潘競 陳序

摘? ? ? 要： 隨著勘探的深入，砂礫巖儲層的研究方向由傳統(tǒng)的凹陷邊緣凸起帶向凹陷內的斜坡帶拓展，瑪湖凹陷西斜坡區(qū)中具有代表性的瑪18、艾湖2井區(qū)是準噶爾盆地最具規(guī)模的油氣聚集帶與勘探主戰(zhàn)場。瑪18、艾湖2井區(qū)百口泉組屬于快速沉積的砂礫巖儲層，開發(fā)特征表現為非均質性極強、油層連續(xù)性差，所以油藏試采中需要對壓裂前后的滲流能力進行評價和分析。綜合運用巖石鑄體薄片、物性、壓汞、粒度等資料，明確了瑪西斜坡區(qū)是由扇三角洲近源快速堆積形成，具有低成分成熟度、低結構成熟度的特點。層段內主要包含5種孔隙類型，以原生粒間孔、粒內溶孔、收縮孔為主。通過應力敏感性實驗和相對滲透率測定發(fā)現，不同儲集空間類型的發(fā)育程度對壓裂液敏感性的強弱起到了控制作用。相滲曲線中的束縛水飽和度、等滲點、驅替相端點對應滲透率值均為表征瑪湖地區(qū)砂礫巖儲層滲流性能的外在體現。

關? 鍵? 詞：瑪湖凹陷;百口泉組;砂礫巖;滲流性能

中圖分類號：TE311? ? ? ?文獻標識碼： A? ? ? ?文章編號： 1671-0460（2020）11-2523-05

Reservoir Characteristics and Seepage Performance Evaluation

of Triassic Glutenite Reservoirs in Mahu Western Slope Area

PAN Jing1， CHEN Xu2

（1. School of Geosciences， Yangtze University， Wuhan 430100， China;? 2. State Key Laboratory of Enhanced Oil Recovery， PetroChina Research Institute of Petroleum Exploration & Development， Beijing 100083， China）

Abstract： With the deepening of exploration， the research direction of glutenite reservoirs has been expanded from the traditional sag marginal belt to the slope belt inside the sag. The representative Ma18 and Aihu 2 well areas in the western slope of Mahu sag are the largest oil and gas accumulation zone and the main battlefield for exploration of the basin. Baikouquan formation belongs to the fast-sediment glutenite reservoirs. The features of this type of reservoir are extremely heterogeneous and poor continuity. Therefore， the seepage performance of the reservoirs need be evaluated before and after fracturing. Based on rock cast thin slices， physical properties， mercury intrusion， particle size and other data， it was confirmed that the Mahu western slope area was formed by the rapid accumulation of fan delta near the initial sources， and the characteristics are low component maturity and low structural maturity. The interval mainly contains five types of pores， primary intergranular pores， intragranular dissolved pores and shrink pores are main types. Through stress sensitivity experiments and relative permeability measurements， it was found that the degree of development of different types of pores space played a controlling role in the sensitivity of the fracturing fluid. The irreducible water saturation， isotonic point and the corresponding permeability value at the end of the displacement facies in the phase permeability curve are the external manifestation of the seepage performance of the glutenite reservoir.

Key words： Mahu sage ; Baikouquan formation ; Glutenite ; Seepage performance

近年來，隨著石油需求量的逐步上升，砂礫巖油藏這類比較特殊的油藏類型受到越來越多的關 注[1]。砂礫巖油藏是以礫巖、礫狀砂巖等粗碎屑巖儲層為主的油藏[2]，在國內以陸相生油油藏為主[3]，砂礫巖油藏主要集中在新疆油田、河南雙河油田、遼河油田西部凹陷、海拉爾盆地貝301區(qū)塊、勝利油田的勝坨、鹽家和利津地區(qū)、二連盆地的烏里雅斯太油田等地分布;在國外，砂礫巖油藏主要分布在美國帕克斯普林斯油田、麥克阿瑟河油田、加拿大西部盆地、阿根廷庫約盆地等地區(qū)。新疆克拉瑪依油田瑪湖凹陷百口泉組為一套砂礫巖致密儲層，開發(fā)中表現出非均質性強、巖相變化快、地層壓力偏高、壓裂后反排率低的特點[4]。為此，本研究圍繞瑪湖西斜坡展開了儲層基質特征和滲流規(guī)律兩個角度的研究，探討這兩者之間的內在聯系。

1? 區(qū)域地質概況

瑪西斜坡區(qū)位于新疆維吾爾自治區(qū)克拉瑪依市烏爾禾區(qū)與和布克賽爾蒙古自治縣交界處[5]（圖1）。區(qū)內地勢平坦，地表為第四紀戈壁礫石，見少量植被，平均地面海拔380 m[6]。研究區(qū)地層發(fā)育較全[7]，自下而上有石炭系;二疊系佳木河組（P1j）、風城組（P1f）、夏子街組（P2x）、下烏爾禾組（P2w）;三疊系百口泉組（T1b）、克拉瑪依下亞組（T2k1）、克拉瑪依上亞組（T2k2）、白堿灘組（T3b）;侏羅系及白堊系。其中二疊系與三疊系，三疊系與侏羅系，侏羅系與白堊系為區(qū)域性不整合[8]。在艾湖2井區(qū)中三疊系百口泉組與二疊系下烏爾禾組之間缺失上烏爾禾組，呈角度不整合接觸。本區(qū)主要含油層系為三疊系百口泉組和上烏爾禾組，百口泉組自下而上又分為T1b1、T1b2、T1b3三段;上烏爾禾組自下而上亦可分為P3w1、P3w2、P3w3三段[9]。

2? 儲層特征

2.1? 物性及巖性特征

瑪湖地區(qū)沉積環(huán)境為扇三角洲相[10]，由南至北，分別為中拐扇、克拉瑪依扇、黃羊泉扇、夏子街扇4大物源區(qū)，巖性主要為灰色、灰綠色砂礫巖及砂質礫巖，礫石大小不等，最大粒徑10 cm，一般為0.5～2 cm[11]?？紫抖戎饕植荚?%～16%之間，其中百口泉組二段為百口泉組主力油層，百口泉組二段各砂層組的物性差別較小，隨著埋藏深度的增加，孔隙度略有減小，從一砂組到二、三砂組，孔隙度平均值依次為8.86%、7.79%、6.92%，說明壓實作用對該組儲集層物性有一定的影響[12]。其中黃羊泉扇體供給下的瑪西斜坡區(qū)百口泉組儲層孔隙度主要分布在4.7%～13.5%之間，平均8.64%，滲透率分布在0.01～313 mD之間，平均2.03 mD[13]。

2.2? 礫石及礦物類型特征

礫石成分以巖漿巖類的凝灰?guī)r、花崗巖為? ? 主[14]，其次為泥巖和粉砂巖和少量變質巖;砂質成分以凝灰?guī)r為主，其次為石英和長石。各個扇體供給差異造成了礦物類型差異：在礫石顆粒方面，克拉瑪依扇供給下的瑪湖1井區(qū)，沉積巖礫石含量明顯高于黃羊泉扇供給下的艾湖2和瑪18井區(qū)（圖2）;在砂級顆粒方面，艾湖2、瑪18井區(qū)石英含量低于瑪湖1井區(qū)（圖3）。

2.3? 儲集空間類型特征

層段內儲集空間類型多樣，成因復雜[15]。根據鑄體薄片觀察統(tǒng)計了282塊薄片樣品發(fā)現，原生粒間孔占比大于50%的薄片數量為15塊，粒內溶孔占比大于50%的薄片有212塊，填隙物收縮孔占比大于50%的有27塊（圖4）。由此可以得出結論，孔隙類型以粒內溶孔占多數，填隙物收縮孔和原生粒間孔占比較少。其中艾湖2井區(qū)收縮孔比瑪18和瑪湖1井區(qū)更為發(fā)育。另外在某些富泥質層段內，填隙物收縮孔的發(fā)育能顯著提升試油效果，成為產能躍升的關鍵因素。

3? 滲流特征及規(guī)律

3.1? 應力敏感性實驗

實驗中選取兩塊巖心柱塞，為了評估由于孔隙類型發(fā)育程度引起的壓裂液滲流差異，所以要保證兩塊巖心物性近似，但孔隙類型不同。其中，樣品3-3發(fā)育填隙物收縮孔，2-4發(fā)育粒內溶蝕孔，面孔率數據通過鑄體薄片統(tǒng)計得出。選取的壓裂液類型為胍膠50%和滑溜水50%混合型壓裂液。主要的實驗設備包括加持器、Quizix泵、圍壓泵、接液器等（圖5）。

實驗步驟：①巖心洗油、洗鹽，烘干24 h，測試孔隙度、常規(guī)滲透率、干重等參數;②抽真空? ? 12 h，飽和模擬油;③將巖心放入模擬油容器中，加壓50 MPa，時間6 h;④將巖心放入三軸向夾持器中，逐級施加圍壓至60 MPa，模擬油藏上覆應力，記錄注入泵的壓裂液流速，待注入流量穩(wěn)定，再記錄一個油相滲透率;⑤將孔隙壓力依次降為45、40、35、30、25、20、15、10、5、3、1 MPa，記錄相應壓力條件下穩(wěn)定的流速并計算滲透率;⑥通過圍壓、注入壓力，計算出實驗的有效應力Δp= p圍壓-1/2p注入壓力，再繪制滲透率隨有效應力變化關系曲線。

實驗結果表明，兩塊樣品壓裂液滲透率均較低，在兩塊樣品孔隙度近似的情況下，3-3氦氣滲透率高于2-4，說明填隙物收縮孔滲流性能優(yōu)于粒內溶孔（表1）。另外，在壓裂液滲流實驗中，3-3的應力敏感性強于2-4，實驗中滲透率急劇下降，反映了填隙物收縮孔的壓裂液敏感性偏大，相對而言，粒內溶孔在壓裂液滲流下，保持其滲透性的能力更強（圖6）。

3.2? 相對滲透率實驗

實驗步驟及流程圖與應力敏感性實驗近似。分別選取4塊巖芯柱塞（表2），2-1和2-5飽和煤油后，用地層水驅替煤油，測量地層水和煤油的相對滲透率，繪制相滲曲線;1-2和3-5飽和煤油后，用壓裂液驅替煤油，測量地層水和煤油的相對滲透率，繪制相滲曲線。

實驗結果表明，地層水驅油時（2-1、2-5）地層水相對滲透率至少在0.4以上，最高可達0.8。相比之下，壓裂液驅油時（1-2、3-5），壓裂液滲透率均在0.3以下。地層水驅油初始的束縛水飽和度分別為23.8%和26.7%，壓裂液驅替模擬油初始的束縛水飽和度分別為39%和48.7%。地層水驅油時的等滲點的出現均在地層水飽和度為40%之前，壓裂液驅替模擬油時的等滲點的出現均在壓裂液飽和度達到65%之后（圖7）。綜上所述，地層水滲流性能優(yōu)于壓裂液，其主控因素可能是壓裂液滲流中的殘渣對巖心細小孔喉造成了堵塞，或是壓裂液的滲流引發(fā)了巖心內微小顆粒的運移，破壞的孔隙間的連通性[16]。

在壓裂液、模擬油和地層水、模擬油相對滲透率比值方面，選取2-1、2-5和1-2、3-5作為兩個對比組，與相滲曲線所反應的規(guī)律一致。2-5、2-1均為地層水驅替模擬油，2-5粒內溶孔更為發(fā)育，地層水/模擬油相對滲透率比值曲線一直保持在發(fā)育收縮孔的2-1之上。 2-5地層水/模擬油滲透率比值終點可接近750，2-1終點低于350，這說明發(fā)育粒內溶孔的樣品2-5的地層水滲流性能遠遠優(yōu)于2-1。

另外選取1-2、3-5做對比，兩者物性十分接近，均為壓裂液驅替模擬油，1-2發(fā)育粒內溶孔，3-5發(fā)育收縮孔，1-2的比值曲線在壓裂液飽和度達到60%以后一直保持在3-5之上。反映了粒內溶孔的壓裂液滲透性優(yōu)于收縮孔。在終點端，由于壓裂液敏感性的存在，壓裂液/模擬油比值均小于100。與前組實驗對比后，可以得出結論：粒內溶孔的地層水和壓裂液滲透性均好于填隙物收縮孔（圖8）。

4? 結 論

1）瑪西斜坡區(qū)三疊系百口泉組為一套致密砂礫巖儲層，物性較差，非均質性強，開發(fā)難度大，需要壓裂改造。

2）層段內礦物類型分為礫石級和砂級顆粒兩類，均以巖漿巖礦物占主導，不同物源區(qū)下的礦物類型有所差異。

3）層段內儲集空間類型主要為粒內溶孔、剩余粒間孔、收縮孔，由于溶蝕作用改造，粒內溶孔占比最高。

4）收縮孔在壓裂液滲流下的應力敏感性強于粒內溶孔，可能是由于收縮孔發(fā)育狀況比較孤立，易受到壓裂液中大分子聚合物的堵塞，而粒內溶孔連通性強，分布廣泛，保持滲流性能的能力更好。

5）通過相滲曲線和比值曲線發(fā)現，地層水滲流性能優(yōu)于壓裂液，等滲點、束縛水飽和度、滲透率曲線端點值均是儲層物質基礎對滲流性能影響的外在體現。

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