古城油田B区核三段主力油层储层特征研究

熊歆睿，王洪辉，2，周 波，宋俊玲，张 兴

（1.成都理工大学能源学院，四川成都 610059；2.四川文理学院；3.中国石化河南油田分公司第二采油厂）

古城油田B区核三段主力油层储层特征研究

熊歆睿1，王洪辉1，2，周 波1，宋俊玲3，张 兴3

（1.成都理工大学能源学院，四川成都 610059；2.四川文理学院；3.中国石化河南油田分公司第二采油厂）

利用岩心观测、铸体薄片、扫描电镜、物性分析、压汞分析等方法，对古城油田B区构造沉积特征、岩石学特征、储层特征、孔隙结构等进行了深入研究。结果表明，B区目的层段储集岩石类型主要为长石砂岩；沉积微相包括水下分流河道，河口坝，席状砂等多种微相，属扇三角洲前缘沉积；储集空间主要是原生粒间孔隙和次生溶蚀孔隙，以粗孔喉占主导。研究区孔隙度与渗透率具有较好的正相关性。影响储层性能的因素主要有沉积物成分、沉积微相、压实作用和溶蚀作用等。

泌阳凹陷；古城油田；储层特征；沉积相；成岩作用

古城油田B区位于南襄盆地泌阳凹陷北部斜坡带，为一地垒形断鼻构造。该区钻遇地层有新近系上寺组、古近系核桃园组和大仓房组，核桃园组是研究区主要的含油层段，本次研究的三套主力层系Ⅳ9层、Ⅴ油组、Ⅵ油组就属于核桃园组。B区自1987年投入开发，先后经历了降压开采、蒸汽吞吐、热水驱三个阶段。经过20多年的开发后，三套主力层系开发效果逐渐变差，故需进一步认识主力层系储层特征，为今后的古城油田B区油气勘探开发提供帮助。

1 构造及沉积特征

1.1 构造特征

古城油田为一典型的断块、断鼻油藏，鼻状构造轴向北西，向南东倾没，构造面积约27 km2，共发育大小31条断层，以北东向为主，将构造切割为29个大小不等的断鼻、断块，其中已见油的断块有12个，且均分布在构造轴部［1］。

泌阳凹陷北部斜坡在古近纪时期整体接受沉积，地层从凹陷内部向边缘逐渐减薄。这说明该斜坡是一个边接受沉积边翘倾的继承性斜坡，只是后期的构造运动使斜坡进一步抬升，部分遭受剥蚀。南部深凹陷生成的油气可沿斜坡运移到其中的圈闭内聚集。古城油田位于北部斜坡西段，砂体发育，储集条件良好，加上砂体埋藏浅、胶结疏松、物性好，各个砂体不同沉积时期的发育程度不同，砂层纵向上与生油层呈交错叠置接触关系，而在平面上则复合连片，因此给油藏的形成提供了良好的储集条件。古城油田北西、北东向两组断层为断鼻、断块圈闭的形成提供了良好的聚集、遮挡条件。另外，凹陷的北部斜坡带地层剥蚀尤为严重，古油藏遭受破坏，受地表水的氧化和生物降解作用而变稠，从而在斜坡边缘形成特有的稠油封堵条件。B区位于古城油田中部，南北分别与泌X1、X2断块相邻，为东西相交的两条反向外掉的弧形正断层形成的地垒式断鼻气顶边水油气藏（图1）。北部断层断距5～79 m，该断层东陡西缓，断距上小下大，在构造高点部位分叉向上延伸，断面倾角在西部15～22°，北部36～48°，倾向5～210°，分叉部位的上支断层属次级断层，断面倾角29～32°，南部断层断距约150 m，轴部与两翼地层倾角近于一致，倾角9～14°。

图1 古城油田B区油藏构造剖面

1.2 沉积特征

由于受风化剥蚀作用的影响，核桃园组一、二段及三段Ⅰ、Ⅱ砂组在本区块内已全部剥蚀，保留较好的有核三段Ⅲ～Ⅶ地层［2］。油层主要分布在核三段Ⅲ～Ⅶ砂组。各时期的物源补给程度、古地形高低、水体深浅、沉积环境及沉积速度等差异，导致了各小层沉积微相分布的差异性。总体来看，古城油田B区的沉积相主体为扇三角洲前缘亚相，河口坝、水下河道、席状砂是本区主要的微相类型。在核三段沉积时期，储层多发育水下分流河道、河口砂坝、席状砂等微相类型，其中Ⅳ9、Ⅴ8、Ⅵ42、Ⅵ8发育较大面积的水下分流河道砂；其余单层主要发育河口砂坝砂体。研究结果表明，本区物源来自西北方向，砂岩厚度表现为由西北向东南依次减薄，由河道主干向侧翼的席状砂依次减薄，河道发育的砂体一般都大于5 m。

2 储层特征

2.1 岩石学特征

B区研究层位砂岩以长石砂岩为主，次为石英砂岩、岩屑长石砂岩和长石石英砂岩，岩屑砂岩和长石岩屑砂岩较少。研究区砂岩成熟度较低（成分成熟度指数在1.1～2.7之间），岩石成分组成总体上表现为石英含量较高，长石次之的特征。石英成分含量为33%～73%，长石含量16%～29%，岩屑以变质岩屑和火成岩屑为主，含少量沉积岩屑，其含量一般小于8%。胶结物含量一般小于6%，成分以方解石、白云石和泥质为主，铁质次之。

粒度上主要以细砂岩、粉砂岩为主；胶结类型大部分为孔隙式，少数为基底式和接触式；分选中等，风化程度中等，颗粒磨圆度为次尖状-次棱角。填隙物主要是粘土矿物。据古城油田3口井5个样品的分析，蒙脱石含量相对较高，平均含量高达33.4%；高岭石含量一般为6.9%～54.7%，平均27.2%；伊利石含量次之，一般为15.2%～36.6%，平均29.3%；绿泥石含量再次之，一般为4.8%～15.4%，平均8.8%；此外还有少量的伊—蒙混层粘土。

2.2 物性特征

对B区的10口井取心实测物性资料进行统计表明，研究层孔隙度值最小为3.45%，最大为44.55%，平均为26.39%，孔隙度主要分布在20%～35%的区间，平面上表现为西北部大于其余部位的趋势，纵向上表现为埋深越浅，孔隙度越大。渗透率最低为1×10-3μm2，最高为63 500×10-3μm2，平均为3 217.28×10-3μm2，大于10×10-3μm2的占85.94%。利用岩心资料中的孔隙度和渗透率数据统计分析，发现孔隙度与渗透率为正相关，且具有较好的相关性，渗透率随孔隙度值的增加而增加，其相关系数达到0.64。

2.3 孔隙结构特征

依据岩心薄片和扫描电镜观察，研究区孔隙主要由原生孔隙和次生孔隙组成，原生孔隙主要为残余粒间孔，即原始孔隙经过早期压实和胶结作用后的剩余粒间孔，其形状多呈不规则的多边形，由于北部斜坡砂体埋藏浅，压实作用、胶结作用强度弱，后期构造运动又使北部斜坡抬升，遭受剥蚀和淋滤作用，因此这类孔隙保存好［3-7］。次生孔隙主要有粒间溶孔及粒内溶孔等。粒间溶孔主要为充填的碳酸盐胶结物（主要为方解石和白云石）、部分泥质杂基等受溶解而形成，孔隙直径一般为5～40μm，其边缘大多呈港湾状、树枝状等。粒间溶孔为古城油田B区储集层的主要孔隙类型，有利于油气聚集。

通过对古城油田B区9口井27个样品压汞资料的整理研究（表1），结果表明，在27个样品中，大部分退汞效率在50%以上，平均62.61%，因此说明研究层段连通性较好，储集性能较好；饱和度中值压力，主要分布在0.022～0.31 MPa，平均0.09 MPa，说明研究层段产油能力强；饱和度中值半径分布在2.34～34.09μm，平均12.68μm，说明研究层段的喉道较粗；分选系数1.54～2.33，平均1.91；变异系数0.19～0.49，平均0.36；歪度0.72～2.79，平均1.83。由以上分析可以看出，同其它油田相比，B区大部份储层孔喉分布较均匀，粗孔喉占主导地位，研究层段储集性能较好［3，6］。

表1 古城油田B区孔隙结构参数

3 储层物性控制因素研究

3.1 沉积物成份是影响储层物性的初始因素

物源区母岩性质在一定程度上决定沉积物中碎屑的成份和性质，控制储层原生孔隙的发育程度及成岩作用类型、演化，进而影响储层物性。物源区以石英岩、花岗岩等为主要母岩的沉积物，其石英等刚性颗粒含量较多，颗粒之间的接触支撑作用会减弱压实作用的影响，从而能够很好的保护原始孔隙结构，原生孔隙保存较好，并为次生孔隙的形成提供了的溶液通道和物质基础，因此储层物性较好。

3.2 沉积微相对储层物性具控制作用

古城油田B区的沉积相主体为扇三角洲前缘亚相，微相类型主要为河口坝、水下分流河道、席状砂。对物性资料统计可知，河口砂坝微相和水下分流河道微相储层物性好，席状砂微相储层物性相对较差，如研究区中部古4506井，在508.8～512.8 m为水下分流河道沉积，其孔隙度最小值为23.35%，最大值为33.57%，平均值为27.49%；在610.7～616.3 m，为席状砂沉积，孔隙度最小值为7.60%，最大值为19.32%，平均值为14.21%。研究区各小层都处于浅水沉积环境，沉积时水动力强，距物源较近，砂体十分发育。物性好的储层都分布在水下分流河道和河口坝微相内，水下分流河道砂体形成的油藏分布范围局限，主要沿河道主流线方向作带状展布，河口坝砂体成藏在工区内分布面积广泛。

3.3 成岩作用对储层物性的影响

成岩作用是控制储层发育的重要条件之一［6］，本区主要为机械压实作用和溶蚀作用。

（1）机械压实作用。本区压实作用主要表现为：①颗粒发生定向排列。由于在上覆地层压力作用下，长形碎屑颗粒发生转动致使其与压力方向近于垂直。②塑性颗粒的压实变形。砂岩中所含的云母、岩屑等塑性颗粒在压实作用下发生变形，被压扁或被硬颗粒嵌入。③刚性颗粒的压实破碎。被压碎的颗粒主要是长石颗粒，颗粒破碎后形成短小的微裂缝。由于该区油层埋深较浅（300～700 m），原始地层压力变化范围为3～8 MPa，故压实作用所引起的孔隙损失较小，储层疏松，表现为早期成岩作用特征。机械压实作用可以使原生孔隙损失20%左右。

（2）溶蚀作用。根据岩石薄片、扫描电镜及铸体薄片图像分析，认为本区储层在成岩演化过程中曾遭受过较为强烈的溶蚀作用。究其原因，主要是由于储层埋深浅、断裂发育、地表水与地层水渗流活跃、水体交替频繁，这极大地加强了溶蚀作用。水质分析表明，地层水为Na HCO3型，Cl-含量为40～280 mg／L，总矿化度为760～1 800 mg／L，油田水矿化度如此低值也可作为地表水大量渗入油层的佐证。本次所观察到的溶蚀现象，在石英、长石、岩屑等骨架颗粒及填隙物中普遍发生，长石溶蚀多沿解理缝和破裂缝进行，形成粒内溶孔，溶蚀严重者 ，形成粒内蜂巢状溶孔或铸模孔。这些溶蚀作用使储集性能得到了很大的提高，是极具建设意义的成岩作用。

4 结论

通过上述的储层特征研究认为，古城油田B区主要有以下几个方面的特征：

（1）本区为扇三角洲前缘沉积，微相主要为三角洲前缘的水下分流河道和河口坝，岩石类型主要为长石砂岩，分选中等，风化程度中等，颗粒磨圆度为次尖状-次棱角，孔隙度与渗透率的相关性较好，储层物性较好。

（2）孔隙主要由原生孔隙和次生孔隙组成，原生孔隙主要为残余粒间孔，次生孔隙主要有粒间溶孔及长石和岩屑被溶蚀形成的粒内溶孔等，储层孔喉分布较均匀，粗孔喉占主导地位，喉道体积大，连通性好。

（3）沉积物成分、沉积微相和成岩作用对储层的发育起到了重要的影响作用。河口砂坝微相和水下分流河道微相储层物性好，席状砂微相储层物性相对较差；本区机械压实作用弱，而溶蚀作用强，这也是研究区物性较好重要原因。

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The sedimentary and structure characteristics，lithology characteristics，reservoir characteristics，pore texture and pore types of the reservoir of B area of Gucheng oilfield have been studied through analyzing the core，thin sections with the method of scanning electron microscope and mercury intrusion method etc.The result indicates the sandstones mainly consist of arkoses.The multiple sedimentary microfacies includes：underwater distributaries channel，river mouth bar，sand sheet etc，belonging to the fan delta.The pore types include residual inter-particle pores，and secondary dissolution pore，most are rough pore throat.Between porosity and permeability of the investigated area，there are good positive correlations.The physical properties of the reservoirs are controlled by sedimentary microfacies，sedimentary composition，compaction，corrosion etc.

09 Reservoir characteristics of the major oil bed of third member of Hetaoyuan formation in Barea of Gucheng oilfiled

Xiong Xinrui et al（School of Energy Resources，Chengdu University of Technology，Chengdu，Sichun 610059）

Biyang depression；Gucheng oilfield；reservoir characteristics；sedimentary microfacies；diagenesis

TE112.23

A

1673-8217（2011）06-0009-03

2011-05-03；改回日期：2011-06-07

熊歆睿，1985年生，2009年毕业于成都理工大学石油工程专业，在读硕士研究生，主要从事油气储层评价研究。

中国石化河南油田分公司科技项目（G0502-09-ZS0016）。

吴官生