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)

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。

图5 莫北2井区J1s2段储层典型毛管压力曲线

6 结 论

1)该研究区储层由多期辫状河道快速堆积而成,砂体具有砂体单层厚度小、层数较多的特征，水下分流河道和河口砂坝为油气有利储集场所。

2)该研究区储层主要为长石质岩屑砂岩，杂基以高岭石为主，胶结物主要为方解石，具有成分和结构成熟度中等偏低的特征。

3)储层物性具有孔隙度中-低等、渗透率低-特低的特点，因而该研究区储层属中-低孔、低-特低渗储层。

4)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。

[1]赵澄林．沉积学原理[M].北京：石油工业出版社，2001.

[2]赵澄林.储层沉积学[M].北京:石油工业出版社,1998.

[3]于兴河.碎屑岩系油气储层沉积学[M].北京:石油工业出版社,2002.

[4]赵建章，李双文，刘洛夫，等. 准噶尔盆地莫北凸起三工河组砂体成因及组合类型[J].新疆石油地质，2007，28(5)：572-575.

[5]李双文,刘洛夫，张有平，等. 准噶尔盆地莫北凸起侏罗系三工河组沉积演化及微相构成[J]. 沉积学报, 2006,24(6)：819-828.

[编辑] 李启栋

10.3969/j.issn.1673-1409.2011.04.009

P512.2

A

1673-1409(2011)04-0027-04