八角场大安寨油气藏储层评价

罗艳杨，季春海，贾志伟，柯 思，翟京天

（1.西南石油大学应用技术学院，四川南充 637001；2.中国石化西南油气田分公司川中油气矿；3.中国石化河南油田分公司）

1 概况

八角场油田位于四川省盐亭县、西充县境内，北接中台山油田，南与金华油田相望，东靠万年场和公山庙油田，西连秋林油气田，整个构造处于川中古隆平缓构造区西北部。八角场构造北面为中台山、万年场、狮子场构造，西为聚龙场、秋林构造，东为公山庙构造，南与金华、莲池构造相接。构造的宏观特征表现为南高北低的区域性单斜，在此背景上发育近东西向展布的局部背斜构造（图1）［1］。本区钻探工作始于1958年12月2日，1970年7月26日，在角1井原井场附近钻探角2井，12月23日钻至大一层时发生强烈井喷，1971年4月24日射开大一亚段，试油获油29.21 t／d，气20 m3／d，从此拉开对八角场大安寨油藏勘探开发的序幕。

图1 八角场地区大安寨底界构造

根据岩性组合、电性特征，研究区大安寨段地层自下而上可划分为大三、大二三、大二、大一二、大一五个亚段，其中大一二亚段又可分为上、下两个小层。大三亚段以中－厚层状灰褐色介壳灰岩为主，局部夹薄层状黑色页岩，页岩平面分布不稳定，本亚段为主要储集层段；大二三亚段以厚层状黑色页岩为主，夹褐灰色泥质介壳灰岩条带，地层厚7～10 m，为主要生油层之一；大一亚段厚20～30m，上部为团块灰岩、灰绿色泥岩及中－厚层状黑色页岩，中下部主要为灰褐色介壳灰岩、含泥质介壳灰岩与黑色页岩互层，介壳灰岩多呈中－厚层状、局部表现为块状，为大安寨油藏的主要储集层段之一（图2）。据区域研究成果，八角场地区主要处于川中大安寨湖盆浅－半深湖亚相带内［2］。

图2 八角场地区大安寨段地层划分剖面

2 储集岩岩性特征

研究表明，储集岩类以介壳灰岩和含泥质介壳灰岩为主，具体特征如下：①介壳灰岩的沉积地带主要为浅水湖盆区、水动力较强的环境，发育的层位是大安寨储层油气产出的主要层段。其主要特征是岩性较纯（泥质含量小于10%）、性脆、生物含量高，孔隙度较低，孔喉结构较简单，特别是在储层普遍超低孔低渗背景下，该类储层微裂缝相对发育，渗储条件搭配较好，是提供工业油气渗流通道的主要岩类。②含泥质介壳灰岩呈薄－中层状，褐灰至深灰色，泥质含量15%～25%，介壳以半形为主，壳质以纤状结构为主，单向粒级递变层理发育，生物除瓣鳃类之外，还有腹足类和介形虫类，介壳无分选和水动力淘洗现象，特别是有较多体大壳厚的全形瓣鳃类介壳完整埋藏，杂基主要为粘土质和少量灰泥，是湖进早期和湖退后期滨湖区局部低洼积水地区，由于瓣鳃类的繁盛形成的生物介壳堆积体。其孔隙空间分散程度增高，孔隙结构趋于复杂，在构造受力相对较强时有一定裂缝形成，对油气渗储有一定意义，是油井生产后期由孔隙向裂缝补给的主要岩类。

3 储集空间及储集类型

根据川中地区大安寨油藏大量的岩心、薄片、铸体、电镜扫描、成岩研究，并结合油气井的试采特征综合分析研究，大安寨储层的储集空间类型主要由微孔、微裂隙以及宏观孔、缝等四种类型组成，是典型的微孔－微裂缝型储层。

3.1 裂缝

虽然裂缝发育程度较低，数量极为有限，但所占有效储集空间较大，是油气渗、储的重要空间［3］。

3.1.1 构造缝

区内研究层段的构造缝一般较狭窄，且以低斜缝为主，高角度缝较少，沿缝壁常见溶蚀现象，缝中可见次生方解石呈半充填状，缝中见油浸、油迹。构造缝的大小、密度和延伸方向与其地层产状要素有密切关系，在空间上有较大的延伸空间。宽度大于0.05 mm的构造缝只能在岩心上观察，更大者只能保存于地下，取心时则断开。这种大裂缝的连通范围大，起着重要的渗滤通道作用。构造微缝宽度一般为20μm以上，只能在镜下观察，裂缝平直，有近于统一的延伸方向。可穿过介壳与基质，缝中常有黑色沥青充填，其面密度远比大裂缝多，具有一定的储集能力，但起主要的渗透作用，连通其他大量更微细的孔缝空间。

3.1.2 层理缝

由于研究区内的黑色页岩较为发育，这些岩石是半深湖低能环境下的产物，其水平层理极为发育。在地下深处高压状态下，这些水平层理密闭，不具有任何渗透性，但当这些岩石以岩心的方式从深部到地表时，由于压力的释放，水平层理张开，形成类似于“千层饼”状的构造层理发育，这类缝中未见任何充填物，缝小但密集，可明显改善储层的渗透性，将分散的微孔隙连通。

3.1.3 成岩缝

研究区内由压溶而成的缝合线较发育，呈锯齿状，宽一般0.01～0.80 mm，幅度在0.1～1.0cm之间，缝中常溶蚀扩大，被沥青和有机质等不溶残余物充填，少数半充填，局部周围具溶蚀孔隙的出现，从镜下观察，几条缝合线相交出现的现象不多，多数沿层方向延伸，主要是由压溶作用强烈产生的。研究层段中的缝合线比较发育，可作为油气渗滤的通道。

3.2 孔隙

微孔隙普遍具有孔径小、连通性差的特点，根据其成因的不同，可细分为原生孔隙和次生孔隙两种。

3.2.1 原生孔隙

储层中常见的原生孔隙有遮蔽孔、粒间孔、基质晶间微孔隙三种类型。由于孔隙形成的时间较早，在漫长的成岩历史中，受泥晶化、压实、胶结各阶段的成岩作用，原生孔隙几乎损失殆尽，不能形成具有实际意义的储集空间。

3.2.2 次生孔隙

根据岩心和薄片的观察，次生溶蚀孔隙主要是沿裂缝分布的溶蚀孔、洞，并且多为针孔状，较大的溶蚀孔洞少见，多被泥质、碳化沥青和自生方解石晶体等半充填。这些溶蚀孔、洞虽然数量少，但储集空间大，连通性好，并能有效地提高储层的储渗性能，是重要的油气储集空间。

4 储层物性特征

区内主要岩石的物性特征表明：研究层段内孔隙度最大值1.96%，最小0.23%，平均值0.89%。不同岩石类型，其孔隙度差异不太明显，平均孔隙度值大于1%的岩类仅为介壳条带灰岩和粉砂岩，均值分别为1.25%和1.43%，其余岩类均低于1%，尤其是作为主要储集岩的介壳灰岩和含泥质介壳灰岩，其孔隙度值差异甚微，均为0.8%左右。渗透率随岩性的不同而有所差别，最大值为0.991×10－3μm2，最小值小于0.05×10－3μm2，平均值为0.2×10－3μm2，由此说明八角场大安寨段储层的孔隙度和渗透率极低，岩性致密。按中石油碳酸盐岩储层的分类标准，大安寨介壳灰岩储层应属第四类即非储层类。其次，从孔渗关系来看，研究层段在超低孔低渗的情况下，两者不具有明显的正相关性。说明研究层段内各种岩类其孔隙度并不随渗透率的变化而变化。

5 影响储层物性的因素

根据研究表明，区内研究层段的物性主要与岩石泥质含量、成岩作用以及构造因素有关。

泥质含量与孔隙度具有明显的正相关性。根据岩石物性统计可知，尽管所有样品的孔隙度都比较低，但相对而言，含泥质介壳灰岩的孔隙度总是高于不含泥质的介壳灰岩。究其缘由，很可能是因为泥质含量的增高阻碍了新生变形、方解石胶结等成岩作用。

随着灰岩泥质含量的提高，虽然孔隙度发育程度有所改善，但粘土含量的增高，造成含水饱和度上升，孔隙结构趋于复杂化，渗流条件反而变差，因此，从总体来讲，泥质含量的增高不但对物性的提高没有贡献，反而有阻碍的作用。

大安寨段介壳灰岩的成岩后生变化对孔隙的影响极大，它对孔隙既有建设性作用也有破坏性作用，总体趋势是减少孔隙的作用远大于增加孔隙的作用。泥晶化作用、生物作用以及早、晚期溶蚀作用有可能增加孔隙度。而压实、胶结、充填等成岩作用基本上都是减小孔隙度，加上晚期溶解作用较弱使岩石孔隙变得极其细小和复杂［4］。

晚期构造应力在致密储层内形成微裂缝系统，成为大安寨介壳灰岩储层的重要储渗空间。

6 储层孔喉结构特征

通过对研究区内压汞数据分析统计，总结出以下几点特征：

（1）排驱压力和饱和度中值压力较低。大安寨段排驱压力范围大致为0.008～0.42 MPa，平均为0.05 MPa。介壳灰岩的毛管压力曲线十分陡峭，一般不存在平坦段。介壳灰岩的饱和度中值压力变化区间为4.25～8.223 MPa，均值为5.653 MPa。

（2）饱和度中值喉道半径小。饱和度中值喉道半径是饱和度中值压力相对应的喉道半径。在该层段数据统计得到，中值半径最大为0.2200μm，最小0.0127μm，平均为0.1226μm。

（3）孔喉分布频带宽、细小孔喉百分含量高。储层孔喉分布频带宽、细小孔喉百分含量高，与毛管压力曲线所指示的分选差、细歪度的特点一致。

（4）最小非饱和孔隙体积高。根据统计知，川中大安寨段储层最小非饱和孔隙体积一般为29.82%～93.04%，平均59.08%。

（5）退汞效率高及流动孔喉下限低值。退汞效率是反映油气储集层产能大小的一个重要指标，退汞效率的大小主要取决于岩石的渗透率，连通孔喉的体积百分数及孔隙与孔喉道的直径的比值。据中台山地区36个样品的退汞试验，退汞效率11.77%～89.99%，平均57.32%，明23井的8个样品的退汞试验，退汞效率24.51%～63.15%，平均55.2%，相应的孔喉半径为0.063μm，并且大于0.063μm的孔喉退汞量占总退汞量的94%，因而将0.063 μm定位流动孔喉下限。

综上所述，大安寨介壳灰岩储集层是比较典型的非孔隙性储集层，天然裂缝对油气渗滤起主导作用，但介壳灰岩中的微溶隙和微裂缝是普遍存在的，且局部较发育。因此，大安寨介壳灰岩的储集类型可以认为是具有微孔隙效应的裂缝性油气层。

7 储集岩分类

大安寨储层的物性特征、裂缝发育程度等都较明显地受岩性因素的制约。因此，本文以岩石类型为基础，将大安寨灰岩划分为三种类型（表1）。

Ⅰ类：主要由亮晶介屑灰岩及含介屑粒晶灰岩组成，所发育的层段都是大安寨储层油气产出的主要层段。主要特征是岩性纯、泥质含量小于10%，属高能环境产物；虽然岩块基质孔隙较低，但孔喉结构简单，在储层普遍低孔渗背景下，该类储层裂缝发育，渗流条件相对较好；该类储层含油气程度较高，是大安寨提供可动工业性油气流的主要岩类。

Ⅲ类：多为泥质含量较高、生物含量较少的条带灰岩、团块灰岩、泥灰岩等构成。虽这类灰岩基质孔隙度略有增高，但渗透率没有明显改善，而且含水饱和度明显增高，油相渗透率很低；裂缝发育极差，除断层和小错动之外，一般未见裂缝，缺乏油气的渗流通道，难以提供工业性油气流，因此该类灰岩视为非储层。

Ⅱ类：介于Ⅰ类、Ⅲ类之间，为含泥质介壳灰岩，渗流条件仍然较差，孔隙结构复杂，由于含水饱和度较高，油相渗透率很低；虽有一定的微裂缝，但多呈孤立状态不发育。因此，该类灰岩难以单独提供工业油气流，油气由基质孔隙向裂缝的补给也较困难，为储集性能较差的储集岩类。

表2 大安寨段灰岩（储层）分类

以上分析评价表明，Ⅰ类灰岩为大安寨段的有效储层，Ⅱ类灰岩孔、缝仍具有一定的储渗能力，但储集性能很差。同时根据邻区及本区的压汞、物性和矿场试井等成果分析，无论是储层的物性条件、毛管曲线、油气井生产特征均表现出双重介质的特征，大安寨段岩心物性资料分析表明，带裂缝样品的渗透率较岩块基质渗透率高几百倍至上千倍，因此裂缝及溶蚀孔（洞）是获得高产性油气流的必要条件。八角场油田储层类型属微孔隙－微裂缝型。

8 结论

总的说来，大安寨储层具有以下4个特点：①超低的孔隙度和渗透率。根据对岩心分析资料统计表明，大安寨灰岩岩块孔隙度一般在1%左右，渗透率小于0.2×10－3μm2，纵向上变化不大，仅就岩块基质孔隙度和渗透率而言，属非储层范畴。②储层物性条件与泥质含量有关，泥质含量越高，孔隙度值越高，但裂缝孔隙度反而减小，同时，渗透率反而受到阻碍。③成岩后生变化对孔隙的影响极大，即其成岩过程的显著特点是压实作用和胶结、充填作用强而晚期溶解作用弱，使储层孔隙发育差，而晚期构造应力在致密储层内形成微裂缝系统，成为大安寨介壳灰岩储层的重要储渗空间。④Ⅰ类灰岩为大安寨段的有效储层，Ⅱ类灰岩孔、缝仍具有一定的储渗能力，但储集性能很差，储层类型属微孔隙－微裂缝型。

［1］赵辉，司马立强.川中大安寨段裂缝评价及储层产能预测方法［J］.测井技术，2008，（6）：277－278.

［2］洪庆玉，蓝光志.川中大安寨段储层的沉积学研究［M］.四川成都：电子科技大学出版社，1997：9－10.

［3］郑旭，赵春明，雷源，等.裂缝性油藏地质建模与数模一体化技术的研究与应用［J］.石油地质与工程，2011，25（4）：80－83.

［4］强子同.碳酸盐岩储层地质学［M］.山东东营：中国石油大学出版社，2007：64－85.