兴北-冷西地区沙三中亚段Ⅲ油组储层特征研究

◇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。

1 概况

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。

2 岩石类型

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。

3 储集空间及物性

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。

4 含油特征

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。

5 岩电分析

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。

6 结论

（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。