英东油田油砂山组储层特征研究及分类评价

庞 皓，房国庆，于 航，曾家明

(中国石油青海油田分公司英东采油厂，甘肃敦煌 736202)

英东油田构造上位于柴达木盆地西部茫崖坳陷英雄岭冲断隆起带南缘油砂山—大乌斯构造带(图1)。新近纪末至第四纪早期，阿尔金山、昆仑山和祁连山等盆缘山系剧烈抬升，沉积地层遭受剥蚀，在柴西地区形成大量褶皱［1］。阿尔金山前在遭受剥蚀的同时，形成一系列断鼻构造，油砂山地面构造就形成于这一时期，其整体为一由南东向北西抬升的北西向大型鼻隆构造，钻探揭示地层由老到新依次为下油砂山组 (N21)、上油砂山组(N22)和狮子沟组 (N23)，主要含油气层为—。油砂山—大乌斯构造带各浅层构造均受油砂山断裂控制，圈闭依附于油砂山断裂展布［2］。

1 储层特征

不同类型的储层对油田产能的贡献大小不一，为了实现油田的高效开发，有必要对不同类型的储层进行分类评价，以提高不同阶段对油藏储量的动用程度。为准确识别储层的岩性、物性等特征，根据纵向油气层的分布，统一进行了系统取心。

图1 英东油田构造地理位置图Fig.1 Structural location of Yingdong Oilfield

1.1 岩石学特征

1.1.1 上油砂山组

岩心粒度分析资料表明，上油砂山组砂岩粒度较细，主要为中砂—粉砂岩。细砂岩含量较高，平均为21.2%～26.4%;粉砂岩平均含量为13.2%～14.0%;中砂岩平均含量为12.6%;粗砂岩含量较少，平均为5.3%。

岩石类型主要为岩屑长石砂岩及长石岩屑砂岩［3］，石英平均含量为43.4%，长石平均含量为37.6%，岩屑平均含量为18.2%(图2)。从岩屑成分比例看，火成岩含量较高，平均为7.6%;变质岩平均含量为7.0%;碳酸盐岩含量较少，平均为3.6%。云母含量少，平均为0.9%。杂基含量很少，平均仅为0.6%，主要分布于粒间孔和孔隙喉道 (简称孔喉)中。胶结物含量中等，平均为7.0%，主要为方解石，含少量的沸石矿物。

图2 英东油田上油砂山组砂岩组分直方图Fig.2 Histogram of Upper Youshashan Formation sandstone constituent in Yingdong Oilfield

储集空间分为3类:原生粒间孔、溶蚀孔及裂隙孔。以原生粒间孔为主，占81.5%;其次为溶蚀孔，占15.5%;裂隙孔占2.8%。储层孔隙较发育，分布相对均匀，连通性较好 (图3)。

1.1.2 下油砂山组

粒度分析资料表明，下油砂山组砂岩粒度较细，主要为细砂—粉砂岩。下油砂山组上部(Ⅰ—Ⅷ砂层组)储层粒度较细，以细砂岩为主，平均含量为18.5%～21.1%，粉砂岩平均含量为17.3%～18.2%;下油砂山组下部 (Ⅸ—Ⅻ砂层组)储层粒度较上部更细，粉砂岩含量明显增多，细砂岩平均含量为14.0%～18.6%，粉砂岩平均含量为18.1%～25.2%。

图3 英东油田砂37井上油砂山组储层孔隙类型图Fig.3 Pore types of Upper Youshashan Formation in Well Sha 37，Yingdong Oilfield

岩石类型主要为岩屑长石砂岩和长石砂岩，石英平均含量为34.1%，长石平均含量为29.3%，岩屑平均含量为17.5%(图4)。从岩屑成分比例看，火成岩含量较高，平均为10.4%，变质岩平均含量为5.5%，碳酸盐岩含量少，平均为1.6%。云母含量少，局部以碎片形式存在。杂基含量较少，平均为2.6%;胶结物含量中等，平均为5.4%，分布不均匀，主要为方解石，含少量的沸石矿物。

储层孔隙较发育且分布相对较均匀，孔隙连通性较好。储集空间类型以原生粒间孔为主，占76.2%;其次为溶蚀孔，占22.6%;少量裂隙孔，占1.2%(图5)。

图4 油砂山地区下油砂山组砂岩组分直方图Fig.4 Histogram of Lower Youshashan Formation sandstone constituent in Youshashan Oilfield

图5 英东油田下油砂山组储层孔隙类型图Fig.5 Pore types of Lower Youshashan Formation reservoir in Yingdong Oilfield

1.2 成岩作用特征

研究区成岩作用主要有4种类型:压实作用、胶结作用、溶蚀作用和破裂作用［4］(图6)。

(1)压实作用弱 (图6a)。岩石疏松，原生粒间孔十分发育，砂岩颗粒之间为点状接触，压实弱。另外，由于英东油田位于油砂山断裂附近，不均匀的构造挤压应力导致部分层段构造压实作用较强，孔隙度降低，骨架颗粒之间呈线状接触。

(2)胶结作用中等 (图6b)。砂岩胶结物含量中等，主要为亮晶方解石及少量的沸石，分布不均匀，一般认为沸石形成于碱性环境中，表明研究区成岩环境为碱性环境。

(3)溶蚀作用一般 (图6c)。原生粒间孔溶蚀扩大，溶蚀孔主要为岩屑及长石溶蚀形成，部分颗粒因强烈的溶蚀作用而以“蜂窝状”产出［5］。由于研究区成岩环境为碱性环境，且后期未曾改变，所以方解石以沉淀为主，未见溶蚀，长石岩屑的溶蚀亦较弱。

(4)破裂作用强烈 (图6d)。受构造挤压的影响，颗粒接触点处产生粒内微裂缝或构造缝。研究区位于油砂山断层上盘附属断层发育带，颗粒破裂作用较强。该粒内微裂缝对储层孔隙度贡献较小，而对渗透率贡献较大，有利于油气的运移［6］。

图6 英东油田上油砂山组—下油砂山组储层成岩作用类型图Fig.6 Diagenesis of Upper—Lower Youshashan Formation reservoir in Yingdong Oilfield

以上4类成岩作用中，对储层物性产生主要影响的是压实作用及胶结作用。研究区成岩作用简单，成岩演化相对序列为:早期局部胶结作用—弱压实作用—溶蚀作用—破裂作用。在早期浅埋、晚期抬升的背景下，保存了大量的原生粒间孔［7］。

1.3 储层孔隙结构与物性特征

根据毛细管压力曲线分布特征及参数统计，整体上英东油田上—下油砂山组储层的排驱压力较低，一般小于0.1MPa，饱和度中值压力相对较低－中等，最大连通孔喉半径较粗，饱和度中值半径中等，退汞效率较好。整体上反映了孔隙喉道以细喉道为主，孔隙结构整体较好，分布均匀。

1.3.1 上油砂山组

上油砂山组储层孔喉以中、细喉道为主，孔喉配置关系好。孔隙结构整体较好，属于优质储层。根据砂岩毛细管压力曲线特征与物性的相关性，将该区上油砂山组储层孔隙结构分为3类(表1、图7、图8)。

表1 英东油田上油砂山组储层孔隙结构分类表Table 1 Pore structure of Upper Youshashan Formation reservoir in Yingdong Oilfield

图7 英东油田上油砂山组储层典型毛细管压力曲线图Fig.7 Typical mercury capillary pressure curves of Upper Youshashan Formation reservoir in Yingdong Oilfield

图8 英东油田上油砂山组储层孔隙结构直方图Fig．8 Histogram of pore structure of reservoir in Upper Youshashan Formation，Yingdong Oilfield

毛细管压力曲线分布特征参数统计及各类储层孔隙结构的分布频率显示，Ⅰ类和Ⅱ类孔隙结构储层共占81.7%，表明英东油田上油砂山组储层孔隙结构整体较好。

Ⅰ类孔隙结构:此类曲线形态以偏粗歪度为主，并且出现明显的平台，孔喉的分选好，以粗孔隙为主，孔喉大小相对集中，具有较低的排驱压力，较低饱和度中值压力，主流孔喉半径大(图8a)。此种类型曲线反映的储层储渗性能优越。

Ⅱ类孔隙结构:此类曲线以偏粗歪度为主，并且出现近似平台，平台角度比Ⅰ类曲线大，曲线形态一般孔喉的分选相对较好，孔喉大小出现相对集中段，但特征参数为低排驱压力，低—中等饱和度中值压力，中等饱和度中值半径，主流孔喉半径中等 (图8b)。此种类型曲线反映的储层储渗性能较好。

Ⅲ类孔隙结构:曲线更向右上方靠拢，倾斜，略显平台，为细歪度，孔喉的分选较一般，曲线特征参数表现为排驱压力相对较大，较小的饱和度中值半径，较小的主流孔喉半径 (图8c)。反映的储层储渗性能相对较差。

上油砂山组储层岩心样品分析，孔隙度集中分布于13%～22%，平均为21.7%;岩心分析渗透率集中分布范围为0.1～500mD，平均为156.6mD，整体评价为中高孔、中高渗优质储层［6］。

总体上该区上油砂山组储层属中高孔隙度、中高渗透率砂岩储层。

1.3.2 下油砂山组

下油砂山组上部储层孔隙喉道以细喉道为主，孔喉配置关系好。孔隙结构整体较好，属于优质储层。根据砂岩毛细管压力曲线特征与物性的相关性，将该区下油砂山组上部储层孔隙结构分为3类 (表2、图9、图10)。

表2 英东油田下油砂山组上部储层孔隙结构分类表Table 2 Classification of the pore structure of the upper reservoir of Lower Youshashan Formation，Yingdong Oilfield

图9 英东油田下油砂山组上部储层典型毛细管压力曲线图Fig.9 Typical mercury capillary pressure curves of Lower Youshashan Formation upper reservoir in Yingdong Oilfield

图10 英东油田下油砂山组上部储层孔隙结构分布图Fig.10 Pore structure of Lower Youshashan Formation upper reservoir in Yingdong Oilfield

Ⅰ类孔隙结构:此类曲线形态以偏粗歪度为主，并且出现明显的平台，孔喉的分选好，以粗孔隙为主 (图10a)，孔喉大小相对集中，具有较低的排驱压力，较低饱和度中值压力，大主流孔喉半径。此种类型曲线反映的储层储渗性能优越。

Ⅱ类孔隙结构:此类曲线以偏粗歪度为主，并且出现一明显的平台，平台角度比I类曲线大，曲线形态一般，孔喉的分选相对较好，孔喉大小出现相对集中段，但特征参数为低排驱压力，低－中等饱和度中值压力，中等饱和度中值半径，主流孔喉半径中等 (图10b)。此种类型曲线反映的储层储渗性能较好。

Ⅲ类孔隙结构:曲线更向右上方靠拢，倾斜，无平台，细歪度，孔喉的分选一般，曲线特征参数表现为排驱压力相对较大，较小的饱和度中值半径，较小的主流孔喉半径 (图10c)。反映的储层储渗性能相对较差。

从各类储层孔隙结构的分布频率看，Ⅰ类和Ⅱ类孔隙结构储层共占91.2%，表明下油砂山组上部储层孔隙结构整体好。

下油砂山组上部储层岩心样品分析，孔隙度集中分布为9%～21%，平均为17.6%;渗透率集中分布于0.1～300mD，平均为71.6mD。

总体上该区下油砂山组 (N21)上部储层属中孔隙度、中渗透率砂岩储层。

下油砂山组下部储层孔隙喉道以微、细喉道为主，孔喉配置关系一般。孔隙结构评价为中等。根据砂岩毛细管压力曲线特征与物性的相关性，将该区N21下部储层孔隙结构分为3类 (表3、图11、图12)。

表3 英东油田下油砂山组下部储层孔隙结构分类表Table 3 Classification of the pore structures in the lower reservoir of Lower Youshashan Formation，Yingdong Oilfield

Ⅰ类孔隙结构:此类曲线形态以偏粗歪度为主，并且出现明显的平台，孔喉的分选好，以细孔隙为主 (图12a)，孔喉大小相对集中。此种类型曲线反映的储层储渗性能较好。

Ⅱ类孔隙结构:此类曲线以细歪度为主，平台角度比Ⅰ类曲线大，出现较明显的平台，孔喉的分选相对较好，孔喉大小相对集中，但特征参数为排驱压力较高，中等饱和度中值压力，饱和度中值半径较小，主流孔喉半径偏小 (图12b)。此种类型曲线反映的储层储渗性能一般。

Ⅲ类孔隙结构:曲线更向右上方靠拢，倾斜，无平台，为细歪度，孔喉的分选较一般，曲线特征参数表现为排驱压力相对较大，较小的饱和度中值半径，较小的主流孔喉半径 (图12c)。反映的储层储渗性能相对较差。

图11 英东油田下油砂山组下部储层典型毛细管压力曲线图Fig.11 Typical mercury capillary pressure curves of Lower Youshashan Formation lower reservoir in Yingdong Oilfield

图12 英东油田下油砂山组下部储层孔隙结构直方图Fig.12 Histogram of the pore structure in the lower reservoir of Lower Youshashan Formation，Yingdong Oilfield

从各类储层孔隙结构的分布频率看，各类储层占比差别不大。与下油砂山组上部相比，Ⅲ类孔隙结构明显增多，孔隙结构相对变差。总之，下油砂山组下部储层孔隙结构整体评价为中等。

下油砂山组下部储层岩心样品孔隙度范围为3%～15%，平均为14.2%;渗透率范围为0.1～10mD，平均为6.1mD。整体评价为中—低孔隙度、中—低渗透率储层。

平面上储层物性高值主要分布在构造高部位，储层物性与构造抬升关系密切。总体上该区下油砂山组下部储层属中—低孔隙度、中—低渗透率砂岩储层。

1.4 储层物性控制因素

1.4.1 埋藏浅是优质储层发育的重要条件

英东油田浅层现今埋藏浅，属于早期浅埋、晚期抬升型沉积埋藏方式，晚期局部又经历构造抬升，现今埋深100～2000m，有效地缓解了砂岩压实作用，这是储层物性整体较好的内在因素。

1.4.2 沉积微相控制着储层物性差异

英东油田受控于远距离阿拉尔物源在下油砂山组—上油砂山组沉积期间发育湖退砂进的进积层序，沉积相上表现为由浅湖相逐步过渡为三角洲前缘亚相。以砂40井为例，三角洲前缘的水下分流河道、河口坝、滨浅湖相滩坝砂和席状砂为油气储集体。平均孔隙度:水下分流河道为26.2%、河口坝为 24.1%、滨浅湖滩坝砂为19.9%、席状砂为 18.5%、水下分流间湾为10.1%，表明不同沉积微相之间物性存在明显差异。总体上，三角洲前缘砂体物性优于滨浅湖滩坝砂体［8］。

1.4.3 压实是主控因素、胶结是次要因素

英东油田储层粒度以中—细砂岩为主，杂基含量很低，孔喉的分选中等—好。前面分析成岩作用对孔隙影响重大的主要是压实作用及方解石胶结作用。从压实减孔、胶结减孔及溶蚀增孔角度定量分析，上油砂山组压实损失孔隙平均为16.5%，胶结物减孔量平均4.5%，溶蚀增孔量平均为3.1%;下油砂山组压实损失孔隙平均为18.5%，胶结物减孔量平均为6.6%，溶蚀增孔量平均为3.4%(图13)。压实作用亦是储层物性的主控因素，胶结作用是次要因素［9］。

图13 英东油田上油砂山组和下油砂山组储层成岩作用对孔隙的影响图Fig.13 Effect of diagenesis on pores of the reservoirs in Upper and Lower Youshashan Formations，Yingdong

2 储层分类评价

2.1 上油砂山组

综合岩石学特征、成岩作用、物性分布、孔隙结构等多种参数，将储层分为Ⅰ类、Ⅱ类、Ⅲ类储层 (表4)。

表4 英东油田上油砂山组储层分类评价表Table 4 Classification and evaluation on reservir of Upper Youshashan Formation，Yingdong Oilfield

Ⅰ类储层为区内的优质储层，特征为原始组构杂基含量少、孔喉的分选好、弱胶结、压实弱;填隙物含量小于3%，孔隙结构为Ⅰ类，孔隙度大于25%，渗透率大于100mD，主要分布于英东构造高点，可获高产油气流。

Ⅱ类储层为区内的较优质储层，特征为原始组构杂基含量少、孔喉的分选中等、压实较弱，填隙物含量为3%～8%，孔隙结构为Ⅰ—Ⅱ类，孔隙度为16%～25%，渗透率为2～100mD，主要分布于英东构造主体的边缘部位，可获工业油气流。

Ⅲ类储层为区内相对较差储层，胶结相对较强、压实中等，储层物性相对较差，填隙物含量大于8%，孔隙结构为Ⅲ类，孔隙度小于16%，渗透率小于2mD，主要为主体部位中的粉砂岩及英东构造的边缘部位，或沉积微相变化部位，储集性较差。

上油砂山组储层孔喉参数评价为好，其中含油气层埋深500～1000m，属浅埋藏，成岩较弱，物性好，储层类型为高—中孔隙度、高—中渗透率储层，属于优质储层。储层是否发育基本上取决于砂体的发育程度，沉积微相控制着储层的展布。而研究区砂地比为0.31～0.53，故储层非常发育。

2.2 下油砂山组 (N21)上部 (Ⅰ—Ⅷ砂层组)

根据英东油田下油砂山组储层物性、孔隙结构、成岩作用等特征，结合英东构造储层分布特征进行综合分析，将下油砂山组上部储层分为3类 (表5)。

表5 英东油田下油砂山组上部储层分类评价表Table 5 Classification and evalution on the upper resrvoir in Lower Youshashan Formation，Yingdong Oilfield

Ⅰ类储层为区内的优质储层，特征为原始组构杂基含量少、孔喉的分选好、弱胶结作用、压实弱;填隙物含量小于3%，孔隙结构为Ⅰ类，孔隙度大于22%，渗透率大于100mD，主要分布于英东构造高点，可获高产油气流。

Ⅱ类储层为区内的较优质储层，特征为原始组构杂基含量少、孔喉的分选中等、压实较弱，填隙物含量为3%～8%，孔隙结构为Ⅰ—Ⅱ类，孔隙度为12%～22%，渗透率为0.5～100mD，主要分布于英东构造主体的边缘部位，可获工业油气流。

Ⅲ类储层为区相对较差储层，胶结相对较强、压实中等，储层物性相对较差，填隙物含量大于8%，孔隙结构Ⅲ类，孔隙度小于12%，渗透率小于0.5 mD。主要为主体部位中的粉砂岩及英东构造的边缘部位，或沉积微相变化部位，储集性较差。

下油砂山组上部储层孔喉参数评价为好，油气层埋藏深度为900～1600m，属较浅埋藏，成岩较弱，物性较好，储层类型为中孔隙度、中渗透率储层，属于优质储层。储层是否发育基本取决于砂体的发育程度［10］，沉积微相控制着储层的展布;砂地比范围为0.16～0.57，一般为0.2～0.3，故储层较发育。

2.3 下油砂山组下部 (Ⅸ—Ⅻ砂层组)

根据该地区下油砂山组储层的物性、孔隙结构、成岩作用等特征，结合英东构造的储层分布特征进行综合分析，将下油砂山组下部储层分为3类 (表6)。

表6 英东油田下油砂山组下部储层分类评价表Table 6 Classification and evaluation of the lower reservoir in Lower Youshashan Formation，Yingdong Oilfield

Ⅰ类储层为区内的较优质储层，特征为原始组构杂基含量少、孔喉的分选好、弱胶结、压实一般;填隙物含量小于5%，孔隙结构以Ⅱ类为主、Ⅰ类少见，孔隙度大于14%，渗透率大于5mD，主要分布于英东构造高点，可获高产油气流。

Ⅱ类储层为区内的一般储层，特征为原始组构杂基含量少、孔喉的分选中等、压实较弱—中等，填隙物含量为5%～10%，孔隙结构为Ⅱ类，孔隙度为11%～14%，渗透率为0.3～5mD，主要分布于英东构造主体的边缘部位，可获工业油气流。

Ⅲ类储层为区相对较差储层，胶结相对较强、压实中等，储层物性相对较差，填隙物含量大于10%，孔隙结构为Ⅲ类，孔隙度小于11%，渗透率小于0.3mD，主要为英东油田主体部位中的灰质粉砂岩及英东构造的边缘部位，或沉积微相变化部位，储集性较差。

下砂山组下部储层孔喉参数评价为好，油气层埋深1600～2300m，成岩较弱—中等，物性较上部变差，储层类型为中低孔隙度、中低渗透率储层。储层以滩坝砂体为主，厚度薄，粒度细;砂地比为0.16～0.30，故砂体欠发育，储层发育程度差。

3 结束语

在前人综合地质研究的基础上，针对英东油田复杂断块油藏的特点，通过对油砂山组储层特征研究，取得了以下主要成果及认识:

(1)岩心粒度分析资料表明，碎屑颗粒粒度较细，颗粒主要区间为中砂—细砂岩，细砂岩和粉砂岩含量相对较高，结构成熟度中—高;下油砂山组下部砂岩粒度较上部更细，主要为极细砂—粉砂岩，粉砂岩含量明显增多。

(2)岩石类型主要为岩屑长石砂岩和长石岩屑砂岩，分布相对稳定;岩屑主要成分为火成岩、变质岩和少量的碳酸盐岩;杂基含量较少;胶结物含量中等，分布不均匀，主要为方解石，含少量的沸石矿物。

(3)通过储层孔隙结构统计分析来看，储层孔隙较发育，且分布相对均匀，孔隙连通性较好;储集空间以原生粒间孔为主、溶蚀孔为次、少量的裂隙孔。

(4)通过研究认为，该区的成岩作用相对简单，成岩作用主要可划分为压实作用、溶蚀作用、胶结作用及破裂作用4类;对储层物性产生影响的主要是压实作用及方解石胶结作用。

(5)根据毛细管压力曲线分布特征参数统计分析认为，储层排驱压力较低，一般小于0.1MPa，饱和度中值压力相对较低—中等，最大连通半径较大，饱和度中值半径中等，退汞效率较好;整体上反映了孔隙喉道以细喉道为主，孔隙结构整体好，分布均匀。

(6)综合岩石学特征、成岩作用、物性分布、孔隙结构等多种参数分析，将储层划分Ⅰ类、Ⅱ类和Ⅲ类储层，其中Ⅰ类储层为该区内的优质储层，主要分布于构造高点，可获高产油气流;Ⅱ类储层为较优质储层，主要分布于构造主体的边缘部位，可获工业油气流;Ⅲ类储层为相对较差储层，主要在构造主体部位中的粉砂岩、灰质砂岩及构造的边缘部位，或沉积微相变化部位，储集性较差。

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