乌南油田B区块X油组储层性质控制因素

罗小明 万英杰 何国林 李仕远 李强

[摘 要]乌南油田B区块X油组储层主要是细砂岩、极细砂岩、粉砂岩，少量中砂岩，其次不等粒砂岩，储层主要受粒度及碳酸盐含量影响，同时分析了碳酸盐含量与孔隙度、渗透率的相关关系。

[关键词]乌南；B区块；X油组；储层

中图分类号：TE355 文献标识码：A 文章编号：1009-914X（2018）25-0002-01

1、油田概况

乌南油田B区块各砂层及砂层组平面分布稳定，小层连续性好，但砂层相对较薄，孔隙物性较差，非均质性强，油藏剖面上表现为横向上油水层连通性差，井与井之间含油性变化较大。油气层纵向上分布井段长，油藏受重力分异作用小，可分为多个油气水系统，无统一油水界面。

2、储层性质控制影响因素

2.1粒度对储层性质控制作用

该区主要目的层段储层岩性主要是细砂岩、极细砂岩、粉砂岩，少量中砂岩，其次在薄片鉴定时还识别出不等粒砂岩，因此研究时主要利用中砂岩、细砂岩、极细砂岩、粉砂岩、不等粒砂岩进行储层的孔隙度与渗透率相关性分析，整體上随着孔隙度的增大渗透率也增大，具有正相关性。

2.2碳酸盐含量对储层性质控制作用

单从碳酸盐分析测试来看，目的层内的碳酸盐含量比较高，含量范围为8～65% ，平均含量为30%，主要分布在15%～40%之间（图1-1）。根据实测数据编制碳酸盐含量与孔隙度、渗透率相关关系图（见图1-2和图1-3），整体看碳酸盐含量对孔隙度影响比较大，具有较明显负相关性，而碳酸盐含量对渗透率影响不大，不具备随深度变化产生的相关性。测试所得资料中碳酸盐含量大于50%时仍有样品孔隙度达15% 、渗透率大于10-2μm2 ，可以说明该区碳酸盐并不都是以胶结物的形式存在。从铸体薄片鉴定结果来看储层中碳酸盐大部分以岩屑形式为主，少量为以胶结物形式存在。

3、结论

该地区属低孔、特低渗储层，储层发育程度受沉积相带砂体控制，目的层段储层岩性孔隙度的增大渗透率也增大，具有正相关性。碳酸盐含量对孔隙度影响比较大，具有较明显负相关性，而碳酸盐含量对渗透率影响不大，不具备随深度变化产生的相关性。

参考文献

[1]陈元千等.现代油藏工程.石油工业出版社，2004年4月。

[2]李道品.低渗透油田高效开发决策论. 石油工业出版社，2003年6月。

[3]王树新等，中国油藏开发模式丛书（老君庙）.石油工业出版社，1998年。