马19块沙一下亚段储层特征研究

周启龙，杨申谷，关 欣

(长江大学地球科学学院，湖北 荆州 434023)

马19块沙一下亚段储层特征研究

周启龙，杨申谷，关 欣

(长江大学地球科学学院，湖北 荆州 434023)

以薄片鉴定、铸体薄片分析、压汞资料分析为基础，研究了辽河断陷盆地西部凹陷马19块沙一下亚段储层物性特征，探讨了影响控制储层的主要因素。研究区储集条件较好，孔隙及喉道较粗，可划分为4种类型，以Ⅰ类孔隙结构储层物性最好；而影响储层发育的主要因素是沉积相带、岩性和碳酸盐胶结物的影响；弱胶结的扇三角洲前缘分流河道不等砾砂岩和含砾不等砾砂岩储层物性最好。

辽河断陷盆地；沙河街组；储层特征

马19块构造位置处于辽河断陷盆地西部凹陷中部兴隆台二级背斜构造带南部[1]，研究工区范围北起马536井，南至马216井，东起马85井，西至马503井，工区面积约30km2；研究目的层位为沙一下亚段Ⅵ-Ⅻ砂组。研究区内，钻遇沙一下亚段Ⅵ-Ⅻ砂组的井共有87口。工区内兴隆台油层为扇三角洲前缘亚相沉积[2]，由于该物源区较近，储层碎屑颗粒较粗，结构成熟度与成份成熟均较低[3]，储层总体表现为中高孔、中高渗特征。

1 储层特征

图1 砂岩成份三角图

1)储层岩石学特征 根据成份分析，研究区以长石砂岩为主，表现为长石砂岩与岩屑砂岩过渡的特征(见图1)，石英含量低是沙一下亚段砂岩的主要特征。石英含量为23.6%～42.5%，平均35.1%；长石含量31.7%～63.7%，平均39.9；岩屑含量在1.5%～27%，平均为14.4%。可以看出矿物成份主要以长石、石英为主，其次为岩屑，碎屑颗粒分选中等，分选系在1.5～1.9，平均1.9，由于距物源较近，碎屑结构成熟度较低，一般均为次棱角状，粒度中值一般0.25～0.54mm，平均0.31mm。

2)储层物特征 根据6口资料井1992块岩心样品分析化验资料统计：沙一段储层孔隙度最大值29%，平均为14.84%。空气渗透率最大值136000×10-3μm2，平均643×10-3μm2，碳酸盐含量5.97%，泥质含量4.9%。

根据岩心物性分析资料统计：沙一下亚段储层以中孔储层为主，占57.79%，低孔储层次之，占28.7%。储层渗透率没有明显的优势分布趋势。特高渗、高渗、中渗、低渗、特低渗级别的样品数百分含量均在15%～25%之间。

3)孔隙类型 根据铸体薄片资料与扫描电镜资料综合分析，马19块兴隆台油层孔隙类型按成因可以划分2大类：原生孔隙类型，次生孔隙类型。统计表明，该套储层的孔喉粗，分选较为均匀，全区平均喉道均值为13.9μm，最大连通喉道半径为25.9μm，平均均质系数0.26，属较均匀型，并且孔喉连通程度高，平均配位数2.47。因此该套储层表现为较好的储集特点。

4)孔隙结构特征 从170个样品孔隙统计表明：绝大多数样品都为粗歪度，表示主要的孔隙分布偏于大直径喉道；大于0.1μm的孔隙体积占孔隙总体的73%～95%，平均为77.7%，反映了马41井兴隆台油层孔隙喉道偏粗，有利于流体流动的孔隙比重较大；孔隙分布的峰位多数4%～28%，峰值一般6%～16%，最高达31%，平均为12.4%。渗透率分布的峰位同样多数在(40.0～55.2)×10-3μm2，峰值为(43～75)×10-3μm2，平均54.1%。说明兴隆台油层的孔隙占优势的部份半径较大，多数大于40μm，同时也说明大孔隙是提供储层渗流能力的主要孔隙(见表1)。

表1 马19块孔隙结构参数统计表

根据压汞参数，铸体薄片统计参数结合常规物性参数把兴隆台油层孔隙结构划分为4大类型。

Ⅰ类：特高渗大～中孔、中～细喉型。该类型样品占总样品数的21.9%，包括大孔细喉较均匀型、大孔细喉不均匀型、大孔中喉较均匀型、中孔中喉较均匀型、中孔细喉不均匀型5亚类。最大连通孔喉半径为42.39μm，喉道均值23.5μm，孔喉分布较均匀，均值系数0.12～0.31，其中较均匀型占57%，不均匀型占43%。毛管压力曲线在低压部位。有集中进汞曲线，平台段较明显。

Ⅱ类：高渗大～中孔、中～细喉型。该类样品占样品总数的28%，包括大孔细喉均匀型、大孔细喉较均匀型、大孔细喉不均匀型和中孔、中喉均匀型4个亚类，其中以喉型为主。孔隙结构类型略差于1类，最大连通孔喉半径为23.28μm，孔喉均值为13.6μm，孔喉分布不均匀，均值系数大于0.25的占33%，小于0.25的占67%，毛管压力曲线位于左下方。

Ⅲ类：中渗大中孔、细～微细喉类型。最大连通了孔喉半径3.35～34μm，孔喉均值系数次较均匀型为主，不均匀型次之。该类型占总样品数21.9%，该类型压汞曲线平台段不明显。

Ⅳ类：低渗大～中孔、细～微细喉类型。该类孔隙结构类型最大连通孔喉半径13.97μm，喉道均值6.54μm，孔喉分布以不均匀型为主，其次为均匀型，毛管压力曲线位于右上方。

2 控制储层发育的主要因素

储层发育的影响因素是多方面的[4]，研究区主要受沉积相带、岩性和碳酸盐胶结物的影响。

1)岩性对储层物性的影响 根据粒度分析岩性，对不同岩性的物性进行了统计，统计表明，研究区沙一下亚段以不等砾砂岩和含砾不等砾砂岩储层物性最好，含泥岩性储层物性较差(见图2)。

图2 岩性与储层孔隙度关系图

2)粒度及分选系数对储层物性的影响 孔隙度与粒度中值及分选系数的交会(见图3)分析表明，孔隙度与粒度中值和分选系数无明显的相关性。

3)胶结物对储层物性的影响 研究区发育的胶结物主要是碳酸盐胶结物和泥质胶结物。泥质胶结与物孔隙度关系不明显，方解石胶结物与孔隙度呈负相关性(见图4)。

图3 粒度中值和分选系数与储层孔隙度关系图 图4 胶结物与孔隙度关系图

4)沉积相对储层物性的影响 平面上不同沉积相带储层物性差异明显，从各微相带的物性参数来看，分流河道微相储层岩性粗，分选相对较差，泥质含量低，碳酸盐含量低渗透相对较高，分流间微相岩性细，泥质与碳酸盐含量相对较高，储层物性相对较差。河口坝岩性分选好，泥质含量低储层物性好，与前缘席状砂微相储层物性好于分流间微相，岩石颗粒粗细相近，前缘席状砂微相储层泥质和碳酸盐含量较高(见表2)。

表2 不同微相带储层物性统计表

3 结 论

研究区砂岩储层岩石类型以含砾不等粒砂岩、砂砾岩、不等粒砂岩、细砂岩为主；储层物性较好，多为中孔中高渗储层；岩性与沉积相是控制储层的主要因素，受成岩作用的明显影响。不等砾砂岩和含砾不等砾砂岩储层物性最好，含泥岩性储层物性较差，方解石胶结物与孔隙度呈负相关系。

[1]陈正乐，吴铁生.辽河盆地新生代构造演化模式[J].地质力学学报，1999，5(2):83-89.

[2]赵虹.辽河油田曙一区杜84块兴隆台油层储层非均质性[J].石油与天然气地质，2002，23(4)：382-386.

[3]冯增昭.沉积岩石学[M] .北京:石油工业出版社，1993.

[4]钟大康.新开地区油气储层物性影响因素评价[J].西南石油学院学报，1998，20(1)：21-24

[编辑] 洪云飞

10.3969/j.issn.1673-1409(N).2012.06.012

TE121

A

1673-1409(2012)06-N036-03