兴隆台油田马58-64井区马圈子油层储层特征

鄢 菲

（辽河油田分公司辽兴油气开发公司，辽宁 盘锦 124010）

兴隆台油田马58～马64井区位于辽河盆地西部凹陷兴隆台断裂背斜构造带南部，为一地垒形断鼻构造。该区钻遇有下第三系沙河街组、东营组，其中沙一+二段的兴隆台油层和东二+三段的马圈子油层是研究区主要的含油层段，本次研究的目的层段是马圈子油层。该井区自1975年投入全面开发，先后经历了初期上产、中期稳产、后期降产三个阶段。经历了近40年的开发后，马圈子油层开发效果日趋变差，故需要进一步认识马圈子油层储层特征，为今后的兴隆台油田马58-马64井区后期开发提供帮助。

1 构造、沉积特征

1.1 构造特征

兴隆台油田为一典型的被断层复杂化的背斜油藏，轴向呈北东-南西向展布，构造面积约182km2，包括兴隆台和马圈子两个局部构造，共发育54条断层，以北东、东西两组方向为主，将构造切割为 53个大小不一的断块、断鼻，其中43个含油油气，且均分布在断裂背斜构造带轴部[1]。

图1 马58-马64井区东二段Ⅱ油组底界构造图

马58-马64井区位于兴隆台油田南部，东部到马64井、西部至马58井、北部以马6断层为界，南部与马南601块相接，构造面积约16km2，为一系列近东西、北东向正断层相交形成的断鼻边水油气藏。井区主要发育三组断裂：第一组断层近东西向，这组断层多为东营组末期形成的断层，断距大（200-300m）、断面陡（倾角＜30°）、延伸长（＞6.0km），为井区内划带断层；第二组断层为北东向，东营组早期形成的断层，断距大、延伸不长，主要为北掉断层；第三组断层为北北西向，是井区内的次级断层，使井区内构造复杂化（图1）。

1.2 沉积特征

兴隆台油田马58-马64井区东营组发育时期，正值辽河裂谷盆地的收缩期，湖盆变浅。中央凸起的剥蚀作用有所减弱，沉积作用变差，在季节性事件中碎屑物质以河道形式进行沉积。总体看来，马 58-马64井区的沉积相主体为河流三角洲分流平原亚相，水上分支流河道微相、河道间微相、决口扇微相是本区主要的沉积微相类型，马圈子油层储层以分支流河道砂体为主。研究结果表明，本区马圈子油层物源来自北东方向，砂体厚度表现为由北东向西南依次减薄，由分支流河道主干向侧翼的河道间薄层砂依次减薄，河道发育的砂体厚度一般都大于5m。

2 储层特征

2.1 岩石学特征

马58-马64井区马圈子油层以长石砂岩为主，其次是石英砂岩、岩屑长石砂岩。研究区砂岩成熟度较低，主要岩石成分为长石、石英，其次为岩屑，长石成分含量为 41.6%、石英含量为 40.3%、岩屑含量为 7.6%，以花岗岩岩屑为主。岩石胶结疏松，胶结物成份主要为泥质，含量为 9.5%，次为钙质含量为0.9%，偶见黑云母。

粒度上以粉砂岩、细砂岩为主，占58.4%；胶结类型以孔隙式为主，少量有接触-孔隙式；岩石分选好～中等，岩石颗粒粒径一般为0.01～0.25mm，少量1～2mm的砾石。岩石颗粒磨圆较差，主要为次圆～次尖，其次为次尖状，风化程度中等～浅，颗粒间点接触为主。

2.2 物性特征

岩心分析资料表明，马圈子油层储层物性属于高孔隙中低渗透率范畴。平均孔隙度较高为 25.9%，平均空气渗透率为121×10-3μm2。泥质含量高，为14.0%，碳酸盐含量较低，为1.14%，颗粒细，平均粒度中值为0.09mm，分选较好，平均分选系数为1.63（表1）。

马圈子油层内部，渗透性Ⅱ油层组最好，平均渗透率为172×10-3μm2，Ⅲ油层组储层物性次之，平均渗透率为120×10-3μm2，Ⅳ油层组较差，平均渗透率为 76×10-3μ m2。可以看出，储层物性从Ⅱ—Ⅲ—Ⅳ组储层物性逐渐变差，也就是上部储层物性要好于下部。

表1 马圈子油层岩心分析物性数据表

平面上，马圈子油层不同沉积微相砂体，储层物性也有所不同。其中分支流河道砂体物性条件最好，平均孔隙度为27.2%，平均空气渗透率为125×10-3μm2，属于高孔隙、中渗透层；泥质含量低，分选好，河道间薄层砂微相储层物性条件最差，平均空气渗透率为 43×10-3μm2，泥质含量高达 21.7%。决口扇砂体储层物性较好，平均孔隙度27.1%，平均渗透率115×10-3μm2（表2）。

2.3 孔隙结构特征

通过铸体薄片、压汞等资料分析，研究区储层具有多种孔隙类型及复杂的孔隙系统。孔隙类型共有三种：粒间孔、粒内孔与溶蚀孔。其中以粒间孔为主，构成孔隙系统的主体，其大小、多少直接影响和控制着储层的储集性能和渗流状况。另外，该套储层在成岩后生作用过程中，受地下水的淋滤影响，溶蚀孔隙比较发育，这种溶蚀淋滤作用不仅扩大了原有孔隙空间，而且起到疏通通道的作用，对增加储集空间，改善渗流条件均有积极作用[2-3]。

表2 马圈子油层不同相带储层物性统计表

受颗粒接触类型与胶结类型的影响，储层的喉道形态主要有孔隙缩小型、缩径型、片状或弯片状、管束状四种喉道类型。统计表明，马圈子油层储层的孔喉细，分选较为均匀，全区平均喉道均值为0.53 μm，最大连通喉道半径16.3μm，属不均匀型，孔喉的连通性中等，配位数一般为1.8～2.1，马圈子油层储层储集条件较差。

通过压汞参数、铸体薄片统计参数结合常规物性参数的整理研究，结果表明，东营组马圈子油层孔隙结构类型以Ⅲ、Ⅳ型为主。Ⅲ型：中渗大中孔、细～微细喉类，最大连通孔喉半径3.35μm～34.0μm，喉道均值为91.38～13.75μm，孔喉均值系数以较均匀型为主，不均匀型次之。该类占总数的21.9%。压汞曲线有明显的平台段，但较窄；Ⅳ型：低渗大～中孔、细～微细喉类，最大连通孔喉半径为13.97μm，喉道均值为6.54μm，孔喉分布以不均匀型为主，其次为均匀型。由以上分析可以看出，马58-马64井区马圈子油层储层连通性一般～差，储集性能较差。

3 影响储层物性的主要因素

一定沉积条件下的沉积物在漫长的地质历史中经历了各种物理的、化学作用，使得原沉积物在宏观上、微观上发生多种变化，从而使得储层的储集空间或渗流能力发生变化。

3.1 填隙物

填隙物主要包括杂基和胶结物两部分，储层物性往往随着填隙物含量的增高而变差。马58-64井区马圈子油层储层填隙物含量比较高，填隙物含量14.0%，平均渗透率则较低，为121×10-3μm2。填隙物与渗透率相关性明显，随着填隙物含量的增加，喉道半径变小，渗透率降低，储层渗流能力变差。

3.2 孔隙结构

孔隙结构与储层物性有直接的关系，东营组马圈子油层孔隙结构组合以低渗-中渗大孔细喉特细喉型为主的储层，孔喉分选不好，孔隙大、喉道细、配位数中-低，一般为低渗储层。

3.3 沉积微相

沉积微相是影响储层物性的重要因素之一。不同沉积微相有不同的岩性组合，砂砾岩、含砾砂岩、细砂岩是水动力作用强、快速堆积的产物，一般为河道岩性组合，这种组合粒度比较粗，而渗透率随着粒度中值的增加而变大。而河道间一般为粉砂岩、泥质粉砂岩，岩性较细，因而储层渗流能力变差[4]。

3.4 粘土矿物

X射线衍射分析资料表明，东营组常见的粘土矿物为为蒙脱石、伊利石、高岭石。其中蒙脱石含量最高一般为60%～70%，平均为59.2%，其次是伊利石、高岭石含量一般为16%～25%，平均值分别为20.6%和20.2%。蒙脱石、伊利石以薄层状包覆于颗粒表面或以伊利石粘土桥存在，少量高岭石以分散状存在，使储集空间减小，渗流能力变差。对油层渗透性影响最大。高岭石以不完整的书册状或蠕虫状分布在颗粒间，遇水之后易被打碎，堵塞孔隙和喉道，使储层物性变差。可见填隙物中粘土矿物过高，是造成储层渗透率低的根本原因。

4 结论

通过上述的储层特征研究认为，兴隆台油田马58-64井区主要有以下几个方面的特征：

1）本区为河流三角洲分流平原亚相沉积，微相主要为水上分支流河道、河道间、决口扇，岩石类型主要为长石砂岩，分选好～中等，风化程度中等～浅，颗粒磨圆度为次圆状－次尖角，孔隙度与渗透率的相关性较好，储层物性一般。

2）孔隙主要由原生孔隙和次生孔隙组成，原生孔隙主要为粒间孔，次生孔隙主要为受地下水淋滤作用形成的溶蚀孔，储层孔喉分布较均匀，细～微孔喉占主导地位，喉道体积小，连通性一般～差。

3）沉积微相、沉积物成分以及成岩作用对储层的发育起到了重要的影响作用。分支流河道微相储层物性好，河道间、决口坝微相储层物性相对较差。

[1] 赵振尧.兴隆台油田兴北地区东营组浅层气研究[J].天然气勘探与开发，2010,33（2）：11～13.

[2] 洪秀娥，戴胜群，等.应用毛细管压力曲线研究储层孔隙结构—以卫城油田Es-4储层为例[J].江汉石油学院学报，2002,24（1）：53～54.

[3] 万文胜，杜军社，佟国彰，等.用毛细管压力曲线确定储集孔隙喉道半径下限[J].新疆石油地质，2006,27（1）：104～106.

[4] 熊歆睿，王洪辉，周波，等.古城油田B区核三段主力油层储层特征研究[J].石油地质与工程,2011,25（6）:9～11.