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【摘要】沉积作用、胶结作用、压实作用和溶解作用是储层形成的主要作用。本文从沉积作用论述了对油泉子油田低渗透储层形成的影响，低渗透储层主要地质因素为：物源、粒度、碳酸盐含量和泥质含量
【关键词】油泉子油田 沉积 低渗透
油泉子油田属于青海油田，其位置位于柴达木盆地的西北部，从构造上讲，位于柴达木盆地西部茫崖凹陷的断阶部位，其西南部与油油砂山构造相连，北部与南翼山构造相邻，其主要是以窄长的向斜相接，油泉子油田的西北部也是同咸水泉、干柴沟构造以向斜相隔；在油气的东南部是开特米里克、盐山构造，东南部的主要构造为平缓向斜构造。油泉子油田主要的生油层位为油砂山组，但是油砂山组的储层类型很多样，储层的厚度变化较大，储层空间分布较复杂，为低孔隙度低渗透率储层。探讨低渗透率储层的形成对油泉子油田的开采具有重要的指导作用。沉积作用、胶结作用、压实作用和溶解作用是储层形成的主要作用。本文主要从物源、粒度和碳酸盐含量和泥质含量论述沉积作用对低渗透储层形成的影响
沉积作用、胶结作用、压实作用和溶解作用都直接影响着储层的形成，但是沉积作用是其主要的作用。沉积作用从宏观上控制着储层的规模、储层厚度、储层的空间分布，还控制着储层岩石的微观特征，这些微观特征主要体现在岩石颗粒成分、颗粒分选、颗粒间胶结物的成分和类型、充填物的类型和含量等特征上。这些特征直接控制着成岩作用的方式、成岩强度和进程，沉积作用是储层形成的重要的内因。
1 沉积物源
沉积物源就是沉积物搬运的原始地方，物源的类型决定了其特定的矿物组合方式，物源的类型是储层物性特点重要指标。通常的目岩的类型有花岗片麻岩、火山岩、沉积岩和花岗岩等岩石，母岩的硬度和稳定性越高，其形成的储集层的孔隙度和渗透率都较高，物性较好，石英是较稳点岩石，所以母岩为石英的储集层的物性都较好，火山岩中因为含有可塑性矿物成分，其变形较大，故沉积后较差，而其他的沉积物形成的储集层都是介于这两种之间。油泉子油田油砂山储层因为离物源区较远，没有碎屑物质的注入，这样导致沉积的粒度较细，这样也决定了油泉子油田油砂山组的储层物性较差。
2 储层粒度
沉积物的粒度是体现储层特征重要的指标，分析油泉子油田的粒度中值主要分布在12m-23m之间得到了粒度中值和渗透率的关系（图2），从图上可以得到，储集层的粒度大小与储层渗透性呈正比相关，并且如果储层的粒度越小，渗透率降低越快。储层层的岩石颗粒越小，在岩石沉积过程中，储层岩石容易形成致密排列，这样就直接减小储集层的孔隙和孔道的储集体积，直接降低岩石的渗透力。岩石的粒度越小，岩石的比表面增加，也增加岩石对流体的吸附。因此储集层的沉积物粒度大小是影响储层的渗透性的因素之一。
3 碳酸盐含量
通过岩石实验，可以得到碳酸岩含量变大对应的储层的渗透率变小，渗透率与碳酸盐含量呈明显的负相关性（图3），碳酸盐的含量越大，会导致储层的结构复杂，相应的孔隙度降低，渗透性也变差。通过对油泉子油田油砂山组岩石组分分析，储层层的酸盐含量分布在6.1%-91.5%之间，其平均值较高为50%，这种高碳酸盐含量直接影响储层渗透率。因此，碳酸盐含量直接影响着油泉子油田低渗透储层的形成。
4 泥质含量
泥岩主要是在储集岩石的孔隙内充填，充填到储集空间的泥岩对储层渗透性的控制作用明显，泥岩的充填使孔隙结构更加复杂，由泥岩的填充，孔隙的半径变小，孔隙的连通性变差，同时增加了内表面，这样必然增加流体流动阻力，使得流体在孔隙中的流动相关困难。通过取井岩芯实验，得到了泥质含量与储集层渗透率的变化关系，泥质含量的变化直接会引起渗透率的变化，并且变化很大，而当泥质含量超过40%时，储集层的渗透能力为0（图4）。这样也表明泥质含量是低渗透储层的重要影响因素。
参考文献
[1] 李传亮，杨学锋.低渗透储集层油藏的产能特征分析[J].新疆石油地质，2006，27（5）：566—568
[2] 熊伟，刘华勋，高树生.低渗透储层特征研究[J] .西南石油大学学报.2009，20（5）：23-25
【关键词】油泉子油田 沉积 低渗透
油泉子油田属于青海油田，其位置位于柴达木盆地的西北部，从构造上讲，位于柴达木盆地西部茫崖凹陷的断阶部位，其西南部与油油砂山构造相连，北部与南翼山构造相邻，其主要是以窄长的向斜相接，油泉子油田的西北部也是同咸水泉、干柴沟构造以向斜相隔；在油气的东南部是开特米里克、盐山构造，东南部的主要构造为平缓向斜构造。油泉子油田主要的生油层位为油砂山组，但是油砂山组的储层类型很多样，储层的厚度变化较大，储层空间分布较复杂，为低孔隙度低渗透率储层。探讨低渗透率储层的形成对油泉子油田的开采具有重要的指导作用。沉积作用、胶结作用、压实作用和溶解作用是储层形成的主要作用。本文主要从物源、粒度和碳酸盐含量和泥质含量论述沉积作用对低渗透储层形成的影响
沉积作用、胶结作用、压实作用和溶解作用都直接影响着储层的形成，但是沉积作用是其主要的作用。沉积作用从宏观上控制着储层的规模、储层厚度、储层的空间分布，还控制着储层岩石的微观特征，这些微观特征主要体现在岩石颗粒成分、颗粒分选、颗粒间胶结物的成分和类型、充填物的类型和含量等特征上。这些特征直接控制着成岩作用的方式、成岩强度和进程，沉积作用是储层形成的重要的内因。
1 沉积物源
沉积物源就是沉积物搬运的原始地方，物源的类型决定了其特定的矿物组合方式，物源的类型是储层物性特点重要指标。通常的目岩的类型有花岗片麻岩、火山岩、沉积岩和花岗岩等岩石，母岩的硬度和稳定性越高，其形成的储集层的孔隙度和渗透率都较高，物性较好，石英是较稳点岩石，所以母岩为石英的储集层的物性都较好，火山岩中因为含有可塑性矿物成分，其变形较大，故沉积后较差，而其他的沉积物形成的储集层都是介于这两种之间。油泉子油田油砂山储层因为离物源区较远，没有碎屑物质的注入，这样导致沉积的粒度较细，这样也决定了油泉子油田油砂山组的储层物性较差。
2 储层粒度
沉积物的粒度是体现储层特征重要的指标，分析油泉子油田的粒度中值主要分布在12m-23m之间得到了粒度中值和渗透率的关系（图2），从图上可以得到，储集层的粒度大小与储层渗透性呈正比相关，并且如果储层的粒度越小，渗透率降低越快。储层层的岩石颗粒越小，在岩石沉积过程中，储层岩石容易形成致密排列，这样就直接减小储集层的孔隙和孔道的储集体积，直接降低岩石的渗透力。岩石的粒度越小，岩石的比表面增加，也增加岩石对流体的吸附。因此储集层的沉积物粒度大小是影响储层的渗透性的因素之一。
3 碳酸盐含量
通过岩石实验，可以得到碳酸岩含量变大对应的储层的渗透率变小，渗透率与碳酸盐含量呈明显的负相关性（图3），碳酸盐的含量越大，会导致储层的结构复杂，相应的孔隙度降低，渗透性也变差。通过对油泉子油田油砂山组岩石组分分析，储层层的酸盐含量分布在6.1%-91.5%之间，其平均值较高为50%，这种高碳酸盐含量直接影响储层渗透率。因此，碳酸盐含量直接影响着油泉子油田低渗透储层的形成。
4 泥质含量
泥岩主要是在储集岩石的孔隙内充填，充填到储集空间的泥岩对储层渗透性的控制作用明显，泥岩的充填使孔隙结构更加复杂，由泥岩的填充，孔隙的半径变小，孔隙的连通性变差，同时增加了内表面，这样必然增加流体流动阻力，使得流体在孔隙中的流动相关困难。通过取井岩芯实验，得到了泥质含量与储集层渗透率的变化关系，泥质含量的变化直接会引起渗透率的变化，并且变化很大，而当泥质含量超过40%时，储集层的渗透能力为0（图4）。这样也表明泥质含量是低渗透储层的重要影响因素。
参考文献
[1] 李传亮，杨学锋.低渗透储集层油藏的产能特征分析[J].新疆石油地质，2006，27（5）：566—568
[2] 熊伟，刘华勋，高树生.低渗透储层特征研究[J] .西南石油大学学报.2009，20（5）：23-25