畢業(yè)論文liaohe huanxiling area the reservoir feature of the dujiatai oil bed

1、<p>　　Liaohe Huanxiling area the reservoir feature of the Dujiatai oil bed</p><p>　　[Abstract]Liaohe Oilfield Huanxiling Basin Dujiatai reservoirs located in the fault nose structural belt of the wester

2、n depression of Liaohe basin, with the features of low porosity, low permeability and higher lack of homogeneity. After 20 years of development, the declined of production, the contradiction between different layers had

3、been more and more distinct,the surplus oil is distributed complicated.These require the reservoir research of this oil deposits,which could provide basis for the</p><p>　　Confirmed by research,the study are

4、a main sediment came from the south west, the depositional of Dujiatai reservoirs is the fan-delta front subphase of fan delta facies, dividing microfacies like underwater distributary channel, inter-distributary channel

5、, debouch bar, delta front sheet sand and far sand dam.This thesis takes full advantage of regional geological studies, confirmed the types of the reservoir’s pore space; made classification and evaluation of the reservo

6、ir by analyzing, paramete</p><p>　　[Keywords] Liaohe Oilfield Huanxiling Dujiatai Oil Bed Reservoir Feature Reservoir Evaluatio</p><p>　　遼河油田歡喜嶺杜家臺(tái)組儲(chǔ)層研究</p><p>　　[摘要]：遼河盆地歡喜嶺油田杜

7、家臺(tái)油藏位于遼河斷陷盆地西部凹陷西斜坡南部的斷鼻構(gòu)造帶上,具有低孔、低滲、非均質(zhì)性強(qiáng)的特點(diǎn)。經(jīng)20多年的開(kāi)發(fā),措施產(chǎn)量下降,層間矛盾日益突顯，剩余油分布復(fù)雜,為此需要對(duì)該油藏進(jìn)行儲(chǔ)層研究，為老區(qū)剩余油挖潛提供依據(jù)。</p><p>　　通過(guò)研究確認(rèn)研究區(qū)沉積物主要源于西南方向，杜家臺(tái)組油層沉積期為扇三角洲相中的扇三角洲前緣亞相，并劃分出水下分流河道、分流河道間、河口砂壩、前緣席狀砂與遠(yuǎn)砂壩等微相。本文充分利用區(qū)域

8、地質(zhì)研究成果，結(jié)合大量的測(cè)錄井資料，確定了研究層段儲(chǔ)集層孔隙成因類(lèi)型；通過(guò)分析對(duì)儲(chǔ)層做出分類(lèi)評(píng)價(jià)，各類(lèi)參數(shù)表明水下分流河道物性在各微相中最好，河口砂壩第二，分流河道間第三，席狀砂最差；概括了影響儲(chǔ)層物性的因素和儲(chǔ)層的非均質(zhì)性；最后對(duì)有利區(qū)塊進(jìn)行了預(yù)測(cè)。</p><p>　　[關(guān)鍵詞]：遼河油田 歡喜嶺 杜家臺(tái)組 儲(chǔ)層研究 儲(chǔ)層評(píng)價(jià)</p><p><b>　　目錄<

9、/b></p><p><b>　　中文摘要I</b></p><p><b>　　外文摘要i</b></p><p><b>　　前言1</b></p><p><b>　　1 區(qū)域概況2</b></p><p>　

10、　1.1 研究區(qū)區(qū)域概況2</p><p>　　1.2 研究區(qū)勘探概況4</p><p>　　2 儲(chǔ)層巖石學(xué)特征5</p><p>　　2.1 巖石學(xué)特征5</p><p>　　3 儲(chǔ)層物性特征7</p><p>　　3.1 儲(chǔ)層物性的分類(lèi)標(biāo)準(zhǔn)7</p><p>　　3.2 杜家臺(tái)油

11、層儲(chǔ)層物性特征8</p><p>　　4 儲(chǔ)層的非均質(zhì)性18</p><p>　　4.1 儲(chǔ)層的連通性能18</p><p>　　4.2 儲(chǔ)層平面上的非均質(zhì)性20</p><p>　　4.3 層間與層內(nèi)非均質(zhì)性21</p><p>　　5 影響儲(chǔ)層物性的主要因素23</p><p>

12、　　5.1 埋深對(duì)儲(chǔ)層的影響23</p><p>　　5.2 沉積微相的影響24</p><p>　　5.3 成巖作用控制因素25</p><p>　　6 儲(chǔ)層分類(lèi)評(píng)價(jià)與有利區(qū)塊預(yù)測(cè)27</p><p>　　6.1 儲(chǔ)層的分類(lèi)及評(píng)價(jià)27</p><p>　　6.2 有利區(qū)塊預(yù)測(cè)28</p>&

13、lt;p>　　6.3 油氣富集規(guī)律29</p><p><b>　　7 結(jié)論29</b></p><p><b>　　參考文獻(xiàn)30</b></p><p><b>　　致謝33</b></p><p><b>　　前言</b></p&g

14、t;<p>　　本畢業(yè)設(shè)計(jì)課題來(lái)源于遼河油田分公司歡喜嶺采油廠與長(zhǎng)江大學(xué)地球科學(xué)學(xué)院合作完成的研究項(xiàng)目《錦2－4－8井區(qū)杜家臺(tái)油層構(gòu)造精細(xì)解釋及圈閉評(píng)價(jià)》。</p><p>　　遼河盆地為一斷陷－坳陷構(gòu)造盆地，主要形成于新生代古近紀(jì)（老第三紀(jì)），根據(jù)地質(zhì)構(gòu)造特點(diǎn)可分為七個(gè)一級(jí)構(gòu)造單元，其中西部凹陷是盆地內(nèi)最大的一個(gè)含油氣凹陷，凹陷內(nèi)自南向北分布有歡喜嶺、雙臺(tái)子、曙光、興隆臺(tái)、高升等油田。錦2－4－8

15、井區(qū)地處歡喜嶺油田中南部，從現(xiàn)已完鉆資料分析，該區(qū)塊油水關(guān)系復(fù)雜，具有多套油水系統(tǒng)，含油邊界不清楚，其儲(chǔ)層分布、油藏類(lèi)型有待落實(shí)。</p><p>　　儲(chǔ)層研究是研究碎屑巖和碳酸鹽巖儲(chǔ)層的形成、演化、分布及其特征（成分、結(jié)構(gòu)、構(gòu)造等）的科學(xué)，是沉積學(xué)理論與油氣勘探開(kāi)發(fā)實(shí)踐結(jié)合的產(chǎn)物。儲(chǔ)層研究概括起來(lái)講有三大方面，即沉積體系研究、儲(chǔ)層非均質(zhì)性和成巖作用的研究，其核心是研究?jī)?chǔ)層的非均質(zhì)性。隨著石油開(kāi)采的不斷進(jìn)行,儲(chǔ)層

16、的研究難度也不斷的增大,提高研究的精度,從掌握砂體的幾何學(xué)特征和連續(xù)性,即宏觀非均質(zhì)性發(fā)展到研究?jī)?chǔ)層的微觀孔隙結(jié)構(gòu)、孔隙中的粘土雜基及自生粘土礦物等即儲(chǔ)層的微觀非均質(zhì)性。加強(qiáng)儲(chǔ)層的定量研究,定量描述和預(yù)測(cè)砂體在橫向上的連續(xù)性或空間展布特征,即開(kāi)展儲(chǔ)層建?；蚰M研究已成為儲(chǔ)層地質(zhì)學(xué)家近年來(lái)的重點(diǎn)攻關(guān)內(nèi)容。多學(xué)科交叉融合,綜合沉積學(xué)、儲(chǔ)層地質(zhì)學(xué)、測(cè)井地質(zhì)學(xué)、地震地質(zhì)學(xué)、數(shù)學(xué)地質(zhì)、計(jì)算機(jī)科學(xué)等多學(xué)科協(xié)同研究,已成為儲(chǔ)層建模和表征技術(shù)的發(fā)展趨勢(shì)

17、。</p><p>　　本論文是在前人研究的基礎(chǔ)上，通過(guò)遼河盆地錦2－4－8井區(qū)杜家臺(tái)油層巖石學(xué)特征、孔隙特征、物性特征研究，分析研究區(qū)杜家臺(tái)組儲(chǔ)層的影響控制因素，指導(dǎo)油氣勘探。本論文對(duì)盆地油氣的勘探和開(kāi)發(fā)具有重要的指導(dǎo)意義，同時(shí)豐富了儲(chǔ)層地質(zhì)學(xué)的理論與實(shí)踐。</p><p>　　該盆地歡喜嶺地區(qū)杜家臺(tái)組的沉積演化階段的沉積體系和沉積相展布規(guī)律各具特色，直接影響到沉積層序的形成、演化和地層

18、的沉積學(xué)響應(yīng)特征。對(duì)歡喜嶺地區(qū)杜家臺(tái)組開(kāi)展儲(chǔ)集性能特征研究，預(yù)測(cè)杜家臺(tái)組儲(chǔ)層相對(duì)高孔、高滲區(qū)帶發(fā)育區(qū)，為尋找可供勘探開(kāi)發(fā)的石油富集區(qū)提供更加精細(xì)的基礎(chǔ)地質(zhì)資料。</p><p>　　本次研究的解決思路如下：（1）以前人研究的基礎(chǔ)地質(zhì)資料與前期勘探成果和認(rèn)識(shí)為研究工作的基礎(chǔ)，結(jié)合多種分析化驗(yàn)資料，深入開(kāi)展杜家臺(tái)組儲(chǔ)層特征研究。（2）</p><p>　　通過(guò)巖心觀察、砂巖鑄體薄片鑒定、掃描電

19、鏡、圖像孔隙、粒度分析等資料，研究目的層段儲(chǔ)層的巖石學(xué)特征。（3）在多種測(cè)試分析手段的基礎(chǔ)上，研究杜家臺(tái)組油層組成巖作用、成巖階段、成巖相類(lèi)型，微觀孔隙結(jié)構(gòu)特征，形成和提出適合歡喜嶺地區(qū)杜家臺(tái)組儲(chǔ)層特征的分類(lèi)及綜合評(píng)價(jià)方案。（4）應(yīng)用前人研究的沉積微相資料，描述主要儲(chǔ)集砂體的儲(chǔ)層物性和非均質(zhì)性特征。（5）以儲(chǔ)層特征和油藏形成主控因素的綜合分析為依據(jù)，對(duì)儲(chǔ)層作出分類(lèi)與評(píng)價(jià)，篩選有利區(qū)塊，尋找可供勘探的石油富集區(qū)，預(yù)測(cè)高效儲(chǔ)層發(fā)育區(qū)帶，為油

20、氣勘探提供依據(jù)。</p><p><b>　　1 區(qū)域概況</b></p><p>　　1.1 研究區(qū)區(qū)域概況</p><p>　　1.1.1 研究區(qū)地質(zhì)概況</p><p>　　遼河盆地為一斷陷－坳陷構(gòu)造盆地，主要形成于新生代古近紀(jì)（老第三紀(jì)），經(jīng)歷了初始張裂期、深裂陷期、坳陷－擴(kuò)張期和充填萎縮期各演化階段，分別沉積了

21、房身泡組、沙河街組和東營(yíng)組等地層。根據(jù)地質(zhì)構(gòu)造特點(diǎn)，遼河盆地可分為七個(gè)一級(jí)構(gòu)造單元，即西部凹陷、東部凹陷、大明屯凹陷、沈北凹陷、西部凸起、中央凸起和東</p><p>　　部凸起（圖1－1）。其中西部凹陷是盆地內(nèi)最大的一個(gè)含油氣凹陷，凹陷內(nèi)自南向北分布有歡喜嶺、雙臺(tái)子、曙光、興隆臺(tái)、高升等油田。</p><p>　　歡喜嶺油田位于遼河坳陷西部凹陷西斜坡的南端，是在單斜背景上沿北東向延伸的斷

22、裂鼻狀構(gòu)造帶。杜家臺(tái)油層位于歡喜嶺油田的東北部，是歡喜嶺油田的主力油層。其構(gòu)造位置在西部凹陷西斜坡的南端，沉積于沙河街組四段上部，其時(shí)正處于遼河裂谷張裂期，構(gòu)造活動(dòng)主要表現(xiàn)為北東走向西掉正斷層的發(fā)育，導(dǎo)致差異裂陷，在洼突不平的古地形背景上，水進(jìn)過(guò)程中沙四段首先在低洼處和基巖突起周?chē)食涮钍匠渤练e，而后呈現(xiàn)淺湖沉積環(huán)境，接受淺湖相沉積。</p><p>　　杜家臺(tái)油層由于處于裂谷發(fā)育的裂陷期，斷層多、斷裂系統(tǒng)復(fù)雜

23、、斷塊十分破碎是其主要特點(diǎn)。杜家臺(tái)油層的構(gòu)造發(fā)育形態(tài)與基底背景有較密切的關(guān)系。在8o～10o的東傾斜背景上，發(fā)育了4個(gè)低幅度鼻狀構(gòu)造。北東向延伸早期西掉與后期東掉兩組斷裂活動(dòng)改造并決定了該層現(xiàn)今構(gòu)造面貌。</p><p>　　研究工區(qū)范圍西以大凌河為界，東至歡23井，北起歡31井，南至歡95井，面積約35km2，研究層位主要是杜家臺(tái)油層，即沙河街組四段地層。</p><p>　　1.1.2

24、 研究區(qū)地層劃分及沉積微相分析</p><p>　　井2－4－8井區(qū)沙河街組四段上部杜家臺(tái)油層下伏古潛山，上覆沙三期地層。根據(jù)已有的資料，杜家臺(tái)油層劃分為三個(gè)油層組，每個(gè)油組分為三個(gè)砂巖組，各油層組之間有比較穩(wěn)定的泥巖段作為對(duì)比標(biāo)志層（表1－1）。</p><p>　　表1－1 杜家臺(tái)油層分層表</p><p>　　沙四段是在高低不平的基底上形成的一套充填式沉積，

25、地層厚度變化較大（29</p><p>　　米～494米）。巖性主要是以層狀砂巖為主夾暗色泥巖，其中砂巖以淺灰色細(xì)砂巖、粉細(xì)砂巖為主，其次為含礫砂巖和砂礫巖，巖性總體上上部較細(xì)向下變粗。</p><p>　　通過(guò)對(duì)研究區(qū)內(nèi)兩口取心井（歡n井及65014井）巖心沉積構(gòu)造觀察和粒度分析，結(jié)合區(qū)域沉積背景，可識(shí)別出以下幾種砂體沉積微相。</p><p>　　1、分流河道微

26、相：該微相由灰白色、黃灰色的中厚層細(xì)砂巖、不等粒砂巖、含礫砂巖及泥質(zhì)細(xì)—粉砂巖組成，中—大型槽狀交錯(cuò)層理發(fā)育，具多套向上變細(xì)的正韻律，組成多層樓式的分流河道垂向序列。韻律層底部常具沖刷面，韻律層下部為粗砂巖、含礫粗砂巖或細(xì)礫巖，上部主要為中—細(xì)砂巖和粉砂巖。這種垂向序列主要為河床滯留沉積及心灘沉積，天然堤不發(fā)育。砂巖的成分成熟度較低，巖石類(lèi)型主要為長(zhǎng)石巖屑砂巖或巖屑長(zhǎng)石砂巖。粒度分選性差，分選系數(shù)為1.04~9.31。</p>

27、;<p>　　2、河口砂壩微相：該微相以灰白色、淺灰色的中—細(xì)砂巖為主，其次為粉砂3m，最厚可達(dá)5m，成分和結(jié)構(gòu)成熟度低，多為長(zhǎng)石砂巖類(lèi)或長(zhǎng)石巖屑砂巖類(lèi)。分選系數(shù)為1.07~3.08，34個(gè)樣品的分選系數(shù)平均值為1.88，屬較差級(jí)。</p><p>　　3、前緣席狀砂微相：該微相由灰色粉砂巖及泥質(zhì)粉砂巖組成，發(fā)育小型交錯(cuò)層理及水平波狀層理，局部可見(jiàn)泄水構(gòu)造或液化變形構(gòu)造，單層厚度為1~2m。<

28、/p><p>　　4、遠(yuǎn)砂壩微相該微相：以灰色泥質(zhì)粉砂巖及粉砂質(zhì)泥巖為主，發(fā)育水平層理和透鏡狀層理，偶見(jiàn)小型沙紋層理和液化變形構(gòu)造，砂巖單層厚度通常小于lm。垂向上常與前扇三角洲泥巖互層產(chǎn)出。</p><p>　　5、分流河道間席狀砂微相：該微相常由細(xì)—粉砂巖和泥質(zhì)粉砂巖組成，水平波狀層理及小型沙紋層理常見(jiàn)，層面上植物碎片較多，單層厚度為1~3m。</p><p>　　

29、按三角洲的劃分模式，分流河道與分流河道間沉積屬于扇三角洲平原亞相，該區(qū)缺乏三角洲水上平原部分；河口砂壩、前緣席狀砂與遠(yuǎn)砂壩則屬于扇三角洲前緣亞相。</p><p>　　1.2 研究區(qū)勘探概況</p><p>　　1964～1973年對(duì)歡喜嶺地區(qū)進(jìn)行區(qū)域概查。本階段以地震勘探為主要手段，通過(guò)連片測(cè)量，初步認(rèn)識(shí)了本區(qū)是在斜坡背景上發(fā)育的一系列小型斷裂--鼻狀構(gòu)造。</p><

30、;p>　　1972年10月在構(gòu)造南端的西八千斷鼻構(gòu)造部署了本區(qū)的第一口探井--千1井。1974年～1975年4月，在對(duì)構(gòu)造進(jìn)一步落實(shí)、分析的基礎(chǔ)上，重點(diǎn)選擇曙光以南的有利部位作了區(qū)域預(yù)探井部署。至1995年初，6口預(yù)探井在不同層位發(fā)現(xiàn)較好油層，4月初在杜4井和杜7井的杜家臺(tái)油層試油，相繼獲高產(chǎn)工業(yè)油氣流。</p><p>　　錦2－4－8井區(qū)位于兩條斷層之間，該區(qū)處于應(yīng)力集中區(qū)，構(gòu)造十分復(fù)雜、雜碎。雖然找到

31、了一些小油氣藏，但還存在許多孤立的出油井區(qū)，平面上沒(méi)有形成油氣藏，在已知探井中該層位油、氣產(chǎn)出的差異較大，有的井試油或投產(chǎn)產(chǎn)量較低或出水。因而還存在著如下地質(zhì)問(wèn)題：1）該區(qū)斷裂發(fā)育、構(gòu)造復(fù)雜，需進(jìn)一步落實(shí)；2）從現(xiàn)已完鉆資料分析，該區(qū)塊油水關(guān)系復(fù)雜，具有多套油水系統(tǒng)，含油邊界不清楚，儲(chǔ)層分布、油藏類(lèi)型有待落實(shí)；3）勘探程度較低的斷塊還有待認(rèn)識(shí)；4）三維區(qū)的地震資料拼結(jié)處，由于邊界效應(yīng)影響，資料品質(zhì)較差，對(duì)構(gòu)造和儲(chǔ)層的研究造成了一定障礙；

32、5）由于探井分布不均勻，對(duì)沉積微相認(rèn)識(shí)不清楚，有待進(jìn)一步研究。</p><p><b>　　2 儲(chǔ)層巖石學(xué)特征</b></p><p><b>　　2.1 巖石學(xué)特征</b></p><p>　　2.1.1 巖石類(lèi)型及特征</p><p>　　研究區(qū)砂巖類(lèi)型主要為長(zhǎng)石砂巖及少量巖屑砂巖。對(duì)區(qū)內(nèi)取芯井

33、歡11井及65014井兩口井的16塊巖芯作了粒度分析及巖石薄片結(jié)構(gòu)特征研究，分別劃分出礫巖類(lèi)、不等粒砂巖類(lèi)、砂巖類(lèi)及粉砂巖類(lèi)3種類(lèi)型，并結(jié)合泥質(zhì)含量或膠結(jié)物含量，將區(qū)內(nèi)儲(chǔ)集巖石型概括為表2-1。</p><p>　　表2-1 杜家臺(tái)油層儲(chǔ)層巖石類(lèi)型</p><p>　　取芯井段的巖芯統(tǒng)計(jì)表明，礫巖類(lèi)厚度占整個(gè)儲(chǔ)集巖石厚度的5.55%，砂巖類(lèi)為69.2%，粉砂巖類(lèi)為25.3%。由于近源及沉

34、積中心粒度較粗，因此，向前緣及兩側(cè)各井中細(xì)粒巖石比例將會(huì)有所增加。</p><p>　　砂巖成分成熟度、結(jié)構(gòu)成熟度均較低，石英碎屑的含量一般在39％～58％，長(zhǎng)石含量為20％～40％，有時(shí)可達(dá)到50％以上，巖屑含量為14％～30％，最高可達(dá)40％，主要巖屑為泥質(zhì)巖屑、火山巖屑，砂巖中普遍含有黑云母及白云母。</p><p>　　儲(chǔ)集巖的結(jié)構(gòu)不均勻，以淺灰色中－細(xì)粒結(jié)構(gòu)為主，其次為含礫粗砂結(jié)

35、構(gòu)和砂礫級(jí)結(jié)構(gòu)。中－細(xì)砂巖為主，粒度中值0.2～0.3mm，其次為粉－細(xì)砂巖，顆粒呈次圓狀，分選中等，部分含有細(xì)礫。砂礫巖以細(xì)礫為主，含中、粗礫，粒度中值1.0～1.5mm，分選差。顆粒呈半棱角和次圓狀，以點(diǎn)接觸為主，次為懸浮接觸。成分雜，以石英及深色礦物碎屑為主。膠結(jié)類(lèi)型均以孔隙膠結(jié)為主。</p><p>　　2.1.2 砂巖中的填隙物</p><p>　　砂巖中填隙物含量為15%左右，

36、主要由雜基和膠結(jié)物兩部分組成。研究區(qū)砂巖中主要膠結(jié)礦物類(lèi)型有粘土礦物：綠泥石、高嶺石、混層伊利石/蒙皂石等。碳酸鹽礦物：方解石、白云石、鐵方解石、鐵白云石，以及石英、長(zhǎng)石等。下面對(duì)研究區(qū)填隙物礦物學(xué)特征進(jìn)行研究</p><p>　　1、硅質(zhì)膠結(jié)物：多以隱晶質(zhì)玉髓及石英，另有少量充填孔隙的自生石英晶粒，其平均含量5％～10％之間。石英次生加大可分為強(qiáng)、弱兩種，前者通常表現(xiàn)為多個(gè)石英顆粒具次生加大邊，邊較寬，僅在埋深

37、大于2600m的砂巖中見(jiàn)到；后者在薄片中表現(xiàn)僅有個(gè)別石英顆粒有次生加大邊，加大邊較窄，在埋深較淺的部位多見(jiàn)。</p><p>　　2、碳酸鹽膠結(jié)物：分布范圍較廣，從1300～3500m均可見(jiàn)到，含量為：1％～30％。掃描電鏡及碳酸鹽染色資料表明，碳酸鹽膠結(jié)物類(lèi)型多樣，主要有方解石、白云石、鐵方解石、鐵白云石，它們?cè)谏皫r中呈嵌晶狀或晶粒狀充填孔隙，白云石、方解石的形成時(shí)期比鐵白云母、鐵方解石早，鐵白云石多呈自形晶粒

38、出現(xiàn)在砂巖中?？紫吨邪自剖陉帢O發(fā)光顯微鏡下發(fā)暗紅色光，方解石有兩個(gè)世代，第一世代發(fā)桔紅色光，第二世代發(fā)桔黃色光，結(jié)合染色資料可以確定第二世代方解石為鐵方解石。對(duì)砂巖中碳酸鹽膠結(jié)物和鈣質(zhì)泥巖中碳酸鹽礦物的氧碳同位素分析數(shù)（圖2-1），表明砂巖中早期碳酸鹽膠結(jié)物的氧碳同位素很輕，說(shuō)明早期碳酸鹽膠結(jié)物的沉積是成巖早期發(fā)</p><p>　　酵細(xì)菌在還原環(huán)境中分解有機(jī)質(zhì)，使殘余富含重同位素的碳酸鹽與巖石中的鈣離子相結(jié)合

39、形成的。而晚期碳酸鹽膠結(jié)物中的部分CO32－與有機(jī)質(zhì)演化過(guò)程中有機(jī)酸的脫羧作用有關(guān)，即有機(jī)酸脫羧產(chǎn)生富輕同位素的CO2參與形成晚期碳酸鹽膠結(jié)物。因此，碳酸鹽膠結(jié)物形成于成巖早期及中晚期兩個(gè)階段。</p><p>　　圖2-1 砂巖碳酸鹽膠結(jié)物氧碳穩(wěn)定同位素特征</p><p>　　3、泥質(zhì)膠結(jié)物：綜合分析掃描電鏡、X－衍射資料，發(fā)現(xiàn)研究區(qū)砂巖中粘土礦物主要是高嶺石、伊利石及綠泥石。自生高

40、嶺石呈假六方板狀集合體，伊利石呈絲縷狀、球狀式彎曲薄片狀。綠泥石葉片狀，與自生石英共生。這些自生礦物或是附著在顆粒表面，或是雜亂堆積在粒間孔隙中。、泥質(zhì)組分以高嶺石為主(>40%)，其次為伊/蒙混層(15%~20%)、伊利石(15%~20%)、綠泥石(10%±)及蒙脫石(10%±)。</p><p><b>　　3 儲(chǔ)層物性特征</b></p><

41、;p>　　3.1 儲(chǔ)層物性的分類(lèi)標(biāo)準(zhǔn)</p><p>　　儲(chǔ)層物性是沉積、成巖和構(gòu)造三種作用綜合反映的結(jié)果。通常用孔隙度、滲透率等參數(shù)來(lái)表征。定量研究?jī)?chǔ)層物性參數(shù)，研究其平面及垂向上的變化規(guī)律，對(duì)于研究?jī)?chǔ)層的非均質(zhì)性及儲(chǔ)層綜合評(píng)價(jià)等有著重要的意義。我國(guó)石油系統(tǒng)碎屑巖儲(chǔ)層物性分類(lèi)標(biāo)準(zhǔn)如表3-1。</p><p>　　表3-1 中國(guó)石油天然氣油氣儲(chǔ)層評(píng)價(jià)方法分類(lèi)標(biāo)準(zhǔn)1997</p&

42、gt;<p>　　3.2 杜家臺(tái)油層儲(chǔ)層物性特征</p><p>　　3.2.1 儲(chǔ)集層孔隙類(lèi)型及特征</p><p><b>　　1、孔隙類(lèi)型</b></p><p>　　對(duì)研究區(qū)杜家臺(tái)油層三個(gè)油層組掃描電鏡及鑄體薄片資料分析，各油層組孔隙成因類(lèi)型可分為原生粒間孔及次生孔隙。</p><p>　　1）原生

43、粒間余孔：是沉積顆粒經(jīng)過(guò)早期成巖作用后保留下來(lái)的粒間余孔，這類(lèi)孔隙在埋深較淺的地層中較發(fā)育。另一類(lèi)是石英次生加大后保留的粒間余孔。原生粒間余孔多具三角形、多邊形等形態(tài)。</p><p>　　2）次生孔隙：主要由以下幾種類(lèi)型。</p><p>　?、偃芪g孔 發(fā)育兩類(lèi)溶蝕孔。一類(lèi)常見(jiàn)沿解理縫溶蝕，呈定向分布的長(zhǎng)石粒內(nèi)溶蝕孔；另一類(lèi)為粘土礦物、巖屑和黑云母溶蝕孔，這類(lèi)溶蝕孔含量較少，無(wú)任何幾何

44、形態(tài)，孔徑細(xì)小。</p><p>　?、诰чg孔 伊利石及伊蒙混層礦物在成巖過(guò)程中重結(jié)晶，形成網(wǎng)狀粘土充填在孔隙中，并形成晶間微孔；還有部分蝕變高嶺石，也見(jiàn)晶間小孔。粘土礦物晶間孔的形成，提高了砂巖孔隙度，但降低了滲透率，特別是在油氣運(yùn)移中，粘土礦物吸附了大量重質(zhì)瀝青，可進(jìn)一步降低砂巖儲(chǔ)油物性。</p><p>　?、畚⒘严?主要為層間微裂隙，在致密層中往往較發(fā)育，層間微裂隙提高了砂巖的

45、水平滲液能力。</p><p>　　2、孔隙半徑與喉道寬度</p><p>　　杜家臺(tái)油層儲(chǔ)層孔隙主要為原生粒間余孔，其次為溶孔、晶間孔、微裂隙。中等孔隙孔徑平均值83.89μm。由于次生作用使原生孔喉減小甚至堵塞，喉道為細(xì)喉類(lèi)。</p><p>　　粒度中值平均為2.78mm。孔喉比高，平均107.23，一般10~100，配位數(shù)低，平均只有2.3，一般1.5~2.

46、8?？缀聿话l(fā)育，不均勻。均質(zhì)系數(shù)平均值為0.249，屬不均勻型。巖石顆粒排列緊密，主要為鑲嵌狀，以孔隙式膠結(jié)為主，充填在孔喉內(nèi)使喉道堵塞。另外，其主要流動(dòng)孔喉半徑平均值只有8.02μm，最大連通孔喉半徑平均值只有13.41μm，提供滲透能力的喉道太小。主要流動(dòng)的孔隙體積占14.65％，大于10μm的孔隙體積占8.48％，大于16μm的孔隙體積占4.7％，顯然大喉道數(shù)量太少。相反，非有效流動(dòng)孔隙體積達(dá)74％，小于0.1μm的孔隙體積占36

47、.5％，表明對(duì)滲透率貢獻(xiàn)微小和無(wú)貢獻(xiàn)的小孔喉太多。同時(shí)由于壓實(shí)作用強(qiáng)，顆粒鑲嵌緊密，喉道狹窄彎曲，石英次生加大，使孔隙內(nèi)壁不平，碳酸鹽礦物堵塞粒間，高嶺石等粘土礦物堆積，使喉道迂曲度增大，結(jié)構(gòu)系數(shù)值高達(dá)3.13。由此可見(jiàn)，研究區(qū)儲(chǔ)層孔隙結(jié)構(gòu)為：低滲、中孔、細(xì)喉、不均勻類(lèi)型，并依據(jù)各項(xiàng)參數(shù)將其分為A、B、C類(lèi)（表3-2）。</p><p>　　表3-2 歡喜嶺油田杜家臺(tái)油層孔隙結(jié)構(gòu)分類(lèi)表</p>&

48、lt;p>　　3.2.2 不同微相的物性特征</p><p>　　1、不同微相的砂體發(fā)育情況</p><p>　　不同微相的砂體發(fā)育情況可用鉆遇率來(lái)描述，通過(guò)對(duì)各井所鉆遇的各微相砂層數(shù)的百分比（層數(shù)百分比）以及各微相砂層累計(jì)厚度占砂層總厚度的百分比（厚度百分比）的統(tǒng)計(jì)表明（表3-3），各微相的沉積分布具有一定的規(guī)律性，即分流河道、分流河道間、席狀砂和河口砂壩等微相砂體的發(fā)育程度依次降

49、低。</p><p>　　表3-3 錦2－4－8井區(qū)不同沉積微相砂體參數(shù)統(tǒng)計(jì)表</p><p>　　2、沉積微相物性參數(shù)</p><p>　　對(duì)研究區(qū)不同沉積微相1909塊樣品物性資料統(tǒng)計(jì)表明，水下分流河道的孔隙度、滲透率分別為16.7％、292.5×10-3μm2，粒度中值、泥質(zhì)含量分別為：0.48，8.3%；河口砂壩的孔隙度、滲透率分別為：14.7

50、％、93×10-3μm2，粒度中值、泥質(zhì)含量分別為：0.4、8.8%；水下分流河道間、席狀砂的孔隙度分別為：14.3％、11.4％，滲透率為：42.7×10-3μm2、6.3×10-3μm2，泥質(zhì)含量分別為：11.8％、11％，粒度中值分別為：0.23mm、0.21mm。水下分流河道微相的物性較好，河口砂壩微相物性次之，水下分流河道間、席狀砂微相更次。但分流河道間的溢岸沉積砂體物性較扇三角洲前緣末端的席狀砂

51、物性要好，表明研究區(qū)杜家臺(tái)油層儲(chǔ)層物性受沉積微相控制（表3-4）。</p><p>　　表3-4 研究區(qū)杜家臺(tái)油層沉積微相物性參數(shù)統(tǒng)計(jì)表</p><p>　　3、不同微相孔隙結(jié)構(gòu)特征</p><p>　　為了搞清研究區(qū)儲(chǔ)層孔隙結(jié)構(gòu)特征，我們選取了能反映孔隙結(jié)構(gòu)的喉道均值、主要流動(dòng)孔喉半徑平均值（R主）、主要流動(dòng)孔隙體積百分?jǐn)?shù)（V主）、面孔率、平均孔寬、配位數(shù)、最大

52、孔寬等七個(gè)參數(shù)進(jìn)行了統(tǒng)計(jì)（表3-5）。水下分流河道微相儲(chǔ)層孔隙結(jié)構(gòu)在七個(gè)參數(shù)中有6個(gè)為最好，一個(gè)為第二；河口砂壩微相儲(chǔ)層孔隙結(jié)構(gòu)參數(shù)有兩個(gè)排序第一，三個(gè)排序第二，兩個(gè)排序第三；分流河道間儲(chǔ)層孔隙結(jié)構(gòu)參數(shù)有兩個(gè)排序第二，其余均為第三；席狀砂微相的參數(shù)均排為四。由此可以看出，沉積微相對(duì)儲(chǔ)層孔隙的結(jié)構(gòu)也有相當(dāng)?shù)挠绊憽?lt;/p><p>　　表3-5 研究區(qū)杜家臺(tái)油層沉積微相孔隙結(jié)構(gòu)參數(shù)統(tǒng)計(jì)表</p>&l

53、t;p>　　3.2.3 儲(chǔ)層物性分布</p><p><b>　　1、垂向上物性分布</b></p><p>　　對(duì)Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ油層組儲(chǔ)層物性分析化驗(yàn)的統(tǒng)計(jì)結(jié)果表明（表3-6），在三個(gè)油層組中Ⅱ油層組的平均孔隙度、滲透率、粒度中值及碳酸鹽含量最高、泥質(zhì)含量最低。Ⅲ油層組的平均孔隙度、滲透率、粒度中值均為第二，泥質(zhì)含量最高，碳酸鹽含量最少；Ⅰ油層組平均孔隙度、滲透率

54、、泥質(zhì)含量均最低，碳酸鹽及粒度中值為中等。據(jù)此可以確定，杜家臺(tái)油層在垂向上物性分布狀況：Ⅱ油層組最好，Ⅲ油層組次之，Ⅰ油層組最差。</p><p>　　表3-6 錦2－4－8井區(qū)杜家臺(tái)油層各油組物性統(tǒng)計(jì)表</p><p><b>　　2、平面上物性分布</b></p><p>　　杜家臺(tái)油層Ⅲ油層組沉積期，古潛山低凹處沉積厚度達(dá)150m～20

55、0m，凸起處沉積缺失。砂體發(fā)育也不均勻，局部砂體發(fā)育，多為薄層水下分流河道沉積砂體，與泥巖交互頻繁，砂巖中富含粘土、鈣質(zhì)膠結(jié)。由于研究區(qū)鉆穿杜家臺(tái)油層的井較少，恢復(fù)三個(gè)油層組共9個(gè)砂組沉積期的平面微相受到限制。盡可能利用已有的資料，編繪了Ⅰ油層組3個(gè)砂組及Ⅱ油層組兩個(gè)砂組的平面微相圖，編繪了Ⅰ油層組3個(gè)砂組的孔隙度、滲透率等值線圖。統(tǒng)計(jì)表明，Ⅰ油層組各砂組的物性分布具有分帶性。</p><p>　　1砂組的孔隙度

56、高值區(qū)分布在錦2－5－30井、歡2－24－4井和錦2－3－7井區(qū)一帶，歡2－24－4井平均孔隙度最大為20％。高值區(qū)主體位于水下分流河道砂體范圍（附圖3-1）。滲透率的高值區(qū)分布與孔隙度相似，平均滲透率最大的錦2－5－306井為285.4×10-3μm2，其展布方向與孔隙度相同，自西向東滲透率減小的變化更為明顯（附圖3-2）。</p><p>　　圖3-1 歡喜嶺油田杜家臺(tái)油層Ⅰ油層組1砂組孔隙度等值

57、線圖</p><p>　　圖3-2 歡喜嶺油田杜家臺(tái)油層Ⅰ油層組1砂組滲透率等值線圖</p><p>　　2砂組孔隙度的平面分布與沉積微相展布相似，高值區(qū)發(fā)育在錦2－5－306井～歡2－24－4井～錦2－3－7井區(qū)，歡20井平均孔隙度最高為17.7％。北部沿歡2－24－4～歡2－23－04～歡4井、南部沿錦2－2－307～歡2－24－7～歡2－23－10井孔隙較發(fā)育?？傮w上工區(qū)孔隙度北部

58、優(yōu)于南部，西部?jī)?yōu)于東部（附圖3－3）。滲透率的平面分布與孔隙度基本一致，高值區(qū)仍發(fā)育在錦2－5－306井～歡2－24－4井區(qū)，平均滲透率最高值為42.2×10-3μm2（附圖3－4）?？紫抖劝l(fā)育的井區(qū)，滲透率也相對(duì)發(fā)育，北區(qū)在歡2－23－04～歡2－23－305～歡2－21－9井區(qū)，南部在錦2－2－307～歡2－24－08～歡2－23－10井區(qū)。</p><p>　　圖3-3 歡喜嶺油田杜家臺(tái)油層Ⅰ油

59、層組2砂組孔隙度等值線圖</p><p>　　圖3-4 歡喜嶺油田杜家臺(tái)油層Ⅰ油層組2砂組滲透率等值線圖</p><p>　　圖3-5 歡喜嶺油田杜家臺(tái)油層Ⅰ油層組3砂組孔隙度等值線圖</p><p>　　圖3-6 歡喜嶺油田杜家臺(tái)油層Ⅰ油層組3砂組滲透率等值線圖</p><p>　　3砂組孔隙度有兩個(gè)高值區(qū)：一個(gè)位于歡2－203－04

60、～錦2－3－7～錦2－2－307井區(qū)，歡20井平均孔隙度最高為18.9％；另一個(gè)位于歡30井周?chē)?，平均孔隙度?8.5％（附圖3－5）。滲透率高值區(qū)主要集中在錦2－3－7～歡2－24－4井區(qū)，錦2－3－7井的平均滲透率最高為371.1×10-3μm2。其次，在歡4井區(qū)亦發(fā)育次高值區(qū)，歡4井區(qū)平均滲透率為150×10-3μm2，在南部歡30井區(qū)和歡2－23－10井區(qū)，其滲透率分別為30×10-3μm2和10&

61、#215;10-3μm2。（附圖3－6）。</p><p>　　對(duì)研究區(qū)Ⅰ油層組3個(gè)砂組的孔、滲分析表明，工區(qū)的物性南北存在差異。以橫貫工區(qū)沿錦2－4－8～歡2－25－5～歡161井發(fā)育的斷層為界。北區(qū)錦2－5－306井～錦2－3－7井～歡2－23－305井～歡4井一帶的物性明顯好于南部，不僅其孔、滲值較高，且連片分布。南部各井孔、滲值低，且分布零散。</p><p><b>　

62、　4儲(chǔ)層的非均質(zhì)性</b></p><p>　　儲(chǔ)層性質(zhì)的好壞直接影響到油層的產(chǎn)能，注水效果及石油采收率。研究?jī)?chǔ)層非均質(zhì)性，能為揭示砂體展布及合理劃分開(kāi)發(fā)單元，選擇注采系統(tǒng)，為改善油田的開(kāi)發(fā)效果，進(jìn)行二、三次采油提供可靠的地質(zhì)依據(jù)。</p><p>　　4.1儲(chǔ)層的連通性能</p><p>　　區(qū)內(nèi)的井網(wǎng)密度較大,因此,通過(guò)沉積微相的分析及小層對(duì)比可以對(duì)

63、砂體的連通性能作出較精確的評(píng)價(jià)。另外,注、采動(dòng)態(tài)間的關(guān)系也提供了砂體間是否連通的證據(jù)。</p><p>　　4.1.1注采動(dòng)態(tài)所反映的連通性</p><p>　　對(duì)區(qū)內(nèi)的注水井歡11井、5514井、615井、6013井、歡50井及812井均作了注水動(dòng)態(tài)分析,然后,對(duì)各注水井周?chē)牟糠植捎途鞒隽瞬捎蛣?dòng)態(tài)分析。包括兩個(gè)方面的資料:其一是采油的平均日產(chǎn)量,是按每月產(chǎn)油量除以實(shí)際生產(chǎn)日得出的,因

64、為按年為單位進(jìn)行日平均,其時(shí)間跨度大,精度低,無(wú)法反映注水的效應(yīng);其二是含水量的變化。這兩個(gè)參數(shù)受注水的影響最大,能很好地反映儲(chǔ)層的連通性能。但是,由于注水與開(kāi)采均是分層系或井段進(jìn)行的,因此,這種注、采動(dòng)態(tài)所反映的連通性則不能精確至某個(gè)小層,或是某個(gè)砂層組。但據(jù)沉積微相分析的小層對(duì)比,仍可較為準(zhǔn)確地確定連通砂體的小層或砂巖組。對(duì)區(qū)內(nèi)注、采井的分析,可得出三種關(guān)系。</p><p>　?、僖粚?duì)注、采井之間對(duì)應(yīng)關(guān)系很

65、好,注水曲線與采油量曲線及含水量曲線有很好的擬合性(圖4-1)。這種類(lèi)型代表了注、采井之間砂體是連通的。并且,采油量與含水量的變化完全依賴于某一注水井。因此,反映了這種采油井只與某一口注水井的砂體是連通的,這也說(shuō)明了砂體連通的局限性。這種動(dòng)態(tài)關(guān)系常出現(xiàn)在扇三角洲平原亞相的兩側(cè)部位。</p><p>　　圖4-1 歡11井—6513井注、采關(guān)系對(duì)比圖</p><p>　?、谧?、采井之間有一

66、定的對(duì)應(yīng)關(guān)系,采油量及含水量的變化曲線不與某一注水井曲線簡(jiǎn)單的擬合,而是受多口注水井的影響。這種類(lèi)型反映了砂體在一定范圍內(nèi)的連通性,即砂體是連片的。這種動(dòng)態(tài)關(guān)系主要見(jiàn)于扇三角洲平原亞相的中心部位及前緣發(fā)育的河口砂壩部位。</p><p>　?、圩?、采井之間不存在動(dòng)態(tài)關(guān)系,或者是沒(méi)有明顯的對(duì)應(yīng)關(guān)系。這種類(lèi)型則反映了砂體是不連通的,或者是砂體物性極差。</p><p>　　4.1.2小層對(duì)比表

67、征的連通性</p><p>　　在進(jìn)行小層橫向?qū)Ρ鹊倪^(guò)程中,根據(jù)不同砂體沉積微相在平面上的展布特點(diǎn),對(duì)砂體的連通性作了分析。在以發(fā)育分流河道的扇三角洲平原區(qū),砂體在橫</p><p>　　向上的連通情況取決于分流河道的寬度和強(qiáng)度。在相鄰井間,相同的砂體認(rèn)為是可以對(duì)比的,但有兩種情況,其一是在河道砂體寬/厚比的范圍內(nèi),則認(rèn)為是一個(gè)砂體</p><p>　　的橫向展布,

68、統(tǒng)計(jì)表明,區(qū)內(nèi)分流河道砂體的寬/厚比基本上集中于45~60之間,即一個(gè)厚約4m的河道砂體,在橫向上相鄰井距180m~240m范圍內(nèi)的井都可能存在著同一個(gè)可連通的砂體;其二是在大于河道砂體寬/厚比的范圍內(nèi),也存在著可對(duì)比性的砂體,此反映側(cè)向上多個(gè)河道砂體的部分疊置。前者主要見(jiàn)于分流河道不太發(fā)育的扇三角洲側(cè)緣及前緣,或者是湖進(jìn)期內(nèi)形成的扇三角洲上,反映了網(wǎng)狀河道的分隔性強(qiáng);后者則主要見(jiàn)于扇三角洲中心部位,或湖退期形成的扇三角洲上,代表了交錯(cuò)

69、、重疊、連片的網(wǎng)狀河道沉積。它們分別相當(dāng)于第一類(lèi)與第二類(lèi)的注、采關(guān)系。在區(qū)內(nèi),前者主要見(jiàn)于北、西部的歡11井、6512井、7513井、75011井等區(qū),而后者則主要見(jiàn)于7排井以北的大部分東北區(qū)。在層位上的分布也有差異,Ⅰ1,Ⅰ3,Ⅱ1,Ⅱ2砂巖組分流河道砂體發(fā)育較差,分隔性強(qiáng),而Ⅰ2,Ⅱ3,Ⅲ1,Ⅲ2砂巖組分流河道發(fā)育,砂體連通性強(qiáng),扇三角洲平原亞相近似于大面積連片的較均質(zhì)模式。</p><p>　　河口砂壩及前

70、緣席狀砂體粒度較細(xì),注、采效果不明顯,加之其寬/厚比相對(duì)分流河道大得多,因此,很難對(duì)這種砂體的連通性作出很精確的評(píng)價(jià)。</p><p>　　4.2儲(chǔ)層平面上的非均質(zhì)性</p><p>　　根據(jù)注、采關(guān)系及沉積微相的展布,對(duì)儲(chǔ)集砂體的連通性作出了定性評(píng)價(jià)。根據(jù)每口井的測(cè)井資料,對(duì)儲(chǔ)層進(jìn)行了各參數(shù)的處理,而后,根據(jù)克里金插值法對(duì)井間進(jìn)行插值,得到了一組反映儲(chǔ)層特征在平面上變化的參數(shù)圖,包括儲(chǔ)層

71、厚度分布、泥質(zhì)含量、孔隙度、滲透率以及含油飽和度的平面展布。根據(jù)以上儲(chǔ)層參數(shù)平面展布特征,各參數(shù)在平面上的展布均具有較強(qiáng)的非均質(zhì)性,各砂巖組參數(shù)的展布特點(diǎn)也各不相同。但是,各砂巖組參數(shù)之間具有一定的規(guī)律性,即總體上砂巖厚度大的區(qū)域孔、滲性好,含油飽和度高,砂層薄的地方則相反。儲(chǔ)層參數(shù)平面分布非均質(zhì)性受砂體的發(fā)育程度及沉積微相的控制。以扇三角洲平原分流河道為主的砂體厚度大,物性好;三角洲前緣河口砂壩及前緣席狀砂體次之。在砂體的發(fā)育程度上以

72、連片、多層狀疊置的砂體發(fā)育區(qū)儲(chǔ)層物性好,均質(zhì)程度高,而分隔的或網(wǎng)狀的砂體儲(chǔ)層非均質(zhì)性強(qiáng),物性也較差。</p><p>　　4.3層間與層內(nèi)非均質(zhì)性</p><p>　　4.3.1層間非均質(zhì)性</p><p>　　層間非均質(zhì)性是對(duì)同一沉積單元的砂泥巖間互的含油層系的總體研究。指砂層</p><p>　　間的層間差異，包括砂體的垂向連通性和側(cè)向連

73、續(xù)性，以及泥巖隔層的厚度和分布規(guī)律。</p><p>　　杜家臺(tái)油層可劃分出3個(gè)油組及9個(gè)砂巖組,若干個(gè)小層或單層,這是杜家臺(tái)油層層間的隔層多、儲(chǔ)層薄的特點(diǎn)之反映。用來(lái)定量描述這種層間非均質(zhì)性程度的參數(shù)有分層系數(shù)及砂巖密度。分層系數(shù)是指層系內(nèi)每一百米砂層的層數(shù),分層系數(shù)越大,表明非均質(zhì)性越嚴(yán)重。但是,分層系數(shù)還不足以反映砂體的發(fā)育程度及發(fā)育特點(diǎn),因此,還需引入砂巖密度來(lái)進(jìn)行描述,砂巖密度是指垂向上砂巖總厚度與地層

74、總厚度之比,比值越大,砂體越發(fā)育。</p><p>　　對(duì)區(qū)內(nèi)33口井的砂層層數(shù)、砂層總厚度進(jìn)行統(tǒng)計(jì),分別計(jì)算出各井的分層系數(shù)及砂巖密度。在對(duì)砂層進(jìn)行統(tǒng)計(jì)時(shí),是按已解釋的儲(chǔ)層厚度統(tǒng)計(jì)表給出的數(shù)據(jù)進(jìn)行統(tǒng)計(jì)的,一些極薄的沒(méi)有解釋的砂層沒(méi)有參加層數(shù)及厚度的統(tǒng)計(jì)。由于杜家臺(tái)油層在區(qū)內(nèi)分布較為穩(wěn)定,因此,對(duì)每口井來(lái)說(shuō)層系地層總厚度按區(qū)內(nèi)平均厚度237m計(jì)算。</p><p>　　表4-1 歡11,

75、6513,7511,75013,813井杜家臺(tái)油層砂巖發(fā)育程度參數(shù)統(tǒng)計(jì)</p><p>　　統(tǒng)計(jì)結(jié)果表明:分層系數(shù)在8.9~24.9之間,砂巖密度在21.4%~52%范圍之內(nèi)。區(qū)內(nèi)的總分層系數(shù)是15.2。分層系數(shù)與砂巖密度在不同井中差異較大。對(duì)各油組進(jìn)行砂巖密度的詳細(xì)統(tǒng)計(jì)表明,各油組的砂巖發(fā)育程度差別也較大,以Ⅲ油組密度最大,Ⅰ油組密度最小(表4-1),Ⅰ油組砂巖密度為23.3%,Ⅱ油組砂巖密度為33%,Ⅲ油組則

76、達(dá)39.2%。</p><p>　　對(duì)區(qū)內(nèi)的這種薄層、多層狀以及條帶狀的砂體類(lèi)型,可用艾倫提出的垂向剖面上的砂巖密度與砂體連通程度之間的經(jīng)驗(yàn)數(shù)字加以描述,即密度大于50%時(shí),砂體是連通的或大面積連片的,小于30%時(shí)為孤立型砂體,即連通程度差,介于30%~50%時(shí)可能有局部的連通。結(jié)合區(qū)內(nèi)的情況,這一經(jīng)驗(yàn)數(shù)字符合砂體的沉積微相、砂體的連通性及砂體的非均質(zhì)性的各項(xiàng)分析結(jié)果。但是,由于每個(gè)油組間的泥巖層較厚,以及油層頂

77、部的泥巖層較厚,因此,我們將艾倫砂巖密度與連通關(guān)系的經(jīng)驗(yàn)系數(shù)略加修改為<30%,30%~45%以及>45%。區(qū)內(nèi)的Ⅲ油組砂巖發(fā)育,大面積連通,Ⅱ油組較發(fā)育,多為局部連通,Ⅰ油組砂巖發(fā)育程度較低,孤立型砂體多,連通程度差,僅存在局部連通情況。</p><p>　　4.3.2層內(nèi)非均質(zhì)性</p><p>　　層內(nèi)非均質(zhì)性是指一個(gè)單砂層垂向上的儲(chǔ)層性質(zhì)變化，包括層內(nèi)粒度變化，最高滲透

78、率段所處的位置，滲透率韻律及非均質(zhì)程度等，層內(nèi)非均質(zhì)性是直接控制和影響單砂層儲(chǔ)層內(nèi)注入劑液及體積的關(guān)鍵地質(zhì)因素。區(qū)內(nèi)儲(chǔ)層層內(nèi)非均質(zhì)性較強(qiáng),這種非均質(zhì)性也表現(xiàn)在兩個(gè)方面,即垂向上的和橫向上非均質(zhì)性。</p><p>　　1、垂向上的非均質(zhì)性</p><p>　?、傧蛏衔镄宰儾畹哪Ｊ?在一個(gè)單層內(nèi)儲(chǔ)集物性由下向上逐漸變差,通常為粒度向上變細(xì),泥質(zhì)含量逐漸增加的分流河道砂體充填序列。這種模式的儲(chǔ)

79、層在區(qū)內(nèi)最為普遍。</p><p>　　②向上物性變好的模式:單層內(nèi)物性向上變好,通常為粒度向上變粗的河口砂壩;還存在有粒度向上變細(xì),但泥質(zhì)含量向上減少及分選性變好的分流河道砂體,這種砂體常由粗碎屑組成,下部一般由分選差的礫巖類(lèi)或礫質(zhì)砂巖類(lèi),上部則主要為砂巖類(lèi)。另外,區(qū)內(nèi)碳酸鹽膠結(jié)物分布的不均勻性,往往形成在一個(gè)砂層內(nèi)碳酸鹽膠結(jié)物集中于砂巖層的底部或下部,形成測(cè)井曲線上電阻率急劇增高的所謂“鈣尖層”,這種鈣尖層也

80、可導(dǎo)致盡管砂層粒度向上變細(xì),但物性卻向上變好的非均質(zhì)性模式。</p><p>　?、劬|(zhì)模式:在一個(gè)單層內(nèi)儲(chǔ)集物性變化小,這種模式主要出現(xiàn)于多層疊置的分流河道砂體或河口砂壩之中,上覆砂層對(duì)下伏砂巖頂部的侵蝕,形成一個(gè)有多個(gè)侵蝕界面的在測(cè)井曲線上難以識(shí)別出更多“單層”的砂巖層。這種模式在砂巖密度較高的區(qū)塊內(nèi)最為普遍,也是區(qū)內(nèi)最好的儲(chǔ)層之一。</p><p>　?、軓?fù)合模式:可進(jìn)一步分為:a.

81、多個(gè)物性向上變差的非均質(zhì)模式;b.向上變差—</p><p>　　變好的模式;c.向上變好—變差的模式;d.雜亂模式,即向上變化無(wú)規(guī)律;e.多個(gè)向上變好的模式。a類(lèi)模式見(jiàn)于砂巖密度較低的分流河道砂體區(qū),b、c兩類(lèi)模式主要見(jiàn)于分流河道—河口砂壩交匯區(qū),d類(lèi)模式的控制因素較多,既受沉積微相變化的控制,又受成巖作用的控制,而e類(lèi)模式則主要發(fā)育于河口砂壩發(fā)育區(qū)。</p><p>　　以上各類(lèi)非均質(zhì)

82、模式中,向上變差、向上變好及復(fù)合模式中的非均質(zhì)程度高,滲透率變異系數(shù)(>1)大,滲透率級(jí)差大(最大達(dá)4 000倍),非均質(zhì)系數(shù)(突進(jìn)系數(shù))也較高(>3),而均質(zhì)模式的變異系數(shù)小于0.5,滲透率級(jí)差也較小,非均質(zhì)系數(shù)小于3。</p><p>　　2、橫向上的非均質(zhì)性</p><p>　　這種非均質(zhì)性對(duì)分流河道砂體表現(xiàn)得尤為突出,但是,在分流河道砂體密度大、連通程度較高的區(qū)塊內(nèi),很

83、難描述出一個(gè)完整河道砂體的側(cè)向變化,僅只是在扇三角洲兩側(cè),主要是研究區(qū)塊的西側(cè)區(qū)較常見(jiàn)。</p><p>　　5影響儲(chǔ)層物性的主要因素</p><p>　　工區(qū)的物性為低滲、中孔、細(xì)喉不均勻型儲(chǔ)層，且儲(chǔ)層段厚度一般較薄，其內(nèi)又常被多個(gè)非儲(chǔ)層段分隔，弄清研究區(qū)物性的主控因素，是儲(chǔ)層研究的重要問(wèn)題。</p><p>　　5.1埋深對(duì)儲(chǔ)層的影響</p>&l

84、t;p>　　通過(guò)對(duì)工區(qū)219個(gè)孔隙度、滲透率數(shù)據(jù)與之對(duì)應(yīng)深度的研究性受埋深的影響比較明顯（圖5-1）。滲透率的對(duì)數(shù)值與埋深呈良好的正相關(guān)，相關(guān)系數(shù)為0.3776。滲透率大于0.1×10-3μm2的儲(chǔ)層主要集中分布在3100米以上?？紫抖扰c埋深呈正相關(guān)，相關(guān)系數(shù)為0.4064。同樣，孔隙度大于7％的儲(chǔ)層段主要分布在3000米以上。</p><p>　　圖5-1 杜家臺(tái)油層孔隙度、滲透率與深度關(guān)系圖

85、</p><p>　　5.2沉積微相的影響</p><p>　　原始沉積作用對(duì)碎屑巖儲(chǔ)集性能的好壞具有決定性影響，因?yàn)槁癫睾蟮囊磺谐蓭r作用及所引起的各種變化都是在原始沉積作用的基礎(chǔ)上進(jìn)行的，這一切又都取決于碎屑巖的沉積特征。由于各微相沉積時(shí)水動(dòng)力能量不同，導(dǎo)致了巖石成分和孔隙結(jié)構(gòu)不同。水動(dòng)力強(qiáng)，巖石顆粒粗，磨圓較差，分選不好，支架狀排列，點(diǎn)接觸，雜基含量少，表現(xiàn)為高滲大孔，粗喉，高配位數(shù)為

86、主。隨水動(dòng)力減弱，巖性變細(xì)，分選變好，顆粒排列緊密，多鑲嵌狀及線狀接觸，雜基含量隨巖性變細(xì)而增高，表現(xiàn)為喉道細(xì)，滲透率低的特點(diǎn)?？紫督Y(jié)構(gòu)參數(shù)隨不同沉積微相有規(guī)律變化?？偟膩?lái)看，同一沉積體系不同微相砂體物性也有差異。由水下分流河道微相向河口砂壩微相直至前緣席狀砂微相，儲(chǔ)層孔隙度及滲透率由大到小，由好變差，泥質(zhì)含量、碳酸鹽含量由少到多。</p><p>　　5.3成巖作用控制因素</p><p&g

87、t;　　成巖作用是造成低孔、低滲儲(chǔ)層的又一主要原因，通過(guò)對(duì)工區(qū)相關(guān)資料的研究，目的層段成巖作用經(jīng)歷了壓實(shí)作用、膠結(jié)作用、溶解作用、交代作用等過(guò)程。研究區(qū)的面積雖小，但目的層段的埋深最大相差900多米，因此它們所經(jīng)歷的成巖作用也不相同。研究區(qū)地化資料表明，工區(qū)地溫與埋深之間存在較好的線性關(guān)系，如雙深3井地溫梯度為3.11℃/100m左右，基本呈一直線?？梢哉f(shuō)明工區(qū)屬正常持續(xù)埋深，未遭受強(qiáng)烈的剝蝕作用和淡水淋濾。從鏡質(zhì)體反射率Ro值看，目的

88、層段有的區(qū)塊只經(jīng)歷了早成巖階段，有的區(qū)塊則經(jīng)歷了早、中、晚成巖階段。成巖作用序次及成巖階段劃分見(jiàn)圖5-2。</p><p>　　圖5-2 成巖階段及成巖序列圖</p><p>　　1、壓實(shí)作用使儲(chǔ)層原生孔隙大幅減小。</p><p>　　表5-1 主要成巖作用類(lèi)型及特征</p><p>　　該作用發(fā)生于沉積物埋藏后直至膠結(jié)作用終止，它是砂

89、巖固結(jié)成巖的主要成巖作用類(lèi)型。其作用結(jié)果，一是剛性顆粒（石英、長(zhǎng)石、巖屑等）集中處，在壓實(shí)作用下，顆粒發(fā)生轉(zhuǎn)動(dòng)、位移，形成點(diǎn)－線接觸的穩(wěn)定結(jié)構(gòu)，并保存大量粒間余孔；柔性物質(zhì)（黑云母、雜基、少量巖屑等）分布部位，在壓實(shí)作用下發(fā)生壓扁、拉長(zhǎng)、揉皺等塑性變形，導(dǎo)致雜基充填孔隙或柔性組分與剛性顆粒相互嵌合形成斑狀致密結(jié)構(gòu)，而使粒間余孔保存很少或全部喪失。這一層內(nèi)差異壓實(shí)效應(yīng)，構(gòu)成砂巖中支架狀穩(wěn)定結(jié)構(gòu)與柔性組分嵌合的致密結(jié)構(gòu)相間分布。二是粉砂巖或

90、云母層與細(xì)砂巖層狀分布的砂巖，層內(nèi)差異作用的結(jié)果，使孔隙層與致密層也相間分布，極大地降低了砂巖垂向滲透率。三是細(xì)粒沉積物與云母、雜基混積在一起，構(gòu)成雜基支撐及線接觸的壓實(shí)效應(yīng)，使原生孔隙僅孤立存在或喪失殆盡（表5-1）。</p><p>　　2、膠結(jié)作用降低了原孔隙</p><p>　　3、溶解作用有利次孔隙形成</p><p>　　研究區(qū)砂巖溶解作用主要表現(xiàn)為長(zhǎng)石

91、等不穩(wěn)定礦物顆粒溶解和碳酸鹽膠結(jié)物的溶解。溶解作用可分為兩期，第一期溶解作用發(fā)生在晚期碳酸鹽膠結(jié)物形成之前，主要是長(zhǎng)石及早期碳酸鹽膠結(jié)物的溶解。掃描電鏡及巖石薄片資料表明，長(zhǎng)石顆粒的溶解既有鈣長(zhǎng)石也有鈉長(zhǎng)石。早期碳酸鹽的溶解表現(xiàn)在因其溶解使埋深在200～2500m的砂巖呈差異壓實(shí)現(xiàn)象，同一樣品中部分顆粒排列緊密，部分顆粒呈點(diǎn)接觸，形成不均勻次生孔隙。第二期溶解作用發(fā)生在晚期碳酸鹽膠結(jié)物形成之后，主要表現(xiàn)為晚期碳酸鹽膠結(jié)物的選擇性溶解，形

92、成港灣狀溶蝕孔隙。因此，溶解作用可形成大量的次生孔隙。</p><p>　　4、交代作用對(duì)原生孔隙起破壞作用</p><p>　　工區(qū)砂巖中交代作用主要表現(xiàn)為碳酸鹽礦物對(duì)碎屑礦物顆粒的交代和晚期碳酸鹽礦物對(duì)早期碳酸鹽膠結(jié)物的交代。主要有鐵方解石交代石英、長(zhǎng)石顆粒，使之邊緣呈港灣狀，或交代整個(gè)顆粒后依然保留了長(zhǎng)石顆粒的形狀。并可見(jiàn)到碳酸鹽交代石英顆粒的次生加大邊，說(shuō)明碳酸鹽交代作用發(fā)生較晚。

93、交代作用不僅交代各種顆粒，也使部分孔隙填充。因此交代過(guò)程對(duì)原生孔隙起破壞作用。</p><p>　　5、不穩(wěn)定組分成巖蝕變作用僅使孔隙度有所改善</p><p>　　總之，在成巖過(guò)程中由于早期機(jī)械壓實(shí)作用，使泥質(zhì)含量高的砂巖因缺少抗壓基質(zhì)、孔隙度損失較大。對(duì)于泥質(zhì)含量少碳酸鹽膠結(jié)的砂巖，因其格架可起支撐作用，壓實(shí)作用損失原生孔隙較少。因此，由于早期碳酸鹽膠結(jié)，機(jī)械壓實(shí)使孔隙減少較少，使得目

94、的層儲(chǔ)層以原生孔隙為主，中期成巖作用孔隙的演化比較復(fù)雜，一方面大量膠結(jié)物沉淀；另一方面又有次生孔隙形成，對(duì)于溶解作用發(fā)育的層段、沉淀?yè)p失孔隙與溶解形成的孔隙基本相等，表現(xiàn)為膠結(jié)似乎對(duì)孔隙度影響不大，而溶解作用不發(fā)育的層段，則表現(xiàn)為孔隙度明顯下降。</p><p>　　6儲(chǔ)層分類(lèi)評(píng)價(jià)與有利區(qū)塊預(yù)測(cè)</p><p>　　6.1儲(chǔ)層的分類(lèi)及評(píng)價(jià)</p><p>　　儲(chǔ)層分

95、類(lèi)及評(píng)價(jià)是儲(chǔ)層研究工作中一項(xiàng)極為重要的綜合性工作。在對(duì)區(qū)內(nèi)儲(chǔ)層的沉積微相、儲(chǔ)層巖石類(lèi)型、儲(chǔ)層特性特征、儲(chǔ)層連通性能及儲(chǔ)層非均質(zhì)性進(jìn)行了系統(tǒng)的綜合研究之后，按油組對(duì)儲(chǔ)層進(jìn)行區(qū)塊類(lèi)型劃分，劃分依據(jù)是按砂巖密度、物性及連通性，可劃分出好、中、差三個(gè)區(qū)塊。</p><p>　　1、好的儲(chǔ)層區(qū)塊：砂巖密度>45%，砂巖厚度大,孔、滲性好，以好—中等儲(chǔ)集巖為主(>60%)，多井之間具有注、采動(dòng)態(tài)對(duì)應(yīng)關(guān)系。<

96、/p><p>　　2、中等儲(chǔ)層區(qū)塊：砂巖密度30%~45%，孔、滲性好—中，以中等儲(chǔ)集巖類(lèi)為主(>50%)，注、采井之間具有單一的對(duì)應(yīng)關(guān)系，或多井之間有一定的注、采效果。</p><p>　　3、差的儲(chǔ)層區(qū)塊：砂巖密度<30%，儲(chǔ)集物性中—差，以中等儲(chǔ)集巖類(lèi)及有效差儲(chǔ)集巖類(lèi)為主，好儲(chǔ)集巖不發(fā)育(<20%)，注、采井之間關(guān)系不明顯。</p><p>　　

97、按以上標(biāo)準(zhǔn),對(duì)三個(gè)油組區(qū)塊評(píng)價(jià)如圖6-1所示。</p><p>　　圖6-1 杜家臺(tái)油層儲(chǔ)層區(qū)塊評(píng)價(jià)圖</p><p>　　a.Ⅰ油組；b.Ⅱ油組；c.Ⅲ油組</p><p>　　1.好儲(chǔ)層區(qū)塊；2.中等儲(chǔ)層區(qū)塊；3.差儲(chǔ)層區(qū)塊</p><p><b>　　6.2有利區(qū)塊預(yù)測(cè)</b></p><p&

98、gt;　　研究區(qū)杜家臺(tái)油層主要分布具有如下規(guī)律：</p><p>　　1、垂向上Ⅰ油層組1砂組的油層發(fā)育最多，次為Ⅰ油層組2砂組，往下油層逐漸減少。</p><p>　　2、油層主要發(fā)育在水下分流河道微相中，次為席狀砂微相，本區(qū)河口砂壩微相中油層不發(fā)育。</p><p>　　3、在平面上，油層多沿水下分流河道微相展布方向發(fā)育，分流河道間中的溢岸砂、席狀砂次之。<

99、;/p><p>　　4、油層發(fā)育具有分區(qū)特點(diǎn)，斷塊42出油井的數(shù)量及其含油層位最多，次為斷塊41，再次為斷塊3。</p><p>　　根據(jù)上述規(guī)律，對(duì)研究區(qū)有利區(qū)塊預(yù)測(cè)如下：</p><p>　　1、最有利的區(qū)塊為斷塊42，且應(yīng)沿水下分流河道發(fā)育方向布井，重點(diǎn)層位為杜家臺(tái)油層Ⅰ油層組1小層，兼顧其它小層。</p><p>　　2、斷塊41為次有利

100、區(qū)，重點(diǎn)應(yīng)在該斷塊的北水下分流河道砂體中，沿?cái)鄬酉蛭鞯囊粋€(gè)構(gòu)造高點(diǎn)，是油氣聚集的有利場(chǎng)所。</p><p>　　3、斷塊3為工區(qū)的第三個(gè)有利探區(qū)，鉆探目標(biāo)在水下分流河道的末梢，尋找?guī)r性圈閉油氣藏。</p><p><b>　　6.3油氣富集規(guī)律</b></p><p>　　按油層的空間展布與儲(chǔ)層的空間展布間的配套關(guān)系，可以認(rèn)為，油氣的富集與儲(chǔ)層

101、的品質(zhì)密切相關(guān)，即油氣先向儲(chǔ)層厚度大、連通性好、物性好的區(qū)塊運(yùn)移，這些區(qū)塊主要是扇三角洲中心部位的平原分流河道砂體及前緣的河口砂壩與前緣席狀砂。Ⅱ、Ⅲ油組不受構(gòu)造高點(diǎn)所控制，因?yàn)檫@兩個(gè)油組均在區(qū)內(nèi)的油水界面之上（油水界面深度大約為2570m），有足夠的油柱高度充滿儲(chǔ)集巖空間。Ⅲ油組油氣富集除了與儲(chǔ)集層質(zhì)量有關(guān)外，還受油水界面的控制，因此，油氣富集的部位是儲(chǔ)集物性好和構(gòu)造高的部位。</p><p>　　從油氣富集的

102、特點(diǎn)分析，區(qū)內(nèi)油氣運(yùn)移的方向性不明顯，因此，油氣運(yùn)移的主要通道可能是周邊的斷層，即由周邊向區(qū)塊中心運(yùn)移。</p><p><b>　　7結(jié)論</b></p><p>　　1、根據(jù)研究區(qū)目的層段砂巖厚度等值線圖，分析其砂、地比變化規(guī)律，并結(jié)合沉積背景等資料，確認(rèn)研究區(qū)沉積物主要源于西南向。研究層段儲(chǔ)集層孔隙成因類(lèi)型主要為原生粒間余孔，其次為溶孔、晶間孔、微裂隙。<

103、/p><p>　　2、對(duì)各類(lèi)沉積微相的砂體參數(shù)、孔、滲等物性參數(shù)及孔隙度結(jié)構(gòu)參數(shù)的統(tǒng)計(jì)表明，水下分流河道物性在各微相中最好，河口砂壩第二，分流河道間第三，席狀砂最差。</p><p>　　3、影響儲(chǔ)層物性的主要因素有：埋深對(duì)儲(chǔ)層的影響，沉積微相及成巖作用對(duì)儲(chǔ)層的影響，其中成巖作用和埋深的影響較大。</p><p>　　4、研究區(qū)油層發(fā)育具有分區(qū)特征，斷塊42出油烴的數(shù)量

104、及含油層位數(shù)量最多，次為斷塊41，再次為斷塊3。對(duì)研究區(qū)有利區(qū)塊預(yù)測(cè)如下：1、最有利的區(qū)塊為斷塊42，且應(yīng)沿水下分流河道發(fā)育方向布井，重點(diǎn)層位為杜家臺(tái)油層Ⅰ油層組1小層，兼顧其它小層；2、斷塊41為次有利區(qū)，重點(diǎn)應(yīng)在該斷塊的北水下分流河道砂體中，沿?cái)鄬酉蛭鞯囊粋€(gè)構(gòu)造高點(diǎn)，是油氣聚集的有利場(chǎng)所；3、斷塊3為工區(qū)的第三個(gè)有利探區(qū)，鉆探目標(biāo)在水下分流河道的末梢，尋找?guī)r性圈閉油氣藏。</p><p><b>　

105、　參考文獻(xiàn)：</b></p><p>　　[1] 李XX,馮常茂,胡忠貴.歡喜嶺油田杜家臺(tái)油層成巖作用及孔隙特征[A]石油天然氣學(xué)報(bào),2005,(04)</p><p>　　[2] 郭建華,鄒華耀.歡50塊杜家臺(tái)油層儲(chǔ)非均質(zhì)性研究[J]礦物巖石,1997,(12):39-46</p><p>　　[3] 譚成仟,吳少波,宋子齊.神經(jīng)網(wǎng)絡(luò)在遼河灘海地區(qū)油氣

106、儲(chǔ)層產(chǎn)能預(yù)測(cè)中的應(yīng)用[J]西安石油學(xué)院院報(bào)（自然科學(xué)版）,2001,(05)</p><p>　　[4] 鄭榮才.遼河盆地下第三系砂巖儲(chǔ)層的敏感性研究[J]礦物巖石,1997,(03):77-84</p><p>　　[5] 彭仕宓,熊琦華,王才經(jīng),蔡琦.儲(chǔ)層綜合評(píng)價(jià)的主成分分析方法[J].石油學(xué)報(bào),1994,(15)</p><p>　　[6] 傅強(qiáng).成巖作用對(duì)儲(chǔ)