南翼山淺層油藏Ⅰ＋Ⅱ油組儲層特征

張慶豐 （中石油青海油田分公司勘探開發研究院，甘肅 敦煌816400）

柴達木盆地西部地區古近系和新近系是青海油田的重點勘探開發層系，具有很大的油氣勘探潛力。南翼山構造位于青海省柴達木盆地西部北區，屬于西部坳陷區茫崖凹陷南翼山背斜帶上的一個三級構造[1～3]。 南 翼 山淺層構造1955年發現，在新近系上新統上油砂山組獲工業油流，證實為含油構造。南翼山淺層油藏屬于中豐度、低產、中－低孔隙度、低～特低滲的小型輕質常規油藏，縱向上油層主要分布在5個集中段 （Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ、Ⅳ、Ⅴ油層組）。主要鉆遇新生界地層，主要為一套淺湖－半深湖相碎屑巖類與碳酸鹽巖類混積沉積。主要儲油層系為新近系上新統下油砂山組上部及下部，為背斜構造控制的巖性層狀油藏。南翼山地區淺層油藏的研究一直是國內學者關注的熱點[4～9]，南翼山儲層特征研究對于該油藏的合理有效開發具有重要意義。

圖1 南翼山油田地理位置圖

1 儲層巖性、物性及滲流特征

1.1 儲層巖性特征

南翼山淺層油藏巖性復雜，是以碳酸鹽巖為主的淺湖相混合沉積，其儲層普遍含碳酸鈣組分和泥質。巖心分析和薄片等資料證實 （圖2），南翼山淺層N22油藏Ⅰ＋Ⅱ油組巖性主要為灰質泥巖、灰巖，夾少量泥灰質薄砂條及藻灰巖；儲層巖性以泥質灰巖、藻灰巖、泥灰巖為主，泥灰質粉砂巖次之，且發育少量泥晶白云巖和灰巖。

圖2 南翼山淺層油藏巖性特征

1.2 儲層物性特征

南翼山油田Ⅰ＋Ⅱ油組埋藏淺，膠結及壓實作用較弱，主要發育原生粒間孔，其次發育次生溶孔、次生溶蝕擴大孔和裂縫 （異常高壓形成）。分析209塊巖心的孔隙度和滲透率測試數據和統計資料，該油組孔隙度分布范圍為15%～36.2%，平均孔隙度為25%，峰值集中分布在24%～28%之間；巖心滲透率變化范圍為0.4～104mD，平均值為9.82mD，峰值集中分布在1～50mD之間。儲層屬于中高孔－低滲儲層 （圖3）。

圖3 Ⅰ＋Ⅱ油組儲層孔隙度和滲透率分布

1.3 儲層滲流特征

南翼山淺層油藏Ⅰ＋Ⅱ油組儲層排驅壓力、飽和中值壓力、飽和中值喉道半徑、最小非飽和孔隙體積百分數、退出效率和面孔率較低，孔喉半徑和孔喉配位數更低，孔喉半徑分布不均，該油組儲滲性能較差。對Ⅰ＋Ⅱ油組的2塊巖心樣品進行水驅油試驗，巖心平均孔隙度為18.1%，平均滲透率為2.14mD。試驗結果表明：樣品束縛水飽和度為36.3%，殘余油飽和度為26%。油水相對滲透率交點在57～60% （含水飽和度）之間，說明油層為水潤濕性。2塊樣品束縛水飽和度在26.85%～36.25%之間，平均為31.55%；殘余油飽和度為25.32%～25.97%，平均為25.6%；無水驅油效率平均值為33.8%，最終驅油效率平均值為62.3%。

根據油藏平均相對滲透率曲線及分流量公式，作出該油組無量綱采油指數和采液指數隨含水率變化曲線。低含水開發期無量綱采油指數隨含水上升而下降；當含水上升到44%時，無量綱采液指數開始上升；當含水率大于94%時，采液指數超過1.0，此時油藏提液潛力較大；而含水介于80%～94%時，可適當加大提液力度，盡可能延長油藏的穩產期 （圖4）。

圖4 南翼山淺油藏Ⅰ＋Ⅱ油組無因次采油、采液曲線圖

2 儲層孔隙結構特征

南翼山油田Ⅰ＋Ⅱ油層組埋藏淺、膠結及壓實作用較弱。主要發育粒間孔，其次是裂縫，然后是粒內孔 （圖5）。喉道類型以縮頸型喉道、點狀喉道、片狀喉道為主。通過鑄體薄片圖像分析 （表1），面孔率平均5%～10.3%，孔喉比平均1.2～1.7、孔喉配位數平均1.1～1.8、孔隙半徑21.2～24μm、分選系數平均9.5～21。

圖5 南翼山淺油藏Ⅰ＋Ⅱ油組儲層孔隙結構特征

表1 南翼山淺油藏Ⅰ＋Ⅱ油組鑄體澕片圖像分析參數統計表

通過壓汞資料的分析可知，Ⅰ＋Ⅱ油層組平均孔喉半徑0.08～0.2μm，平均排驅壓力3.8～7.6MPa，平均最大進汞飽和度85.2～94.3%，平均最大連通孔喉半徑0.1～0.3μm，平均退汞效率45.3%～59.2% （表2）。反映砂巖與碳酸鹽巖整體為中等儲集巖層。

表2 南翼山淺油藏壓汞分析參數統計表

3 儲層非均質特征

3.1 層間非均質性

通過計算Ⅰ＋Ⅱ油層組主要含油小層的平均滲透率，Ⅰ油層組滲透率的分布范圍為0.16～3.3mD，平均滲透率為1.49mD；Ⅱ油層組滲透率的變化范圍為0.01～76.9mD，平均值為6.49mD；Ⅰ＋Ⅱ油組滲透率分布范圍為0.01～76.9mD，平均值為3.39mD，屬于低滲油藏。

從Ⅰ＋Ⅱ油組滲透率參數評價結果來看：Ⅰ油組滲透率變異系數為0.5，突進系數為1.8，均質系數為0.55，小層間滲透率級差為13.5，層間非均質性較好，為中等非均質儲層；Ⅱ油組各小層滲透率變異系數為2、突進系數為5.9、均質系數為0.17、小層間滲透率級差為126.7，層間非均質性較強，為強非均質儲層。

3.2 層內非均質

Ⅰ＋Ⅱ油組不同巖性儲層層內滲透率變異系數在0.3～1.7之間，滲透率級差在2～1577之間，非均質性由中到強。顆粒碳酸鹽變異系數為1.7、級差為1577，非均質性強；白云巖和灰巖變異系數分別為0.6、0.95，級差分別為58、74，非均質性較強；砂巖變異系數為0.25、級差為2.8，非均質性較弱。層內非均質性與巖性關系密切，與沉積微相有關[10]。顆粒灘非均質性最強，云坪、灰坪、砂坪（半深湖）依次減弱。沉積環境對儲層層內非均質性的影響較大，水體深度淺，非均質性強；水體變深，非均質性減弱。

3.3 平面非均質性

通過計算，各小層連通系數在0.04～0.47之間，平均值為0.26（表3）。儲層平面非均質性的研究表明：儲層呈北西向分布，不同微相形態變化較大；儲層鉆遇率高，連續性好；分布系數小，油層分布不僅受構造影響，同樣受微相和物性影響；各油層組之間的連通性存在差異，Ⅱ油組好于Ⅰ油組；滲透率平面分布差異較大，非均質性強。平面非均質性主要受控于沉積相的展布。

表3 鉆遇油層的小層儲層平面非均質性參數統計表

4 結論

1）南翼山油田Ⅰ＋Ⅱ油組巖性以灰質泥巖為主，夾少量泥灰質薄砂條及藻灰巖。

2）Ⅰ＋Ⅱ油層組埋藏淺、膠結及壓實作用較弱。主要發育粒間孔，其次是裂縫，然后是粒內孔。喉道類型以縮頸型喉道、點狀喉道、片狀喉道為主。

3）非均質分析表明層間非均質性較強，平面非均質性受控于沉積相展布，不同微相，形態變化較大。各油層組之間的連通性存在差異，Ⅱ油層組好于Ⅰ油層組。

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