渤海湾盆地石臼坨凸起Q油田沙一二段储集层特征及控制因素

牛 涛，胡光义，王 晖，高玉飞，胡晓庆，张宇焜.

(中海油研究总院，北京 100028)

Q油田位于渤海湾盆地石臼坨凸起东倾末端北侧，北临秦南生烃凹陷。沙二段沉积初期，湖水浅，气候干燥，构造活动强烈，主要发育近岸水下扇和扇三角洲沉积。到沙一段沉积时期，广泛湖侵，湖域面积扩大，地貌变缓，除发育扇三角洲外，滨浅湖相发育广泛，且局部碳酸盐岩台地发育。研究区储层岩性复杂，包括碎屑岩、碳酸盐岩以及两种岩性混合形成的混积岩。同时，研究区储层还具有厚度大、低孔低渗等特点，单井累计砂体厚度可达近300 m，储层平均渗透率仅4.5×10-3mD。在油田开发方案编制过程中，这种复杂低渗巨厚油藏的开发存在较大的不确定性和风险。因此，理清该类复杂储层的特点和控制因素，指导储层分类评价和“甜点”预测，对合理制定开发方案、减小投资风险具有重要意义。

1 储层特征

1.1 岩石学特征

研究区储层岩性复杂，既有碎屑岩和碳酸盐岩沉积，也有两者不同程度混合形成的混合沉积。对于混积岩的沉积特征、成因类型及分类等，很多学者都做过大量的研究工作[1-4]。通过岩心、铸体薄片、阴极发光、X衍射等资料对研究区内的岩性进行精细识别和分类，其中碎屑岩类主要包括火山角砾岩、凝灰质砂砾岩、砂砾岩等(图1a、1b)，火山岩成分主要是中酸性的安山岩和流纹岩，砂砾岩的组分也主要以中酸性的安山岩或流纹岩岩屑为主。碳酸盐岩主要包括生屑云岩、生屑灰岩鲕粒云岩等，厚度2～3 m(图1c～图2c、2d)。混积岩主要包括白云质砂岩、白云质鲕粒砂岩、含生屑白云质砂砾岩等(图1d、1e)，碳酸盐岩组分主要为鲕粒、生物碎屑以及碳酸盐岩胶结物等，其中鲕粒主要是表鲕，鲕核以陆源碎屑颗粒为主，生物碎屑主要是腹足类壳体，大都比较完整，具有原地生长沉积的特征(图2d、2e)。由于不同层段陆源碎屑和碳酸盐岩的混合程度不同，混积岩中碳酸盐岩组分含量变化大，含量在5%～85%之间。

利用取芯段的岩性分类结果标定ECS测井，实现对整个井段的岩性识别和分类，建立单井岩性剖面。沙一二段巨厚储层自下而上以分为6个岩性段，自下而上依次为火山角砾岩、凝灰质砂砾岩、砂砾岩、碳酸盐岩、混积岩、灰质砂岩。岩石类型与孔隙类型、孔喉特征以及物性等关系密切，因此岩性的精细识别对储层物性特征分析及控制因素分析具有重要意义。

图1 Q油田岩心照片

图2 研究区孔隙类型

1.2 储集空间类型

通过铸体薄片、扫描电镜等鉴定分析，沙一二段储层储集空间类型以次生孔隙为主，其次是原生孔隙。通过296块铸体薄片数据统计，沙一二段储层平均次生孔隙面孔率3.9%～5.9%，原生孔隙面孔率1.5%～1.8%。储集空间类型与岩性关系密切[5-8]，不同岩石组分的岩石在压实、胶结、溶蚀等成岩作用过程中受到的影响程度不同，其所形成孔隙的类型、发育程度等有着显著差别。

沙一二段下部火山角砾岩、砂砾岩以及凝灰质砂岩等为近岸水下扇和扇三角洲沉积产物，分选较差，在后期压实作用下原生孔隙破坏严重，保留下来的原生孔隙很少，非常致密(图2a)。该类岩性段的储集空间主要是碳酸盐胶结物或凝灰质胶结物发生溶蚀作用而形成(图2b)。通过铸体薄片统计，该岩石类型的储层中次生溶蚀孔隙面孔率占到总面孔率的73%。混积岩中由于易溶蚀的碳酸盐岩成分含量高而在成岩作用中形成大量的溶蚀次生孔隙，包括粒间溶蚀孔、粒内溶蚀孔、铸模孔等，混积岩储层段中次生溶蚀孔隙占总面孔率的91%，碳酸盐含量越高，溶蚀孔隙越发育，物性越好(图2c、d、e、f)。

1.3 物性特征

Q油田A-4、A-5井区物性整体表现为低孔、低渗的特点，孔隙度分布于5.1%～34.6%，平均孔隙度17.4%，渗透率分布于0.15～340 mD，平均渗透率29.5 mD。

通过岩心物性数据分析发现，不同岩石类型储层的孔、渗特征差异大(图3)：

(1)火山角砾岩和砂砾岩段埋深大，压实和胶结作用强，溶蚀作用弱，物性差，孔隙度小于10%，渗透率小于1 mD，为无效储层；

(2)凝灰质砂砾岩压实和胶结作用强，碳酸盐岩胶结物和凝灰质胶结物部分溶蚀(图2b)，具有一定的储渗能力，但溶蚀孔隙之间连通性差，渗透率多小于1 mD；

(3)含生屑白云质砂砾岩由于生物壳体溶蚀形成粒内溶孔、铸模孔等次生孔隙，形成很好的储集空间，孔隙度较大10%～20%。但该类岩石类型储层粒间溶蚀孔隙发育较差，孔隙之间的连通性较差(图2e)，渗透率多小于10 mD；

(4)鲕粒白云岩和表鲕岩屑砂岩粒间孔、粒内孔均比较发育，储渗能力强，最大孔隙度34%，最大渗透率340 mD；

(5)生屑云岩物性变化大，主要受生屑颗粒间胶结物的溶蚀程度控制，生屑颗粒自身往往被溶蚀形成粒内溶蚀孔或铸模孔，但生屑颗粒间的胶结物溶蚀程度不一，当胶结物溶蚀程度低时，渗透率低；反之，则渗透率高(图3-生屑云岩)。

1.4 储层孔喉特征分析

通过压汞实验数据分析发现孔喉结构特征与岩石类型关系密切(图4)：

(1)砂砾岩、岩屑砂岩等在早期成岩过程中残留有一定的原生孔隙，后期成岩过程中形成一定数量的溶蚀孔隙，但喉道大都呈缩颈型和片状，孔隙间大都连通性差，压汞曲线表现为歪度细、排驱压力高，分选差。

(2)混积岩中碳酸盐岩成分含量较高，溶蚀作用明显，其中鲕粒白云岩和白云质砂岩，碳酸盐岩组分主要为鲕粒和生屑，溶蚀作用强，溶蚀孔隙发育，孔隙连通性较好，压汞曲线上表现为中—粗歪度、排驱压力低，孔隙分选好，是Q油田低渗储层中的主要“甜点”。

图3 不同岩石类型的孔渗关系特征

图4 不同岩性的压汞曲线形态

2 储层物性控制因素

储层在形成和发育过程中受到沉积作用、成岩作用和构造作用等多种因素的控制和影响，从而导致储层物性在空间上具有不均一性[9]。沉积作用不仅控制了储集砂体的规模和分布，也决定了储集层的岩石类型、矿物组分及分选性等。而成岩作用决定了储集空间类型、孔喉结构及储集性质等[10]。Q油田沙一二段储集物性主要影响因素为沉积作用和成岩作用，沉积作用决定了储层的岩石类型和矿物成分，成岩作用控制了原生孔隙的改造和次生孔隙的发育程度，两种因素综合影响了储层的物性特征。

2.1 沉积作用

Ⅲ油组和Ⅱ油组沉积时期，气候干燥，构造活动强烈，沉积坡度大，物源供给充足，A-4、A-5井区主要发育近岸水下扇和扇三角洲沉积(图5)，主要岩性为火山角砾岩、凝灰质砂砾岩等。由于该时期沉积坡度大，物源近，杂基含量高，沉积物分选差、磨圆差，整体物性差。

图5 A油田沙一二段Ⅱ、Ⅲ油组沉积模式图

Ⅰ油组沉积时期，发生广泛湖侵，湖域面积扩大，地貌变缓，除发育扇三角洲外，滨浅湖相发育广泛，且局部碳酸盐岩台地发育。多种相类型同时发育是该地区混积岩的主要成因[11-18]。岩相分布特征表明，该时期研究区内主要存在2种碳酸盐岩“生产区”：

(1)滨岸区：在物源供给的间歇期，在湖浪和沿岸流的强水动力条件下，滨岸强水动力区形成了大量以陆源碎屑岩为核的鲕粒，形成鲕粒滩。另外，在局部地区，螺类等腹足类生物大量繁殖，形成生屑滩；

(2)扇三角洲前缘前端的水下局部高地，在物源供给强度较低的条件下，主要发育生屑滩和鲕粒滩。在物源供给强度大的条件下，主要发育碎屑滩，岩石组分中含少量鲕粒和介屑。

在湖浪、沿岸流等作用的影响下，两个碳酸盐岩“生产区”的碳酸盐岩与陆源碎屑沉积区的沉积物被进一步改造，沉积物沿不同相之间的扩散边界发生混合形成混合沉积(图6)。

图6 A油田沙一二段Ⅰ油组沉积模式图

2.2 成岩作用

通过对研究区的资料分析，对储层物性影响较大的成岩作用主要是压实作用、胶结作用和溶解作用，其中压实作用对储集性能起到破坏作用，胶结作用对储集性能既有破坏作用也有积极作用，溶蚀作用可以改善储层的储集性能。

压实作用是沉积物在上覆重力及静水压力作用下，排除水分，碎屑颗粒紧密排列而使得孔隙体积和孔隙喉道缩小、渗透性变差的成岩作用。一般地，碎屑粒度越大，泥质含量越低，分选越好，抗压实能力越强，越有助于孔隙的保存。Q油田早期沉积的火山角砾岩、凝灰质砂砾岩等碎屑岩为近岸水下扇、扇三角洲的沉积产物，分选差，泥质含量高，且易塑性变形的中酸性火山喷出岩岩屑含量高，压实作用强，原生孔隙破坏严重。由于孔隙几乎不发育，导致后期流体难以进入岩石内部而减弱了溶蚀作用的强度，导致储层溶蚀作用弱，物性很差(图7)。

胶结作用往往会破坏掉已经形成的孔隙，对储层的储渗能力起到破坏作用。但是，早期的胶结作用增大了砂体的抗压实强度，一定程度上抑制了压实作用，降低了压实强度，当这部分早期胶结物后期发生溶解作用，则会形成很好的储集空间。因此，从这个方面来说，早期的胶结作用对储层储集性能的改善起着积极作用(图8)。

图7 致密储层岩性特征

图8 胶结物充填及溶蚀特征

Q油田混积岩储层早期碳酸盐岩胶结作用强烈，后期的溶蚀作用将胶结物溶解而形成了大量溶蚀孔隙，这种早期碳酸盐岩胶结，晚期强烈溶蚀的成岩演化序列，是混积岩储层段物性好，成为“甜点”的重要控制因素。

3 储层分类评价

基于沉积作用和成岩作用对储层物性的影响机理[19-20]，综合孔隙度、渗透率、排驱压力、中值半径等参数，建立了研究储层的分类标准，将储层分为了三类(表1)，其中Ⅰ类储层主要为混积岩，孔隙度大于15%，渗透率大于6.5 mD，是开发动用的“甜点”。Ⅲ类储层主要是凝灰质角砾岩、砂砾岩等，渗透率小于1.6 mD，物性最差。从DST测试结果看，混积岩层段，产能最高，酸化前日产油185.4 m3，酸化后达到日产油253.2 m3。最差的是灰质砂岩段，压汞实验结果显示灰质砂岩段孔道半径最小，物性最差，为Ⅲ类储层，产能最低，酸化前日产油仅有1.04 m3(表2)

表1 储层综合评价结果

表2 研究区地层测试成果

4 结论

(1)Q油田沙一二段发育扇三角洲、鲕粒滩、生屑滩等沉积相类型，混合沉积发育；储层主要包含火山角砾岩、凝灰质砂砾岩、砂砾岩、碳酸盐岩、混积岩和灰质砂岩6种岩石类型，其中混积岩岩性段富含鲕粒、生屑等碳酸盐岩颗粒组分，粒间溶蚀孔、粒内溶蚀孔、铸模孔等次生孔隙发育，物性好，是沙一二段储层中主要“甜点”。

(2)沉积作用和成岩作用是影响储层储集性能的主要因素，其中沉积作用控制了储层砂体的岩石组分、分选等，是优质储层形成的先决条件。早期胶结作用和晚期溶蚀作用对储层储渗空间的保存和改善起到积极作用，是“甜点”形成的重要控制因素。

(3)综合孔隙度、渗透率、驱替压力、中值半径等参数，将低渗储层划分为了3类，其中Ⅰ类储层为混合沉积成因，岩性为混积岩，溶蚀孔最为发育，物性最好，孔隙度大于15%，渗透率大于6.5mD，是开发动用的甜点。