松辽盆地北部G地区葡萄花油层储层特征及主控因素分析

王磊

(中石油大庆油田有限责任公司测试技术服务分公司第八大队，黑龙江 大庆 163000)

松辽盆地北部G地区葡萄花油层储层特征及主控因素分析

王磊

(中石油大庆油田有限责任公司测试技术服务分公司第八大队，黑龙江 大庆 163000)

以层序地层学、储层地质学、沉积岩石学理论为指导，结合岩心观察、薄片鉴定、物性分析、X-衍射等测试方法，对松辽盆地北部G地区葡萄花油层储层特征及其主控因素进行了深入的剖析。研究表明，区内葡萄花油层岩性主要为长石岩屑砂岩和岩屑长石砂岩，结构以细砂岩、粉砂岩为主；孔隙类型主要为残余原生孔隙；依据岩石结构、孔隙类型及埋藏深度将储层划分为4类；碎屑粒度、填隙物、压实作用及沉积相带为区内储层的主要控制因素。

松辽盆地；储层；葡萄花油层；主控因素

G地区作为松辽盆地北部重要的勘探区一直以来备受关注，其勘探范围东接安达-肇州背斜带，西至古龙断陷的上倾尖灭边界，呈南北向条带状展布，为长期的继承性深水湖盆凹陷[1,2]。葡萄花油层为该区的主力产油层，具埋藏浅、物性好、产量高等优势。为进一步有效指导该层位油藏的勘探与开发，笔者在探讨其储层岩石特征，划分孔隙及储层类型的基础上，深入剖析了储层主控因素[3,4]。

1 储层岩石特征

图1 研究区岩石类型三角图

通过对常规及铸体薄片的观察与统计表明，研究区葡萄花油层储层的岩性主要为长石岩屑砂岩和岩屑长石砂岩，少数为长石砂岩(图1)。碎屑成分以岩屑为主(23.6%～64.8%，平均43.4%)，长石次之(18.3%～41.7%，平均31.4%)，石英最低(14.8%～39.6%，平均25.2%)。黏土矿物主要有蒙脱石、伊-蒙混层、伊利石、高岭石、绿泥石及少量的绿-蒙混层。此外，在大段砂岩体的顶部或底部碳酸盐含量相对较高，局部地区发育钙质砂岩或含钙砂岩，说明区内中上部组合为一套成分成熟度相对较低的砂岩储层。

区内岩石结构以细砂岩、粉砂岩为主，其次为中砂岩、粉细砂岩(图1)。主要粒级为0.03～0.30mm，部分可达0.4mm以上。全区砂岩分选基本上为好-中等，磨圆程度中等，以次棱状为主，部分为次棱-次圆状；风化程度为中度，少数为中-深度；接触关系有点式、点-线式及线-点式，个别井发育有线式。上述结构特征均说明区内中上部组合砂岩的结构成熟度比较高[5]。

2 孔隙类型

通过镜下薄片观察，研究区葡萄花油层储层中可见孔隙以残余原生粒间孔为主，其体积分数约占70%以上(图2)，次为硅酸盐颗粒溶孔(尤以长石溶孔为主)，包括粒内、粒缘溶孔和铸模孔(体积分数小于30%)(图3)，偶见灰、云质胶结物轻微溶蚀。

图3 硅酸盐颗粒溶孔镜下照片

1)残余原生粒间孔 是碎屑颗粒之间的原生孔隙在后期成岩过程中经过压实、胶结等作用未被破坏而得以保留的一部分孔隙。

2)硅酸盐颗粒溶孔 硅酸盐矿物特别是长石多形成于岩浆作用，化学成分相对稳定，当其转移至沉积岩中赋存时，与地层中的酸性流体接触，发生溶蚀，形成粒内、粒缘及铸模等溶孔类型，并伴以石英的次生加大及次生黏土矿物的形成。

3 储层类型

笔者通过对85块样品铸体薄片的重新鉴定，并结合前人研究[6～8]分析认为，研究区主要发育以下4种储层类型：粗粒级弱压实原生孔隙发育型，细粒级强压实原生孔隙不发育型，浅埋细粒级弱压实黏土膜、原生孔隙较发育型，深埋粗粒级黏土膜、粒间孔发育型。

1)粗粒级弱压实原生孔隙发育型 碎屑颗粒粒级相对粗(主要为中细砂岩级别以上)，压实强度比较弱，以原生孔隙为主的储层。该类储层孔隙度平均为21.7%，渗透率平均为109mD，面孔率平均为15%，具有一定的石英次生加大现象，颗粒间接触关系以线-点式为主，胶结类型为孔隙-再生型(图4(a))。

2)细粒级强压实原生孔隙不发育型 碎屑颗粒粒级相对较细(主要为细砂岩级别以下的粉砂岩、粉细砂岩)，压实强度较高，原生孔隙不发育，溶孔有一定发育的储层。该类储层孔隙度平均为8.9%，渗透率平均为0.29mD，面孔率平均为5%，石英次生加大现象明显，颗粒间接触关系为线式，胶结类型为再生-孔隙型(图4(b))。

3)浅埋细粒级弱压实黏土膜、原生孔隙较发育型 该类储层埋藏深度相对较浅(1500m左右)，碎屑颗粒粒级相对较细(细砂岩级别以下)，压实强度弱，黏土膜较发育。由于黏土膜的形成抑制石英次生加大现象，极大程度地保护了原生孔隙，故该类储层孔隙度较高，平均为19.8%，渗透率平均为1.9mD，面孔率平均为11%。颗粒间触关系为点式，胶结类型为薄膜-孔隙型(图4(c))。

4)深埋粗粒级黏土膜、粒间孔发育型 该类储层埋藏深(2000m左右)、颗粒粒级较粗。储层孔隙度平均为18.4%，渗透率平均为1.71mD，面孔率平均为10%，具微弱石英次生加大现象，颗粒间接触关系为线-点式，胶结类型为薄膜型(图4(d))。

从4种储层类型的孔隙特征及物性来看，粗粒级弱压实原生孔隙发育型为有利的储层；浅埋细粒级弱压实黏土膜、原生孔隙较发育型和深埋粗粒级黏土膜、粒间孔发育型是相对有利的储层；细粒级强压实原生孔隙不发育型为差储层。

4 储层控制因素

4.1 碎屑粒度

结合铸体、常规薄片鉴定，物性分析，粒度分析等资料对葡萄花油层中不同粒级岩石的孔隙度和渗透率进行了统计(表1)。结果表明，随着碎屑粒度的变粗，孔隙度、渗透率也在得到相应的改善，但粒度对孔隙度的影响明显弱与其对渗透率的影响。不同粒级岩石，在渗透率上的差别有的甚至可以达到几个数量级之多，特别是细砂岩向中细砂岩、细中砂岩、中砂岩过渡时。

4.2 填隙物

区内葡萄花油层中泥质含量较高，从填隙物体积分数与孔隙度、渗透率的关系图(图5)中可以看出：填隙物与孔隙度呈线性负相关，而与渗透率则呈对数负相关；在相同粒级情况下，孔隙度、渗透率随着填隙物体积分数的增加而降低；在填隙物体积分数相同情况下，粗粒级的储层物性好于细粒级；填隙物体积分数虽与孔隙度具一定的相关性，但对其控制作用不突出，而填隙物与渗透率相关性较好，对其控制作用较为明显，在相同的填隙物体积分数下，中砂岩和细砂岩的渗透率可以有数量级上的差异。

图5 研究区填隙物体积分数与渗透率、孔隙度关系图

4.3 压实作用

研究区葡萄花油层顶界最浅埋深1253m，最深2098m，埋深的变化导致储层成岩压实强度不同，进而影响储层物性。从埋深与孔隙度、渗透率相关关系图(图6)及统计表(表2)中可以看出：相同粒级的砂岩物性随着埋深的增加而变差；相同埋深的砂岩物性粗粒级好于细粒级；大致以1400m为界，在该界面以上孔隙度、渗透率与埋深相关性不明显，而在该界面以下孔隙度、渗透率与埋深相关性较好，随着埋深的增加呈现较为明显的变差趋势。

图6 埋深与孔隙度、渗透率关系图

注：表中数据为“最小值～最大值(平均值)”。

4.4 沉积相

沉积相类型控制着粒度、填隙物含量及黏土矿物类型，在埋藏深度相近的情况下，沉积微相类型是控制储层优劣的主要因素，河口坝、分流河道砂体储层性质最优，远砂坝-席状砂次之；相同沉积微相类型砂岩储层中，埋深(或成岩作用强度)是控制储层优劣的主要因素，埋藏浅的储层物性要明显好于埋藏深的储层物性。

5 结论

1)松辽盆地北部G地区葡萄花油层主要为长石岩屑砂岩和岩屑长石砂岩，少数为长石砂岩，岩石结构以细砂岩、粉砂岩为主，其次为中砂岩、粉细砂岩。

2)依据岩石结构、孔隙类型及埋藏深度将研究区储层可划分为4类，分别为粗粒级弱压实原生孔隙发育型，细粒级强压实原生孔隙不发育型，浅埋细粒级弱压实黏土膜、原生孔隙较发育型，深埋粗粒级黏土膜、粒间孔发育型。

3)研究区葡萄花油层储层主要受碎屑粒度、填隙物、压实作用、沉积相等因素共同控制。

[1]侯启军.松辽盆地古龙地区天然气勘探方向[J].石油勘探与开发，2005，32(5)：38～41.

[2] 张学娟,张雷,杨倩,等. 松辽盆地北部古龙地区登娄库组沉积与构造演化耦合关系研究[J].地质科学，2012,47(4)：1162～1175.

[3] 李如一，林铁锋.松辽盆地北部古龙地区葡萄花油层储层特征研究[J].大庆石油地质与开发，2008，27(3):32～35.

[4] 柳成志.齐家-古龙地区葡萄花油层层序特征及隐蔽油气藏预测[D].大庆：大庆石油学院，2006.

[5]于兴河. 碎屑岩系油气储层沉积学[M].北京：石油工业出版社，2008.

[6] 秦川，刘树根，汪华，等. 四川盆地中部中三叠统储层特征与类型[J].西安石油大学学报(自然科学版)，2011，33(6)：16～19.

[7] 黄军平，杨占龙，刘洪军，等. 中西部地区中小盆地碎屑岩储层特征及含油气性分析[J].岩性油气藏，2015，37(5):176～182.

[8] 古娜，程文，博朱莎，等. 碎屑岩储层类型划分依据及现行分类方案综述[J].中国西部科技，2012，11(6)：22～23.

[编辑] 邓磊

2016-09-12

国家油气重大专项(2011ZX05001-001-04)。

王磊(1982-)，男，工程师，主要从事石油地质及气井现场测试工作，wangl_cs@163.com。

TE122.2

A

1673-1409(2017)15-0014-05

[引著格式]王磊.松辽盆地北部G地区葡萄花油层储层特征及主控因素分析[J].长江大学学报(自科版), 2017,14(15):14～18.