绥中36-1油田东二下一油组储层特性差异研究

1、毕 业 设 计（论 文）SZ36-1油田东二下I油组储层质量差异研究院系名称： 地球科学学院 专业名称： 地质工程 学生姓名： 王欢 学 号： 2010011208 指导教师： 岳大力（副教授） 完成日期：2014年6月18日IV中国石油大学（北京）本科毕业设计第IV页SZ36-1油田东二下I油组储层质量差异研究摘要本论文以SZ36-1油田东二下I油组为研究目标，采取定性和定量、微观和宏观相结合的研究思路，利用铸体薄片、扫描电镜、岩心分析化验资料和测井资料，进行储层岩石学特征和成岩作用特征的研究，分析储层质量的控制因素，并对储层质量进行分类评价，总结储层平面展布样式。研究表明，SZ36-1油田

2、东二下I油组储层岩石类型主要为岩屑质长石砂岩。砂岩具有石英、长石、岩屑含量近于相等以及成分成熟度中等的特点。建立了东二下储层的孔隙结构划分标准，将储层的孔隙结构划分为大孔特粗喉型、大孔粗喉型、中孔中喉型、中孔细喉型四种类型。明确了SZ36-1油田东二下I油组储层质量差异的主控因素：研究区目的层段成岩作用相对较弱，储层质量主要受沉积作用控制。在储层质量特征和主控因素分析的基础上，结合研究区动态资料，优选储层质量分级的参数，将研究区储层质量划分为四类，并对储层类型垂向和平面上的展布特征进行研究，研究区以I类和II类储层为主，III类、IV类储层类型呈裙边状分布在II类储层周围。关键字：SZ36-1

3、油田；沉积作用；储层质量；主控因素；分布特征I Reservoir quality differences analysis of lower Dongying Formation second member in Suizhong36-1 oil fieldAbstractThis paper studies the I Reservoir of lower Dongying Formation second member in Suizhong36-1 oil field as a research object. According to sedimentology and diagen

4、esis mechanism, combining qualitative and quantitative, microscopic and macroscopic, using cast thin-sections, SEM, core analysis data and well logging data, this paper analyses the sedimentary characteristics, petrological characteristics and diagenetic characteristics research, summary of the cont

5、rolling factors of reservoir quality and reservoir difference distribution.The I Reservoir of lower Dongying Formation second member in Suizhong36-1 oil field, reservoir rock types are mainly lithologic feldspar sandstone, with nearly equal content of quartz, feldspar and debris as well as medium co

6、mpositional maturity. In this paper, we build a classification standard about pore structure, as big pore and extraordinarily wide throat type, big pore and wide throat, mid pore and mid throat and mid pore and minute throat. Research shows that, the reservoir quality difference is mainly caused by

7、sedimentary environment. Diagenesis of the study area is relatively weak, resulting the reservoir quality is mainly controlled by sedimentation. Based on the features of reservoir quality and the key control factors, with dynamic production data, reservoir quality is divided into four types.Key Word

8、s: Suizhong36-1 oil field; Sedimentation; Reservoir quality; The main control factors; Distribution characteristics 目 录第1章 绪 论11.1国内外研究现状11.1.1 储层质量影响因素11.1.2 储层质量评价方法研究11.1.3 储层质量差异分布研究21.2研究区概况21.2.1 地质概况21.2.2 勘探开发现状51.2.3 资料基础71.2.4 研究现状及存在问题71.3 研究内容及技术路线71.3.1 研究内容71.3.2 研究思路及技术路线81.4 论文研究工作量8

9、第2章 储层基本特征102.1 储层岩石学特征102.1.1 储层岩石组分特征102.1.2 储层沉积组构特征142.2 储层质量特征162.2.1 储层孔隙结构特征162.2.2 储层物性特征22第3章 储层质量分级243.1 储层质量的主控因素243.1.1 沉积作用对储层质量的影响243.1.2 成岩作用对储层质量的影响283.2 参数优选323.3 储层质量分级标准34第4章 储层质量差异分布384.1 储层质量垂向分布特征384.1.1 沉积微相单元储层质量差异384.1.2 沉积微相单元内部储层质量差异414.2 储层质量平面分布样式42第5章 结论与认识45致 谢46参考文献47

10、附录A:48第1章 绪论第9页第1章 绪论1.1 国内外研究现状1.1.1 储层质量影响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。储层质量为储层储集流体和渗流能力的表达，包括微观孔隙结构、宏观岩石物理参数、裂缝等。宏观的储层质量差异主要表现为岩石物性非均质性及储层流动单元的差异分布，微观的储层质量差异主要表现为孔隙结构的差异性。（1）沉积作用沉积因素对储层的影响主要表现为沉积相对砂体分布的控制、砂体岩石结构影响砂体的原始孔渗性及岩石结构和岩石成分对后期成岩作用的影响。在同一构造背景下，不同沉积条件，如水流的强度和方向，沉积区的古地形，水盆的深浅，离物源

11、区的远近，碎屑物质供应的差异，形成沉积碎屑的成分、粒度、分选程度、胶结类型，砂体形态，侧向连通性、厚度等都会有所不同，造成了储层的岩性、物性和内部结构不同程度的差异以及局部储层的非均质性,可以说沉积环境是影响储层质量的重要因素。不同沉积环境下沉积的碎屑岩储集层，具有不同的特点。河流、三角洲、湖泊环境水动力较强，结构成熟度较高，为比较有利的储集相带。（2）成岩作用吴胜和（2005）、苏妮娜（2009）对黄骅坳陷古近系碎屑岩储层成岩作用及其对储层质量的影响进行了研究1, 2。朱筱敏（2006）对济阳坳陷古近系成岩作用及其对储层质量的影响进行了研究3。朱峰（2009）对辽东湾地区古近系储层质量进行了

12、分析4。研究表明压实作用从沉积物开始沉积到早成岩阶段末期都很强，不利于孔隙保存，胶结作用对储层的影响具有双重性，一方面对储层孔隙都是一种严重的破坏，另一方面少量的胶结作用不仅可以阻止压实作用，还为后期形成次生孔隙的物质基础，溶蚀作用主要使储层物性变好。郑浚茂、庞明（1989），曾伟、黄继祥（1996），刘伟（2002），宋子齐（2006），林文姬、汤达祯等（2010）等学者也对定量、半定量的成岩作用进行了大量研究，提出压实系数、胶结系数、溶解系数、成岩系数等体现成岩定量特征的概念，使定量成岩作用的研究逐步走向成熟5-8。1.1.2 储层质量评价方法研究张连元（2005）、赵靖舟等（2007）学

13、者采用喉道中值半径、泥质含量和有效厚度等作为评价标准9-10；杨正明（2006）提出喉道半径、可动流体百分数、启动压力梯度和有效驱动因子作为新的评价参数11；杨秋莲等（2007）提出采用有效孔隙度、主流喉道半径、可动流体饱和度和启动压力梯度组成评价参数体系12。A.I.Leversen（1966）年首次提出用宏观物性参数-孔隙度、渗透率作为储层分类评价的标准，将储层分为很好、好、中等、差四类。Robison则认为考虑宏观物性参数的同时，应充分估计到微观特征对储层渗流能力的影响。他选取用了2000块岩样，测定了其特征参数，并在双目显微镜中观察了岩石的磨光表面结构。1.1.3 储层质量差异分布研究

14、储层质量主要用微观孔隙结构和宏观岩石物理参数来描述。应用铸体薄片和分析化验资料，分析不同微相及不同层位的储层质量差异。孟元林（2006）通过对储层实测孔隙度、铸体薄片、扫描电镜等资料的研究表明，渤海湾盆地辽河坳陷西部凹陷南段新生界优质储层分布进行了预测，分析表明，优质储层的形成和分布主要受沉积微相和成岩作用的影响与控制，主要形成于河口坝、辫状分流河道及心滩沉积微相13。高建刚（2010）以胜坨油田为例，利用岩心观察、测井相分析、图像分析等方法，系统研究了胜坨油田坨123断块古近系沙四段储层的非均质性，储层的平面及层间的非均质性主要受沉积微相控制，扇中前缘储层的物性、含油性要好于扇中主体储层，不

15、同沉积相带的微观孔隙结构也存在着差异14。金振奎等（2006）以黄骅坳陷为例，研究了沉积相对储层质量的控制因素，黄骅坳陷王官屯油田枣II、III油组主要为砂岩，但其储层质量差异很大，研究发现，储层质量的巨大差异主要是沉积环境的差异引起的，辫状河中的高能河道是有利储层发育相带15。郑占、吴胜和（2010）应用岩心分析化验资料对克拉玛依油田冲积扇内部储层质量差异及其分布特征进行了研究，从平面和垂向上分别分析了储层质量的差异分布16。平面上，不同沉积微相储层质量差异显著，辫流水道和流沟储层质量最好，砂砾坝次之，径流水道和砾石坝储层质量较差，漫洪砂体储层质量最差。克拉玛依油田克下组冲积扇为退积型冲积扇

16、，垂向上，孔隙度渗透率底部呈反韵律，中上部呈正韵律，质量最好的储层位于中部。1.2 研究区概况1.2.1 地质概况（1）研究区位置及构造特征绥中36-1油田位于渤海辽东湾海域，东经120°43121°05，北纬39°5240°12，西北距绥中市约50km（图1.1）。油田范围内，平均水深30m，常年最高气温37.8，最低气温-18。区域上，绥中36-1油田位于辽东湾下辽河坳陷、辽西低凸起中段，构造形态为北东走向的断裂背斜，西侧以辽西1号断层为界与辽西凹陷相邻，东侧以斜坡形式逐渐向辽中凹陷过渡。图1.1 绥中36-1油田区域位置图（据绥中36-1油田，20

17、14）（2）地层特征绥中36-1油田钻遇地层自上而下为：平原组（Qp）、明化镇组（Nm）、馆陶组（Ng）、东营组（Ed）。该油田主要含油层段为东营组东二下段，埋深为海拔-1175-1605m，东二下段储层为湖相三角洲沉积，纵向划分为零、和油组四个油组。主力开发层系为东二下段的、油组，、油组又细分为14个小层，在此基础上进一步按照沉积旋回和测井曲线特征，细分为35个单层(图1.2)。图1.2研究区地层特征（3）沉积特征绥中361油田东二下段主要是近岸湖相三角洲前缘亚相，局部发育浅湖亚相和前三角洲亚相，其中以一套三角洲前缘亚相沉积砂体为主，包括水下分流河道、河口坝、河口坝边缘、远砂坝、分流河道间、

18、席状砂沉积微相。通过高分辨率层序地层学相层序分析，在油组和油组沉积时期，分别形成两个完整的三角洲沉积旋回，每个旋回都经历了由水退至水进的沉积过程，表现为明显的三角洲建设-衰退两个过程。油组沉积时期形成的三角洲沉积规模更大，砂体沉积厚度大、在工区范围内叠合连片分布（图1.3）。图1.3 绥中36-1油田区域沉积特征图（据绥中36-1油田，2014）1.2.2 勘探开发现状绥中36-1油田发现于1978年4月，采取滚动开发模式，分I期和II期开发，其中I期（包括A、B、J三个平台）从1993年到1997年陆续投产；II期（包括D、E、F、C、G、H六个平台）分别从2000年11月到2001年11月

19、陆续投产。至2010年12月底，全油田共有井数315口，其中油井230口，注水井75口，水源井10口；I期共有井数108口，其中油井80口，注水井26口，水源井2口；II期共有井数207口，其中油井150口，注水井49口，水源井8口（图1.4）。截至2010年底，油田II期累产油2344.7×104m3，采出程度为13.1，综合含水为68.8，采油速度为1.3（部分调整井已投产）。SZ36-1油田目前已进入II期开发历程，该历程分为5个阶段：产能建设阶段、边部调整阶段、产能递减阶段、稳产阶段和综合调整阶段，目前处于综合调整阶段，全区产量呈逐渐上升的趋势（图1.5）。图1.4 研究区井

20、位图（据绥中36-1油田，2014）图1.5 绥中36-1油田开发综合曲线（据绥中36-1油田，2014）1.2.3 资料基础研究区有丰富的研究资料，包括岩心资料、测井资料和动态资料。其中岩心资料为大量取心分析化验资料，包括粒度分析、铸体薄片、扫描电镜、压汞曲线等，为储层质量差异的研究奠定了基础。油水井共计418口，包括大量水平井、大斜度井及后期加密调整井，大量的测井资料为精细研究储层质量差异的提供了资料基础。同时丰富的动态资料，包括示踪剂资料，加密井水淹解释资料，注水井吸水剖面，采油井产液剖面，射孔层段资料，为储层质量差异研究提供了一定的依据。1.2.4 研究现状及存在问题SZ36-1油田经

21、过I期开发阶段，目前处于II期开发阶段综合调整阶段，全区产量呈逐渐上升的趋势。从II期开发效果评价而言，II期静态参数均属于I类或接近I类水平，目前开发存在的主要问题是：（1）层间干扰与层内干扰并存，严重影响了油田的开发效果。纵向上分析来看，油田是多层砂岩油田，层间矛盾和层内矛盾是造成油田开发效果逐渐变差的主要原因。当利用调整井对油田进行挖潜的同时，针对不同区域的纵向主要矛盾应区别对待。（2）平面矛盾突出，注入水平面突进严重。油田初期采用的是笼统注水且II期为均质性较强，在纵向矛盾逐渐暴露的同时，油田平面矛盾也逐渐显现出来，主要表现为注水明显的单向突进现象。1.3 研究内容及技术路线1.3.1

22、 研究内容针对研究目标，拟定论文的主要研究内容，包括以下四个方面：（1）储层基本特征研究利用铸体薄片、粒度数据和压汞曲线等资料，分析和统计东二下I油组储层的岩石学特征，并进一步研究储层的宏观物性和微观孔隙结构。（2）储层质量差异控制因素借助岩心资料、分析化验资料和测井资料，通过对岩石组分、沉积组构与渗透率的相关性分析以及对主要成岩作用进行定量研究，分析沉积作用和成岩作用对孔渗的影响，弄清储层质量差异分布的主控因素，对储层质量参数进行优选，综合碎屑组分含量及杂基、胶结物含量、岩石类型、粒度、分选、磨圆、泥质含量、压实、胶结、溶解强度等因素进行储层质量分类评价。（3）储层质量差异分布研究利用测井资

23、料和分析化验资料，研究不同沉积微相及同一沉积微相不同位置的储层质量差异分布特征。在相控的基础上，选取主力单层进行储层质量平面展布预测，总结储层类型平面展布样式。1.3.2 研究思路及技术路线在充分调研前人研究成果及沉积微相展布的基础上，综合利用大量岩心分析化验资料和测井资料等，进行储层特征的研究，分析储层质量差异的影响因素，对储层质量进行分类评价，研究储层质量的差异分布，总结储层类型平面展布样式（图1.6）。图1.6 技术路线图1.4 论文研究工作量（1） 搜集查阅了大量国内外关于砂岩储层研究，成岩作用研究以及储层质量分类评价研究的文献，对砂岩储层沉积作用、成岩作用及其对储层质量差异的影响进行

24、了总结和分析。（2） 收集和整理了论文研究所需的绥中36-1油田418口井的分层数据、砂体数据及物性资料，B19取心井72块样品的铸体薄片照片、28个样品的扫描电镜照片、岩心扫描照片，22个样品的压汞数据，以及415个样品的粒度数据等；整理了418口井的测井资料，418口井进行了单井储层类型标定。（3） 对研究区取心井进行了岩石学特征分析，包括岩石成分、结构、组构的分析和统计，划分了岩石类型。（4） 综合考虑储层物性和储层岩石学特征，进行了储层质量分类研究及储层质量差异分布特征，沉积组构与孔渗交汇图6张；沉积微相平面图6张；储层类型平面分布图共4张；储层质量分类剖面图2张。（5） 英文翻译一篇

25、；学士论文1份；约2万字。51 第2章 储层基本特征 第23页第2章 储层基本特征砂体的岩石结构影响着砂体的原始孔渗性，岩石组分和沉积组构影响着后期成岩作用，并进一步影响储层质量。因此，本章主要讨论I油组储层的岩石学特征和储层质量特征。2.1 储层岩石学特征经过岩心观察和薄片鉴定，储层段岩石类型主要为岩屑长石砂岩，但粒度稍有变化。碎屑组分主要为石英、长石和岩屑三类，石英、长石含量相对较高，岩屑含量相对较低，具有较高的成分成熟度。岩石总体表现为风化中等，次圆-次棱角状磨圆，颗粒支撑，点-线式接触关系，接触式胶结类型为主，碎屑颗粒以细粒（0.25-0.125mm）和极细粒（0.125-0.0625

26、mm）为主，表明该段砂岩碎屑的结构成熟度中等。2.1.1 储层岩石组分特征（1）碎屑成分通过对I油组储层岩石样品碎屑成分进行详细统计分析（表2-1）结果表明，石英含量较高，约为38%，长石含量也很高，约为35%；岩屑含量相对较低，约为26%（图2.1）；成分成熟度（Q/(F+R)）较高，均大于0.5，其中0.6-0.7之间频率最高，几乎达到50%（图2.2），研究区岩屑成分复杂，包括沉积岩屑、岩浆岩屑、变质岩屑、云母及其他岩屑，其中变质岩屑含量最高，约为80%（表2.2，图2.3）。表2.1 目的层位储层碎屑成分相对含量统计表石英（%）长石（%）岩屑（%）成分成熟度平均值变化范围平均值变化范围

27、平均值变化范围平均值变化范围38.5033.33-45.2135.5126.25-41.126.0017.81-38.750.6280.5-0.825由于碎屑组分直接来源于母岩区，其组分特征可清晰反映母岩区的情况，研究区位于辽西凹陷西侧，物源主要来源于西北方向。矿物碎屑以石英、长石为主，岩屑为26%，主要为变质岩屑，推断其沉积物主要来源于西部燕山隆起区，沉积物具有多物源、近物源的特点。图2.1 目的层储层碎屑成分分布图表 2.2目的层位储层岩屑相对含量统计表沉积岩屑（%）岩浆岩屑（%）变质岩屑（%）云母（%）其他岩屑（%）平均值变化范围平均值变化范围平均值变化范围平均值变化范围平均值变化范围1

28、0.10-21.054.20-10.5379.156.52-1003.00-203.60-39.13图2.2 目的层储层碎屑成分分布图图2.3 目的层储层岩屑成分分布图（2）填隙物成分填隙物成分主要包括杂基和胶结物两类，是沉积作用和成岩作用的综合产物。表2.3 目的层位储层填隙物相对含量统计表杂基胶结物范围025%010%平均值5.8%2.1%杂基特征杂基是沉积物沉积时伴随颗粒一同沉积的机械因子，杂基的含量可以指示沉积时的水动力情况。通过对研究区取心井72个铸体薄片进行统计，杂基类型主要为泥质和少量长英质，平均含量约为6%（表2.3），杂基含量总体分布在15%以内（图2.4）。胶结物特征胶结作

29、用对储层质量的影响主要表现为胶结物（如方解石、粘土矿物、石英等）充填和堵塞储层孔隙空间，减小孔隙体积和喉道，从而降低储层岩石的孔渗性。研究区胶结物类型主要为云母碳酸盐化形成的菱铁矿，少量碳酸盐，白云石，方解石，铁方解石及高岭石，平均含量为2%左右，表明研究区胶结作用较弱。图2.4 目的层储层杂基含量分布图（3）岩石类型划分本论文研究依据信荃麟教授等（1982）的分类方案，拟采用石英、长石、岩屑和杂基四组分砂岩分类法。首先按杂基含量15%为界限把砂岩划分两大类，即砂岩类、杂砂岩类。前者杂基含量小于15%，后者杂基含量大于15%。然后，分别在净砂岩和和杂砂岩中，按照三角图解法3端元组分石英、长石和

30、岩屑的相对含量进行岩石类型划分（图2.5）。图2.5 砂岩成因分类三角图根据三角图解法可知研究区主要为岩屑质长石砂岩，其次为长石质岩屑砂岩、岩屑质长石杂砂岩（图2.6）。图2.6 目的层岩石类型三角图2.1.2 储层沉积组构特征研究区目的层段砂岩粒度以细砂为主，其次为中砂，粉砂相对较少，基本没有粗砂；分选系数都小于2.5，分选性好；磨圆程度都为次棱角-次圆状；泥质杂基含量介于1.65%72.78%，平均值15.88%。研究区碎屑岩结构成熟度中等。（1）粒度特征研究区B19井250个样品点数据统计结果表明，东二下I油组粒度较细，细砂岩所占比例最高，约为64%，其次为中砂岩和不等粒砂岩（图2.7）

31、。从薄片鉴定统计来看，砂岩粒径范围多在0.06mm-0.25mm之间，最大粒径在0.25mm-0.8mm之间，大多数具细粒结构，中-细粒结构次之，少量粉砂及不等粒结构。（2）分选特征研究区B19井250个样品点数据统计结果表明，东二下I油组砂岩的分选系数均小于2.5，通过铸体薄片观察结果，主要粒级成分含量占碎屑颗粒总量的75%以上，所以分选性较好。（3）磨圆特征通过铸体薄片观察，东二下I油组砂岩颗粒磨圆以次圆-次棱角状为主，其他类型较少。图2.7 目的层岩石类型三角图（4）泥质含量研究区B19井250个样品点数据统计结果表明，东二下I油组砂岩泥质含量介于1.65%72.78%之间，平均含量为1

32、5.88%（图2.8）。分析表明泥质含量的多少与碎屑颗粒的大小有关，中砂岩中泥质含量最低，细砂岩泥质含量中等，粉砂岩中泥质含量最高（图2.9）。粒度和泥质含量均可以指示水动力条件，说明中砂岩沉积时水动力最强，泥质含量较少，粉砂岩沉积时水动力最弱，泥质含量较高。图2.8 目的层位泥质含量分布图图2.9 目的层泥质含量与岩石类型关系图2.2 储层质量特征储层质量为储层储集流体和渗流能力的表达，包括孔隙结构和岩石物性等。由于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，从而导致储层质量在空间上具有不均一性，即形成储层质量差异。2.2.1 储层孔隙结构特征孔隙结构是指岩

33、石内的孔隙和喉道类型、大小、分布及其相互连通关系。孔隙是流体赋存在岩石中的基本储集空间，喉道是控制流体在岩石中渗流的重要通道。流体在自然界复杂的孔隙系统中流动时，都要经历一系列交替着的孔隙和喉道。（1）储层孔隙、喉道特征孔隙类型及特征研究区目的层深度在-1175m-1606m之间，主要为原生孔隙和次生溶孔。通过铸体薄片鉴定观察孔隙类型及微观结构特征，SZ36-1油田东二下I油组储层的主要孔隙类型有原生粒间孔、次生溶孔、晶间微孔等（图2.10）。原生粒间孔发育，面孔率为2%-29%，平均为18%，孔隙大小在50-200m之间。次生溶孔主要为长石的粒内溶孔，面孔率小于1%，晶间微孔极少。10-05

34、3，1450.00-1451.00，原生粒间孔3-010，1396m-1397m，原生粒间孔2-004，1382.70-1383.70，长石溶孔4-055，1405.00-1406.00，长石溶孔4-048，1404.001405.00，高岭土晶间孔13-011，1477.001478.00，高岭土晶间孔图2.10 目的层储层孔隙类型喉道类型及特征喉道通常是连接孔隙之间的狭窄通道，影响储层渗流能力和特征的关键因素通常主要是喉道，而喉道的大小和形态主要取决于岩石的颗粒接触关系、胶结类型以及颗粒本身的大小和形状。研究区储层岩石喉道类型以片状喉道、孔隙缩小型、缩颈型喉道为主，其次为管状喉，喉道大小为

35、50m-150m。孔隙缩小型喉道，喉道略小于孔隙，与孔隙难区分，孔喉直径比接近于1，岩石结构多为颗粒支撑，颗粒之间不接触，岩石作用较弱，胶结物较少（图2.11）。缩颈型喉道常见于颗粒支撑、点接触、衬边胶结型的储层中，研究区压实作用和胶结作用都很弱，保留下来的孔隙比较大，但颗粒间的喉道变窄，孔喉直径比大（图2.12）。片状喉道呈片状或弯片状，为孔隙之间的长形通道，这种喉道成因包括长形颗粒间隙、晶间隙和矿物解理缝。晶间隙主要为粒间孔隙内自生胶结物晶体再生长边之间的间隙、白云石晶体之间的间隙；矿物解理缝为白云石、方解石、长石、云母等晶体中被溶蚀扩大的解理缝（图2.13,a）。管状喉道一般由溶蚀作用形

36、成，孔隙与孔隙之间由细而长的管子相连，其断面接近圆形，在次生孔隙碎屑岩储层中常见（图2.13,b）。3-010，1396.00-1397.00m4-028，1402.00-1403.00m图2.11 孔隙缩小型喉道6-016，1420.00-1421.00m4-061，1405.00-1406.00m图2-12 缩颈型喉道a.4-055，1405.00-1406.00mb.12-018，1471.00-1472.00m图2.13 a.管状喉道 b.片状喉道（2）储层孔隙结构特征孔隙结构类型是指各类孔隙与不同喉道以某种沟通和连接方式的组合类型。在储层孔隙结构参数分级的基础之上，综合岩石铸体薄片、

37、图像孔隙分析及毛细管压力曲线资料进行分析。根据流体在孔喉内受毛细管力的影响程度，利用压汞曲线对研究区孔隙结构进行划分，由图2.14可知，最大连通孔喉半径与渗透率的相关性较好，通过最大连通孔喉半径概率累积曲线图，将研究区孔隙结构划分为4种类型：大孔特粗喉型、大孔粗喉型、中孔中喉型和中孔细喉型。其中以中孔中喉型主，占58%，其次为大孔特粗喉型和大孔中喉型，共占32%，中孔细喉型仅占10%（图2.15）。图2.14 最大连通孔喉半径与渗透率相关性分析图图2.15 最大连通孔喉半径概率累计曲线图表2.4 孔喉大小划分标准孔隙大小喉道大小孔隙大小级别孔隙半径大小（m）喉道大小级别最大连通喉道半径大小（m

38、）大孔>50特粗喉>30粗喉14-30中孔10-50中喉6-14细喉<6大孔特粗喉型(图2.16，a)：孔隙半径大于50m，最大连通孔喉半径大于30m，孔隙度一般大于33%，渗透率一般大于3000mD，孔隙类型主要为粒间孔，喉道类型主要为孔隙缩小型喉道、缩颈型喉道。喉道半径主要分布在7.575m范围内，为72%，7.50.75m为14%，峰值分布在7.575m。研究区内分布10%左右（图2.17）。大孔粗喉型(图2.16，b)：孔隙半径大于50m，最大连通孔喉半径一般介于1430m之间，孔隙度一般大于33%，渗透率一般为12003000mD，孔隙类型主要为粒间孔，喉道类型主要

39、为缩颈型喉道。喉道半径主要分布在7.575m范围内，为58%，7.50.75m为16%，0.750.075m为10%，峰值分布在7.575m。研究区内分布占20%左右（图2.17），形成高孔特高渗储层。a. 大孔特粗喉孔隙结构b. 大孔粗喉型孔隙结构 .c.中孔中喉型孔隙结构d. 中孔细喉型孔隙结构图2.16 孔隙结构压汞曲线及喉道半径概率分布图中孔中喉型(图2.16，c)：孔隙半径大于10m，最大连通孔喉半径一般介于614m之间，孔隙度一般大于30%，渗透率一般为1001500mD，孔隙类型主要为粒间孔，少量溶蚀孔，喉道类型主要为片状喉道。喉道半径主要分布在7.50.75m范围内，为67%，

40、小于0.075m的喉道半径为19%，0.750.075m之间的喉道半径为12%，峰值分布在7.50.75m。形成高孔高渗储层，为研究区主要的孔隙结构类型，占研究区的60%左右（图2.17）。中孔细喉型(图2.16，d)：孔隙半径一般大于10m，最大连通孔喉半径一般小于6m，孔隙度在25%30%之间，渗透率一般小于100mD，孔隙类型主要为粒间孔，因一定程度的胶结使喉道变窄，喉道类型主要为片状喉，少量管状喉。喉道半径主要分布在7.50.75m范围内，为44%，小于0.075m的喉道半径为30%左右，0.750.075m之间的喉道半径也占到25%，约有50%的喉道半径小于0.75m，峰值分布在7.

41、50.75m。储层质量较差，在研究区内分布较少，仅占到10%（图2.17）。图2.17 孔隙结构类型分布图2.2.2 储层物性特征储层孔隙度和渗透率直接决定了储层油气数量，孔隙度反应储层的储集能力，渗透率反映储层的渗流能力。SZ36-1油田东二下I油组储层整体属于高孔高渗储层。孔隙度分布主要在25%35%，峰值为30%35%，平均孔隙度为30%左右。渗透率大部分均大于500mD，峰值为500-5000mD，平均渗透率为1600mD左右。属于典型的高孔高渗储层。图2.18 孔隙度分布图图2.19 渗透率分布图 第3章 储层质量分级 第37页第3章 储层质量分级利用成岩参数（压实率、胶结率、溶解率

42、等）来反映成岩作用的强弱程度和根据不同岩石类型的物理特征参数的差异是储层质量研究的基本途径。本论文通过研究分析各种资料，分析储层质量的影响因素，优选储层质量划分的参数，对研究区储层质量进行分级。3.1 储层质量的主控因素碎屑岩储层的发育程度、时空展布规律及物性条件受沉积作用、成岩作用、构造活动等诸多因素控制的。沉积作用和构造活动在宏观上控制了砂体的类型、形态、规模、原始物性条件及空间分布，成岩作用及构造活动相结合对储层进行微观改造，宏观和微观条件共同影响了储层的形成和物性的变化。3.1.1 沉积作用对储层质量的影响沉积作用对储层的影响具体体现在砂体单层厚度、岩石颗粒成分、粒度、分选和杂基含量等

43、几个方面，沉积物在不同沉积环境中受水动力条件、物源供给等条件控制，形成具有不同成分、结构构造的碎屑岩，发育不同的沉积相和沉积微相，从而导致原始储层物性具有明显的差异。沉积物的这些基本特点也是后期成岩作用过程中各种作用对其进行改造的基础。沉积物的沉积组构主要包括碎屑颗粒的分选、粒度、磨圆、杂基含量等，通过研究沉积组构与孔隙度、渗透率之间的关系，分析沉积组构对储层质量差异的控制作用研究区储层碎屑颗粒分选较好，磨圆主要为次棱角-次圆状，各层差异不大，因此认为储层质量差异的主要是由粒度和泥质含量的不同引起的。通过对研究区取心井250个数据点进行统计，分析粒度和泥质含量对储层质量的影响程度。通过岩心孔隙

44、度与岩心渗透率的关系（图3.1）、粒度中值与渗透率的关系和泥质含量与渗透率的关系进行分析。图3.1 孔渗相关性图(1)粒度对储层质量的影响在排除泥质含量和分选的影响下研究粒度与渗透率的相关性，结果表明，在泥质含量小于5%，分选系数介于1.3到1.4之间时，粒度中值与渗透率的相关性不好，说明渗透率受粒度的影响较小（图3.2）。图3.2 粒度中值与渗透率相关性图（2）泥质对储层质量的影响在排除了粒度和分选性的影响条件，即在细砂岩中，分选系数介于1.3到1.4之间时，研究泥质含量与渗透率的相关性，结果表明泥质含量与渗透率相关性较好（图3.3），同时，泥质含量含量对压实作用也有一定的影响，研究区目的层

45、段主要为细砂岩，随着泥质含量的增加，压实率呈不断增加的趋势，说明泥质含量对储层质量的差异的影响较大（图3.4）。图3.3 粒度中值与渗透率相关性图 图3.4 泥质含量与压实率的关系统计表明，东二下I油组砂岩泥质含量介于1.65%72.78%之间，平均含量为15.88%，泥质以鳞片结构为主，少部分泥质呈斑块或小纹层状分布，通过岩石薄片、X衍射以及扫描电镜分析，粘土矿物成分主要为伊/蒙混层和绿/蒙混层，另外有少量的高岭石、伊利石和绿泥石。伊/蒙混层矿物主要呈片状结构，高岭石呈假六边形结构，绿泥石呈花瓣状结构，伊利石呈片状结构。研究表明伊/蒙混层含量随深度的增加逐渐降低，而高岭石正好相反，随埋深增加

46、逐渐升高，伊利石、绿泥石和绿/蒙混层的变化不大。总体上，储层物性泥质含量呈反比，原因在于粘土杂基含量高，则会占据大量的原生孔隙，阻碍孔隙流体流动。使储层质量变差（图3.5）。图3.5 不同深度粘土含量分布图（3）不同沉积微相对储层质量的影响不同沉积微相储层质量有明显的差异，主要由于沉积过程中水动力的差异、物源供给的差异造成的，另外沉积后期还受到不同程度的改造，因此要研究不同沉积微相对储层质量的而影响。岩石特征的研究是碎屑岩储层研究的基础内容。储层的岩石学特征受控于沉积作用及成岩作用，同时也是储层砂体沉积后期变化的重要基础。储层砂体埋藏前组成的差异对于成岩作用过程、初始孔隙度以及原生孔隙的改造和

47、次生孔隙的发育都具有重要的影响。岩石组分研究区目的层不同沉积微相共计72个岩石样品碎屑成分进行详细统计分析结明，杂基和胶结物含量较少，其相对含量小于1%，故只对陆源碎屑物成分进行统计分析。分析结果表明分流河道微相石英含量最高，为43%，河口坝与坝缘石英含量相当；长石含量三者没有明显的区别；分流河道岩屑含量最低（表3.1）。表3.1 不同沉积微相碎屑成分统计表微相石英相对含量（%）长石相对含量（%）岩屑相对含量（%）MaxMinAverMaxMinAverMaxMinAver分流河道45.21 41.89 43.38 37.50 36.49 36.99 21.62 17.81 19.62 坝主体

48、38.96 33.82 37.03 41.10 26.25 34.78 38.75 23.29 28.19 坝缘43.04 33.78 39.54 38.36 30.56 35.32 29.11 21.92 25.14 总体上，各微相中变质岩岩屑相对含量最多，岩浆岩岩屑，沉积岩岩屑，云母等其他岩屑相对含量较少，但各微相之间也有差异，与分流河道与坝主体相比，坝缘微相中岩浆岩碎屑和云母含量较高，两者均属于塑性岩屑，当塑性物质含量较多时，压实作用对储层的破坏作用越强，因此与分流河道与坝主体相比，坝缘的储层质量较差（表3.2）。表3.2 不同沉积微相岩屑相对含量统计表微相岩浆岩岩屑 （%）变质岩屑 （

49、%）沉积岩岩屑 （%）云母 （%）其他岩屑 （%）分流河道2.088.79.300坝主体2.886.12.80.71.9坝缘3.282.28.53.22.7沉积组构研究区目的层段储层砂岩粒度以细砂为主，其次为中砂，粉砂和粗砂相对较少，分选较好，磨圆程度主要以次棱角状次圆状为主，不同微相之间没有明显的变化，故只对不同沉积微相之间杂基含量进行统计分析。研究区坝主体杂基含量相对较少，分流河道微相亦然；坝缘微相杂基含量较多。图3.6 不同沉积微相泥质含量分布图沉积微相单元物性差异对东二下I油组不同沉积微相砂岩的岩心物性分析资料的统计表明，坝主体孔隙度和渗透率的分布范围最广，渗透率平均值最高，为3394

50、mD（图3.8）,孔隙度平均值为33.5%，分流河道孔隙度平均值最高（图3.7），为35.4%，渗透率平均值为2530mD。坝缘孔隙度平均值也达到30%，但渗透率值相对较低，储层物性相对较差（表3.3）。表3.3 不同沉积微相之间孔渗统计表沉积微相孔隙度（%）渗透率样品数分布范围平均值分布范围平均值分流河道34.3-36.935.4236.3-5857.32531.410坝主体25.8-37.633.57.9-13058.23394.7118坝缘25.3-36.531.62.9-9894.0953.6803.1.2 成岩作用对储层质量的影响控制碎屑岩储层储集性能的三大因素是构造环境、沉积相、成

51、岩相。其中，成岩作用对储层孔隙的形成、演化、保存和破坏起着重要的决定作用。在对储层岩石学特性研究的基础上，对研究区目的层段储层的成岩作用进行定性和定量研究，分析成岩作用对储层质量的影响。图3.7 不同沉积微相孔隙度分布图图3.8 不同沉积微相渗透率分布图（1）压实作用特征及定量强度SZ36-1油田东二下I油组压实现象并不明显，颗粒之间以点接触为主，部分点-线接触，以粒间孔隙为主，有少量的塑性颗粒云母变形（图3.9）。压实作用的强度可通过压实率来定量表征。压实率反映沉积物被压实程度，可通过下述公式进行估算：其中，V0原始孔隙体积，通过粒度和分选应用Sneider图版（图3.10）进行估算；V压实

52、后粒间体积，包括孔隙体积、胶结物体积和泥质杂基微孔体积，通过薄片进行估算。 图 3.9 压实作用时云母变形，颗粒之间点-线接触，菱铁矿定向排列图3.10 原始孔隙体积估算图版（据Sneider，1987）应用上述公式，对取心井72个样品压实率进行计算，依据成岩作用强度划分标准进行了压实作用强度分级，研究区压实率均小于50%，为弱压实。表3.4 成岩作用强度划分标准（据吴胜和，略有改动）压实作用胶结作用溶解作用压实作用强度颗粒接触关系视压实率（%）胶结作用强度视胶结率（%）溶解作用强度视溶解率（%）极强压实凹凸-线接触> 90强胶结>75强溶解>75强压实线接触7590中压实点

53、-线接触5075中胶结5075中溶解5075弱压实点接触<50弱胶结<50弱溶解<50（2）胶结作用特征及定量强度研究区目的层段胶结作用主要以碳酸盐的胶结作用为主，包括早期的菱铁矿胶结和晚期的铁方解石胶结、铁白云石胶结，菱铁矿的胶结大部分为黑云母碳酸盐化的产物，一般为隐晶结构，铁方解石和铁白云石含量均小于1%，铁白云石呈球形粒状环颗粒边缘零星胶结，铁方解石一般呈斑块状胶结并交代颗粒，研究表明，早、中期的碳酸盐岩，晚期的铁白云石和铁方解石胶结作用在堵塞粒间孔的同时（图3.11），也强烈抑制了机械压实作用的进行，为晚期溶解作用形成次生孔隙提供了物质基础。 图3.11 胶结作用-铁

54、方解石胶结，铁白云石胶结胶结作用强度可通过胶结率来定量表征，胶结率是定量描述胶结作用对储层孔隙网络的影响程度，主要是通过下述公式进行估算：计算结果表明，研究区大部分为弱胶结，较少中胶结（图3.12）。图3.12 胶结率分布图（3）溶解作用特征及定量强度通过镜下薄片的观察可知，研究区目的层段主要为长石的溶解，发育少量溶蚀孔隙（图3.13）。 图3.13 长石溶孔溶解作用的强度可通过溶解率来定量表征，溶解率是定量描述溶解作用对储层孔隙网络的影响程度，主要通过以下公式进行估算：研究区视溶解率主要分布在0%7.4%之间，依照溶解作用强度分级标准，研究区主要为弱溶解。通过对沉积作用以及成岩作用定性和定量的研究表明，研究区成岩作用主要以弱压实、弱胶结、弱溶解为主，且研究区目的层段埋深较浅，以早成岩B期为主，极少部分中成岩A1期，故成岩作用对储层影响程度较小，沉积作用对储层质量的影响较大，尤其以泥质对储层的影响为主。3.2 参数优选储层质量反映了影响流体流动的岩性和岩石物理性质的特征，储层质量研究和划分方法很多，大多是利用统计学方法，如聚类分析、判别分析、因子分析、对应分析及各种方法的综合。本论文主要结合地质参数与动态数据的相关性分析，结合静态数据和“截断法”对储层质量进行分