王官屯油田枣-Ⅱ、枣-Ⅲ油组砂岩储层孔隙结构研究

利用沉积微相分析王官屯油田官-断块枣-Ⅱ油组的剩余油分布~

李华林　王家树
【摘要】　通过对高含水的官-80断块枣-Ⅱ油组沉积微相的精细研究，结合其油田动态资料（产液剖面、吸水剖面）分析，对控制剩余油分布的因素进行了研究，从而对剩余油分布作预测，这一研究成果已得到钻井证实。
【关键词】　微相精细研究　动态分析　剩余油分布
王官屯油田地处河北省沧县王官屯乡境内，区域构造上属于黄骅坳陷孔店构造带的西南端，处于孔东断裂带两侧，北与枣园油田相接，南与小集油田相邻，总面积约70km2。自1971年3月在官-1井发现油气层以来，相继发现了官-1、官-80等十几个高产断块，形成了具一定产能的油田。
官-80断块位于距官-29井断块以西1km处，是孔东大断层上升盘发育起来的局部垒块，为北东—南西轴向。其构造特点是北东高、南西低，构造倾角10°左右，为一个四周被断层封闭的单斜构造。据枣-Ⅲ底构造图观察，构造等高线最高为—1900m，最低为—2200m，闭合高度为300m，构造面积2.5km2。由于其独特的储盖组合（断层封闭、泥岩封盖），加之处于有效生油岩范围内，形成了官-80断块富集高产区。
官-80断块自1984年9月投入开采至今，大致经历了天然能量采油、注水开发、含水上升产量下降三个阶段。由于油层纵向非均质性程度高，注水单层突进现象严重，导致部分可动油滞留地下。如何寻找剩余油、提高采收率已成为当前迫切需要解决的问题，以往的研究工作已不能满足油田开发工作中对沉积微相、非均质性研究的要求。本次工作应用岩心、测井等资料，对官-80断块进行了精细沉积相分析，结合储层成岩作用、孔隙结构及非均质性研究，对控制剩余油分布的因素进行了分析，从方法上探索出一条研究剩余油分布的新途径，为进一步提高官-80断块的开发水平提供了有效的挖潜措施，并为我国油田的稳定发展储备技术。
一、官-80断块沉积相分析
沉积相是在一定特定环境中形成的三维岩石体，其成因可由相的外部几何形态、内部几何形态、沉积构造或微相组合等来判断。通过对沉积相的分析研究，可以恢复地质时期沉积环境及其演变规律，搞清储集体的几何形态与时空分布规律。
通过对官-80断块两口取心井（官-6-8-1井、官-6-9井）的详细观察和描述，结合其岩石的颜色、成分及沉积构造等特征，认为在这一地区孔一段地层中主要存在有9种岩石相，即基质支撑砾岩相（Gms）、块状颗粒支撑砾岩相（Gm）、槽状交错层理砂岩相（St）、块状层理砂岩相（Sm）、平行层理砂岩相（Sh）、波状交错层理砂岩相（Sr）、块状层理粉砂岩相（Fm）7种砂岩相和红色泥岩相（Mr）、灰色泥岩相（Mg）2种泥岩相。上述9种岩石相在垂向上有7种组合层序，不同的组合反映了不同的沉积环境。
由于取心井数量有限，这就必须借助对测井信息的研究，分析沉积相的平面展布，再结合地质、地震等资料预测储层的位置、几何形态和延伸方向，解释沙体储层的成因和沉积环境。根据对官-80断块30余口井测井曲线的形态、幅度、接触关系等特征的综合分析，认为在这一地区枣-Ⅰ及枣-Ⅱ油组中主要存在8类测井曲线组合，各种测井曲线组合分别代表了不同的沉积环境（表1）。

表1　官-80断块测井曲线组合及其地质意义

综合岩心相、测井相分析成果，认为在官-80断块孔一段地层中主要为冲积扇-滨浅湖（膏盐湖）环境。其中冲积扇环境中包括扇中辫状河道、泥石流、河道间及扇端漫流等沉积；滨浅湖环境中包括滨岸沙坝、膏盐湖等沉积；还见有（砂）泥坪沉积，属二者过渡带沉积。
1.扇中辫状河道
底部为砾岩、砂砾岩，具有冲刷面，向上渐变为粗砂岩及中、细砂岩，砾石磨圆度中等到好。泥岩为紫红色（图1-A,1-B），层理以块状层理、平行层理及少量槽状交错层理为主，层内泥质夹层少。电测曲线特征多为齿化箱形或钟形的叠置（图2-A,2-B），声波时差为低值，反映近物源多次洪水冲刷改道的特点。主河道砂层较厚，次河道砂层较薄。由于多个河道叠加，在平面上多呈席状展布。
2.扇中泥石流
仅在局部地区见有，主要为混杂堆积的基质支撑砾岩组成，向上迅速变为粉砂质含砾泥岩。砾石分选差、磨圆差，无层理。泥岩多为紫红色、棕红色（图1-C），平面上展布不规则，电测井曲线特征多为漏斗形-钟形组合（图2-C）。
3.河道间沉积
岩性主要为泥质粉砂岩、粉砂质泥岩（图1-D）；具块状层理、水平层理；岩石颜色混杂；电测曲线特征表现为低平、幅度低，声波时差呈高值。

图1　岩石相的组合层序

（各图左下角数字单位为m）

图2　岩石相组合层序的测井曲线特征

4.漫流沉积
以粉砂岩、泥质粉砂岩、粉砂质泥岩为主（图1-E），沉积方式以垂向加积为主，多为河道向前漫出的产物，粒度较细，偶见含砾粉砂岩，块状层理为主，电测曲线特征为齿状、低幅值（图2-D）。
5.膏盐湖沉积
灰色泥膏盐、钙质泥岩为主，部分见有介形虫化石，泥岩段可见有页理发育，电测曲线上多表现为自然电位低平，电阻率曲线呈尖锋（图2-E），主要发育于枣-Ⅰ油组中。
6.滨岸沙坝（席）
块状层理粉、细砂岩为主，具反韵律特点（图1-F），电测曲线多呈漏斗形（图2-F）或指状（图2-G），声波时差值稳定，物性较好。由于滨岸波浪冲洗作用，有时反韵律不明显，呈席状、串珠状沿岸分布。
7.（沙）泥坪沉积
主要为灰绿色泥岩及棕红色泥岩（图1-G），多位于扇端与滨湖过渡地带，电测曲线组合呈低平齿形（图2-H）。
二、官-80断块剩余油分布分析及预测
1.沉积微相对剩余油分布的影响
（1）纵向上各相带特征差异对储层物性的影响
各种岩性垂向上不同的组合关系代表了不同的沉积结构单元，不同沉积方式的沉积物具有不同的储集性能。由于沙体内部粒度的韵律性的不同，导致渗透率在垂向上的差异，从而决定了各类微相的层内非均质性。官-80断块中主要存在有扇中辫状河道、泥石流、沙坝等沉积沙体，根据其孔渗变化的资料可对其层内非均质性进行分析。
A.扇中砂质辫状河道沉积（图1-A，图3-A）
剖面上以粗中细砂岩为主，向上变为红色泥岩，以垂向加积方式为主。由于各次沉积事件的洪泛能量强弱不同，而且变化无一定规律性，因而其携带沉积的碎屑物不仅纵向上粗细不同，而且没有一定规律的粒序可寻，使得这种垂向加积形成的沙体内部粒序组成虽有明显的成层性，却无粒序规律性，表现在渗透率非均质性上，就成为纵向上高低交互变化的特征。孔隙度在15%～22%左右，渗透率介于（50～900）×10-3μm2之间，高渗透率值一般位于沙体中下部，向上变小，为有利储层。
B.扇中砾质辫状河道沉积（图1-B，图3-B）
岩性特征基本同于A，只是剖面砾石成分增多，反映近物源的沉积特点。由于多次冲刷，上部泥岩一般不易保存，其物性较砂质河道稍差。孔隙度在18%～25%左右，但渗透率值较低，可能是由于分选差，含泥质较多的缘故。
C.滨岸沙坝沉积（图1-F，图3-C）
具反韵律特点，以选积作用为主，波浪的反复簸选，从坝顶把细粒碎屑物簸选到坝缘，使坝顶砂变得较粗而又洁净，加剧了沙坝粒序的反韵律性，其层内渗透率向上明显增高，最高渗透率处于顶部。孔隙度在18%～25%左右，渗透率介于（300～900）×10-3μm2之间，为较有利储层。
D.漫流沉积（图1-E，图3-D）
岩性以粉砂岩、泥质粉砂岩、粉砂质泥岩为主，多为扇中河道向前漫出的产物，粒度较细，小正韵律。孔隙度在18%～22%之间，渗透率值较低，储集性能较差。
E.泥石流沉积（图1-C，图3-E）
主要由泥杂堆积的基质支撑砾岩组成，砾岩分选差，磨圆差，物性较差，层内非均质性较严重。孔隙度在8%～12%之间，渗透率值很小，为不利储层。
综上所述，官-80断块储集层由砂质河道→沙坝→砾质河道→漫流→泥石流，物性由好变差。
层内非均质性对剩余油分布的影响机理主要是注水效果不同。正韵律储层由于底部储油物性好，注水效果好，水淹程度高；而顶部储层渗透率低，注水波及程度低，同时加上水的重力分异作用，使得注水波及程度更低。官-80断块储层以正韵律和复合韵律为主，油层中处于低渗部位的层段水驱波及程度低，剩余油饱和度高。
纵向上，由于渗透率级差因素，在一定的注采压差下，高渗主力油层优先得到动用，从而抑制了低渗油层的生产能力，使低渗油层动用程度低。官-80断块枣-Ⅱ1、枣-Ⅱ2油组由于渗透率低、级差大，因而动用程度低，剩余油饱和度高。
（2）微相平面展布对剩余油分布的影响
据区域构造资料分析，孔店组时期盆地处于断陷初始阶段。在此时期，盆地开始断陷，地形高差大，沉积物分布局限，属充填型沉积，沉积物以红色粗碎屑为主，伴有火山岩及蒸发岩，反映了断陷初期分隔小湖盆发育的沉积特点。孔一段处于构造收敛期（裂谷短暂的间歇），裂陷速度减小，这一时期气候干燥、蒸发量大，湖盆范围明显缩小变浅，局部地区出现沉积间断或局部不整合，粗碎屑沉积比较发育。
综合岩心相、测井相研究成果，结合砂岩等厚图及砂岩百分比图，对孔一段沉积时期官-80断块各亚组的沉积环境及平面沙体展布状况可作进一步分析。
A.枣-Ⅱ5、枣Ⅱ4亚油组沉积时期
扇中辫状河道发育，单沙体厚度增大，心滩沙体发育（官-7-7-2井、官-6-9-1井处砂岩较厚），电测曲线组合主要为叠加钟形，反映多次洪水由强到弱的变化特点，砂泥比普遍较大，沙体平面连通性好。
B.枣-Ⅱ3亚油组沉积时期
水体略为加深，仍然以辫状河道为主要沉积，单沙体厚度相对变薄，泥质夹层增多，官-5-10-1井、官-7-8-4井处砂岩相对较厚，上部沙体连通性好于下部。
C.枣-Ⅱ2亚油组沉积时期
水体逐渐变深，河道范围变窄，泥岩含量增高，中上部沙体较为发育（官-5-9-2井、官-7-8-3井等处砂岩较厚），含油性较好，电测曲线组合主要为钟形，见有少量漏斗形、低平形。
D.枣-Ⅱ1亚油组沉积时期
水体进一步变深，仅在上部有少量河道沙体发育（官-3-7井处砂岩较厚），漫流沉积占主导地位，砂层多呈夹层出现，含油性变差，平面非均质性较严重。
E.枣-Ⅰ油组沉积时期
水体继续变深，剖面上表现为泥岩明显增厚，在平面上沙体集中于两个部位，即靠近物源的断块上部（官-4-8-1井处）和断块中下部（官-7-8-4井、官-7-8-3井处），特别是在断块中下部，沙体的数量和厚度显示有占优势之倾向，可能存在有两个物源，即东北、东南。电测曲线组合主要为一些低平或尖锋高电阻率值，分别代表泥坪和膏盐湖沉积。此时冲积作用减退，已向膏盐湖阶段发展。

图3　沉积层内非均质性分析

从不同时期河道流向的分析，官-80断块河道主要以北东向分布为主。由于辫状河道沉积主要在垂向上是多期叠加，如果沙泥比大于50%，则各期河流相互叠置，平面上大面积分布沙体，且连通性能较好，从横向上看，其腰部整体油沙体连通性强，砂层厚度在枣Ⅱ：，枣-Ⅱ3，枣-Ⅱ4，枣-Ⅱ5均较大，主要为河道沙体，整个油层基本上都是在断块中间位置的官6-8-1井和官-80井之间砂层最厚，向两边逐渐变薄或者尖灭，横向上连通性较好。
从纵向上看，官4-13井接近物源，而且在官-4-13井、官-4-11井这一段地带地势倾角较大，因此沙体在近物源处堆积并不太厚；向下地势渐缓，到了官-5-10-1、官-6-9-1、官-80、官-6-9等井处，沙体厚度相对较厚；然后到官-7-8-1、官-8-3、官-9-8等井处，沙体又趋变薄，泥质增多、沙体尖灭。总体来说，上部连通性好于下部，较有利的储层为Ⅱ2、Ⅱ3、Ⅱ4和Ⅱ5，其次为Ⅱ1。
沉积微相在平面上的变化表现为沙体平面连通性的变化。由于储集相带的不同，造成各井之间吸水能力的差异。主河道由于渗透率高，吸水能力较大，因而水淹严重，次河道吸水能力介于主河道与滨岸沉积之间。滨岸沉积由于层薄，储集性较差，因而油层动用程度较差，是下部挖潜的主要方向。
2.注水方向不均匀性对剩余油分布的影响
注水的方向受多种因素的影响，如地应力场、沉积物源方向、平面非均质性等。根据矿场资料，官-80断块注水方向明显呈北东向，与沉积相、储层平面宏观非均质性一致，因而在构造中部沿北东方向水淹严重，其他方向油层水淹程度方向相对较弱。
3.油层动用状况分析及剩余油分布预测
通过对该断块5口井产液剖面资料的综合分析（表2），北部的3口井（官-3-8井、官-4-8-1井和官-6-8井）动用程度差，平均动用程度为32.4%，主要产液层或吞吐层为Ⅱ3、Ⅱ5，部分产液层或吞吐层为Ⅱ4、Ⅱ2。南部的两口井（官-7-8-3井和官-7-8-4井）动用程度较高，达65.1%，主要产液层或吞吐层为Ⅱ4、Ⅱ5、Ⅱ3，部分产液层或吞吐层为Ⅱ2。

表2　5口井油井动态井温测绘结果表

通过对该断块10口注水井吸水剖面资料的综合分析（表3），北部的7口井，平均吸水程度为64.2%，主要吸水层为Ⅱ3、Ⅱ4、Ⅱ5。南部的三口井平均吸水程度为64.6%，主要吸水层为Ⅱ3、Ⅱ4。

表3　10口井吸水剖面资料分析表


图4　官80断块枣-Ⅱ2亚油组沉积相平面分布图


图5　官80断块枣-Ⅱ2亚油组剩余油饱和度等值图

（据油田资料）
结合动态及静态资料综合研究，可对官-80断块的剩余油分布分析如下：
a.纵向上剩余油含油饱和度比较高，其层位主要是枣Ⅱ1、枣-Ⅱ2亚油组。
b.平面上剩余油含油饱和度也比较高，连片分布的层位主要是枣-Ⅱ1、枣-Ⅱ2亚油组。
c.在非注水主流线上，剩余油饱和度较高，如官-80井区的枣-Ⅱ3亚油组。
在研究工作进行当中，在这一地区完钻了一口评价井（官-8-2-2井），并获得了C/O测井资料（表4），将预测结果与油田所开展的油藏数值模拟成果（图4，图5）进行了比较，发现三者基本符合，证明此方法是可行的。也就是说，在没有开展油藏数值模拟的地区，通过对储层沉积微相的精细解剖，结合其物性资料分析，对其垂向非均质性、平面非均质性进行研究，结合动态资料分析，为进一步寻找剩余油指明工作方向，为油气勘探开发的深入提供理论基础。

表4　C/O测井资料解释含油饱和度数据表

参考文献
（1）大港油田石油地质志编辑委员会.中国石油地质志（卷四）.北京：石油工业出版社，1991.
（2）武汉地质学院北京研究生院石油地质研究室岩相组.黄骅坳陷第三系沉积相及沉积环境.北京：地质出版社.1987.
（3）于洪文.大庆油田北部地区剩余油研究.石油学报，1993,14（1）.
（4）赵永胜，赵学珍.剩余油分布研究的系统分析方法.新疆石油地质，1987.8（1）.

李华林　王贺林
【摘要】　地质模型的建立是油藏描述中的重要成果，它是进行油藏评价、油田开发的关键。本文主要是在进行枣北孔一段储层研究、多井评价的基础上来完成油藏模型建立的。
【关键词】　油藏地质模型　沉积模型　微观结构模型
前言2
枣北孔一段枣-Ⅱ油组油藏地质模型的建立，是通过对地层格架、构造特征、沉积相、油气藏类型及形成条件等地质问题研究的基础上，进一步综合利用地质与地球物理信息研究油藏的流体性质及分布规律、储层特征及储集参数的空间分布、储层的非均质性特征等之后完成的。故枣北孔一段枣-Ⅱ油组油藏地质模型能反映该区的地质规律，在勘探和开发过程中可起指导和预测的作用。
枣园油田是一个高度非均质性的复杂断块油藏，为了充分揭露枣园油田的复杂性，适应研究区地质特征和不同勘探开发阶段需要，笔者首先建立了四级不同规模的地质模型。Ⅰ级是反映油田规模的油藏地质模型；Ⅱ级是反映小层规模的沉积模型；Ⅲ级是反映单沙体规模的储集单元模型，Ⅳ级是反映微观储层特征的储层结构模型。上述四级模型分别揭露了不同规模的油藏非均质性，对枣园油田的开发将会产生显著的经济效益和社会效益。
一、油藏地质模型
枣北孔一段枣-Ⅱ油组油藏地质模型的主要特点是：储层以冲积扇辫状河道沙体为主，为高孔特高渗储层，原油性质以重质稠油为主，非均质性严重，圈闭类型是被断层复杂化的地堑式断鼻构造，断层多、断块面积小的断块圈闭发育，以断块油藏为主，还有岩性油藏和断块岩性油藏，各断块油气分布差异大。研究表明，枣-Ⅱ油组油藏地质模型为冲积扇沉积体系中高孔特高渗重质稠油断块油藏地质模型（图1）。下面简述其油藏地质特征。
1.地层特征
枣-Ⅱ油组分布在孔西断层以西的下降盘，厚150m左右，分为7个小层；每个小层之间有较稳定的紫红色泥岩隔层；1、2小层地层厚度大，砂岩不发育；4、5、6小层厚度10～20m，砂岩较发育；3、7小层介于二者之间。上覆地层为枣-Ⅰ油组（厚100m左右）及石膏段（厚100～150m），是枣-Ⅱ油组的良好盖层。
2.构造特征

图1　油藏地质模型

枣-Ⅱ油组为一被断层复杂化的地堑式断鼻构造，高点在东北部的枣-1247井一带，闭合度为250m，闭合面积5.0km2，向西南倾没，地层倾角5°～12°，顶部平缓，翼部较陡，发育了三级断层。其中的Ⅱ级断层是孔西断层，北东向展布，延伸长，穿越孔店构造带，上陡下缓同生断层，倾角较陡，断距大，同时控制地层的发育和孔店构造带的油气藏形成与分布。Ⅲ级断层北东向延伸，长数公里，倾角陡，断距较大，控制地堑和东西断阶带的发育与分布，控制构造呈东西分带特征，也控制了油气水的分布。IV级断层为北西向或近东西向，延伸短，多小于1km，倾角陡，断距小，数量多，使该区构造具有南北分块特征，分割成17个面积小于1km2的断块，各断块有各自的油水系统，依据各断块的特征，将开发区划分为5个生产单元。
3.沉积特征
枣-Ⅱ油组属河流-冲积扇沉积体系，发育有：辫状主河道、辫状次河道、溢岸、河间洼地等四种微相；沙体类型主要为河道沙体，北东向展布，厚度一般大于4.0m。因河道迁移快，改道频繁，故沙体常常具有相互叠置、合并、分叉的特征。沿古水流方向沙体延伸远，原始连通性较好，后因断裂活动连通性显著降低。垂直于古水流方向，沙体呈透镜状，河道间有溢岸或河间洼地沉积，故侧向连通性差。枣-Ⅱ油组处于冲积扇鼎盛至衰退期的演化过程，故下部砂岩发育（Ⅱ3～Ⅱ7），地层厚度大，砂泥比小，上部砂岩不发育，砂泥比大。
4.成岩特征
枣北孔一段砂岩经受了压实、胶结、交代、溶浊、重结晶等成岩作用的影响，其中压实和胶结交代作用较发育，溶蚀作用在局部较发育，并形成大量次生孔隙，重结晶作用主要表现在泥质杂基向蒙脱石的转化。研究表明，砂岩成岩作用顺序为泥质包壳的形成、早期压实、早期方解石、黄铁矿胶结交代、含铁方解石胶结交代，长石、杂基、黑云母向粘土、沸石转化，岩块、碳酸盐等不稳定组分溶解，晚期压实、自生矿物形成、烃类充填。
据我国“含油气区碎屑岩成岩阶段划分及主要标志”，枣-Ⅱ油组为早成岩期A亚期向B亚期过渡，有机质半成熟，Ro=0.35，埋深1700～1900m，成岩温度70℃左右，岩石固结程度差，原生和次生孔隙并存，石英次生加大边不发育，长石、岩块、方解石溶蚀作用常见，早期碳酸盐胶结。砂岩中粘土矿物以蒙脱石为主，伊蒙混层比均大于75%。偶见自生石英和沸石。
5.孔隙结构特征
枣-Ⅱ油组砂岩中原生和次生孔隙并存，粒间孔为主要有效储集空间。
据压汞资料统计分析，砂岩最大进汞饱和度平均为72.6%，退分效率64.6%，排驱压力0.0765MPa，中值压力1.60MPa，最大连通孔喉半径15.43μm，中值半径3.18μm，喉道直径均值6.8μm，喉道分选系数1.33。
图像分析资料表明，孔隙等效半径平均为32.2μm，孔隙分选系数13.6，均质系数0.456，孔喉比7.9，孔隙宽长比0.54。
6.储层特征
枣-Ⅱ油组储层的岩性主要为长石砂岩、长石岩屑质砂岩。碎屑组分中石英38.0%，长石39.6%，岩屑22.4%。胶结物以泥质和钙质为主，其中泥质7.8%、钙质5.0%，粒度中值0.09～0.390mm，平均0.187mm，为中砂岩、中细砂岩，分选中等。
枣-Ⅱ油组是高孔特高渗储层。依据岩心分析，孔隙度变化在9.8%～45.8%之间，平均值为26.67%，渗透率变化为（4.0～8941）×10-3μm2，平均值为1872×10-3μm2。
储层非均质特征在单沙体内，粒度变化为正韵律，层内渗透率变化较大，小层内单沙体间的渗透率变化较小，枣-Ⅱ油组各小层层间的渗透率变化中等，即层内非均质性强，层间非均质中等。
7.流体性质特征
枣北孔一段枣-Ⅱ油组原油以重质稠油为主，部分为重质高凝油。即原油密度为0.9234g/cm3,50℃粘度为613.67mPa·s，含硫量为0.1396%，胶质沥青含量为28.95%，凝固点为25.4℃，为中凝，含蜡量平均为14.94%。地层水矿化度低，平均为30000×10-6，水型以CaCl2型为主，少数为NaHCO3型，为半咸化地层水，地层水的性质对油气保存是较有利的。
8.油藏类型及分布特征
枣-Ⅱ油组的油源是孔二段湖相泥岩和油页岩，孔西断层在活动期为油气运移的通道，盖层是枣-Ⅰ油组及石膏段，具有良好的生、储、盖组合。
枣-Ⅱ油组封闭性断层极为发育，常常形成了断块圈闭。冲积扇河道沙体为主的储层侧向尖灭快，可形成岩性圈闭。上述两种圈闭相互配置，则可形成断层岩性圈闭。故该区油藏类型以断块油藏为主，还有岩性油藏及断块-岩性油藏。研究表明，枣-Ⅱ油组油藏埋深一般在1640～1900m之间，因各断块的含油性差异较大，不同断块的油水界面、油柱高度不同。
二、小层储集体沉积模型
这里是指反映在小层范围内储集体规模的沉积模型。在研究区孔一段发育有扇三角洲（冲积扇）沉积体系。每一种沉积体系由于沉积成因不同，都有与之相应的储集体规模的沉积模型。建立这种沉积模型旨在阐明储集体规模的宏观非均质性特征，最主要的是突出储集体在纵向和横向上的连通情况。
本区孔一段枣-Ⅱ油组主要发育河道型沙体，以小层为单元的沉积模型基本特征如下。
河道沙体在枣北地区呈北东向展布，因河道迁移快，改道频繁，故沙体常呈合并、分叉特征，在平面上相互叠置连片。沿古水流方向延伸远，连通性较好，垂直古水流方向，沙体呈透镜状，河道间有溢岸或河间洼地富泥沉积，侧向连通性差。据枣北-Ⅱ油组统计河道宽度变化范围为76～820m，一般宽200～400m。纵向上每一小层一般都包含2～3个沙体，单沙层厚度一般3～5m，单沙体之间有泥质隔层沉积，故纵向连通性差。从整体上沙体呈不连续片状，以近似孤立堆积为特征。
根据沙体几何形态和连通性特征，建立孔一段沉积模型，如图2所示。
非均质性研究同样表明沙体的横向和纵向连通性差。以1256区块为例，平面非均质中，枣-Ⅱ油组的7个小层连通系数变化范围为0.2～0.5，连通性差；层间非均质中该油组的7个小层夹层系数变化范围为0～1.0层/m，整个油组为0.155～0.446层/m，无论小层或油组在纵向上的连通性均较差，且变化较大。
以上结果意味着在该区采取蒸汽驱的增产措施不如蒸汽吞吐更有利。这是因为除了储层连通性不好之外，从热效率观点考虑，将会有大部分热量耗费在非储集层上。

图2　小层储集体沉积模型

三、单沙体储集单元模型
单沙体是指在横向和垂向上连续的储集单元。建立单沙体模型旨在阐明单沙体规模的物性变化，重点是渗透率在剖面和平面上的变化以及对油水运动的影响。
详细研究并正确确定渗透率剖面类型对二次采油所采取的措施最为关键。渗透率剖面与沉积韵律密切相关。据韩大匡等人研究渗透率剖面，按油层水洗特征和开发效果好坏依次分为如下三类：①底部水淹型，②分段水淹型，③均匀水淹型。他指出，正韵律和均质韵律属于一类，叠加正韵律属于二类，第三类反韵律和叠加反韵律以及薄层均质韵律等相对低渗透层属于水淹厚度大，驱油效果均匀最好的一类。
通过岩心观察描述，该区枣-Ⅱ油组河道型沙体主要表现为正韵律、叠加正韵律。故该区渗透率剖面以水淹型和多段水淹型为主。渗透率剖面向上变差增强了注水时的重力效应，水最可能沿剖面底部高渗透层段快速推进，优先水淹，导致开发效果差，为提高采收率应注意采取合理措施。

图3　单沙体储集单元模型（示岩性物性变化及渗透率剖面特点）

为了揭示河道型单个沙体的物性，特别是渗透性的变化趋势，我们重点解剖了1256试验区6小层的3号沙体。该沙体呈条带状北东向延伸，长度大于700m，宽度300～370m，最大厚度5.8m。物性变化明显受沙体控制，其分布特征与沙体厚度分布一致，即砂岩厚度大的地区，孔渗性好、数值大，反之则小。平行沙体延伸方向即顺河道方向变化缓慢，垂直沙体延伸方向即垂直流向变化迅速，随砂岩尖灭有变化梯度增大趋势。泥质含量分布特征随砂岩厚度的减小而增大。这种规律性的变化具有普遍意义。总结概括出的单沙体模型如图3所示，图中表明高孔高渗储层的河道型沙体、边缘沙体及其物性参数变化。该图以自然电位曲线反映了渗透率剖面的特点及其纵、横向变化趋势。该图（图3）所示模型的储层物性数据见表1。

表1　单沙体储集单元模型的储层物性数据表

四、储层微观结构模型
储层结构模型是指储集空间填隙物主要是粘土矿物的类型、数量、产状及其与孔隙空间的位置关系，建立储层结构模型最直接的目的是为了揭示填隙物潜在的敏感性，避免或减缓与岩石有关的地层损害以及提出合理的增产措施。
经薄片鉴定，扫描电镜和X射线衍射分析，研究区孔一段储层可总结归纳出6种储层结构模型（图4）：
1.杂基充填型（图4a）
杂基含量大于15%，粘土主要以分散形式充填孔隙，成分以蒙脱石为主，也有部分以颗粒状态存在的泥岩岩屑和云母等。造成潜在损害的主要机理是晶格膨胀，同时也有分散运移。微孔隙发育，物性差。多出现在扇三角洲前缘过渡带和分流河道间微相。
2.自生粘土充填型（图4b）
含量小于10%，自生粘土为主，成分中伊/蒙混层（有序）、伊利石、高岭石和绿泥石均较发育，常以后两种占优势，以孔隙充填形式存在。造成潜在地层损害机理的主要是分散/运移，其次是晶格膨胀和矿物沉淀。
3.杂基和方解石胶结充填型（图4c）
填隙物包括杂基和方解石胶结物，含量约10%，杂基的微孔隙结构对流体侵入有一定限制，但方解石溶解可使粘土分散/运移，并有晶体膨胀，物性较差。多出现在扇三角洲前缘过渡带和分流河道间微相。
4.颗粒支撑型（图4d、g）
填隙物少，小于5%，粘土以附着于颗粒表面形式存在；另一种形式是粘土或（和）方解石胶结物呈接触胶结，这两种形式常同时存在。前者易与流体接触，移位时堵塞孔喉，降低渗透率。后者胶结很弱，地层呈半固结或未固结状态，胶结物分散或溶解，造成颗粒运移，导致岩石结构破坏，地层松散，物性很好。出现在扇三角洲前缘分流河道微相。

图4　储层微观结构模型

a—杂基充填型；b—自生粘土充填型；c—方解石和杂基胶结充填型；d—粒表粘土型；e—泥质包壳型；f—粘土衬边型；g—接触胶结型
5.泥质包壳型（图4e）
粘土含量10%～15%，可能是生物扰动作用使粘土分布均匀，在颗粒表面形成粘土包壳，暴露在流体中的表面积增大，粘土的分散和溶解会产生运移的微粒，并导致颗粒运移，地层松散，以及晶格膨胀。物性较差。主要见于扇三角洲前缘过渡带。
6.粘土衬边型（图4f）
粘土含量小于10%，呈衬边式分布于粒表，使孔隙变小，孔喉变窄，成分常是绿泥石和伊/蒙混层矿物，流体和粘土最大程度的接触。主要潜在地层损害机理是矿物沉淀，其次是分散和运移。
上述六种储层结构模型都是在本区孔一段出现的，不过各油组砂岩储层经常以其中几种模型为主，与其它油组相区别。研究表明，枣-Ⅱ油组以颗粒支撑型最常见，其次是杂基充填型及杂基和方解石胶结充填型，其他类型较少。
参考文献
（1）《沉积构造与环境解释》编译组.沉积构造与环境解释.北京：科学出版社，1984.
（2）高锡兴.黄骅坳陷风化店构造复式油气藏形成条件.石油实验地质，1990.
（3）罗蛰潭，王允诚.油气储层的孔隙结构.北京：科学出版社，1986.
（4）裘亦楠.碎屑岩储层沉积基础.北京：石油工业出版社，1987.

李华林　王贺林

【摘要】　枣-Ⅱ和枣-Ⅲ油组是王官屯油田主力油组，发育多种孔隙类型，喉道形状多样，物性变化复杂，直接影响了油层中流体的流动和采收率。本文通过薄片观察、铸体薄片及压汞曲线等手段，系统表征了储层的孔隙结构，探讨了影响孔隙结构的地质因素，并根据孔隙结构及其它多种因素对储层进行了分类评价。

【关键词】　孔隙结构　孔隙　喉道　连通性　储层评价

孔隙结构系指岩石所具有的孔隙和喉道的几何形状、大小、分布及其相互连通关系。它对储集层的储、渗能力、流体分布、油气产层的产能、油水在油层中的运动、水驱油效率及原油采收率的大小都起着重要的作用。

一、孔隙及喉道

1.孔隙类型

关于孔隙类型的划分，前人从不同角度提出了许多分类方案。本次研究综合考虑孔隙的成因、产状及几何形态而对孔隙类型进行了重新划分。

（1）原生孔隙

指与沉积作用同时形成的受压实作用和胶结作用而减少的孔隙。

A.正常粒间孔

指由于压实作用而缩小但无任何充填物的孔隙。此类孔隙含量较少，孔径大小不等，一般为50μm左右，最大可达100μm，常呈不规则多边形。

B.残余粒间孔

指受到胶结物充填但未完全填塞的原始粒间孔。此类孔隙在储层中较常见，且以因次生加大而缩小的残余粒间孔为主，一般呈三角形、不规则多边形。

C.杂基内微孔

指粘土杂基内的微孔隙。此类孔隙在薄片中较为发育，因此孔径较小（一般＜0.2μm），且有粘土杂基的存在，致使在单偏光下观察，此处浸染剂的颜色较大孔隙、无杂基充填处的颜色偏深。

（2）次生孔隙

指由于次生溶解、破裂等作用而形成的孔隙，此类孔隙在研究层段中较为发育。

A.粒间溶孔

指颗粒间原先的胶结物、杂基及颗粒的选择性溶解所形成的分布于颗粒间的孔隙。其形成大致有两种情况，一是粒间碳酸盐胶结物与碎屑颗粒边缘同时发生溶解；二是碳酸盐等胶结物充填粒间并同时交代颗粒边缘、随后胶结物与颗粒同时被溶解。第二种情况更为常见。粒间溶孔的特点是孔、喉均较粗大，连通性较好，孔隙多呈不规则状且边缘常呈锯齿状、港湾状。

B.组分内溶孔

包括粒内溶孔、胶结物内溶孔及交代物溶孔。粒内溶孔主要为岩屑及长石等颗粒内溶孔，一是由颗粒本身发生部分溶解而形成，为组分内溶孔的主要组成部分；二是颗粒先被交代而后交代物局部或全部被溶解形成粒内溶孔。粒内溶孔形状一般不规则，边缘常呈锯齿状及港湾状，同时也见有个别晶形较好的白云石交代物被溶解而形成的颗粒内较规则的白云石晶体铸模孔；孔径大小相差也较悬殊，小的需借助扫描电镜才能分辨。

C.晶间孔及晶间溶孔

指颗粒重结晶或结晶颗粒被溶解而形成的晶体间孔隙。

D.裂缝孔隙

指由构造作用、成岩收缩等作用形成的裂缝。常见有颗粒因机械压实作用破裂或沿解理缝裂开而形成的裂隙；岩石被挤压或拉张而形成的裂缝；粘土杂基局部富集带在成岩过程中由于粘土脱水收缩而形成的微裂缝。裂隙的数量一般不多，但未被充填的裂隙对于改善岩石的渗透能力具有重要的意义。

2.喉道类型

喉道为连通孔隙的狭窄通道，其对储层的渗流能力起着决定性的影响。喉道的大小和形态主要取决于岩石的颗粒接触关系、胶结类型及颗粒的形状和大小。根据铸体薄片镜下观察及铸体薄片图像分析，研究层段常见的喉道类型有如下4种。

（1）孔隙缩小型喉道

喉道为孔隙的缩小部分，其与孔隙无截然的界线。此种喉道常发育于以原生或次生粒间孔隙为主的砂岩储层中。岩石结构多为颗粒支撑或飘浮状颗粒接触，胶结物及粘土杂基较少；属大孔粗喉，孔喉直径比接近于1。

（2）缩颈型喉道

喉道为颗粒间可变断面的收缩部分。此种喉道常见于颗粒点接触、衬边胶结或自生加大胶结的砂岩中。此类孔隙结构属大孔细喉型，孔喉直径比较大。此类储集岩可能有较高的孔隙度，但渗透率一般较低。

（3）片状喉道

喉道呈片状或弯片状，为颗粒间的长条状通道。常出现于机械压实程度较强或自生加大程度较高的砂岩中。孔喉直径比一般较大。

（4）管束状喉道

为杂基及自生胶结物晶体间的微孔隙，孔径一般小于0.5μm，本身既是孔隙又是喉道。如果岩石中基本为微孔隙，则属微孔微喉型，孔喉直径比为1。岩石渗透率极低。

3.孔隙组合类型

砂岩储层的储层空间虽然由多种类型的孔隙组合而成，但往往以其中一种或多种类型的孔隙占主导地位。孔隙的组合类型不同，对储集层的储集物性及孔隙结构影响不同。研究层段的孔隙类型以粒间溶孔、原生粒间孔及杂基内微孔为主，其它类型的孔隙不发育。根据薄片鉴定，结合压汞资料，研究层段砂岩储层的孔隙组合类型大致可划分为如下4类。

（1）原生粒间孔隙型

以正常粒间孔和残余粒间孔为主，次生粒间溶孔及粒内溶孔不发育，因粘土杂基含量少而原生的杂基内微孔隙也不发育。喉道以孔隙缩小型和缩颈型为主。孔隙分选性较好，次生孔隙百分率小于25%。泥质杂基和胶结物含量少，颗粒排列疏松，孔隙度一般大于15%，渗透率大于100×10^-3μm²，常见于埋深小于2000m的冲积扇河道沉积沙体中。

（2）次生粒间溶蚀孔隙型

其孔隙以次生粒间溶孔为主，原生粒间孔少见。此外，尚见有少量其它溶蚀型孔隙如粒内溶孔、铸模孔及特大孔等。粘土杂基含量低，一般小于10%，因此，杂基内微孔不发育。喉道类型以片状喉及缩颈喉为主，孔隙分选中—差，颗粒排列多为点接触。孔隙度一般大于20%，渗透率大于500×10^-3μm²，为高—中孔，高—中渗储层，储集性能良好。常见于埋深大于2000m、溶解作用强烈、粘土杂基含量较少的冲积扇河道沉积沙体中。

（3）杂基内和晶间微孔隙型

其孔隙类型以粘土杂基、自生粘土矿物晶间微孔、碳酸盐胶结物晶间微孔为主，其它类型孔隙不发育，喉道类型以管束状喉道和片状喉道为主。粘土含量一般大于10%或碳酸盐胶结物含量大于15%，孔隙度一般小于20%，渗透率小于10×10^-3μm²。岩石类型以泥质砂岩或粉砂岩、分选差的不等粒砂岩及碳酸盐等致密胶结的砂岩为主，常见于埋深小于2000m、溶解作用不强烈或虽埋藏较深，但粘土杂基含量高的冲积扇河道间沉积等沙体中。属中—低孔、低渗储层或非渗透层。

（4）粒间溶孔与微孔复合型

其孔隙类型以粒间溶孔和杂基及胶结物晶间微孔为主，其它孔隙类型也常有，但含量较少。根据粒间溶孔及微孔的相对含量大小，可进一步划分为粒间溶孔－微孔型及微孔－粒间溶孔型两个亚一级组合。前者以粒间溶孔为主，含量大于50%，常见于粘土杂基含量较高（一般为10%～15%）、碳酸盐胶结物溶解不彻底的砂岩中；后者以微孔为主，含量大于50%，常见于泥质含量较高、溶解作用较弱或不发育的砂岩中。总之，此类孔隙组合类型常见喉道类型有片状喉、管束状喉及弯片状喉，孔隙度一般小于20%，渗透率介于100×10^-3～500×10^-3μm²之间。属中孔、中渗储层，常见于埋深大于2000m、粘土杂基含量中等的冲积扇河道间沉积等沙体中。

二、研究层段碎屑岩储层孔隙结构特征

1.孔隙和喉道的大小及分布

根据铸体薄片图像分析资料，研究层段样品的孔隙直径最大值介于160～553μm之间，平均为272.5μm；最小值介于54～165μm间，平均为89.92μm。王官屯油田研究层段的孔喉大小及分布特征参数如表1。从表中可以看出，研究层段砂岩储层一般以中、细喉道为主，直径小于0.1μm的微毛管喉道含量较高，介于4.29%～90.52%间，平均为35.93%。孔喉大小及分布特征对储层的储集物性具有重要的控制作用。据研究，目的层段砂岩储层孔隙度（Por）与孔隙喉道均值（X）呈线性反比；与平均喉道半径（R）呈指数正相关；与排驱压力（P_d）的对数呈线性反相关；与最小非饱和孔隙（S_min）呈反比趋势。不同大小喉道所控制的孔隙体积百分数（V_r）对储层储渗能力及流体分布、产能有着直接影响。随着喉道半径（r）小于0.1μm所控制的孔隙体积百分数的增大，孔隙度降低（图1）；孔隙度和孔隙体积也随之降低；含油饱和度有降低的趋势而含水饱和度有增高趋势；X与之成较好的线性正相关；当其小于25%时，Sp、D与之成反相关；当其大于25%时，Sp、D与之成正相关；其与R成反比；与P50成较好的线性正相关；与P_d成正相关；与S_min成较好的线性正相关关系。

表1　王官屯油田孔喉大小及分布特征参数统计表

随着喉道（r）大于10μm所控制的孔隙体积百分数的增大，孔隙度呈一指数增加（图2）；孔隙度和孔隙体积的对数值也随之成指数增加；含油饱和度有增加的趋势而含水饱和度有减少趋势；X与之成指数反相关，当X＜10时，X的变化会引起其快速变化；其与R成正比；与P50成较好的指数反相关；与P_d成较好的指数反相关；与S_min成反相关关系。

图1　孔隙度与喉道小于0.1μm所控制的孔隙体积百分数散点图

图2　孔隙度与喉道大于10μm所控制的孔隙体积百分数散点图

2.孔隙连通性

孔隙连通性好坏可通过孔喉直径比、退汞率及配位数等表征。根据铸体薄片图像分析研究，孔喉直径比变化范围介于1.412～5.288之间，平均为4.4。配位数是衡量孔隙连通性的直接标志，配位数越高，孔隙连通性越好；砂岩储层孔隙最大配位数一般介于2～7之间，平均为3.2。配位数与颗粒的接触关系、胶结物含量及次生孔隙发育程度有直接关系。一般机械压实程度越弱、胶结物含量越低、次生孔隙越发育，则孔隙配位数越高。

综上所述，研究层段砂岩储层以中—小孔、中—细喉为主，孔隙形状复杂，类型多样，连通性中等—差。微观非均质性中等—强，因而储渗条件中等—差。当然，并不排除个别层段在局部地区储集性能较好。

三、影响孔隙结构的地质因素

储层的孔隙结构受沉积环境、成岩作用、构造作用等诸多因素的控制。

1.沉积环境的影响

研究层段砂岩储层为一套冲积扇环境下形成的砂岩体，总的来说岩石的分选差，成分及结构成熟度较低，因此其原始孔隙结构条件较差。相比之下，冲积扇河道沉积的沙体其孔隙结构较河道间沉积的沙体要好。

2.粒径的影响

颗粒的大小对孔隙结构的影响表现为孔隙度随粒度中值的增大而增大（图3）；渗透率随粒径的增大也有增大的趋势。

图3　孔隙度与粒度中值散点图

3.颗粒分选性的影响

颗粒分选的好坏对孔隙结构的影响表现为孔隙度随分选系数的增大而减小（图4）；渗透率的对数随分选系数的增大而降低。

4.胶结物成分及含量的影响

常见的胶结物有碳酸盐、自生粘土矿物及硅质等。粘土杂基的含量越高，微孔隙越发育，孔隙结构越差。自生粘土矿物以孔隙衬边或孔隙充填的方式在颗粒表面形成薄膜或充填于孔隙中，使喉道变窄，孔径变小，孔隙结构变差。碳酸盐胶结物具易于溶蚀的属性，因此在成岩作用早期，若碳酸盐胶结物较发育则孔隙性和连通性将局部或全部丧失；在晚成岩阶段由于碳酸盐矿物的局部或全部溶解而使孔隙结构变好；自生加大将填塞孔隙和喉道使孔隙结构变差。胶结物的含量对孔隙结构的影响表现为孔隙度随碳酸盐含量的增大而降低（图5）；渗透率有随碳酸盐含量的增大而减小的趋势；排驱压力有随碳酸盐含量的增大而增大的趋势；R随碳酸盐含量的增加有减小的趋势；最小非饱和孔隙体积百分数随碳酸盐含量的增大而增大。

图4　孔隙度与粒度分选系数散点图

5.成岩作用的影响

在早成岩阶段，由于机械压实作用及自生矿物的胶结作用，使原生孔隙及喉道遭受较大程度的破坏，孔隙结构变差。晚成岩作用阶段，由于溶解作用的发育，产生大量的次生溶蚀孔隙，胶结物局部或全部被溶蚀而使孔隙结构变好。

图5　孔隙度与碳酸盐含量散点图

6.构造作用的影响

构造作用使岩石破裂而产生大量裂缝，使储层的孔隙得以沟通，渗透性增强。综观本区，构造裂缝极不发育，因此，对改善储层的孔隙结构不具多大意义。推测位于断层处的砂岩储层，由于断裂活动，可能形成一些构造裂缝而使孔隙结构得以改善。

图6　不同类型储层毛管压力曲线及分级半径特征图

表2　王官屯油田孔一段碎屑岩储层类型及特征

四、储层分类评价

储层分类评价是储层研究的一项重要工作，不同的储层类型其储集条件和微观孔隙结构不同，流体在其内部的渗流机制存在差异，因而水驱油效果及采收率大小都不同。根据研究区孔隙结构特征，结合宏观物性参数及其它特征，我们将研究层段砂岩储层划分为四大类。各类储层的分类及评价见表2，典型毛管压力曲线形态及孔喉分布如图6。其中Ⅰ类储层是高孔高渗型，渗透率大于500×10^-3μm²，按样品百分数统计约占19.05%。Ⅱ类储层渗透率介于100×10^-3～500×10^-3μm²之间，孔隙度介于17.5%～26.6%间，平均为22.01%，为本区较好储层，按样品百分数统计，约占14.29%。Ⅲ类储层渗透率介于10×10^-3～100×10^-3μm²之间，孔隙度一般为14.1%～24.3%，喉道类型以片状、管状或缩颈状为主，该类储层相对丰度约50.79%。Ⅳ类储层渗透率小于10×10^-3μm²，孔隙度介于12.3%～22.1%之间，虽孔隙度的变化范围较大，但实测渗透率却较小。喉道以管束状或片状喉道为主，该类储层储集性能很差，主要为沙泥坪沉积，该类储层占样品总数的15.87%左右。综上所述，就样品统计来看，研究层段以Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ类储层为主，约占85%左右，其中Ⅰ、Ⅱ类储层储集性能较好，约占33.34%。

五、结论

（1）枣-Ⅱ、枣-Ⅲ油组具有7种孔隙类型，4种喉道类型和4种孔喉组合类型。

（2）孔隙结构受沉积环境、胶结物含量及成岩作用等因素共同影响。

（3）根据渗透性能、孔隙结构特征等定量指标结合其它指标可将枣-Ⅱ、枣-Ⅲ油组的储层分为4大类，其中Ⅲ类储层占整个储层的50.79%。

参考文献

（1）罗蛰潭，王允诚.油气储集层的孔隙结构，北京：科学出版社，1986.

（2）裘亦楠，薛叔浩等.油气储层评价技术·北京：石油工业出版社，1994.

（3）裘亦楠，薛叔浩，应凤祥.中国油气储层研究论文集（续一）.北京：石油工业出版社，1993.

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（7）中国石油天然气总公司科技发展司.中国油气储层研究论文集.北京：石油工业出版社，1993.

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