玛2井区下乌尔禾组储层评价分析与研究

摘 要：玛2井区试油试采、开发试验和超前注水开发试验表明，受储层非均质性强的影响，玛2井区油井产能较低且差异大，注水效果不明显，同一井不同层段压裂效果差异大，迫切需要对该储层进行评价，为后期全面开发提供地质理论依据。本文主要对玛2井区乌尔禾组进行了储层评价，主要分析了储层评价的标准和储层主控因素。

关键词：下乌尔禾组;岩性特征;物性特征;储集空间特征;储层评价

1 工区概况

玛北油田位于准噶尔盆地西北缘玛纳斯湖北部地区，行政隶属新疆维吾尔自治区和布克赛尔县管辖。距玛纳斯湖、艾里克湖分别约5km和2.5km。区内地势比较平坦，地表为第四纪戈壁砾石，植被较少。夏季炎热，冬季寒冷，全年气温在43℃～-36℃之间，年降水量平均96mm。奎北铁路从油区穿过，有两条公路通往玛北油田，交通便利，具备一定的地面开发条件[1]。根据地震资料和完钻井资料，下乌尔禾组顶面构造形态总体上表现为南倾的单斜，在Ma2217井附近发育低幅度背斜。其中P2w2顶面的低幅度背斜闭合面积10.1km2，闭合度约27m;P2w2底面的低幅度背斜闭合面积8.2km2，闭合度约25m。根据地震及钻井资料，玛北油田玛2井区自上而下钻揭的地层有白垩系吐谷鲁群（K1tg），侏罗系头屯河组（J2t）、西山窑组（J2x）、三工河组（J1s）、八道湾组（J 1b），三叠系白碱滩组（T3b）、克拉玛依组（T2k）、百口泉组（T1b）及二叠系下乌尔禾组（P2w）。目的层下乌尔禾组与百口泉组呈角度不整合接触。根据岩性、电性和沉积旋回等特征将下乌尔禾组自上而下分为三个砂层组，即P2w3、P2w2、P2w1，其中主力油层P2w2又可细分为P2w21与P2w22。

2 储层评价探讨

2.1 储层评价标准

据铸体薄片分析，玛2井区下乌尔禾组储层孔隙类型主要以次生孔隙为主，其中粒间溶孔占30%，界面缝占35%，粒间残留孔占10%，其余为粒内溶孔和其他孔隙，这种组合类型有利于油气的储集。

玛2井区下乌尔禾组储层岩性以砂质不等粒小砾岩为主，其次为砂砾岩，夹有少量含砾砂岩、砂岩。砾岩、砂砾岩中砾石成分平均含量为68.8%，以凝灰岩为主（47.0%），次为变质泥岩（14.4%）、安山岩（1.5%），少量为流纹岩和花岗岩;砂质成分占26.1%，以凝灰岩为主（相对含量占50.3%），次为变质泥岩（相对含量占17.3%），石英和长石含量较少（相对含量分别为3.6%和0.5%）;杂基含量占2.6%，以泥质为主（0.8%）;胶结物含量占2.5%，胶结物类型以钙质为主，其次为硅质。

含砾砂岩、砂岩储层中砾石成分平均含量为3.0%，以凝灰岩为主（1.2%）;砂质成分占93.7%，以凝灰岩为主（相对含量占68.1%），次为石英和长石（相对含量分别为7.2%和4.4%）;杂基含量占2.3%，以泥质为主（1.2%）;胶结物含量占1.0%，胶结物类型以钙质为主，其次为硅质。胶结中等--致密，颗粒磨圆度为次圆状，分选差，支撑类型以颗粒支撑为主，胶结类型为接触式为主。结构成熟度、成份成熟度均较低。

据物性资料分析，下乌尔禾组油层孔隙度变化范围为6.0%-14.23%，平均为8.14%，渗透率变化范围为0.36-1763.4mD，平均为6.42mD。依据常规物性、压汞资料、岩性特征、填隙物含量、含油性等资料和参数，建立评价标准，将玛2井区下乌尔禾组储层分成两大类。Ⅰ类：储层物性相对较好，含油饱和度和岩心含油级别相对较高，试油为油层。Ⅱ类：一般不含油，为差储层。

玛2井区下乌尔禾组储集层为以次生孔隙为主、微细喉道、低孔、特低渗的较差储层。

2.2 储层主控因素分析

岩石的孔隙结构是影响储层物性的主要因素，而构造作用、沉积作用、成岩作用则是控制储层孔隙结构特征的主要因素[2]。

2.2.1 构造作用

构造格局决定着储层的沉积格局，进而控制了储层的孔隙结构。准噶尔盆地西北缘是一个由西北老山边缘向东南盆地缓倾的断阶带（斜坡带），主断裂（克--乌大逆掩断裂）为一纵穿整个断阶带的同生断裂，断面北倾并具上陡（倾角为50°-80°）、下缓（倾角为5°-40°）的特征，这一构造格局决定了储层的沉积格局[3]。在断裂上盘的构造高部位，山麓--洪积扇的粗碎屑沉积非常发育，越靠近老山，岩性越粗，砂砾岩体的岩矿成分与母岩成分越相似，不稳定性重矿物相对较多。而在断裂下盘，构造位置较低，储层埋深增大，岩性相对变细，且越向盆地中心岩性越细。断裂活动会改造储层的原生孔隙结构。Ⅰ类储层发育于断裂附近，构造相对高部位，由于大量裂缝和微细裂缝网络，沟通孔隙与喉道，增加储层的渗透率。Ⅱ类储层发育于远离断裂，構造相对低部位。

2.2.2 沉积作用

不同的沉积环境、沉积相，其矿物种类、含量及胶结物的分布有很大差异，造成储层的孔隙结构不同。对于砾岩储层，较好的孔隙结构一般分布在洪积扇扇根内带的槽流砾石体、扇根外带的片流砾石体以及扇中的辫流水道等微相带中。对比研究区的辫状河流亚相，若以孔喉比、孔喉配位数及不同渗孔比（渗透率与孔隙度比值）条件下的平均孔喉半径等参数来衡量，则辫状河流亚相的砾岩孔隙结构比山麓--洪积相的砾岩优越，但二者都不及分支河流及河口砂坝相的砂岩优越。Ⅰ类储层主要发育于辫状河流亚相，Ⅱ类储层主要发育于山麓--洪积相。

2.2.3 成岩作用

目前所研究的储层的孔隙结构与物性，实际上都是在不同程度上经过成岩后生作用改造了的次生或后生的产物，既具有成岩期的痕迹，又具有后生期的痕迹。由于成岩后生作用的类型不同，有的能使岩石的孔隙结构及物性变好，有的能使其变差。

机械压实作用，山麓--洪积相砾岩储层的颗粒结构与大小差别很大，以多级支撑为主，机械压实作用造成孔隙度降低。

胶结作用，准噶尔盆地西北缘砾岩储层中的主要胶结物有伊利石、高岭石、绿泥石、蒙脱石、伊/蒙混层、高岭石/绿泥石混合物等粘土矿物及方解石、方沸石、片沸石、橘红色沸石、菱铁矿、黄铁矿和少量石膏、硬石膏等矿物。这些矿物以不同的含量充填或半充填于各储层孔隙中，对粒间孔隙起着封闭、堵塞和隔离的作用，破坏了孔隙连通性，使孔隙结构和物性变差。

溶蚀作用，溶蚀作用在研究区表现为先期形成的粘土矿物被溶蚀和分解，如蒙脱石溶解变为绿泥石;部分骨架颗粒或基质被溶蚀，如各类长石在高盐度水介质中分解而形成沸石;自生矿物析出后被溶蚀，如沸石、方解石等矿物析出后又遭溶蚀。一般情况下，溶蚀作用产生的次生溶蚀孔隙使储层的孔隙体积扩大，孔隙结构得到改善，物性变好，但也存在着不利的一面，当矿物颗粒被溶蚀而泥化时，微细的泥质颗粒容易堵塞粒间孔隙的喉道，使孔隙结构和物性变差。

重结晶作用，在压力增大（或伴有温度升高）的情况下，岩石中的矿物成分在固态下重新结晶，使晶粒增大，如细晶方解石变为粗晶方解石、黄铁矿、高岭石等。新生的自形晶矿物全充填或半充填于粒间孔隙和喉道中，使孔隙减少、喉道变窄，孔隙连通性变差。

压溶作用，岩石颗粒在压力作用下，在受力方向上发生溶解，而在垂直力的方向上发生沉淀。岩石通过压溶作用可产生压溶缝、缝合线或溶孔，扩大了孔隙空间。

Ⅰ和Ⅱ类储层均受到了较强的压实作用。Ⅰ类储层主要发育溶蚀作用和压溶作用。粒间填隙物或碎屑颗粒受成岩流体的影响而遭受溶解，溶蚀作用产生的次生溶蚀孔隙使储层的孔隙体积扩大，孔隙结构得到改善，物性变好。压溶作用可产生压溶缝、缝合线或溶孔，扩大了孔隙空间，使物性变好。Ⅱ类储层溶蚀作用和压溶作用欠发育，所以物性相对更差。

3 结论

总结看来，构造作用决定着储层的沉积格局，进而控制了储层的孔隙结构;沉积作用对孔隙结构的影响主要表现在岩性对储层物性的控制;成岩作用对孔隙结构的影响主要表现为：①机械压实作用造成孔隙度降低;②胶结作用充填原生孔隙，破坏了孔隙连通性，使孔隙结构和物性变差，但也为后期溶解作用对孔隙改造奠定了基础;③溶蚀作用产生的次生孔隙使储层孔隙体积扩大，孔喉间的连通性变好，孔隙结构和物性得到改善，但也存在着不利的一面，当矿物颗粒被溶蚀而泥化时，微细的泥质颗粒容易堵塞粒间孔隙的喉道，使孔隙结构和物性变差;④重结晶作用产生的新生自形晶矿物全充填或半充填于粒间孔隙和喉道中，使孔隙减少、喉道变窄，孔隙连通性变差;⑤压溶作用可产生压溶缝、缝合线或溶孔，扩大了孔隙空间。

参考文献：

[1]吴涛，張顺存，周尚龙.玛北油田百口泉组储层四性关系研究[J].西南石油大学学报（自然科学版），2012，34（6）：47-52.

[2]邸世祥.中国碎屑岩储集层的孔隙结构[M].西安：西北大学出版社，1991.

[3]徐朝晖，徐怀民，林军，等.准噶尔盆地西北缘256走滑断裂带特征及地质意义[J].新疆石油地质，2008（03）：309-310.

作者简介：

张志宇（1991- ），男，汉族，四川自贡人，硕士，助理工程师，主要从事油气勘探和沉积储层地质学研究工作。