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摘要：游园沟构造为狮子沟背斜构造带的一个三级背斜构造，轴向近于南北，构造高点闭合面积2km2，闭合高度150m，西陡东缓，北端通过鞍部与花土沟高点相连。通过研究认为储层岩性主要以细砂岩、粉砂岩为主，含砾砂岩、泥质粉砂岩次之，属低成分成熟度、中等结构成熟度的中低孔-中低渗砂岩。
关健词：游园沟油田;储层特征;孔渗特性;岩石学特征
1、岩石学特征
根据取芯井岩芯薄片分析，储层成分成熟度低，碎屑组分中石英矿物含量14-20%，平均17.8%;长石21-30.4%，平均27.9%;岩屑30-40%，平均34.8%，砂岩基本为长石岩屑砂岩。
岩屑成分以变质岩岩类为主（19.4%），其次为火成岩岩屑（11.1%）、沉积岩岩屑（5.5%）。
储层岩石粒径一般为0.1-0.25mm，以粉-细粒结构为主，部分中-粗砂结构、含砾粗砂结构、不等粒结构。
储层颗粒多为次棱角状，个别次圆状;结构成熟度中等-低，分选性以中等为主，部分为好的分选。
2、成岩作用对储层孔隙形成及演化的影响
2.1压实作用使砂岩孔隙度降低
根据麦克布瑞德（Mcbride，1982）的研究，在压实过程中由于颗粒重新填积，可使孔隙度降低10%以上，但由于研究区N1油藏砂岩储层仍处于早成岩阶段B期，石英次生加大级别为Ⅰ级，颗粒仍为点接触，原生孔隙有所保留，局部仅产生少量的次生孔隙，总压实效应引起孔隙度降低值取略低于麦克布瑞德的下限值，為8～9%较合适，储集空间的影响上第三系较下第三系小。
2.2胶结作用使砂岩储层孔隙度降低
在游园沟油田砂岩储层中，胶结物使孔隙度降低较小的是氧化硅胶结，其石英次生加大级别为Ⅰ级，分布不广，影响较小，使孔隙度降低较大的为方解石胶结物，分布广含量较高，其次为高岭石少量伊利石及浊沸石胶结。这几种类型胶结作用之和能使孔隙度降低5～8%以上，严重影响砂岩储层的储渗性能。
2.3溶蚀作用使砂岩储层孔隙度增加
由于游园沟油田N1砂岩储层仍处于早成岩阶段B期，溶蚀现象不发育，溶蚀孔含量不高，一般仅使孔隙度增加1～2%左右。
2.4成岩作用阶段划分
鉴于游园沟油田既无镜质体反射率（R0）资料，也无矿物包裹体测温、X射线衍射分析成果。借用与游园沟构造相近的狮子沟构造R0资料，结合本次研究充实的一些成果，经精细描述认为已固结成岩，并在扫描电镜中观察砂岩自生矿物（成岩矿物）;自生石英，石英次生加大（I级）、泥晶白云石、少量伊利石及浊沸石;观察其孔隙结构仍以原生孔、缩小了的原生粒间孔为主，仅见为数不多的沿长石解理缝溶蚀的微孔，粒内及粒缘溶孔;观察颗粒接触类型仍以点状接触为主，对照规范将上新统（N2）划为早成岩阶段A期;中新统（N1）为早成岩阶段B期;下第三系（E3—E1+2）为晚成岩阶段A期。
3、物性特征
3.1孔隙结构特征
原生粒间孔：游园沟油田砂岩储层石英含量及石英次生加大级别（I级）不高，原生粒间孔隙虽有所缩小，部分尚得以保存。含量约14～19%，属主要孔隙类型、。
残余粒间孔：由于石英次生加大，方解石及粘土矿物等胶结作用充填了大部分甚至全部原生粒间孔而残存的孔隙称为残余粒间孔。研究区砂岩储层中，该孔隙类型分布较广，含量8～10%，是主要孔隙类型。
粒间缝隙：缝宽数微米不等，砂岩储层中较为常见，含量约1～2%，含量虽低，但为孔隙间的油气渗流贡献较大，仍属主要孔隙类型。
颗粒溶孔：主要是由长石、灰岩屑、生屑或其它岩屑经溶蚀而成的孔隙，基本上是在粒缘或粒内溶孔的基础上发展起来的。其特征是孔较大，个别可称为大孔，有的孔隙具有颗粒的原形态，即溶模孔，含量不高（<1%），属主要孔隙类型。
粒缘和粒内溶孔：是研究区中较常见的孔隙，主要是由颗粒边缘和颗粒内发生局部溶蚀形成的孔隙，二者有时常在同一颗粒中发生，故不单独分类。主要由碳酸盐屑、长石及其它碎屑受溶蚀产生。含量一般1～2%，属主要孔隙类型。
胶结物内溶孔：是晚成岩期或表生成岩期溶蚀作用形成，常见于方解石胶结物含量较高的层段中，为非组构型不规则溶孔，含量不高，约1%左右，属次要孔隙。
微裂缝：砂岩在成岩及构造力作用下形成，微裂缝较发育，呈细的片状，缝面弯曲，常绕过颗粒边界，少数切穿颗粒，常与纹理呈较高角度相交，亦有近平行的微缝，缝宽数微米至数百微米不等，少数可达1-2mm，有些短缝仅贯穿几个粒间孔，似伸长状孔隙，含量约1～2%，局部可达3%。裂缝不仅能增加储集空间，而且极大地增强油气储渗性能，故含量不高但意义重大，属主要孔隙类型。
3.2孔渗、相渗特征
游园沟N1储层主要属于中低孔-中低渗储层类型，砂岩孔隙度变化范围为7-21%，平均为15%;渗透率变化范围为0.1-315×10-3?m2，平均为38×10-3?m2。
根据13号、28号、34号、60号样品非稳态法测定油水相对渗透率测定报告，油藏的束缚水饱和度在0.30-0.40之间，残余油饱和度在0.30—0.40之间。油水相对渗透率的交点在0.47，0.53-0.58（含水饱和度）之间，表明油层主要为亲水，个别亲油。
4、储层非均质性
4.1平面非均质性
根据游园沟油田各油砂体数据，碎屑湖盆砂岩体的连通性也是随沉积环境而变，油田三角洲前缘席状砂体在垂向上连通性不好，而在横向上连通性较好;河道（水道）砂体多为正韵律砂体，河道（水道）口坝砂岩体多是反韵律砂岩体，侧向连通性不好，也往往存在层内非均质性。
碎屑湖盆砂岩体的连通性也是随沉积环境而变，在游园沟油田三角洲前缘席状砂体在垂向上连通性不好，而在横向上连通性较好。河道（水道）砂体多为正韵律砂体，河道（水道）口坝砂岩体也多是反韵律砂岩体，侧向连通性不好，也往往存在层内非均质性。
4.2垂向非均质性
从取心井的6个孔隙度、渗透率砂岩体来看，存在着明显的垂向非均质性，由下往上孔隙度分别为17.6%、15.1%、16.1%、17.2%、12.3%、7.1%;渗透率分别为（47.4、28.17、26.6、46.15、2.75、0.33）×10-3?m2。级差143.6，均质系数0.5，单层突进系数1.9。最高孔隙度及渗透率在底部和中部，垂向非均质性中偏小。
5.结论与建议：
游园沟油田储层分布主要受背斜构造控制为主，岩性因素仅限于局部使部分油层小型化，油藏含油面积小，相对的水区面积大，储层油、水系统连通好，试采证实油井生产递减率较小。Ⅱ油层组在该区属三角洲前缘亚相区，水下分流河道常常改道，而出现水下分支河道，因此，砂岩储层发育而且较稳定，水下分流河道、河道口坝均评价为好—中等储层;Ⅰ油层组是该区往浅湖相区发育的席状砂夹水下分流河道、河口坝带状区同样预测为Ⅱ类储层发育区，储层评价与Ⅱ油层组类似，为好—中等储层;是下步滚动勘探开发的首选区块。
青海油田勘探开发研究院
青海油田采油一厂
关健词：游园沟油田;储层特征;孔渗特性;岩石学特征
1、岩石学特征
根据取芯井岩芯薄片分析，储层成分成熟度低，碎屑组分中石英矿物含量14-20%，平均17.8%;长石21-30.4%，平均27.9%;岩屑30-40%，平均34.8%，砂岩基本为长石岩屑砂岩。
岩屑成分以变质岩岩类为主（19.4%），其次为火成岩岩屑（11.1%）、沉积岩岩屑（5.5%）。
储层岩石粒径一般为0.1-0.25mm，以粉-细粒结构为主，部分中-粗砂结构、含砾粗砂结构、不等粒结构。
储层颗粒多为次棱角状，个别次圆状;结构成熟度中等-低，分选性以中等为主，部分为好的分选。
2、成岩作用对储层孔隙形成及演化的影响
2.1压实作用使砂岩孔隙度降低
根据麦克布瑞德（Mcbride，1982）的研究，在压实过程中由于颗粒重新填积，可使孔隙度降低10%以上，但由于研究区N1油藏砂岩储层仍处于早成岩阶段B期，石英次生加大级别为Ⅰ级，颗粒仍为点接触，原生孔隙有所保留，局部仅产生少量的次生孔隙，总压实效应引起孔隙度降低值取略低于麦克布瑞德的下限值，為8～9%较合适，储集空间的影响上第三系较下第三系小。
2.2胶结作用使砂岩储层孔隙度降低
在游园沟油田砂岩储层中，胶结物使孔隙度降低较小的是氧化硅胶结，其石英次生加大级别为Ⅰ级，分布不广，影响较小，使孔隙度降低较大的为方解石胶结物，分布广含量较高，其次为高岭石少量伊利石及浊沸石胶结。这几种类型胶结作用之和能使孔隙度降低5～8%以上，严重影响砂岩储层的储渗性能。
2.3溶蚀作用使砂岩储层孔隙度增加
由于游园沟油田N1砂岩储层仍处于早成岩阶段B期，溶蚀现象不发育，溶蚀孔含量不高，一般仅使孔隙度增加1～2%左右。
2.4成岩作用阶段划分
鉴于游园沟油田既无镜质体反射率（R0）资料，也无矿物包裹体测温、X射线衍射分析成果。借用与游园沟构造相近的狮子沟构造R0资料，结合本次研究充实的一些成果，经精细描述认为已固结成岩，并在扫描电镜中观察砂岩自生矿物（成岩矿物）;自生石英，石英次生加大（I级）、泥晶白云石、少量伊利石及浊沸石;观察其孔隙结构仍以原生孔、缩小了的原生粒间孔为主，仅见为数不多的沿长石解理缝溶蚀的微孔，粒内及粒缘溶孔;观察颗粒接触类型仍以点状接触为主，对照规范将上新统（N2）划为早成岩阶段A期;中新统（N1）为早成岩阶段B期;下第三系（E3—E1+2）为晚成岩阶段A期。
3、物性特征
3.1孔隙结构特征
原生粒间孔：游园沟油田砂岩储层石英含量及石英次生加大级别（I级）不高，原生粒间孔隙虽有所缩小，部分尚得以保存。含量约14～19%，属主要孔隙类型、。
残余粒间孔：由于石英次生加大，方解石及粘土矿物等胶结作用充填了大部分甚至全部原生粒间孔而残存的孔隙称为残余粒间孔。研究区砂岩储层中，该孔隙类型分布较广，含量8～10%，是主要孔隙类型。
粒间缝隙：缝宽数微米不等，砂岩储层中较为常见，含量约1～2%，含量虽低，但为孔隙间的油气渗流贡献较大，仍属主要孔隙类型。
颗粒溶孔：主要是由长石、灰岩屑、生屑或其它岩屑经溶蚀而成的孔隙，基本上是在粒缘或粒内溶孔的基础上发展起来的。其特征是孔较大，个别可称为大孔，有的孔隙具有颗粒的原形态，即溶模孔，含量不高（<1%），属主要孔隙类型。
粒缘和粒内溶孔：是研究区中较常见的孔隙，主要是由颗粒边缘和颗粒内发生局部溶蚀形成的孔隙，二者有时常在同一颗粒中发生，故不单独分类。主要由碳酸盐屑、长石及其它碎屑受溶蚀产生。含量一般1～2%，属主要孔隙类型。
胶结物内溶孔：是晚成岩期或表生成岩期溶蚀作用形成，常见于方解石胶结物含量较高的层段中，为非组构型不规则溶孔，含量不高，约1%左右，属次要孔隙。
微裂缝：砂岩在成岩及构造力作用下形成，微裂缝较发育，呈细的片状，缝面弯曲，常绕过颗粒边界，少数切穿颗粒，常与纹理呈较高角度相交，亦有近平行的微缝，缝宽数微米至数百微米不等，少数可达1-2mm，有些短缝仅贯穿几个粒间孔，似伸长状孔隙，含量约1～2%，局部可达3%。裂缝不仅能增加储集空间，而且极大地增强油气储渗性能，故含量不高但意义重大，属主要孔隙类型。
3.2孔渗、相渗特征
游园沟N1储层主要属于中低孔-中低渗储层类型，砂岩孔隙度变化范围为7-21%，平均为15%;渗透率变化范围为0.1-315×10-3?m2，平均为38×10-3?m2。
根据13号、28号、34号、60号样品非稳态法测定油水相对渗透率测定报告，油藏的束缚水饱和度在0.30-0.40之间，残余油饱和度在0.30—0.40之间。油水相对渗透率的交点在0.47，0.53-0.58（含水饱和度）之间，表明油层主要为亲水，个别亲油。
4、储层非均质性
4.1平面非均质性
根据游园沟油田各油砂体数据，碎屑湖盆砂岩体的连通性也是随沉积环境而变，油田三角洲前缘席状砂体在垂向上连通性不好，而在横向上连通性较好;河道（水道）砂体多为正韵律砂体，河道（水道）口坝砂岩体多是反韵律砂岩体，侧向连通性不好，也往往存在层内非均质性。
碎屑湖盆砂岩体的连通性也是随沉积环境而变，在游园沟油田三角洲前缘席状砂体在垂向上连通性不好，而在横向上连通性较好。河道（水道）砂体多为正韵律砂体，河道（水道）口坝砂岩体也多是反韵律砂岩体，侧向连通性不好，也往往存在层内非均质性。
4.2垂向非均质性
从取心井的6个孔隙度、渗透率砂岩体来看，存在着明显的垂向非均质性，由下往上孔隙度分别为17.6%、15.1%、16.1%、17.2%、12.3%、7.1%;渗透率分别为（47.4、28.17、26.6、46.15、2.75、0.33）×10-3?m2。级差143.6，均质系数0.5，单层突进系数1.9。最高孔隙度及渗透率在底部和中部，垂向非均质性中偏小。
5.结论与建议：
游园沟油田储层分布主要受背斜构造控制为主，岩性因素仅限于局部使部分油层小型化，油藏含油面积小，相对的水区面积大，储层油、水系统连通好，试采证实油井生产递减率较小。Ⅱ油层组在该区属三角洲前缘亚相区，水下分流河道常常改道，而出现水下分支河道，因此，砂岩储层发育而且较稳定，水下分流河道、河道口坝均评价为好—中等储层;Ⅰ油层组是该区往浅湖相区发育的席状砂夹水下分流河道、河口坝带状区同样预测为Ⅱ类储层发育区，储层评价与Ⅱ油层组类似，为好—中等储层;是下步滚动勘探开发的首选区块。
青海油田勘探开发研究院
青海油田采油一厂