玛西斜坡三叠系砂砾岩油藏储层特征及渗流性能评价

潘竞 陈序

摘      要： 隨着勘探的深入，砂砾岩储层的研究方向由传统的凹陷边缘凸起带向凹陷内的斜坡带拓展，玛湖凹陷西斜坡区中具有代表性的玛18、艾湖2井区是准噶尔盆地最具规模的油气聚集带与勘探主战场。玛18、艾湖2井区百口泉组属于快速沉积的砂砾岩储层，开发特征表现为非均质性极强、油层连续性差，所以油藏试采中需要对压裂前后的渗流能力进行评价和分析。综合运用岩石铸体薄片、物性、压汞、粒度等资料，明确了玛西斜坡区是由扇三角洲近源快速堆积形成，具有低成分成熟度、低结构成熟度的特点。层段内主要包含5种孔隙类型，以原生粒间孔、粒内溶孔、收缩孔为主。通过应力敏感性实验和相对渗透率测定发现，不同储集空间类型的发育程度对压裂液敏感性的强弱起到了控制作用。相渗曲线中的束缚水饱和度、等渗点、驱替相端点对应渗透率值均为表征玛湖地区砂砾岩储层渗流性能的外在体现。

关  键  词：玛湖凹陷;百口泉组;砂砾岩;渗流性能

中图分类号：TE311       文献标识码： A       文章编号： 1671-0460（2020）11-2523-05

Reservoir Characteristics and Seepage Performance Evaluation

of Triassic Glutenite Reservoirs in Mahu Western Slope Area

PAN Jing1， CHEN Xu2

（1. School of Geosciences， Yangtze University， Wuhan 430100， China;  2. State Key Laboratory of Enhanced Oil Recovery， PetroChina Research Institute of Petroleum Exploration & Development， Beijing 100083， China）

Abstract： With the deepening of exploration， the research direction of glutenite reservoirs has been expanded from the traditional sag marginal belt to the slope belt inside the sag. The representative Ma18 and Aihu 2 well areas in the western slope of Mahu sag are the largest oil and gas accumulation zone and the main battlefield for exploration of the basin. Baikouquan formation belongs to the fast-sediment glutenite reservoirs. The features of this type of reservoir are extremely heterogeneous and poor continuity. Therefore， the seepage performance of the reservoirs need be evaluated before and after fracturing. Based on rock cast thin slices， physical properties， mercury intrusion， particle size and other data， it was confirmed that the Mahu western slope area was formed by the rapid accumulation of fan delta near the initial sources， and the characteristics are low component maturity and low structural maturity. The interval mainly contains five types of pores， primary intergranular pores， intragranular dissolved pores and shrink pores are main types. Through stress sensitivity experiments and relative permeability measurements， it was found that the degree of development of different types of pores space played a controlling role in the sensitivity of the fracturing fluid. The irreducible water saturation， isotonic point and the corresponding permeability value at the end of the displacement facies in the phase permeability curve are the external manifestation of the seepage performance of the glutenite reservoir.

Key words： Mahu sage ; Baikouquan formation ; Glutenite ; Seepage performance

近年来，随着石油需求量的逐步上升，砂砾岩油藏这类比较特殊的油藏类型受到越来越多的关 注[1]。砂砾岩油藏是以砾岩、砾状砂岩等粗碎屑岩储层为主的油藏[2]，在国内以陆相生油油藏为主[3]，砂砾岩油藏主要集中在新疆油田、河南双河油田、辽河油田西部凹陷、海拉尔盆地贝301区块、胜利油田的胜坨、盐家和利津地区、二连盆地的乌里雅斯太油田等地分布;在国外，砂砾岩油藏主要分布在美国帕克斯普林斯油田、麦克阿瑟河油田、加拿大西部盆地、阿根廷库约盆地等地区。新疆克拉玛依油田玛湖凹陷百口泉组为一套砂砾岩致密储层，开发中表现出非均质性强、岩相变化快、地层压力偏高、压裂后反排率低的特点[4]。为此，本研究围绕玛湖西斜坡展开了储层基质特征和渗流规律两个角度的研究，探讨这两者之间的内在联系。

1  区域地质概况

玛西斜坡区位于新疆维吾尔自治区克拉玛依市乌尔禾区与和布克赛尔蒙古自治县交界处[5]（图1）。区内地势平坦，地表为第四纪戈壁砾石，见少量植被，平均地面海拔380 m[6]。研究区地层发育较全[7]，自下而上有石炭系;二叠系佳木河组（P1j）、风城组（P1f）、夏子街组（P2x）、下乌尔禾组（P2w）;三叠系百口泉组（T1b）、克拉玛依下亚组（T2k1）、克拉玛依上亚组（T2k2）、白碱滩组（T3b）;侏罗系及白垩系。其中二叠系与三叠系，三叠系与侏罗系，侏罗系与白垩系为区域性不整合[8]。在艾湖2井区中三叠系百口泉组与二叠系下乌尔禾组之间缺失上乌尔禾组，呈角度不整合接触。本区主要含油层系为三叠系百口泉组和上乌尔禾组，百口泉组自下而上又分为T1b1、T1b2、T1b3三段;上乌尔禾组自下而上亦可分为P3w1、P3w2、P3w3三段[9]。

2  储层特征

2.1  物性及岩性特征

玛湖地区沉积环境为扇三角洲相[10]，由南至北，分别为中拐扇、克拉玛依扇、黄羊泉扇、夏子街扇4大物源区，岩性主要为灰色、灰绿色砂砾岩及砂质砾岩，砾石大小不等，最大粒径10 cm，一般为0.5～2 cm[11]。孔隙度主要分布在4%～16%之间，其中百口泉组二段为百口泉组主力油层，百口泉组二段各砂层组的物性差别较小，随着埋藏深度的增加，孔隙度略有减小，从一砂组到二、三砂组，孔隙度平均值依次为8.86%、7.79%、6.92%，说明压实作用对该组储集层物性有一定的影响[12]。其中黄羊泉扇体供给下的玛西斜坡区百口泉组储层孔隙度主要分布在4.7%～13.5%之间，平均8.64%，渗透率分布在0.01～313 mD之间，平均2.03 mD[13]。

2.2  砾石及矿物类型特征

砾石成分以岩浆岩类的凝灰岩、花岗岩为    主[14]，其次为泥岩和粉砂岩和少量变质岩;砂质成分以凝灰岩为主，其次为石英和长石。各个扇体供给差异造成了矿物类型差异：在砾石颗粒方面，克拉玛依扇供给下的玛湖1井区，沉积岩砾石含量明显高于黄羊泉扇供给下的艾湖2和玛18井区（图2）;在砂级颗粒方面，艾湖2、玛18井区石英含量低于玛湖1井区（图3）。

2.3  储集空间类型特征

层段内储集空间类型多样，成因复杂[15]。根据铸体薄片观察统计了282块薄片样品发现，原生粒间孔占比大于50%的薄片数量为15块，粒内溶孔占比大于50%的薄片有212块，填隙物收缩孔占比大于50%的有27塊（图4）。由此可以得出结论，孔隙类型以粒内溶孔占多数，填隙物收缩孔和原生粒间孔占比较少。其中艾湖2井区收缩孔比玛18和玛湖1井区更为发育。另外在某些富泥质层段内，填隙物收缩孔的发育能显著提升试油效果，成为产能跃升的关键因素。

3  渗流特征及规律

3.1  应力敏感性实验

实验中选取两块岩心柱塞，为了评估由于孔隙类型发育程度引起的压裂液渗流差异，所以要保证两块岩心物性近似，但孔隙类型不同。其中，样品3-3发育填隙物收缩孔，2-4发育粒内溶蚀孔，面孔率数据通过铸体薄片统计得出。选取的压裂液类型为胍胶50%和滑溜水50%混合型压裂液。主要的实验设备包括加持器、Quizix泵、围压泵、接液器等（图5）。

实验步骤：①岩心洗油、洗盐，烘干24 h，测试孔隙度、常规渗透率、干重等参数;②抽真空    12 h，饱和模拟油;③将岩心放入模拟油容器中，加压50 MPa，时间6 h;④将岩心放入三轴向夹持器中，逐级施加围压至60 MPa，模拟油藏上覆应力，记录注入泵的压裂液流速，待注入流量稳定，再记录一个油相渗透率;⑤将孔隙压力依次降为45、40、35、30、25、20、15、10、5、3、1 MPa，记录相应压力条件下稳定的流速并计算渗透率;⑥通过围压、注入压力，计算出实验的有效应力Δp= p围压-1/2p注入压力，再绘制渗透率随有效应力变化关系曲线。

实验结果表明，两块样品压裂液渗透率均较低，在两块样品孔隙度近似的情况下，3-3氦气渗透率高于2-4，说明填隙物收缩孔渗流性能优于粒内溶孔（表1）。另外，在压裂液渗流实验中，3-3的应力敏感性强于2-4，实验中渗透率急剧下降，反映了填隙物收缩孔的压裂液敏感性偏大，相对而言，粒内溶孔在压裂液渗流下，保持其渗透性的能力更强（图6）。

3.2  相对渗透率实验

实验步骤及流程图与应力敏感性实验近似。分别选取4块岩芯柱塞（表2），2-1和2-5饱和煤油后，用地层水驱替煤油，测量地层水和煤油的相对渗透率，绘制相渗曲线;1-2和3-5饱和煤油后，用压裂液驱替煤油，测量地层水和煤油的相对渗透率，绘制相渗曲线。

实验结果表明，地层水驱油时（2-1、2-5）地层水相对渗透率至少在0.4以上，最高可达0.8。相比之下，压裂液驱油时（1-2、3-5），压裂液渗透率均在0.3以下。地层水驱油初始的束缚水饱和度分别为23.8%和26.7%，压裂液驱替模拟油初始的束缚水饱和度分别为39%和48.7%。地层水驱油时的等渗点的出现均在地层水饱和度为40%之前，压裂液驱替模拟油时的等渗点的出现均在压裂液饱和度达到65%之后（图7）。综上所述，地层水渗流性能优于压裂液，其主控因素可能是压裂液渗流中的残渣对岩心细小孔喉造成了堵塞，或是压裂液的渗流引发了岩心内微小颗粒的运移，破坏的孔隙间的连通性[16]。

在压裂液、模拟油和地层水、模拟油相对渗透率比值方面，选取2-1、2-5和1-2、3-5作为两个对比组，与相渗曲线所反应的规律一致。2-5、2-1均为地层水驱替模拟油，2-5粒内溶孔更为发育，地层水/模拟油相对渗透率比值曲线一直保持在发育收缩孔的2-1之上。 2-5地层水/模拟油渗透率比值终点可接近750，2-1终点低于350，这说明发育粒内溶孔的样品2-5的地层水渗流性能远远优于2-1。

另外选取1-2、3-5做对比，两者物性十分接近，均为压裂液驱替模拟油，1-2发育粒内溶孔，3-5发育收缩孔，1-2的比值曲线在压裂液饱和度达到60%以后一直保持在3-5之上。反映了粒内溶孔的压裂液渗透性优于收缩孔。在终点端，由于压裂液敏感性的存在，压裂液/模拟油比值均小于100。与前组实验对比后，可以得出结论：粒内溶孔的地层水和压裂液渗透性均好于填隙物收缩孔（图8）。

4  结 论

1）玛西斜坡区三叠系百口泉组为一套致密砂砾岩储层，物性较差，非均质性强，开发难度大，需要压裂改造。

2）层段内矿物类型分为砾石级和砂级颗粒两类，均以岩浆岩矿物占主导，不同物源区下的矿物类型有所差异。

3）层段内储集空间类型主要为粒内溶孔、剩余粒间孔、收缩孔，由于溶蚀作用改造，粒内溶孔占比最高。

4）收缩孔在压裂液渗流下的应力敏感性强于粒内溶孔，可能是由于收缩孔发育状况比较孤立，易受到压裂液中大分子聚合物的堵塞，而粒内溶孔连通性强，分布广泛，保持渗流性能的能力更好。

5）通过相渗曲线和比值曲线发现，地层水渗流性能优于压裂液，等渗点、束缚水饱和度、渗透率曲线端点值均是储层物质基础对渗流性能影响的外在体现。

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