储层特征分析毕业论文

林 亮 姚 勇 黄晓明

( 中联煤层气有限责任公司 北京 100011)

摘 要: 通过实施国家科技重大专项 《大型油气田及煤层气开发》项目 “鄂尔多斯盆地石炭二叠系煤层气勘探开发示范工程”柳林示范项目，收集大量煤田资料并施工煤层气试验生产井，研究了柳林地区煤层气储层孔渗发育特征。研究结果表明: 该区煤岩孔隙度主要受煤化程度、显微组分、矿物含量和煤体结构的影响; 煤层渗透率变化较大，渗透率相对较低，具有较强的非均质性; 总体上由北东向南西方向渗透率有减小趋势，太原组较山西组煤层渗透率偏低。

关键词: 柳林区块 煤层气 孔隙变 渗透率

基金项目: 国家科技重大专项示范工程 62 ( 20092 ×05062)

作者简介: 林亮，1983 年生，男，工程师，硕士，2009 年毕业于中国矿业大学 ( 北京) ，现工作于中联煤层气有限责任公司国际合作与勘探部，从事含油气盆地分析及煤层气勘探开发利用研究工作。010 －64298881，atlan-tics@ foxmail. com

The Porosity and perm eability Characteristics of the Liulin Coalbed Methane Block，Shanxi Province

LIN Liang YAO Yong HUANG Xiaoming

( China United Coalbed Methane Co. ，Ltd，Beijing 100011，China)

Abstract: The Liulin demonstration projects of“ordos Basin Carboniferous and Permian’ s coalbed methane Exploration and Development Demonstration Project”is one of the Major National Science and Technology special projects on “Large Oil and Gas Fields and Coalbed Methane Development Program. ” In order to study the porosi- ty and permeability Characteristics of coalbed reservoir characteristics of this area，we collected a large number of coal fields data and many Parameters and production wells have been implemented. The results show that the coal porosity is mainly affected by the degree of coalification，maceral，mineral content and coal shape. The coal per- meability was relatively low and varied significantly，and it shows a decreasing trend from northeast to southwest area. The coal permeability of Taiyuan formation is lower than that of Shanxi formation.

Keywords: Liulin block; coalbed methane; porosity; permeability

柳林位于山西省西部，河东煤田中部，南邻石楼北区块，东邻杨家坪区块。行政区划隶属于山西省吕梁市柳林县的穆村镇、薛村镇、庄上镇、高家沟乡、贾家垣乡。地理坐标:东经110°44'00"～110°53'00"，北纬37°21'00"～37°31'00"，区块东西宽约，南北长约，面积。

1 区域地质背景

河东煤田主要处在黄河东岸———吕梁山西坡的南北向构造带上，属于李四光指出的“黄河两岸南北向构造带”的东岸部分。煤田总体上是一个基本向西倾斜的单斜构造，属于吕梁复背斜西翼的一部分，在单斜上又发育了次一级的褶曲和经向或新华夏系的断裂构造［1］。

柳林地区位于河东煤田中段离柳矿区西部，南邻石楼北区块，北邻三交区块，构造上位于鄂尔多斯盆地东缘石鼻状构造南翼。在研究区北部，地层向西倾斜，向南逐渐转为向西南倾斜，总体为一向西或西南倾斜的单斜构造。地层产状平缓，倾角约3°～8°。在鼻状构造的背景上，发育有起伏微弱的次级小褶曲，起伏高度一般小于50m。区内断层不发育，仅在区块北部发育有由聚财塔南北正断层组成的地堑及其派生的小型断层。地表未见陷落柱，也未见岩浆活动［2］。

本区块内及周边赋存的地层有奥陶系中统峰峰组(O2f);石炭系中统本溪组(C2b)、上统太原组(C3t);二叠系下统山西组(P1s)、下石盒子组(P1x);二叠系上统上石盒子组(P2s)、石千峰组(P2sh);三叠系下统刘家沟组(T1l)、和尚沟组(T1h);新生界上第三系上新统(N2);第四系中更新统(Q2)、上更新统(Q3)、全新统(Q4)。本区内发育煤层14层，其中山西组5层，自上而下编号为1、2、3、4(3+4)、5号煤层;太原组9层，自上而下编号为6上、6、7、7下、8+9、9下、10、10下、11号［2］。其中山西组的2、3、4(3+4)、5号煤层，太原组的8+9、10号煤为主要可采煤层［3］。

2煤储层孔隙特征

煤岩孔隙是指未被固体物质充填满的空间，为煤结构的重要组成部分，与煤储层的储集性能、渗透性等密切相关。一般来说，随着煤阶的升高，煤中的总孔容呈指数下降，总的规律为微孔和小孔增加、大孔和小孔减少［4］。

空隙的划分方案较多，一般采用.霍多特方案，即大孔大于1000nm，中孔为1000～100nm，小孔为100～10nm，微孔小于10nm的标准。

从鄂尔多斯盆地东缘煤储层孔隙体积百分含量上来看，孔隙体积百分含量在～之间，均值为，微孔变化在～，平均为;大孔次之，介于～，均值为;中孔最弱，变化于～，平均。不同地区不同层位，煤储层孔隙分布变化较大［5］。

杨家坪井组数据(表1)表明柳林地区煤层孔隙以小孔为主体，一般占煤层孔隙的40%～55%，此外，微孔和大孔发育较多，中孔发育最少。平均总孔隙含量在～之间，孔隙发育情况一般。在4MPa有效上覆压力条件下，柳林地区8号煤层总孔隙度平均为，5号煤层总孔隙度平均，4号煤层总孔隙度平均为，以8号煤层孔隙度最优。

表1 柳林地区不同煤层孔隙发育情况(注:杨家坪井组数据)

总体上看，柳林地区总孔容一般变化于(148～547)×10－4cm3/g之间，平均323×10－4cm3/g左右。如图1，孔容分布上主要以小孔、微孔为主，尤以小孔含量为优，中孔发育最少。

图1 柳林地区各类孔隙孔容比对比图

柳林地区煤层压汞总孔比表面积在～之间，且小孔和微孔总孔比表面积比占绝对优势，大孔和中孔所占比率甚微，过渡孔所占比例又略高于微孔所占比例。

3 煤储层渗透率特征

研究区内3+4号煤层渗透率为～，平均;FL－EP1井渗透率相对较高;5号煤层渗透率变化范围为～，平均;8+9号煤层渗透率变化范围～，平均;整体上8+9煤层渗透率要明显高于3+4号与5号，各个层位渗透率都呈现出北高南低的特点［6］(图2)。

煤岩渗透率平面变化较大，西部由于煤层埋深较大，渗透率相对较低，测试反映了煤层具有较强的非均质性;总体上由北东向南西方向渗透率有减小趋势，太原组较山西组煤层渗透率高。

煤储层的渗透性是控制煤层甲烷气生产能力的主导因素。渗透率一般指试井渗透率，通过试井资料获得，由于研究区内煤层气探井有限，所以煤层气试井渗透率资料非常有限。据已有资料，柳林地区的渗透率在～10mD之间，南部渗透性要好于北部。煤层气储层的渗透率受煤体结构、裂隙系统的发育程度、地应力等影响;此外，煤层气开采过程中外界条件的改变特别是储层压力变化引起的有效应力效应与基质收缩效应，也对煤岩渗透率产生强烈影响:

图2 柳林地区4、5、8+9煤层渗透率

1.柳林示范区及周边地区以中煤级为主，裂隙非常发育是渗透率的主控因素。裂隙多近东西向展布，端裂隙与之斜交。两组裂隙在平面上以规则的菱形网格状为主，次为不规则网状，孤立状很少见到。

大孔尤其是裂隙的发育情况决定了储层在原始地层条件下的渗透能力。裂隙的发育程度主要是指裂隙的密度(或间距)、长度、宽度、裂口宽度等，它们的值越大，煤层的渗透性越好。裂隙系统的发育程度与煤岩成分、煤变质程度、构造应力等因素密不可分。光亮型煤、中等变质程度的烟煤(如肥煤、焦煤、瘦煤)、低灰分煤等条件最有利于裂隙的大量形成。柳林地区煤以半亮煤为主体，煤级以焦煤为主，有利于形成裂隙。统计面裂隙密度表明，裂隙密度较大，且裂隙大部分未被充填，大幅度扩大了煤体的渗透率［6］。

2.煤层是对地应力十分敏感的天然气储层。通常，地应力场被分解为垂直应力和水平应力。垂直应力是由上覆岩层的重量引起的。煤层裂隙系统的渗透率是有效应力的函数，有效应力是垂直力与地层压力的函数差。垂直应力和地层压力均随埋藏深度的增加而成线数增加关系，由于岩层的密度远大于孔隙中流体的密度，可知，有效应力随深度的增加而增大，裂隙系统的渗透率随着深度的增加而变小。柳林地区煤层由东往西，往南埋深加大，例如4号煤层埋深由东部的200m加大到西南的1250m，渗透率在地应力的作用下呈现变小的趋势。

3.示范区内构造应力场及其伴生的节理发育特征是控制煤储层渗透率的主要因素之一，南部节理变化较小，而中部较大，这预示在中部地区不同走向节理交切部位可能呈网状分布，形成高渗透性地层分布区。同时，统计数据表明，示范区内中部较东西两侧渗透性好。受燕山运动影响，柳林地区地层裂隙呈北东向展布;FL－EP1井山西组3+4号煤层压裂结果显示，造缝裂隙方向仍为北东南西向，与煤层主裂隙方向一致。

4结论

柳林矿区内所含的煤系地层由老到新分别为上石炭统本溪组(C2b)、上石炭统太原组(C3t)以及下二叠统山西组(P1s)。其中矿区内有煤层气勘探潜力的煤层为上石炭统太原组底部8+9+10号煤，下二叠统山西组3+4+5号煤。

两套煤层宏观煤岩类型以半亮煤和半暗煤为主，光亮煤和暗淡煤为辅，镜质组含量高，主要为焦煤。煤层孔隙以小孔为主体，一般占煤层孔隙的40%～55%，此外，微孔和大孔发育较多，中孔发育最少。总孔容一般变化于(148～547)×10－4cm3/g之间，平均323×10－4cm3/g左右。汞总孔比表面积在～之间，且小孔和微孔总孔比表面积比占绝对优势。

煤岩渗透率平面变化较大，西部由于煤层埋深较大，渗透率相对较低，测试反映了煤层具有较强的非均质性;总体上由北东向南西方向渗透率有减小趋势，太原组较山西组煤层渗透率高。

从煤层厚度、煤岩煤质、孔渗条件等方面考虑，柳林地区具备煤层气富集成藏的条件，有大规模开发的潜力。

参考文献

〔1〕刘新社，席胜利，周焕顺.2007.鄂尔多斯盆地东部上古生界煤层气储层特征［J］.煤田地质与勘探，35(1)

〔2〕张新民，庄军，张遂安.2002.中国煤层气地质与资源评价［M］.北京:科学出版社

〔3〕黄晓明，林亮，王赞维等.2010.山西柳林地区煤系地层对比特征［J］.煤层气勘探开发理论与技术———2010年全国煤层气学术研讨会论文集

〔4〕张松航，汤达祯，唐书恒.2009.鄂尔多斯盆地东缘煤层气储集与产出条件［J］.煤炭学报，10

〔5〕杨光，刘俊来.2008.鄂尔多斯盆地煤岩变形与煤储层特性关系的实验研究［J］.地质学报，10

〔6〕要惠芳，阴翠珍.2006.山西河东煤田柳林杨家坪煤层气储层地质特征［J］.中国石油勘探，11(3):68～72

陈世悦1 肖敦清2 李 聪1 蒲秀刚2 黄 鹏1

（1.中国石油大学（华东），山东青岛 255666； 2.大港油田分公司勘探开发研究院，天津 300280）

摘 要：歧口凹陷沙一下亚段发育了微晶白云岩、泥晶白云岩、泥质白云岩、砂质白云岩、灰质 白云岩或白云质灰岩等5种白云岩类型，白云岩储层主要为微晶白云岩和泥晶白云岩。储集空间以 构造缝和溶蚀孔隙为主，白云岩储层主要分布于沙一下亚段的滨1和板4油组，以埋藏白云岩分布为 主的六间房—联盟—周清庄和赵家堡地区最为有利，准同生白云岩分布的齐家务地区也是较有利的勘 探区带。

引言

湖相白云岩在我国济阳坳陷古近系沙河街组、泌阳凹陷古近系核桃园组以及准格尔盆地二叠系、柴 达木盆地古近系等地层中均有产出。前人对其研究主要集中在形成条件及物质来源等方面。田景春等（1998）通过对东营凹陷古近系沙河街组白云岩的研究后认为白云岩的产出层位与海侵期次具有明显的 对应关系［1］；孙钰等（2007）认为海侵作用、古气候条件和火山活动均为惠民凹陷沙一下亚段白云岩 的形成创造了条件［2］；黄杏珍等（2001）认为泌阳凹陷古近系核桃园组的白云岩以蒸发成因为主［3］； 蔡毅等（2005）对柴达木盆地尕斯库勒古近系白云岩研究后认为其也主要是蒸发成因［4］；戴朝成等通 过对辽东湾盆地古近系沙河街组产于深凹陷内的一套深湖相白云岩的研究后发现，其产出位置明显受区 域内辽中凹陷西界的北北东向基底断裂控制［5］。但对湖相白云岩储层的研究相对较为薄弱。

1 白云岩分布特征

歧口凹陷位于黄骅坳陷中部，西侧为沧县隆起，东南为埕宁隆起，总体呈北北东一北东走向。沙一 下亚段自下而上可分为滨1、板4、板3和板2四个油层组（图1）。前人认为该区沙一下亚段的碳酸盐 岩主要为石灰岩，且泥晶灰岩是较差的储层［6，7］。随着勘探的深入，逐渐认识到白云岩在沙一下亚段普 遍发育，主要分布在齐家务、六间房、王徐庄及赵家堡一带（图2）。

2 白云岩储层岩石类型

根据研究区实际情况，对白云岩的分类主要考虑其成分和结晶程度两方面特征。按成分分为白云岩 与碎屑岩的混杂类型（泥质白云岩和砂质白云岩）和白云岩与石灰岩的过渡类型（灰质白云岩或白云 质灰岩）；按结晶程度分为微晶白云岩和泥晶白云岩两类。泥晶白云岩是指白云岩的晶体粒度范围介于 隐晶质到微晶之间（图3A），主要发育于滨1和板4油组的歧口和埕海地区。微晶白云岩晶粒大小约 2～5μm，形状呈他形-半自形，且以他形为主（图3B），主要发育于板4油组的齐家务、六间房-周 清庄-王徐庄一带，滨1油组的齐家务和六间房地区也有小范围分布。泥质云岩主要为薄层条带状暗色 泥岩与浅灰白色白云岩呈微波状互层（图3C）。主要发育于板4油组的孔店凸起东西两侧和板3油组的 王徐庄地区。砂质白云岩中的砂质成分以粉砂级石英、长石颗粒为主（图3D）。X射线衍射分析也显示 该区白云岩石英含量较高，长石以钾长石为主，主要分布在赵家堡地区的滨1和板3油组下部。灰质云 岩为白云岩与灰岩的过渡岩类，白云岩晶粒较灰岩明显粗大（图3E），具明显的重结晶现象，而与之共 生的泥晶灰岩部分未见有明显的重结晶现象。

图1 歧口凹陷沙一下亚段地层综合柱状图

图2 歧口凹陷沙一下亚段白云岩分布图

3 储集空间类型

歧口凹陷沙一下亚段白云岩储层储集空间类型多样，包括粒内溶孔、铸模孔、特大溶孔、晶间溶孔 和构造缝等。

粒内溶孔和铸模孔

粒内溶孔主要见于含生屑白云岩、鲕粒白云岩或生屑灰岩中。发育粒内溶孔的生屑或鲕粒以灰岩为 主，少量为白云岩。部分颗粒内溶蚀强烈仅保留原始颗粒外形时就变成了铸模孔（图4A，B），铸模孔 大小从几十微米到几毫米不等。

图3 歧口凹陷沙一下亚段白云岩类型

特大溶孔

特大溶孔主要发育于微晶白云岩和生屑白云岩中，溶孔体积两倍或多倍于周围最大碎屑颗粒或晶 粒。当特大溶孔发育于颗粒碳酸盐岩中，其实是粒间溶孔的扩展，即溶蚀作用不仅溶蚀掉了胶结物，同 时也使颗粒被溶蚀掉（图4C、D）。

晶间溶孔

晶间溶孔主要发育于结晶的白云岩中。由于研究区白云岩以泥晶-微晶白云岩为主，因而此类孔隙 非常小，在显微镜下难以观察，但通过扫描电镜可以发现晶间孔隙较为发育，尤其在自形程度较高的细 晶白云岩中更为发育（图4E、F），个别微晶孔隙较大，微孔可达5～10μm，当溶蚀作用强烈时可转为 特大溶孔。

构造缝

构造缝是指在构造应力作用下，构造应力超过了岩石的弹性限度而使岩石发生破裂所形成的裂缝。研究区内构造裂缝其边缘多平直，延伸较远，成组出现，具有明显的方向性，可分为宏观缝和微观缝（图5），宏观缝在岩心上就明显可见，一般在1mm左右，微观缝多在显微镜线可以观察到，通常小 于1mm。

图4 歧口凹陷沙一下亚段白云岩储集空间类型

图5 歧口凹陷沙一下亚段白云岩裂缝发育特征

从白云岩的阴极发光特征可以看出，研究区裂缝充填分为三期，早期以含铁白云石充填为主，含铁 白云石基本不发光或发暗棕色光，晚期充填含铁方解石，局部见泥质充填，之后为泥质和铁方解石先后 充填。铁方解石发棕色光，脉内泥质发靛蓝色光，孔隙不发光（图6）。

裂缝是研究区最主要的储集空间类型。尽管在岩心观察中发现白云岩裂缝后期充填度很高，但在铸 体薄片观察中发现，很多被充填的裂缝在后期成岩变化中，充填物被局部溶蚀，形成有效的储集空间。局部地区溶蚀裂缝宽达，呈串珠状溶蚀孔（图7）。

图6 歧口凹陷沙一下亚段白云岩裂缝充填阴极发光特征（10×10）

图7 歧口凹陷沙一下亚段白云岩裂缝充填物后期溶蚀特征

4 储层物性特征

物性特征

通过对研究区沙一下亚段白云岩类储层孔隙度、渗透率分布直方图的统计分析看出，白云岩类储层 孔隙度分布较为分散，主要分布于2％～9％之间，孔隙度小于5％的样品能占到总的样品数的60％，5％～8％的样品占总样品数的10％，大于8％的样品占总样品数的30％（图8）；而渗透率的分布则较 为集中，20×10-3μm2 ～50×10-3μm2之间的样品占样品总数的70％。大于90×10-3μm2的样品占样 品总数约20％。总体表现为低孔低渗储层。

孔隙结构特征

压汞测试分析结果表明，压力低于时，基本无进汞量。当压力达到时，进汞量 开始大量增加，当压力超过时，进汞量则显著降低。孔喉半径主要分布在～ μm之间，主要的进汞喉道半径分布在～μm间，表明研究区孔隙结构以微细喉道 为主（图9）。

图8 沙一下亚段白云岩储层孔隙度（左）、渗透率（右）分布直方图

图9 微晶白云岩毛管压力曲线及孔分布特征图

图10 白云岩孔隙度-深度关系图

白云岩类孔隙度与深度关系

一般来说，随着埋藏深度的增加，在上覆 岩层压实作用下储层孔隙度、渗透率逐渐降 低。而研究区沙一下亚段白云岩类储层孔隙度 并没有随深度增加而呈现明显下降的趋势，反 而在2500～2700m之间有异常高值（图10）。根据研究区白云岩成因分析，齐家务和黄骅浅 湖地区局限洼地处白云岩主要以准同生期蒸发 浓缩成因形成，而六间房—周清庄—赵家堡地 区半深湖地区白云岩则主要由埋藏白云岩化成 因为主。埋藏白云岩结晶程度较准同生白云岩 结晶程度高，通过对裂缝发育的控制因素分析 发现，裂缝在结晶程度高的微晶白云岩和泥晶 白云岩中更为发育。故在研究区虽然埋藏白云 岩发育深度较准同生白云岩大，但其孔隙度并 没有随深度增大而降低。

白云岩类储层平面展布特征

通过对研究区沙一下亚段滨1、板4、板2＋3等油组平面孔隙度、渗透率的展布特征分析，发现板 4油组白云岩类储层发育最好。这是由于板4油组大量发育微晶云岩和泥晶云岩，结晶程度相对较高，成分相对较纯，两者均有利于裂缝和溶蚀孔隙的发育。

板4油组白云岩类储层孔隙度0～18％之间，孔隙度高值区分布在周清庄-王徐庄地区、羊三木一 带、赵家堡地区和港深10井区附近（图11）。其中周清庄-王徐庄地区微晶白云岩发育面积最大，储 层累计厚度一般为2～6m，最厚可达10m；孔隙度一般为0～10％，高值区一般大于10％，最大处可达 ％。羊三木一带储层累计厚度一般为2～5m，最厚处可达，孔隙度一般在0～12％，高值区一 般大于10％，最大处可以达到％。赵家堡地区储层累计厚度一般为4～8m，最厚处可以达到 ，孔隙度一般在0～10％之间，高值区一般大于10％，最大处可见％。港深10井区附近储 层累计厚度一般在1～4m最厚可以达6m，孔隙度一般在0～8％之间，高值区一般大于10％，最大值为 ％。

图11 板4油组白云岩类孔隙度平面分布图

板4油组白云岩类储层渗透率高值区主要为周清庄-羊三木-王徐庄一带及赵家堡地区（图12），其中周清庄与羊三木地区的渗透率值一般为（0～30）×10-3μm2之间，高值区一般大于30×10-3μm2，而赵家堡及王徐庄地区渗透率一般为（0～20）×10-3μm2之间，高值区一般在30×10-3μm2以上，其中 赵家堡和王徐庄地区局部渗透率值大于100×10-3μm2。

图12 板4油组白云岩类渗透率平面分布图

图13 沙一下亚段白云岩物性特征与含油气关系图

5 有利储集区带预测

储层分类评价

根据研究区白云岩类岩石类型与孔隙度、渗透率 关系、沉积-成岩作用及裂缝分布特征，以及沙一下 亚段白云岩类储层物性与含油气性的关系分析（图13），当孔隙度小于5％时，主要表现为致密层，无油水显示；油层、水层及油水同层样品点的孔隙度 主要分布在孔隙度大于5％的区间。由于储层渗透率 变化比较敏感，即使孔隙度大％，渗透率就有可 能变化几、几十甚至几百毫达西，因此，确定储层物 性下限时主要依据孔隙度的变化特征与含油级别的关 系（表1）。据此将白云岩类储层分为三类。

Ⅰ类储层：为沙一下亚段白云岩类最好储层，储 集空间以构造裂缝为主，其次为晶间溶孔及胶结物内 溶孔。代表岩类以微晶白云岩为主，其次为泥晶白云岩；该类储层主要分布于西部的齐家务地区，六间 房—周清庄地区及赵家堡地区，多与断裂和局限洼地有关，具有较高的工业产能。

表1 歧口凹陷沙—下亚段白云岩类储层分类评价表

Ⅱ类中等储层：储集空间主要为不均匀分布的各类溶蚀孔、白云岩晶间孔、少量微裂缝等，代表岩 性主要为泥晶白云岩与灰质白云岩，分布范围与Ⅰ类储层类似，主要是介于局限洼地与浅滩之间的云 坪、灰云坪环境，如近两年在齐家务及六间房地区的旺32、房30等井均有较好油气显示。

Ⅲ类非储层：主要为泥质白云岩、砂质白云岩和部分灰质白云岩，多见于远离断层和凸起的湖湾和 云灰坪等环境。

有利储集区带预测

研究区沙一下亚段白云岩储层有利储集相带在纵向和横向上的分布差异较大。Ⅰ类储层主要分布在 滨Ⅰ油组和板4油组，其中板4油组较为发育，板2＋3油组白云岩储层有利区带分布范围较小，且较 为孤立，且储集性能以中等—差的Ⅱ类储层为主。下面以板4油组为例加以说明。

板4油组白云岩储层分布较广，Ⅰ类储层面主要王徐庄-羊三木至赵家堡一带（图14），其中王徐 庄-羊三木一带，主要储集岩为微晶云岩和泥晶云岩，试油显示多为油层和油水层，赵家堡一带主要储 集岩为微晶云岩，试油显示多为油层。

6 结论

（1）歧口凹陷沙一下亚段发育了微晶白云岩、泥晶白云岩、泥质白云岩、砂质白云岩、灰质白云 岩或白云质灰岩等5类白云岩，微晶白云岩是主要的储层岩石类型，晶粒约2 ～5μm，呈他形-半自形，且以他形为主，主要发育于板4油组的齐家务、六间房-周清庄-王徐庄一带，滨1油组的齐家务和六 间房地区也有小范围分布。

（2）歧口凹陷沙一下亚段白云岩储层储集空间类型多样，包括粒内溶孔、铸模孔、特大溶孔、晶 间溶孔和构造缝等，裂缝是研究区最主要的储集空间类型。

（3）歧口凹陷沙一下亚段白云岩类储层孔隙度主要分布于2％～9％之间，而渗透率的分布则较为 集中，20×10-3μm2 ～50×10-3μm2之间的样品占样品总数的70％，总体表现为低孔低渗储层。由于 六间房—周清庄—赵家堡地区以埋藏白云岩化成因为主，在2500～2700m之间孔隙度表现为异常高值 发育带。

（4）歧口凹陷沙一下亚段白云岩储层有利储集相带在纵向和横向上的分布差异较大。Ⅰ类储层主 要分布在滨Ⅰ油组和板4油组，且在板4油组中，Ⅰ类储层面主要王徐庄-羊三木至赵家堡一带。

图14 歧口凹陷沙一下亚段板4油组有利区带预测

参考文献

［1］田景春，尹观，覃建雄，等.中国东部早第三纪海侵与湖湘白云岩成因之关系［J］.中国海上油气地质，1998，12（4）：250～256

［2］孙钰，钟建华，袁向春.惠民凹陷沙河街组一段白云岩特征及其成因分析［J］.沉积与特提斯地质.2007，27（3）： 78～83

［3］黄杏珍，邵宏舜，闫存凤，等.泌阳凹陷下第三系湖相白云岩形成条件［J］.沉积学报，2001，19（2）：207～212

［4］蔡毅，熊琦华.尕斯库勒油田E32油藏白云岩成因及储集性［J］.石油勘探与开发，2005，32（5）：30～33

［5］戴朝成，郑荣才，文华国，等.辽东湾盆地沙河街组湖相白云岩成因研究［J］.成都理工大学学报（自然科学版），2008，35（2）：187～192

［6］肖春平.歧口斜坡区沙一段下部碳酸盐岩储层地质特征综合研究［D］.西南石油大学，2007

［7］金振奎，邹元荣，张响响，等.黄骅坳陷古近系沙河街组湖泊碳酸盐沉积相［J］.古地理学报，2002，4（3）：11～18

1.储层基本特征

（1）孔隙特征

根据铸体薄片、电镜等资料分析结果，本区孔隙类型主要有粒间孔隙、粒内孔隙、裂缝孔隙和晶间孔隙四种类型，粒间孔隙是主要孔隙类型。粒间孔大小一般在40～120μm，个别达400～500μm。

（2）喉道发育特征

本区块储层的喉道较细，喉道半径约为μm，主要流动喉道半径μm，平均为μm。但是储层的喉道大小发育比较均匀，孔喉均质系数。储层的连通情况一般，孔喉配位数平均为。孔喉比较低，其值为；反映毛管压力采收率的数值退汞效率较高，为。

（3）孔隙结构分类特征

根据孔隙、喉道的发育状况与物性状况，选择渗透率、孔隙直径、喉道半径、喉道均质系数等参数，按“辽河油田开发储层评价技术与规范”有关标准，对孔隙结构特征进行综合评价与分类，可划分为5大类8小类（表2-2），本区块储层以中孔中渗细喉较均匀型为主。各小类的主要特征如下。

表2-2欢26块兴隆台油层孔隙结构分类参数与特征

①特高渗大孔细喉较均匀型

岩性以砾状砂岩为主，渗透率平均为×10-3μm2，平均孔宽（L）μm，平均喉道半径（rm）μm，喉道均质系数（α）为，主要发育在砂坝主体部位。

②高渗中孔细喉较均匀型

岩性以含砾砂岩为主，渗透率平均为948×10-3μm2，平均孔宽μm，平均喉道半径为μm，孔喉发育较均匀，主要发育在砂坝的主体部位。

③高渗中孔细喉不均匀型

岩性以粗砂岩为主，渗透率平均605×10-3μm2，平均孔宽μm，平均喉道半径μm，孔喉发育不均匀，也主要发育在砂坝的主体部位。

④中渗中孔特细喉较均匀型

岩性以中砂岩为主，渗透率平均177×10-3μm2，平均孔宽100μm，平均喉道半径μm。孔隙发育较均匀，主要发育在砂坝的主体和侧翼。

⑤中渗中孔特细喉不均匀型

岩性主要为粗中砂岩，渗透率平均为307×10-3μm2，平均孔宽为μm，平均喉道半径μm，孔喉发育不均匀，主要发育在砂坝侧翼和远砂坝中。

⑥低渗中孔特细喉较均匀型

岩性主要为细砂岩，渗透率平均为60×10-3μm2，平均孔宽μm，平均喉道半径μm，孔喉发育较均匀，主要发育在砂坝侧翼、远砂坝及前缘薄层席状砂中。

⑦低渗中孔微细喉不均匀型

岩性主要为粉砂岩，渗透率平均为30×10-3μm2，平均孔宽μm，平均喉道半径μm，孔喉发育不均匀，主要分布前缘薄层席状砂中。

⑧特低渗中孔微细喉较均匀型

岩性以泥质粉砂岩为主，渗透率平均×10-3μm2，平均喉道半径μm，孔喉发育均匀，主要发育在前缘薄层砂中。

（4）孔隙结构特征与微相带的关系

不同微相带的孔隙结构特征有明显的差异。

砂坝主体部位水动力强度大，颗粒粗，分选比侧翼差，孔隙结构类型主要为特高、高渗类型，孔隙发育，粒间平均孔宽可达μm，平均喉道半径μm。

砂坝侧翼水动力稍弱，颗粒相对较细，分选稍好，孔隙结构类型以高渗类为主，孔隙发育，粒间孔宽平均为96μm，平均喉道半径μm。

砂坝的前端与远砂坝水动力更弱，颗粒细，孔隙结构以低渗类为主，孔隙较发育，平均孔宽为μm，平均喉道半径μm。

前缘薄层席状砂沉积区能量低，颗粒以粉砂、泥质粉砂为主，泥质含量大量增加。孔隙不发育，平均孔宽μm，平均喉道半径μm。

（5）物性特征

本区块砂岩孔隙度平均值为，属中等孔隙度类型。从孔隙度分布频率图上看（图2-21），其主要分布在20%～25%之间，并且自下而上，孔隙度由高变低（表2-3）。

根据5口取心井479块渗透率样品资料统计，渗透率平均值为812×10-3μm2，从其频率分布图上看（图2-22），中、高渗类所占比率大。所以本区块兴隆台油层储层应属于高渗储层。纵向上渗透性能自下而上由特高渗变为中渗（表2-3），平面上由前缘薄层席状砂到砂坝主体而物性变好。

表2-3欢26块不同层位物性参数变化表

（根据岩心物性数据统计，分母为样品块数）

图2-21欢26块孔隙度分布直方图

图2-22欢26块渗透率分布直方图

2.储层非均质性

（1）层内非均质性

各小层内部分流河道、河道砂坝、河口坝等单砂体多以相互切割叠加的型式发育，侧向相变快。这些单砂体间垂向和侧向上的界面对不同流动单元之间的流体流动有着重要的影响，加之层内发育局部或条带状分布的泥质夹层，使得层内非均质性进一步增强。

油层岩性粗、杂和变化大是造成层内非均质性严重的主要因素。根据欢2-10-219井、2-11-218、2-11-19上三口井Ⅲ4小层内5个电测解释层的统计，其最大与最小渗透率级差可达100倍，变异系数均在～之间（表2-4）。

另外，统计13口井的Ⅲ5、Ⅲ6小层的26个层，变异系数小于的只有3个，～的有10个层，有个层变异系数在之间，可见层内非均质性很严重（图2-23）。

（2）层间非均质性

本区砂坝发育的程度的变化较大是致使层间非均质性严重的主要因素。从表2-4中我们也可以看出，三口井五个层的统计结果表明，最大与最小渗透率级差可达倍，变异系数均在～之间，非均质系数在～之间。

在Ⅲ油层组的下部与上部（Ⅲ5以下与Ⅲ4以上）之间，渗透率的级差可达3～4倍以上。同样，Ⅲ组下部与Ⅱ油组下部的级差也在3～4倍以上，这种大的渗透率差异必然导致在开发过程中产生注水单层突进、局部储层严重水淹等干扰。

此外，层间常发育有分布稳定、可对比性强的泥岩隔层。这些低渗隔层构成了各层间流体流动的重要渗流屏障，阻止流体的垂向流动，对开发注水的效果影响较大。

表2-4小层层内层间非均质数据表

图2-23小层层内变异系数分布图

（3）平面非均质性

本区块第Ⅰ油层组砂层不发育，也不含油。第Ⅱ、Ⅲ油层组的含油面积按砂层组的面积与厚度比较，其变化是较大的，如Ⅲ3—Ⅲ4小层面积可达，Ⅱ3—Ⅱ4的面积只有，面积相差5倍之多，若同时开采，必然产生较强的平面矛盾。