束狀喉道也普遍可見，在填隙物含量較高、粒間孔充填程度較高的地區(qū)以發(fā)育管束狀喉道為主；孔隙之間相關性不明顯，孔隙之間喉道相關性配位數較低[6]。

圖7 鑄體薄片由碳酸鹽填充見彎片狀吼道

圖8 掃描電鏡片狀

環(huán)江地區(qū)長6儲層以微細喉道為主，粗喉道與細喉道次之。

4 儲層評價

4.1 沉積相對儲層儲集性的影響

環(huán)江地區(qū)長6砂體主要儲集于水下分流河道，沉積相主要呈條帶狀展布狀態(tài)，沉積相控制砂體的發(fā)育狀況[7]。位于河道中心部位的地區(qū)，砂地比較高，而從主流線向兩側的河道兩側，砂地比變低。砂地比代表著沉積時搬運介質的平均能量情況，泥質含量則說明了水介質對載荷的簸選能力。砂地比升高泥質含量減少，沉積時靠近中心線碎屑粒度變粗，砂質變好，孔隙結構和物性好[8]。

4.2 成巖作用對儲層儲集性的影響

4.2.1 塑性組分含量控制壓實強度

當儲層巖石中軟組分含量較高時，在壓實過程中儲層粒間孔隙基本上被充填，缺乏次生溶蝕的通道，因而次生孔隙也就發(fā)育很差，孔隙度和滲透率很低。軟組分增大，壓實強度越高，儲層物性弱。位于軟組分含量較高區(qū)域的油井往往滲透率極低，經壓裂改造后，雖然在儲層內形成了人工裂縫，但是由于其儲層巖石基質滲透率很低，往往試油產量很低，或產量遞減很快[9]。

4.2.2 綠泥石膜抑制壓實與膠結物沉淀

綠泥石薄膜堵塞了孔隙，使其孔隙空間變小，占據了喉道，使喉道變細甚至消失，使儲層的滲透率遭到了抑制作用，但增強了儲層的非均質性[10]；綠泥石薄膜使砂巖的抗壓實能力變強，阻擋了孔隙水與顆粒反應條件，抑制了碳酸鹽沉淀和石英次生加大，少量的原生粒間孔保存，形成殘余粒間孔；綠泥石少量保存下來的粒間孔轉為晶間孔，從而對儲層的孔隙最為有益(見表1)。

表1 綠泥石膜樣品薄片參數統(tǒng)計 %

4.2.3 溶蝕作用改善儲層物性

溶蝕現象主要是長石溶蝕，少許的碳酸鹽和巖屑容易破壞成分的溶蝕，形成次生孔隙綠泥石薄膜，與一些剩余粒間孔同時發(fā)育，形成儲集好的儲層[11]。

4.2.4 碳酸鹽膠結使儲層致密化

早期碳酸鹽膠結物為方解石，晚期膠結物含量高，充填于孔隙中的鐵白云石或鐵方解石會使孔隙基本損壞，對儲層破壞有影響，儲層里面形成鈣質夾層(見圖9)。

圖9(a)為黃163井，2 543.28 m，具長石溶孔及少量巖屑溶孔，塑性巖屑變形，鐵方解石充填孔隙并交代碎屑； 圖9(b)為羅34井，2 173.10 m，石英加大常見，鐵方解石充填孔隙，鐵白云石沿白云巖屑生長。

不同時期含量產狀不同，碳酸鹽膠結物的儲層物性也不同。早期的碳酸鹽膠結作用可以抑制壓實作用，可以使壓實作用對原生孔隙的破壞降低；適量的早期碳酸鹽膠結物可以為晚期溶蝕提供物質基礎，有機酸溶蝕作用和粘土礦物轉化產生的酸性水的溶蝕對儲層溶蝕孔隙好；過量的早期碳酸鹽膠結物完全堵塞了原生粒間孔隙，使晚期孔隙間流體無法進行正常流動，從而破壞了孔隙間流通。晚期碳酸鹽膠結物充填，儲層被破壞變差[12]。

圖9 長6儲層鈣質砂巖

5 結 論

1)較大孔隙多為溶蝕作用形成的長石鑄模孔和特大孔隙。大孔隙雖然分布頻率較低，此類孔隙組成的儲集空間為較好的儲層。

2)巖石中軟組分含量較高，缺乏次生溶蝕的通道孔隙也就發(fā)育差，孔隙度和滲透率低。軟組分含量高，壓實強度越大，儲層物性隨之也會越來越弱。

3)溶蝕現象主要是長石溶蝕，少量的碳酸鹽和巖屑等一些容易被破壞的成分所溶蝕形成次生孔隙。綠泥石薄膜剩于粒間孔與少許的次生孔隙同時發(fā)育，形成物性相對比較好的儲層。