◇中国石油辽河油田分公司勘探开发研究院 马满兴
兴北-冷西地区沙三段发育扇三角洲沉积,沙三中亚段Ⅲ油组储层物性、含油性较好,勘探潜力大。分析岩石薄片、铸体薄片、常规孔渗、岩心油气显示、试油试采、岩电实验等资料,研究岩性、物性、含油性、电性特征及相互关系。研究结果表明,Ⅲ油组主要发育砾岩类、砂岩类两类储层,二者均发育粒间孔、粒内溶孔,偶见微裂缝,为特低孔-低孔超低渗-特低渗储层。泥质、碳酸盐含量增多,物性和含油性变差。对比岩电实验数据,认为干层的电阻率可能较高,甚至超过油层的电阻率。
辽河盆地西部凹陷兴北-冷西地区沙三中亚段发育扇三角洲沉积[1],砂砾岩是该区主要储层,形成构造-岩性油藏,Ⅱ油组是该区主力产层。随着勘探开发持续深入,发现沙三中亚段Ⅲ油组储层物性、含油性较好,勘探潜力大。鉴于新疆油田玛湖地区、胜利油田东营凹陷砂砾岩油藏勘探成功[2-3],有必要进一步分析Ⅲ油组砂砾岩储层特征,力争发现更多油藏。
该区沙三中亚段Ⅲ油组砂砾岩,依据岩石薄片鉴定分为砾岩类和砂岩类。砾岩类包括含砂砾岩、砂质砾岩,其中砾石含量>50%,砾石直径最大30×45 mm,一般2×2 mm~10×10 mm,砾石磨圆度中等,次棱角状、次圆状为主,点-线接触、线接触为主。砾石成分以花岗岩岩屑为主,其次为火山岩岩屑、石英和长石矿物,少量沉积岩岩屑。砾石间填隙物为砂质细碎屑和泥质杂基,偶见方解石胶结;砂岩类包括砾质不等粒长石岩屑砂岩、含砾不等粒长石岩屑砂岩、含泥不等粒岩屑长石砂岩、含泥不等粒长石岩屑砂岩、含碳酸盐粗粒长石-岩屑砂岩、含碳酸盐粗-中粒岩屑长石砂岩、中-粗粒岩屑长石砂岩、中-细粒岩屑长石砂岩、细粒岩屑长石砂岩。岩石分选中等,颗粒次棱-次圆状,点-线接触,填隙物以泥质杂基和碳酸盐为主。岩屑成分以花岗岩、石英岩、动力变质岩为主,其次为中、酸性喷出岩、浅成岩,硅质岩,砂岩等。
根据铸体薄片鉴定,储集空间包括孔隙和裂缝。孔隙以粒间孔、粒内溶孔、铸模孔、杂基微孔、残余粒间孔为主,少量填隙物晶间孔。裂缝多为颗粒裂缝、粒缘缝、构造微裂缝。砾岩类储层铸体薄片面孔率0.64%~3.35%,平均1.42%,孔隙直径40~500 μm,主频介于100~200 μm,喉道宽度2.15~60.54 μm,主频介于5~10 μm,含裂缝时喉道宽度变大。砂岩类储层铸体薄片面孔率0.71%~8.07%,平均2.36%,孔隙直径40~700 μm,主频介于100~200 μm,喉道宽度1.07~73.34 μm,主频介于5~10 μm,其中含泥砂岩面孔率0.86%~3.07%,喉道宽度主频2.5~5.0 μm;含碳酸盐砂岩面孔率0.75%~2.52%,喉道宽度一般小于7.5 μm (图1)。
图1 兴北-冷西地区储集空间及孔隙直径喉道宽度分布图
据Ⅲ油组50个孔隙度,50个渗透率物性资料,孔隙度主要分布在3.5%~18.2%,平均孔隙度10.2%,渗透率分布在0.037 mD~3.820 mD。砾岩类储层孔隙度主要分布在5.9%~11.2%,平均孔隙度9.1%,渗透率分布在0.165 mD~3.820 mD,平均渗透率1.101 mD,属于特低孔-低孔超低渗-特低渗储层。砂岩类储层孔隙度主要分布在5.2%~15.1%,平均孔隙度10.3%,渗透率分布在0.058 mD~2.890 mD,平均渗透率0.538 mD,特低孔-低孔超低渗-特低渗储层。综上所述,含泥、含碳酸盐降低储层物性,裂缝提高储层渗流能力。
Ⅲ油组岩心录井油气显示级别包含富含油、油浸、油斑、油迹、荧光(图2)。兴北3井在2522.8~2546.5 m(53~56层)进行压裂试油,射开4层11.6 m,压后日产油6.53 t,试油结论为油层。该井2531.80~2535.95 m钻井取心进尺4.15 m,心长4.10 m,包含砂岩、砾岩,其中富含油0.05 m,油浸3.16 m,以油浸为主。说明油浸级别砂岩、砾岩储层能获得工业油流。
图2 冷94井测井曲线综合图
油浸及以上级别油气显示的砂岩类、砾岩类储层,孔隙度9.1%~18.2%,平均孔隙度13.5%,渗透率0.059 mD~1.940 mD,平均渗透率0.558 mD,X衍射黏土含量2.5%~10.7%,平均7.6%,碳酸盐含量0.9%~7.5%,平均4.1%。油斑及以下级别油气显示的砂岩类、砾岩类储层,孔隙度3.8%~11.1%,平均孔隙度7.8%,渗透率0.058 mD~0.950 mD,平均渗透率0.292 mD,X衍射黏土含量3.6%~13.6%,平均9.2%,碳酸盐含量1.7%~21.9%,平均6.8%。综上所述,黏土、碳酸盐含量增加降低了储层物性,从而降低了储层含油性。
在均匀粒间孔隙的纯砂岩中,用电阻率测井资料确定含水饱和度的方法多采用阿尔奇公式[4-5]。为评价Ⅲ油组储层含油性,在该区采集兴北9、冷94、冷95三口井25个样品,进行岩电分析实验,同一口井的样品所用盐水矿化度一致,不同井样品所用盐水矿化度略有差异。孔隙度大于10%的样品含盐水饱和度为50%左右时,电阻增大率2.02~7.58,平均为4.86。实验用水矿化度不变的条件下,饱和盐水岩样的电阻率随孔隙度降低而增大,例如冷94井2954.55 m孔隙度为4.8%的砂岩样品,在饱和电阻率为1.18 Ω·m盐水时,岩样电阻率(R0)可达181.76 Ω·m,而冷94井2945.45m孔隙度为12.3%的砂岩样品,在饱和盐水时,电阻率为78.61 Ω·m,在盐水饱和度为51.2%时,岩样电阻率(Rt)为177.78 Ω·m。认为干层电阻率可能较高,甚至超过油层电阻率。提示在识别油层时,要注意致密储层引起的电阻增大现象。
该区Ⅲ油组,冷94井2985.0~2988.0 m录井无油气显示砂岩测井电阻率3.86 Ω·m,2942.1~2956.5 m井段的富含油砂岩测井电阻率为8.68~20.26 Ω·m,平均为10.49 Ω·m,电阻增大率2.25~5.30,平均为2.72,试采稳产初期综合含水率为25%(图2);冷95井3254.7-3259.1 m录井无油气显示砂岩测井电阻率为5.20 Ω·m,3164.5~3188.8 m井段的油斑砂岩测井电阻率8.38~13.38 Ω·m,平均为8.47 Ω·m,电阻增大率1.61~2.57,平均为1.63,试采稳产初期综合含水率为30%;兴北9井2693.5~2696.5 m录井无油气显示砂岩、砾岩测井电阻率为7.72Ω·m,2676.1~2745.0 m井段的油斑、油迹、荧光砂岩、砾岩测井电阻率8.85~23.23 Ω·m,电阻增大率1.14~3.01,试采稳产初期综合含水率为55%。上述事实说明电阻增大率可以反映Ⅲ油组大体含油情况。但油层电阻增大率低于岩电分析时的电阻增大率,可能由于油层受泥质、温度、压力等的影响而电阻增大率有所降低。
(1)兴北-冷西地区沙三中亚段Ⅲ油组储层岩石可分为砾岩类,砂岩类。砾岩类主要包括含砂砾岩、砂质砾岩。砂岩类主要包括砾质砂岩、含砾砂岩、不等粒砂岩、中-粗砂岩、中-细砂岩。
(2)砾岩类、砂岩类储层主要发育粒间孔、粒内孔、铸模孔、杂基微孔、残余粒间孔,可见颗粒裂缝、粒缘缝、构造微裂缝,主要为特低孔-低孔超低渗-特低渗储层。微裂缝能够改善储层渗流能力。泥质、碳酸盐含量增加使储层物性、含油性变差。
(3)岩电实验分析认为含水饱和度低于50%时岩样电阻增大率2.02-7.58。在识别油层时,可以参考电阻增大率,但要注意致密储层引起的电阻增大现象。