克拉玛依油田七中—东区克下组储层微观非均质性研究

杨翼波，董 瑞，方 斌，李彦萱，庞 娟，艾孜买提·肉孜

(1.中国大陆动力重点实验室，陕西 西安 710069;2.西北大学地质学系，陕西 西安 710069;3.新疆油田公司风城作业区，新疆 克拉玛依 834000)

克拉玛依油田七中——东区位于克拉玛依市白碱滩地区，距克拉玛依市以东约40 km。研究区分布在准噶尔盆地西北缘地区克拉玛依逆掩断裂带上，地表平坦，为较松软碱土层覆盖。该油藏于20世纪50年代末期被发现，60年代陆续投入开发，70年代中期采用注水开发进入高速稳产开采阶段，80年代末开始递减，但从2000年起油藏进入加速递减阶段。因此，明确油藏水驱后的储层微观非均质性和其影响因素对解决油田后续开发及提高采收率均具有十分重要的意义。

1 沉积作用对储层非均质性的影响

克拉玛依油田七中——东区克下组油藏属于碎屑岩储层，其沉积作用不仅控制着储层的宏观分布形态，而且控制微观结构的非均质性特征。进而形成储层岩性、物性上的非均质性，储层后期的沉积改造作用是在此基础上更进一步增强某一方面的非均质性。因此，对克拉玛依油田七中——东区碎屑岩储层非均质性认识的根本应首先立足于沉积作用对非均质性影响的研究。

1.1 成分成熟度

成分成熟度是指用碎屑岩中最稳定组分的相对含量来标志碎屑岩的成分的成熟度。在轻矿物中，最稳定的是单晶非波状消光石英，其相对含量的多少是碎屑岩成熟度的重要标志。在重矿物中，锆石，电气石，金红石是最稳定的，这3种矿物在透明矿物质所占的比例“ZTR”指数，也是判别成分成熟度的标志，其值越大，表明成分成熟度越高，其值越小，表明成分成熟度越低。碎屑岩的成分成熟度反映了碎屑组分所经历的地质作用的时间、距离和强度。

通过统计研究区内90个样品碎屑岩成分中石英、长石和岩屑的含量，分析后作出碎屑成分三端元含量图(图1)。由图可知该区储层中大多数样品中的岩屑含量都很高，岩屑含量最高为99%，其中54个样品的岩屑含量大于80%。石英的含量则低的多，90个样品中，石英的最高含量为42%，74个样品中石英含量小于20%，还可以看出有82%的样品中的石英含量小于20%。长石在研究区的这90个样品中的含量最高为82%，有56个样品中的长石含量小于10%，即有62%的样品中的长石含量小于10%。

图1 碎屑成分三角图

碎屑颗粒成分在碎屑岩中主要分为三种类型:杂基、石英和长石，石英属于最稳定的成分，而杂基则属最不稳定成分，杂基含量过高的岩石通常届搬运距离近，因而其不稳定成分高，把石英与长石含量总和，联系杂基含量综合考虑，可知碎屑岩样品中大多数属于不成熟非均质和中等成熟(图2)。由此表明，碎屑岩颗粒成分成熟度低，非均质性较为严重。

1.2 碎屑颗粒粒径

碎屑颗粒的粒度(即大小)是碎屑颗粒的最主要特征。岩石中颗粒直径大于2 mm的岩石碎屑定义为砾石或角砾石;砾石或角砾石含量大于或等于50%的岩石定是砾岩或角砾岩。岩石碎屑中颗粒圆度的差异是区别砾岩和角砾岩的关键。而当50%以上的砾岩呈次棱角和棱角状时为角砾岩。岩石中砾石含量在25%～50%之间为砂砾岩，而砾石含量在5% ～25%之间为含砾岩，如含砾细砂岩，含砾中砂岩等等。

以碎屑岩三级命名法则为依据，结合实际情况对碎屑岩进行粒度的划分命名，得到样品粒级更为详细的命名信息(图3)。由图可知，岩石类型分布广泛，从砂质砾岩到含粘土粉砂质砂岩均有分布，其中砂质砾岩含量最多，占总量的34.6%;其次是砾质砂岩和含砾不等粒砂岩，分别占总量的16.9%和8.9%。再者就是含砂砾岩，占总量的比例为6%。岩石颗粒粒径分布较广，大的颗粒之间充填较小的颗粒，小颗粒间又充填更小的颗粒和杂基，形成复模态结构，造成严重的储层非均质性。

图2 颗粒成分非均质性特征图

图3 粒度分布特征图

2 成岩作用

克拉玛依油田七中——东区克下组砂砾岩储集层是典型的低孔低渗储集岩层，其成岩作用类型非常复杂，在埋藏成岩过程中各种成岩作用对碎屑岩的原生孔隙或保存或破坏以及次生孔隙的发育都产生一定影响，储层成岩作用的复杂性和多样性，造成了储层孔隙分布的非均质性，进而影响储层的非均质性。

2.1 压实作用

在压实作用改造下，碎屑岩的原生粒间孔隙大幅度缩小甚至消失，碎屑岩物性变差导致原生粒间孔隙缩小后形成缩小粒间孔隙或缝状粒间孔隙。在该碎屑岩的碎屑组分中，岩屑的含量较高，颗粒接触关系以点——线状为主，碎屑组分中半塑性——塑性岩屑的含量变化很大，导致碎屑岩压实作用的强度不均一。半塑性——塑性岩屑含量较高的碎屑岩中压实作用较强，原生孔隙结构遭到严重破坏。因此，压实作用的不均一性，进一步加剧了碎屑沉积物中原生孔隙分布的非均质性。

T72110井的渗透率和孔隙度随深度的变化趋势如(图4和图5)所示，由图可知，渗透率和孔隙度随地层埋深增加大致呈减小的趋势，这与压实作用使孔隙度和渗透率减小的原理相符。孔隙度的值主要为15%，渗透率的值集中在 0.1 md，较大孔隙度与小的渗透率说明了这是压实作用造成储层非均质性。

图4 孔隙度与地层埋深的关系

图5 渗透率与地层埋深的关系

2.2 溶蚀作用

溶蚀作用的结果形成了碎屑岩储层中的次生孔隙，溶蚀孔隙对改善砂岩储层的储集性能起到了建设性的作用。根据显微镜及扫描电镜分析，发现研究区溶蚀作用主要发生在长石颗粒表面及内部，其次为岩屑发生溶蚀。颗粒的溶解有两种情况:一种是长石、岩屑等不稳定颗粒直接溶解形成溶蚀粒内孔;另一种是长石及岩屑等颗粒先为碳酸盐矿物交代，后来交代物发生溶解而使颗粒间接被溶，常形成溶蚀粒内孔及溶蚀粒间孔。

据铸体薄片和扫描电镜观察，本区砂砾岩发生了强烈的溶蚀作用，形成了大量的溶蚀型次生孔隙(图6、图7)。部分绿泥石膜也发生溶解作用。

图6 ES7012井长石溶蚀

图7 T72110井长石溶蚀

由于本区溶蚀作用强烈，填隙物内溶孔也较发育，占孔隙总面孔率的11.17%，铸体薄片下经常可见。通过统计铸体面孔率数据发现(图8)，在以填隙物内溶孔为主的岩石样品中，面孔率最小值为0.01%，最大值为 0.62%，平均为 0.31%。胶结类型以孔隙型为主，少量基底型，孔隙发育程度中等—差。

图8 七中、东区克下组砾岩储层孔隙类型发育特征

如图9所示溶蚀粒间孔多于剩余粒间孔，此阶段溶蚀作用是主要的成岩作用。溶蚀粒间孔的存在使得储层渗透率和孔隙度较高，溶蚀粒内孔含量不少，但对改善渗透率作用不大，这导致储层非均质变化。

3 构造作用对储层非均质性的影响

构造改造作用是影响储集性能的重要条件:构造作用从大的方面控制着沉积环境和成岩作用，从这个意义上讲，构造作用从宏观上控制着岩石的储集性能，后期构造作用对岩石物性的影响主要表现在使岩石破碎而形成裂缝。裂缝的存在不仅提供了石油运移通道，改善了储层的储集性能，而且为大气淡水、酸性水进入砂体提供了运移通道，往往形成良好的次生孔隙，改善了储层的物性、孔隙。因此其在局部地区对储层改善起了很大的作用。

图9 孔隙与物性的关系

构造运动所产生的断层和裂缝对储层非均质性有一定影响。垂直和较大角度的断层由于其封闭性，不但可使原来的地层错开，变成不连通，也可以由于其开启性使不同年代的地层串通起来，增加了储层的严重性和复杂性。一些延伸很远的裂缝若不闭合，可能使水沿裂缝串流，造成严重的平面矛盾。

微裂缝是在构造应力或者地静压力作用下岩石发生破裂而形成的次生孔隙。从显微镜下观察，颗粒间或颗粒内发育的微裂缝均比较常见，微裂缝的宽度通常受残余构造水平应力场的控制。七中区和七东区克下组碎屑岩储层中均有微裂缝发育，但数量较少，约占总孔隙面孔率的0.19%，从本区岩石样品的铸体薄片资料上看，微裂缝多发育于孔隙发育情况较差的样品中(图10、图11)，最小面孔率为0.02%，最大面孔率为0.16%，平均面孔率为0.074%。

根据铸体薄片研究发现构造作用产生的微裂缝对储层微观非均质性有影响。T72247井中发育的微裂缝，但是被填隙物充填，对微观非均质性影响不大。与，ES7012井中的储层岩石较致密，发育明显的微裂缝，但是未填隙物充填，导致储层的渗透性得到改善，可见微裂缝对微观非均质性影响较大。

4 结语

1)克拉玛依油田七中——东区碎屑岩储层中碎屑岩颗粒成分成熟度低，非均质性较为严重。储层中岩石类型分布广泛，形成复模态结构，造成严重的储层非均质性。

图10 ES7012井微裂缝

图11 ES7012井微裂

2)储层成岩作用的复杂性和多样性，造成了储层孔隙分布的非均质性，进而影响储层的非均质性。在压实作用改造下造成储层较大孔隙度却是较小的渗透率，造成储层非均质性。溶蚀粒间孔的存在使得储层渗透率和孔隙度较高，溶蚀粒内孔含量不少，但对改善渗透率作用不大，这导致储层非均质变化。

3)构造运动所产生的微裂缝使得储层区域性的孔隙度差异较大，对微观非均质性影响较大。

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