HSS油田H1油层组储层特征研究

李新虎 刘 东 郭 媛

（1.西安科技大学地质与环境学院，陕西西安710054；2西北大学地质学系，陕西西安710069）

HSS油田H1油层组储层特征研究

李新虎1，2刘 东1郭 媛1

（1.西安科技大学地质与环境学院，陕西西安710054；2西北大学地质学系，陕西西安710069）

HSS油田为低渗透砂岩油藏，H1油层组属于二叠系平地泉组上部，主要为三角洲前缘沉积。在野外剖面、钻井岩心详细观察的基础上，通过对岩石薄片鉴定、扫描电镜和物性等资料的综合分析，对岩石学特征和储层物性特征及其储层非均质性进行了详细研究。结果表明：H1油层组主要为浅灰色细砂岩，其次为少量的中砂岩和粉砂岩；储层物性较差，为中孔、低渗储层；成岩作用与黏土矿物对储集层物性具有重要的影响。根据岩心分析资料、测井资料，结合沉积微相研究，通过计算渗透率级差（JK）、渗透率变异系数（VK）和渗透率突进系数（TK）得到储层表现出强非均质性。沉积环境、粒度、填隙物和沉积相控制了储层的内部结构特征和储层非均质性，进而影响油藏的发育和分布。

储层特征；物性；沉积体系；孔隙结构；非均质性

HSS油田位于准噶尔盆地东部隆起的西北部，中央坳陷的东北部，克拉美丽山西部的南侧，主要发育低渗透砂岩油藏。在开发过程中表现出油田开发初期产能不到位、水淹水窜严重、产量递减大的特点。因此，对于HSS油田来讲，认识储层特征对提高油藏注水采油效果，制定油藏合理的综合治理措施，实现稳产高产，提高最终采收率等具有重要的现实意义［1-7］。

H1油层组属于二叠系平地泉组上部，主要为三角洲前缘沉积，局部地区为前三角洲沉积。其含油层系为一套灰白色、灰色的细砂岩、粉砂岩同灰色、深灰色泥岩、白云质泥岩的互层［8-10］。实践证明，H1油层组储层展布非均质性强，油层潜在资源变化大，平面分布规律复杂。

1 岩石学特征

根据取心井岩心分析及H1油层组砂岩成分分类分析，H1油层组储层岩性主要为浅灰色细砂岩，其次为少量的中砂岩和粉砂岩。砂岩主要以岩屑为主，约占砂岩总量的60%～75%，其次为石英、长石，约占20%～35%，砂岩中还含有少量的胶结物和重矿物。

从砂岩的粒级组成来看，H1油层组的储层砂岩以细粒岩屑为主，砂岩分选性中—好，磨圆度次棱角状、次棱角状—次圆状，颗粒支撑，粒径主要分布在0.1～0.5 mm，胶结类型主要为孔隙式、接触式-孔隙式，成分主要为菱铁矿、方解石、方沸石等。充填物15%左右，杂基较少。

2 储层物性特征

2.1 物性分布特征

根据H1油层组2口取心井常规物性资料，H1油层组孔隙度为4%～20%；渗透率分布在（0.003～400）× 10-3μm2，储层孔渗相关性较好（见图1）。

图1 渗透率-孔隙度关系

从H1油层组储层孔隙度和渗透率分布直方图（见图2）可以看出，该区孔隙度平均值为12.2%，渗透率平均值为4.6×10-3μm2，说明储层总体属于中孔、低渗。

2.2 成岩作用对储层物性的影响

1）压实作用：碎屑颗粒重新排列，并使颗粒发生变形，使得储层孔隙度降低，物性变差。

2）压溶作用：随着沉积物埋深的增加，压力、温度的升高，压实作用逐渐被压溶作用所代替，其结果使原生粒间孔隙进一步减小，同时也使喉道半径大大缩小，降低了储层的渗透能力。

3）胶结作用：HSS研究区主要的胶结物为高岭石、伊蒙混石、伊利石、绿泥石。因为这些黏土矿物的增加，而使储层孔隙度降低，喉道堵塞，储层物性变差。

2.3 黏土矿物对储层物性的影响

由于黏土矿物的膨胀性质和具有较强的阳离子交换性，油气储层的损害大多与黏土矿物有关。

采用X-射线衍射方法，对HSS研究区取心井储层进行分析，研究结果表明，黏土矿物以伊蒙混层为主，相对体积分数大于55%，其次为高岭石、绿泥石、伊利石。

图2 孔隙度-渗透率频率直方图

3 储层非均质性研究

3.1 微观非均质性

3.1.1 孔隙类型

根据取心井H1518井9块薄片鉴定样品资料统计分析，研究区总体上以粒间溶孔、粒内溶孔和方沸石晶间溶孔为主，共占孔隙类型的93.11%。其次含有少量的粒间孔、菱铁矿晶间溶孔、方解石溶孔等。

3.1.2 孔隙类型特征

根据研究区2口井的孔隙类型特征分析，H1518井为灰色、灰褐色细砂岩，孔隙发育较好，孔隙连通性较好，孔隙类型组合为方沸石粒间溶孔+粒内溶孔+粒间溶孔；H18井主要为细—中砂岩，孔隙发育较差，孔隙网络呈零星点状，孔隙类型组合为粒内孔隙+粒间沸石溶孔。

3.1.3 孔隙空间特征

根据研究区2口取心井16块薄片鉴定样品资料：该区孔径一般分布在15～105 μm，平均37.31 μm，总体属于细孔型。

3.2 宏观非均质性

3.2.1 层内非均质性

3.2.1.1 非均质性参数特征

层内非均质性主要通过岩心分析资料，测井资料，结合沉积微相研究来实现，采用渗透率级差（JK）、渗透率变异系数（VK）和渗透率突进系数（TK）来表征。HSS油田储层非均质评价标准见表1。

表1 HSS油田H1储层非均质综合标准

非均质性的分析结果表明 （见表2），H1油层组中7个小层的渗透率突进系数和变异系数非均质性比较均衡，而级差分布不是很均匀，在H11-1、H11-2、H12-3表现出较强的级差。因此，HSS油田H1油层组储集砂体总体表现为中—强非均质性。

表2 HSS油田H1储层组渗透率非均质性参数

建立渗透率级差、渗透率突进系数与渗透率变异系数关系图版（见图3），可以看出其相关性较好，说明非均质性研究结果是可信的。

3.2.1.2 渗透率韵律变化

根据对研究区取心井的物性数据分析，可以看出本区长6储层单砂体内部渗透率变化复杂，有正韵律型、反韵律型，以及由正、反韵律叠加组成的复合韵律型3种，以复合韵律型最为普遍。

1）正韵律型：表现为高孔、高渗段分布于砂体底部，向上渗透率逐渐减小，可细分为简单正韵律型及叠加正韵律型2种。简单正韵律又可划分为完全正韵律及不完全正韵律，完全正韵律表现为粒度的渐变，是主要的正韵律类型；不完全正韵律粒度往往出现突变现象。叠加型正韵律内部往往由2个或3个以上单一正韵律段叠加，中间为泥质或物性夹层分隔，层内冲刷面发育。这种韵律的砂体主要为分流河道沉积成因。

图3 H12-2渗透率级差和突进系数与渗透率变异系数关系

2）反韵律型：表现为渗透率向上逐渐增大，高孔、高渗段分布于砂体顶部，一般多为河口坝及远砂坝沉积成因。

3）复合韵律型：砂体厚度大，韵律性复杂多变，由次级韵律无序复合或由单砂体在垂向上高、低渗透率段或正韵律与反韵律层交替分布。

研究区可见2种复合韵律，一是反—正韵律相，表现为砂体下部渗透率向上逐渐增大，为反韵律型，一般多为河口砂坝沉积成因，而上部则表现为渗透率向上减小，属正韵律相分流河道沉积。另一类由次级韵律无序复合而成，是多期垂向叠加的分流河道砂体重要的韵律形式，层间冲刷发育，新月型及透镜状泥质夹层及钙质结核多见。

3.2.2 平面非均质性

以岩心分析资料为基础，利用测井解释分别编制了HSS油田H1油层组7个小层的砂体厚度、有效厚度、孔隙度、渗透率、含油饱和度的平面分布等值线图。

1）从砂地比等值线图来看，砂体厚度主要受沉积相控制，砂体厚度的平面分布呈现出明显的规律性，总体呈西北—东北方向展布。

2）从有效厚度等值线图来看，H11-1、H12-1、H13-2零散分布，有效厚度较小；H11-2连片性增强，H12-2连片分布，有效厚度较大；H12-3北部连片性较好，南部有零散分布；H13-1北部连片性较好，中部和南部有零散分布。

3）从有效孔隙度、渗透率和含油饱和度的平面分布等值线图来看，H1储层的孔渗饱分布与砂体的分布具有一定的吻合程度，相对高孔、高渗带一般平行于古水流的方向分布。砂体厚度大的区域物性相对较好，油层较厚；物性相对较差的区域，油层相对不发育，表明储层主要物性的分布受沉积相带的展布影响。

4 结论

1）HSS油田H1油层组储层岩性主要为浅灰色细砂岩，其次为少量的中砂岩和粉砂岩。储层砂岩以岩屑为主，其次为石英、长石。

2）孔隙度范围为4%～20%；渗透率分布在（0.003～400）×10-3μm2，孔渗相关性较好。该区储层总体上属于中孔、特低渗储层。压实、压溶及胶结作用对物性均有不同程度的影响。黏土矿物以伊蒙混层为主，相对体积百分数大于55%，其次为高岭石、绿泥石、伊利石。

3）根据取心井和测井资料分析，HSS油田H1油层组储层表现出强非均质性。

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Reservoir characteristics of H1oil measures in HSS Oilfield

Li Xinhu1，2Liu Dong1Guo Yuan1
(1.School of Geology and Environment,Xi'an University of Science and Technology,Xi'an 710054,China;2.Department of Geology, Northwest University,Xi'an 710069,China)

HSS Oilfield is a low permeability sandstone reservoir.H1oil measures in the top of Pingdiquan Formation of Permian are mainly delta front sediments.Based on the observation of outcrops and cores,through the integrated investigation such as rock thin section microscopic identification,scanning electron microscope and reservior property,the characteristics of lithology and physical properties and reservoir heterogeneity are studied in detail.The results show that H1oil measures are dominated by light grey fine sandstone,then the medium sandstone and the siltstone.The reservoir physical properties are poor,that is to say,the studied area is a tight reservoir with middle porosity and low permeability.Diagenesis and clay mineral are the main factors which influence the reservoir property.The reservoir displays a strong heterogeneity according to the analysis of core data,logging data and sedimentary microfacies and through computing the differences,variation coefficient and mutation coefficient of permeability.The internal strutural characteristics and reservoir heterogeneity are controlled by sedimentary environment,grain size,interstitial material and sedimentary facies,and then the development and distribution of reservoir are affected.

reservoir characteristics;physical property;sedimentary system;pore structure;heterogeneity

国家科技支撑计划项目“低渗、超低渗油田高效增产改造和提高采收率技术与产业化示范”（2007BA17B02）；陕西省自然科学研究计划项目“煤层气储层参数的测井非线性解释模型及响应特征研究”（SJ08D06）

TE122.2+3

：A

1005-8907（2011）02-150-04

2010-06-23；改回日期：2011-01-20。

李新虎，男，1967年生，副教授，博士，现西北大学博士后在站，主要从事地球物理资料处理、解释及地质应用方面的教学和科研工作。电话：（029）85583188，E-mail：xinhul@xust.edu.cn，xinhul@yahoo. com.cn。

（编辑王淑玉）

李新虎，刘东，郭媛.HSS油田H1油层组储层特征研究［J］.断块油气田，2011，18（2）：150-153. Li Xinhu，Liu Dong，Guo Yuan.Reservoir characteristics of H1 oil measures in HSS Oilfield［J］.Fault-Block Oil&Gas Field，2011，18（2）：150-153.