长庆油田H区A3储层特征研究

朱桦筠，吴 頔，葛政廷，宋佳伟，吉少文，肖 飞，汪 洋，黄延明，陈 峻

（中国石油长庆油田分公司第六采油厂，陕西西安 710020）

1 储层岩石学特征分析

根据沉积环境和物源区特征，储集砂岩的岩性特点得到了控制。以该区域的岩性、沉积结构、构造、垂向序列及测井曲线特征和沉积环境的成因标志为根基[1]，综合研究认为A3 储层发育三角洲平原沉积，分流河道展布方向总体为NW-SE 向。通过对H 区的176 块样品薄片的观察分析，并按照石油行业标准利用三角图解法分类统计[2]，工区内A3 储层砂岩灰色、浅灰色岩屑质石英砂岩占据绝大部分（图1），主要颗粒粒径分布在0.8～4.0 mm，平均为1.6 mm。胶结类型大多为孔隙型，自生黏土矿物在胶结物中的比重最大，其中包括高岭石、铁白云石、水云母。碎屑颗粒大多是次棱-次圆及次圆状形态，属于颗粒支撑，接触关系大多分属点-线性接触。砂岩的分选性中等偏好，成分及结构成熟度相对较高。

图1 H 区A3 储层砂岩分类图

石英含量占绝大部分，占比为53.0%～77.0%，平均值为66.8%；长石含量占比为3.0%～9.0%，平均值为5.2%；岩屑含量占比为14.0%～35.0%，平均值为20.2%。

2 储层空间类型分析

根据铸体薄片和扫描电镜技术对该区43 块薄片进行了分类，发现该层的孔隙组合类型大多为粒间孔-溶孔，少部分是长石、岩屑发生溶蚀形态改变形成的长石及岩屑溶孔，孔隙分布比较均匀。其中残余粒间孔体积占据总孔隙体积的22.2%，粒间溶孔体积占比超过一半，达到74.1%，其余孔隙占比均很小，包括晶间孔和长石及岩屑溶孔，仅为2.8%，最后存在少部分微孔隙，但孔隙大部分都被杂基所堵塞充填。

2.1 原生孔隙

H 区A3 储层的储集空间大部分都被残余粒间孔与粒间溶孔所占据（图2），部分原生孔隙是由于局部异常高压而减弱压实作用保留下来的，颗粒之间并不存在胶结物与填隙物，并且孔隙边缘不规则，这些粒间孔对于该区作用很大；碎屑颗粒中的孔隙在经过成岩作用的影响后，未被完全破坏或充填圆满的剩余孔隙称为残余粒间孔，发育在胶结物之外，残余粒间孔总体外边界清晰，轮廓明显。书页状的高岭石集合体和丝缕状伊利石以及石英次生加大常在颗粒边缘充填[3]。

图2 砂岩孔隙特征图

2.2 次生孔隙

研究区目的层在历经成岩作用后，一部分不稳定组分转变形态，比如长石颗粒内部被溶蚀作用溶解形成残骸状孔隙[4]，造成次生孔隙占比增大，但其并非本段主要储集空间。同时由于本来的残余粒间孔未经受大型毁坏，而次生的溶蚀孔隙又较为发育，由这两部分共同组成H 区A3 储层的储集空间。

3 储层孔隙结构及物性特征分析

利用晶体薄片、扫描电镜等资料，分析得该储层平均孔径分属中等，为75.6 μm；A3 储层喉道宽度平均值为25.14 μm，喉道类型是粗喉道，排驱压力及中值压力较低。综合判定该区孔喉结构类型属中孔-粗喉型。

孔隙度是造成多孔介质中流体传输能力大小的关键因素[5]，而渗透率则代表在一定压差下，岩石允许流体通过的能力[6]，它控制着其自身疏导液体能力的强弱。通过对197 块砂体岩心进行测试分析并分类统计数据，结果表明该层孔隙度主要在7.4%～22.3%，平均值17.9%，同时孔隙度位于13.0%～19.0%的砂体占比86.2%；分析渗透率主要在9.0～3 183.0 mD，平均为546.0 mD（图3、图4），根据碎屑岩储层物性分级标准来进行定级分析，判断H 区A3 储层为中孔高渗储层。

图3 A3 储层岩心孔隙度分布直方图

图4 A3 储层分析渗透率分布直方图

为了验证孔隙度与渗透率之间是否存在规律性的对应关系，对岩心样本的孔渗进行投影分析，发现随着孔隙度数值的不断增大，渗透率同样具有变大现象，但并无显著的规律性[7]（图5）。孔隙度小于15%和大于15%区间存在明显差异，同时孔隙度在大于15%区间出现部分中孔高渗储集层。

图5 储集层孔渗关系图

4 储层特征影响因素分析

H 区A3 储层存在非均质性较强的特点，微孔隙结构关系比较繁杂，造成了储层特征并不是受到单一因素的控制，而是多种因素共同控制。由于该区整体构造平缓，盆地发育稳定，所以沉积作用和成岩作用对该区影响很大，属于主控因素。

4.1 沉积作用

沉积环境在很大程度上决定了储层储集性能，这就代表砂体发育类型和物性特征均受到一定的影响[8]。三角洲平原亚相是研究区A3 储层的主要沉积亚相，沉积微相则表现为分流河道，物源方向为NW-SE 向，有利储层主要存在于水下分流河道的主砂带上，颗粒成熟度高，原生孔隙未受到大型外力作用破坏而保存良好；同时原生孔隙的存在也为后来的溶蚀作用提供了通道和空间[9]。

4.2 成岩作用

经过各种手段进行综合研究，认为该区的成岩作用主要分为压实作用和胶结作用，压实作用可以对岩屑施加外力发生形变，进而压缩颗粒间的孔隙使其接触更为致密。而胶结作用的影响则是多方面的，充填物组分和含量的不同都可以对储层造成不一样的影响。不仅表现在充填在原生孔隙中堵塞孔隙空间进而将疏松的沉积物固定结合起来，同样在胶结后期发生的溶蚀作用形成的溶蚀孔也对储层物性具有正向拉动。

4.2.1 压实作用 压实作用是指沉积物在其上覆水体或沉积层的重压下，或在外力的作用下，发生水分排出、孔隙度下降、体积缩小的作用[10]。储层致密化最直观的凭证表现为碎屑岩颗粒的接触类型发生了改变。由图2 可知，砂岩中的碎屑颗粒主要为点-线接触，碎屑颗粒发生了塑性形变，证明机械压实作用对该区确实产生了实际影响，从而影响了渗透率和孔隙度，不过在储层中仍然存在一定量的残余粒间孔。

4.2.2 胶结作用 研究区内主要胶结类型表现为碳酸盐胶结及自生黏土矿物胶结。

（1）碳酸盐胶结：碳酸盐胶结物在砂岩中的表现形式常为粒状或镶嵌式，储层内孔渗的值与碳酸盐含量具有负相关性，常见的胶结类型为孔隙充填式，最终导致非均质性增强，渗透率变小。

（2）黏土矿物胶结：研究区整体上黏土矿物相对发育，高岭土和伊利石比例相对较高，多充填于粒间，在扫描电镜下可以看到非常明显的呈书页状的高岭石集合体。由于黏土矿物薄膜加充填物的存在，导致少数喉道存在堵塞，形成储层物性变差的现象。

5 结论

（1）三角洲平原亚相沉积是研究区A3 储层的主要沉积亚相，沉积微相则以分流河道为主；岩石类型以灰色、浅灰色岩屑质石英砂岩为主，砂岩的分选性和结构成熟度都较好。残余粒间孔和粒间溶孔是该区主要的储集空间。

（2）研究区储层孔隙度平均值为17.9%，渗透率平均值为546.0 mD，储层孔径平均值为141 μm，喉道半径平均值为25.14 μm，类型以粗喉为主，综合判断应为中孔高渗储层。

（3）研究表明影响储层物性特征的最主要原因为沉积作用及成岩作用，因为沉积微相可以影响优势砂体的空间展布，同时控制着岩石碎屑的发育情况，包括岩屑成分和含量。而压实作用和胶结作用可以造成孔渗的下降，其中胶结作用对储层物性的改变不仅具有破坏性，在一定程度上对储层物性是有利的。