准噶尔盆地M地区低含油饱和度砂岩储层含油非均质性特征

何澳庭，闫建平，3，黄莉莎，丁明海，罗光东，宋东江

（1.西南石油大学地球科学与技术学院，四川 成都 610500；2.天然气地质四川省重点实验室（西南石油大学），四川 成都 610500；3.油气藏地质及开发工程全国重点实验室（西南石油大学），四川 成都 610500；4.中国石油大庆油田钻探工程公司，黑龙江 大庆 163712；5.山东瑞霖能源技术有限公司，山东 东营 257000）

0 引 言

随着准噶尔盆地油气勘探开发的不断深入，多个规模较大且具有一定经济效益的低含油饱和度油藏（低饱和油藏）逐渐被发现[1]。低饱和油藏含油饱和度一般小于40.0%，含水饱和度较高，存在明显可动水，且初始状态共存水饱和度远大于束缚水饱和度[2-3]。近年来有专家学者对低饱和油藏成因开展了相关研究，成因主要为：油源丰度低，供给不足；储集层岩石颗粒细、孔喉小，相对大的孔喉内充注了油气，而小孔喉内仍然被原始水占据；地层倾角小，构造幅度低，导致油水密度差产生的浮力小，不能有效排驱小孔喉内的水；储集层内纵向上发育的非均质性隔夹层会导致油水同层的分布格局，形成较厚的油水过渡带，降低了油藏的含油饱和度；受控于低幅度鼻状构造和侧向泛滥平原遮挡条件，油气充注动力弱[4-6]。以上成因的认识提升了对低饱和油藏形成要素的理解，但低饱和油藏含油非均质性的特征还不明确，岩性、物性、含油性、电性即四性关系的不明确制约了低饱和油藏储层有效性的评价。其四性关系也有待深入刻画。

准噶尔盆地M地区三工河组属于低饱和油藏，由于油水分布受构造和沉积微相的双重控制，目前仍然处于地层掀斜后动态调整的分配过程[7]，具有含油非均质性强的特点。M地区三工河组砂岩体内部纵向上表现出条带状含油，不同含油级别的砂岩条带互层发育，含油条件苛刻，受控因素多，导致油井投产后产量递减较快，试油试采普遍油水同出，产能差异大，部分井因高含水关井[8]。因此，亟需深入认识低饱和油藏的含油非均质性特征，并解剖砂岩体内部不同含油条带的四性特征与关系。为了有效表征低饱和度砂岩储层的含油非均质性，综合试油结论和含油级别描述信息，将M地区三工河组二段砂岩层划分出10种含油条带，通过“物性交会”分析，这10种含油条带可归类为3大类（I、II类和III类），再考虑到储层有效性评价以及易于流体性质识别，进一步将3大类条带细分为5个小类（I1、I2、II1、II2类和III类）。通过含油条带对低饱和度砂岩储层进行刻画，明确其含油非均质性特征，同时基于岩心描述、铸体薄片、物性测试、高压压汞及测井曲线等资料，分析了不同含油条带的岩性、物性和电性响应特征，厘清了不同含油条带的四性关系，为后期的储层有效性评价、储量计算、产能预测及开发方案的制订与实施提供了依据。

1 研究区地质概况

准噶尔盆地作为石炭纪至第四纪发展起来的板内复合叠加盆地[9]，在侏罗系三工河组沉积时期，整体为坡度较缓、水体较浅的半封闭湖盆，周缘是由古生代弧盆及裂谷系演化而成的低矮造山带[10]。其中，M地区位于准噶尔盆地腹部稍偏西位置，主体处于盆 1 井西凹陷与昌吉凹陷北斜坡，东西两侧为马桥凸起、中拐凸起及达巴松凸起[11-13]，属于凹凸相间的斜坡过渡带。早侏罗纪到中侏罗纪末期，准噶尔盆地内部的沉降中心向南迁移，地层开始由北向南掀斜[14]，导致M地区从斜坡过渡带转换到油气有利聚集区，也致使M地区早期充注油气不断向北部构造高部位运移、散失以及南部低构造区油气向M地区不断 “补充”充注，至今油水仍未完成充分的分异[7]，形成了复杂的油水系统。

M地区三工河组自下而上分为3段：三工河组一段（J1S1）、三工河组二段（J1S2）和三工河组三段（J1S3）。其中，三工河组一段为大套半深湖—深湖相暗色泥岩与薄层粉砂岩和细砂岩的交互沉积；三工河组三段以半深湖—深湖相暗色泥、页岩沉积为主，夹细砂岩和粉砂岩[15]。作为三工河组主要出油层系的二段地层，又可细分为上、下两个亚段，其中上亚段为“泥包砂”的岩性组合，砂体孤立存在，连通性差；下亚段属于辫状河三角洲前缘沉积，表现为块状厚砂体纵向叠置的特点[16-17]。

M地区三工河组二段岩性类型多样，单层砂岩体厚度为30 ～50 m，单一岩性厚度通常不足10 m，甚至更薄，主要发育细砂岩、中砂岩、含砾中砂岩以及粗砂岩等，且砂岩多呈不同含油性薄层条带互层。储层孔隙度普遍为5.0%～20.0%，平均为12.3%，渗透率为0.1 ～200.0 mD，平均为33.1 mD，属于低孔隙度低渗透率砂岩储层，整体孔隙度渗透率关系复杂。压实作用、碳酸盐胶结及黏土矿物胶结等成岩作用较发育[16]，这是导致储层低孔隙度低渗透率的主要原因。岩性的互层性、物性的差异性，使得M地区三工河组二段呈现极强的含油非均质性。因此，下文着重分析低饱和度砂岩体储层的含油非均质性特征，并解剖砂岩体内部不同含油条带及其组合类型的四性特征与关系。

2 低饱和度砂岩储层含油非均质性及含油条带类型

2.1 含油非均质性

M地区三工河组二段主要沉积亚相为辫状河/曲流河三角洲前缘，受三角洲前缘亚相中不同微相的控制，往往一套砂岩体中的岩相、岩性类型及其纵向叠置方式会有一定的变化，且有一定的韵律旋回性。而砂岩体中不同岩性储层受不同破坏性、建设性成岩作用的影响，物性呈现的非均质性比岩性的变化还要强。在岩性、物性非均质性的影响下，早期成藏油气充注的不均一性、后期地层由北向南掀斜构造作用影响的油气二次运移作用以及本身油水分异不彻底等多种因素，使得M地区三工河组二段低饱和油藏砂岩储层含油非均质性极强。

Z3井三工河组二段下亚段4 173 ～4 180 m砂岩体中，主体岩性为细砂岩，存在中砂岩、含砾粗砂岩，由下到上呈现出从粗到细的粒度变化特征，岩心孔隙度、渗透率实验测试数据也体现了物性的强非均质性。岩性的变化和物性的非均质性导致岩心含油级别从下往上依次为油斑、不含油、油迹、油斑、油浸，砂岩体内部呈现较强的含油非均质性，不同含油级别的砂岩条带呈互层变化（见图1）。

图1 M地区Z3井三工河组二段含油非均质性图

以Z111井三工河组二段4 280 m处的油斑细砂岩为样本，在岩样上进行滴水实验。水滴在细砂岩上既呈水珠状，也呈扩散状，同一块取心砂岩体滴水实验显示的润湿性存在明显差异，即一段砂岩体中同种岩性具有不同的润湿相，也充分体现了M地区三工河组二段砂岩体中含油非均质性强的特征（见图2）。

图2 M地区Z111井三工河组二段取心段4 280 m处岩心滴水照片

2.2 含油条带类型划分

通过划分含油条带来刻画砂岩体内部的含油非均质性，含油条带的划分不仅要考虑岩心描述中的含油级别信息，同时也要考虑试油信息。试油往往是对一大段砂岩体或砂岩体组合进行测试，低含油饱和度砂岩储层的含油非均质性也表现为同一个试油段内不同的条带其含油级别具有较大差异。这种差异，一方面会造成储层中的流体性质更加复杂，加大了流体识别的难度；另一方面不同含油级别的砂岩条带不仅在岩性、物性上具有差异，同时在测井电性响应曲线上也具有一定的差别，这也为识别与评价储层提供了依据。因此，在分析试油结论和岩心含油级别描述的基础上，基于这2种信息组合划分出不同的含油条带，利用含油条带表征砂岩体储层内的含油非均质性，可进一步分析不同含油条带的岩性、物性、电性响应特征及其相互关系。试油层段根据油水产量的高低可分为：油层（A），油水同层（B），含油水层（C），水层（D）。岩心描述含油级别可分为：油浸和油斑（级别1），油迹和荧光（级别2），不含油（级别3）。按照以上二者信息匹配，对Z1、Z3、Z5、Z101、Z102和Z105共6口井三工河组二段不同含油条带的37个样本进行统计，划分出初始不同含油条带的类型（见表1）。

表1 初始不同含油条带的基础信息及物性参数特征

由表1可知，初始含油条带类型较多（10种），通过测井数据进行准确分辨难度较大，且实际应用也不便于实施操作，为了后期流体识别和储层有效性评价，通过“物性交会”分析含油条带是否有一定的分布规律并进行条带组合归类（见图3）。图3 （a）中物性较好（孔隙度大于11.0%，渗透率大于7.0 mD）的条带，含油级别也普遍较高（油浸、油斑），归为I类条带；将物性较差（孔隙度小于6.0%，渗透率小于0.2 mD）、含油级别较低（油迹、荧光、不含油）的条带归为III类条带；II类条带则是处于I类条带和III类条带之间[见图3 （a）、图3 （b） ]。考虑到进一步流体性质识别和储层有效性评价的需求，I类条带和II类条带仍然需要细分。根据试油结论和含油级别描述把I类条带中“水层与不含油”的条带归为 I2类（水层），其他条带归为I1类（油层）；将II类条带分为II2类（水层）和II1类（油层）；而III类条带即为干层[见表2、图3 （b） ]。

表2 含油条带小类分类表

图3 含油条带物性分布图

从具体细分情况来看，I类含油条带中I1类和I2类条带物性相近，平均孔隙度分别为14.43%和13.11%，平均渗透率为81.67 mD和111.39 mD；II1类条带的平均渗透率（4.76 mD）大于II2类条带的平均渗透率（3.62 mD），而II2类条带的平均孔隙度（13.89%）大于II1类条带的平均孔隙度（10.95%）。

3 不同含油条带与岩性、物性、电性响应的关系

3.1 不同含油条带的岩性特征

岩性、物性的差异一定程度上影响了油藏内部的含油性分布。岩石颗粒的粗细、分选的好坏、胶结物的类型即胶结方式等控制着储层物性的变化，物性对含油性影响较大，而电性则是岩性、物性、含油性的综合反映[18]。利用岩心描述资料，统计不同含油条带的岩性特征情况（见图4）。I1类含油条带岩性主要以细砂岩和粗砂岩为主，含有少量的中砂岩和砂质砾岩，取心描述其含油面积约为50%～60%，油味较浓；I2类含油条带的细砂岩和中砂岩占比较多，其次是粗砂岩、含砾粗砂岩和砾状粗砂岩，其含油不饱满，分布不均匀，含油面积约20%～30%，油味淡，这2个小类岩性、物性差别不大，而含油级别存在差异，通常I2类含油条带在油水界面以下发育；II1类含油条带岩性主要是细砂岩和中-细砂岩，以及少量的中砂岩，油味较浓，含油较均匀，欠饱满；II2类含油条带岩性以细砂岩为主，含有少量含砾中砂岩；III类含油条带岩性为细砂岩。含油条带中的粗砂岩、砾状粗砂岩和砂质砾岩具有良好的物性特征，反映出粒径越粗，物性相对越好。

图4 M地区三工河组二段不同含油条带岩性分布特征

观察铸体薄片，可见I1类和I2类含油条带的结构成熟度高，岩石颗粒分选较好，磨圆度为次棱-次圆，以点-线接触为主，孔隙较发育[见图5 （a）、图5 （b） ]。II1类和II2类含油条带结构成熟度中等，岩石颗粒分选中等、磨圆度为次圆-次棱，以点-线和线-凹凸接触为主，中等尺度孔隙占比较多[见图5 （c）、图5 （d） ]。图5（e）[8]荧光细砂岩为Z3井4 172.52 m处的III类含油条带，其岩石颗粒分选差，磨圆度为次棱，机械压实作用较强使得岩石颗粒间以线-凹凸接触为主，孔隙不发育，孔隙度仅有4.0%。

图5 M地区三工河组二段不同含油条带铸体薄片

3.2 不同含油条带的孔隙结构特征

孔隙结构特征在微观上反映了储层的储集和渗流能力，合理刻画与表征孔隙结构对于非均质性强且孔隙结构复杂的储层尤为关键[19]。分析毛细管压力曲线，得到岩石孔隙结构的定量特征参数（如排驱压力、最大进汞饱和度等），从不同角度表征储层的孔隙结构特征[20]。压汞特征参数中，排驱压力越低，最大进汞饱和度越高，通常岩石渗透性越好，最大喉道半径越大，储集性能也越好，同时，进汞曲线段越平缓，分选越好[21]。

毛细管压力曲线显示，I1类条带进汞段曲线低且平缓，排驱压力为0.045 6 MPa，最大进汞饱和度为88.48%，说明岩石孔喉半径大且分选好，储集性好[见图6（样本5373号） ]；I2类条带与I1类条带的压汞曲线相似，排驱压力为0.045 6 MPa，最大进汞饱和度为90.48% [见图6（样本5384号） ]；II1类和II2类含油条带毛细管压力曲线差别不大，排驱压力分别为0.182 6 MPa和0.271 0 MPa，最大进汞饱和度分别为91.39%和84.98%，储层质量弱于I类条带[见图6（样本5号）、图6（样本5390号） ]；图6（样本5380号）是III类含油条带毛细管压力曲线，进汞段高且短，整体偏细歪度，排驱压力高达1.827 0 MPa，最大进汞饱和度为72.55%，储层具有岩石孔喉半径小、分选差的特点。综合分析可知，I类含油条带属于孔隙结构最优的储集层，其次是II类含油条带。I类条带排驱压力低于II类条带，说明I类条带最大喉道半径更大、渗透率更高；III类含油条带孔隙结构最差，属于差储集层（或干层）。

图6 M地区三工河组不同类型含油条带的毛细管压力曲线

3.3 不同含油条带的电性响应特征

测井曲线是地层物理性质随井深变化的记录，蕴含了许多地质地层信息[22]，自然伽马曲线（GR）测量的是地层的放射性元素强度信息，反映了岩性特别是泥质含量的变化，三孔隙度曲线（声波时差曲线AC、中子曲线CNL、密度曲线DEN）反映了地层的物性特征，深、中感应电阻率曲线（RILD、RILM）对地层中的流体性质敏感。含油非均质性、围岩、地层水矿化度变化等多重因素降低了常规测井曲线的分辨率，但曲线之间依然存在一定的信息差异，利用三工河组岩心资料、试油数据和常规测井曲线资料，对不同含油条带的测井响应特征进行标定分析。统计6口井中不同含油条带测井曲线响应特征值（见表3），虽然曲线值之间存在一定程度的差异，但也有很大的重叠性，因此，利用测井剖面上的电性响应“数值、形态及差异”等特征（见图7 ～图9），结合交会图总结不同含油条带的电性响应规律（见图10）。

表3 M 地区三工河组二段不同含油条带测井曲线响应特征值

图7 Z3井I1类和III类含油条带测井响应特征

I 类、II 类和III 类含油条带在物性上存在显著差异，因此，利用对物性较为敏感的AC对大类条带进行分析和判别。同时，基于条带流体性质的差异，利用RILD、RILM及其差异性，能够有效识别小类条带。

I类条带：一般为低伽马值、低能谱值（铀、钍、钾），物性较好，图7中a层段对应的AC左偏移特征明显，AC和CNL值在交会图上主要集中于右上角[见图10 （a） ]，AC值通常大于68.5 μs/ft [见图10 （b） ]，电阻率曲线显示一定的差异，表明渗透性较好，Z3井受地层水矿化度较高的（27 225 mg/L）影响，部分I1类条带RILD值低于7.0 Ω・m，而其他大部分样本主体在交会图中显示RILD值大于14.0 Ω・m，小于18.5 Ω・m [见图10 （c） ]；I2类条带的物性与I1类条带相似，但流体性质存在差异（为水层），RILD值相对偏低，如图8中b、d层段，RILD值主要分布在6.4 ～17.8 Ω・m，且多数低于14.0 Ω・m（见表3）。

图8 Z101井I1类、I2类和II1类含油条带测井响应特征

II类条带：整体物性弱于I类条带，AC值分布于66.3 ～68.5 μs/ft，位于Z105井4 379 ～4 383 m处的3个样本点的孔隙度高且AC值偏大[见图10 （b） ]，但存在高含量的绿泥石（45%），绿泥石膜胶结并堵塞狭小喉道，从而导致低渗透率，渗透率位于0.2 ～7.0 mD，故归为II2类条带（见图9）。II1类和II2类条带间存在流体性质差异，利用RILD对流体性质较敏感的特征，实现II1条带和II2条带的有效区分，图8中a层段的II1类条带的RILD值大于20.5 Ω・m，而图9中II2类条带RILD值则位于18.5 ～20.5 Ω・m [见图10 （c） ]。

图9 Z105井II2类含油条带测井响应特征

图10 M地区三工河组含油条带电性交会图

III类条带：属于差储集层（或干层），处于AC和CNL交会图的左下角[见图10 （a） ]，AC值分布于63.6～68.5 μs/ft，平均值为66.1 μs/ft，多数低于66.3 μs/ft；CNL值为9.9%～16.9%，平均值为12.8%，普遍低于12.0% [见表3、图10 （b）、图10 （d） ]；图7中b层段受到地层水高矿化度的影响，导致RILD值偏低，但与同一砂岩体中的其他条带（I1）相比，RILD值相对偏大，通常情况下III类条带的RILD值大于20.5 Ω・m。

4 结 论

（1）准噶尔盆地M 地区三工河组二段低饱和度砂岩储层含油非均质性强，单一砂岩体中呈现多种含油级别的条带频繁互层，基于试油结论和含油级别描述，结合 “物性交会”特征，将砂岩体储层划分出3大类（I、II、III类）、5小类含油条带（I1、I2、II1、II2类和III类），更精致地剖析储层非均质性特征。

（2）I类含油条带以成分、结构成熟度较高的细砂岩和粗砂岩为主，孔喉半径大、分选好，孔隙度大于11.0%，渗透率大于7.0 mD；II类含油条带中细砂岩和中-细砂岩居多，孔隙度、渗透率分别位于6.0%～11.0%和0.2 ～7.0 mD；III类含油条带主要为细砂岩，但常含灰质/泥质/粉砂质，孔隙不发育，机械压实作用、胶结作用较强。

（3）对于3大类含油条带的物性差异，以声波时差68.5 μs/ft为界限可区分I类和II类含油条带，III类含油条带声波时差小于66.3 μs/ft。针对小类条带间的流体性质差异，依靠深感应电阻率值可区分，I1类含油条带的深感应电阻率值为14.0 ～18.5 Ω・m，I2类含油条带的深感应电阻率值通常低于14.0 Ω・m；II1类含油条带深感应电阻率值大于20.5 Ω・m，II2类含油条带深感应电阻率值为18.5 ～20.5 Ω・m。厘清含油条带间的电性特征，为储层精细评价和甜点预测提供了依据。