鄂爾多斯盆地A油田低滲透儲層物性特征及其主控因素

白玉彬,張 海,2

(1.西安石油大學油氣資源學院,陜西 西安 710065;2.延長油田股份有限公司靖邊采油廠,陜西 榆林 719000)

鄂爾多斯盆地A油田低滲透儲層物性特征及其主控因素

白玉彬1,張 海1,2

(1.西安石油大學油氣資源學院,陜西 西安 710065;2.延長油田股份有限公司靖邊采油廠,陜西 榆林 719000)

鄂爾多斯盆地A油田長 2儲層巖性主要為細粒長石砂巖。儲層類型為低孔低滲型,平均孔隙度為 12.6%,平均滲透率為 10.7×10-3μm2。長 2儲層物性主要受沉積微相、成巖作用、裂縫發育程度與規模控制:辮狀河河道砂壩中-細砂巖具有較高的孔隙度和滲透率,天然堤粉細砂巖和細砂巖的孔隙度和滲透率較低;壓實作用是導致長 2儲層砂巖孔隙度降低的主要原因;膠結作用進一步破壞孔隙度,碳酸鹽巖是砂巖孔隙度降低的主要膠結物;溶解作用一定程度上改善了長 2儲層物性,裂縫對砂巖滲透率的提高有重要貢獻。

鄂爾多斯盆地;A油田;長 2儲層;儲集物性;主控因素

A油田位于鄂爾多斯盆地陜北斜坡帶上,長 2儲層為其主力含油層系,自上而下分為長 21、長 22、長 23等 3個砂層組。本文通過鑄體薄片、圖像粒度、掃描電鏡等分析測試手段,對研究區長 2儲層砂巖的巖石學特征和物性特征進行了詳細分析,揭示了影響長 2儲層物性特征的主要控制因素,為該區長 2儲層有利區預測提供依據。

1 長 2儲層巖石學特征

根據巖心觀察和薄片鑒定結果,長 2儲層主要為淺灰色、灰白色、灰褐色細粒長石砂巖,其次為粉-細粒長石砂巖及中-細粒長石砂巖 (圖 1)。成份以長石為主,石英次之,暗色礦物少量,分選好。整體具有礦物成分成熟度低,結構成熟度高,成巖作用強烈,屬致密砂巖儲集層的巖石學特征。

長 2砂巖中,石英含量一般為 20%～50%,平均 27%;長石含量最高,一般為 27%～66%,平均47%;巖屑含量一般為 5%～20%,平均 11%;云母普遍可見,變化范圍較大,多為 2%～17%,平均含量8.1%。

長 2儲層的填隙物主要為泥質、方解石、綠泥石,次為石英及長石。泥質含量最高,平均為9.1%;方解石和綠泥石次之,含量分別為 3.8%和3.9%;而石英和長石含量分別為 1.5%和 1.6%。

圖 1 長 2儲層砂巖分類三角圖1.石英砂巖;2.長石質石英砂巖;3.巖屑質石英砂巖;4.長石砂巖;5.巖屑質長石砂巖;6.長石質巖屑砂巖;7.巖屑砂巖Fig.1 Triangular diagram of the Chang-2 sandstone reservoirs1=quartz sandstone;2=feldspathic quartz sandstone;3=lithic quartz sandstone;4=feldspar sandstone;5=lithic feldspar sandstone;6=feldspathic lithic sandstone;7=lithic sandstone

長 2儲層粒度以細粒為主,分選性中等-好,磨圓度以次圓-次棱角狀為主,接觸關系以點-線狀為主,凹凸接觸和點接觸次之。膠結類型主要為薄膜-孔隙式。顆粒具定向排列結構,黑云母常沿層面富集。

2 長 2儲層物性特征

根據 4636件物性資料統計結果,長 2儲層孔隙度主要分布在 12.0%～18.0%之間,最大值為 22.41%,平均值為 12.60%,中值為 13.50%;長 2儲層滲透率的分布呈雙峰狀態,主峰滲透率一般在 0.5～4.0×10-3μm2之間,次峰主要分布在 10.0～40.0×10-3μm2,最大滲透率可達 767.93 ×10-3μm2,平均值為 10.70 ×10-3μm2,中值為 2.20 ×10-3μm2(表 1,圖 2)。由此可見,本區長 2儲層主要為低孔、低滲儲層。

表 1 長 2儲層砂巖物性統計表Table 1 Statistics of the porosity and permeability of the Chang-2 sandstone reservoirs

圖 2 長 2儲層孔隙度 (a)、滲透率 (b)分布直方圖Fig.2 Bar charts of the porosity(a)and permeability(b)of the Chang-2 sandstone reservoirs

3 長 2儲層物性主控因素

3.1 沉積微相

沉積微相對儲層的控制作用,實質上表現為沉積環境對砂體類型及其孔滲特征的控制。因為不同的沉積環境其水動力條件也有所不同,成巖演化特征也有差異。因而所形成的砂體在成分、粒度、分選性、雜基含量及砂體的組合類型等方面各具特色,時空展布也不盡相同。結果導致不同沉積微相的砂體具有不同的物性特征和不同的儲層變化規律。

長 2儲層沉積時期,陜北斜坡不同地區沉積環境差異較大[1]。A油田長 2時期主要為辮狀河流相沉積,儲層砂巖的沉積微相類型主要有河道砂壩和堤岸沉積。對長 2儲層不同沉積微相的砂體物性資料統計表明,河道砂壩砂體的物性明顯好于其它微相的砂體,其次為河道側翼沉積與天然堤沉積(表2)。

3.2 成巖作用

根據對大量砂巖樣品的鑄體薄片、掃描電鏡、X-射線衍射分析,長 2儲層中的成巖作用主要包括壓實作用、壓溶作用、膠結作用和溶解作用。強烈的機械壓實作用是孔隙結構變差的主要因素之一[2,3]。對長 2儲層物性影響最為嚴重的為壓實作用,溶解作用在一定程度上改善長 2儲層物性。

壓實作用在長 2儲層砂巖中的表現有:塑性顆粒 (云母、泥巖、淺變質巖、火山巖巖屑)的塑性變形、扭曲及假雜基化;剛性顆粒 (石英、長石等)表面的脆性微裂紋及其位移和重新排列;壓實定向組構,長石、云母常沿長軸方向定向排列;碎屑顆粒的緊密填集 (圖 3a,圖 3b)。成巖作用中壓實作用是導致長 2儲層物性差的最重要的原因。

碳酸鹽膠結作用在長 2儲層砂巖中較為發育,

是影響本區儲層物性的主要膠結物類型之一。砂巖薄片鑒定結果表明,95%以上的砂巖樣品中含有數量不等的碳酸鹽膠結物,成分主要為方解石,含量為1%～4%,最大可達 25%,偶見鐵白云石膠結 (圖3b)。

表 2 長 2儲層沉積微相物性分布特征Table 2 D istribution of the physical properties in sed imentary m icrofacies of the Chang-2 sandstone reservoirs

圖 3 長 2儲層主要成巖作用顯微照片a.水平層理,層面富集黑云母且壓實變形,F171井,長 2,347.6m,×100;b.壓實作用使長石沿解理縫壓開,F139井,長 2,345.48m,×100;c.鐵白云石、方解石膠結,含白云巖碎屑,F325井,長 2,585.4m,×100;d.局部微裂隙,沿微裂隙長石溶蝕顯著,F173,長 2,625.4m,×100Fig.3 Microphotographs showing the diagenesis in the Chang-2 sandstone reservoirsa.Compaction and defor mation of biotite on the bedding plane,F-171 well,347.6 m in the Chang-2 sandstone reservoirs,×100;b.Compaction of feldspar,F-139 well,345.48 m in the Chang-2 sandstone reservoirs,×100;c.Cementation of ankerite and calcite,F-325 well,585.4 m in the Chang-2 sandstone reservoirs,×100;d.Dissolution of feldspar alongmicrofissures,F-173 well,625.4 m in the Chang-2 sandstone reservoirs,×100

3.3 裂縫及其對儲層物性影響

裂縫在鄂爾多斯盆地三疊系延長組低滲透儲層中廣泛發育,在長 2、長 3、長 6、長 8儲層中均有發現[4,5],特別是長 2儲層中巖心觀察見到較多的高角度裂縫。

長 2儲層砂巖裂縫比較發育。僅就所觀察的 9口井而言,其中裂縫較發育的就有 F14、F15、F42、F63、F91、F4等 6口井,占觀察井數的 67%。未發現裂縫或裂縫不發育的只有 F74、F85、L8等 3口井。

本區已發現的裂縫多為垂直縫或高角度縫 (裂縫的延伸方向與巖心軸線垂面的夾角 ＞70)(圖 4)。裂縫面多光滑平整,反映為構造成因的剪切縫或壓扭縫。

裂縫的縱向切深變化范圍較大,從 5～20cm至100～200cm(如 F14井、F15井 )不等。F15井長 2儲層段的垂直縫,垂向延伸可達 3.6m;L4井裂縫的垂向延伸為 1.7m;F42井裂縫垂向延伸約 1.2m。但大多數裂縫集中在 10～30cm范圍內,縫寬多在0.01～0.2mm之間。鏡下鑒定表明,微裂隙在長 2儲層中較為發育,沿著微裂隙可以加速長石顆粒的溶蝕作用 (圖 3d)。

圖 4 長 2儲層典型垂直縫巖心照片a.長 2高角度-垂直縫發育,含油好。F42井,678.5m;b.長 2垂直縫發育,含油好。F15井,588.4mFig.4 Vertical fissures in the Chang-2 sandstone reservoirsa.High-angle to vertical fissures,678.5 m through the F-42 well;b.Vertical fissures,588.4 m through the F-15 well

4 結 論

(1)鄂爾多斯盆地 A油田長 2儲層巖性主要為細粒長石砂巖,具有成分成熟度低,結構成熟度高的特點。

(2)長 2儲層為低孔、低滲儲層,平均孔隙度為12.6%,平均滲透率為 10.7 ×10-3μm2。

(3)沉積微相對長 2儲層物性有較明顯的控制作用,石油主要儲集在河道砂壩砂體中。

(4)壓實作用、黑云母碎屑的早期成巖變形和膨脹、碳酸鹽膠結物及次生石英加大,是導致砂巖孔隙度降低的主要原因。

(5)溶解作用是砂巖物性得以改善的重要途徑。

(6)裂縫對長 2儲層孔隙度影響小,但在提高砂巖的滲透率方面起了重要作用。

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Physical properties and ma in controll ing factors for the low-permeability reservoirs from A oil field in the Ordos Bas in

BA I Yu-bin1,ZHANG Hai1,2
(1.School of O il and Gas Resources,Xi’an University of Petroleum,X i’an710065,Shaanxi,China;2.Yanchang O il Field Co.,Ltd.,Yulin719000,Shaanxi,China)

The Chang-2 reservoirs in A oil field in the Ordos Basin dominantly consist of fine-grainded feldspar sandstoneswhich have low porosity and low-per meability,with an average porosity of 12.6% and an average permeability of 10.7 ×10-3μm2,respectively.The physical properties are mainly controlled by sed imentary microfacies,diagenesis and fissure development and scales.The braided channel bar medium-to fine-grainded sandstones have higher porosity and permeability,while the natural levee siltstones and fine-grainded sandstones have lower porosity and per meability.The mechanical compaction in the early diagenetic phase and cementation of carbonate cements serve as a main cause of the loss of the porosity in the Chang-2 reservoirs.The dissolution may improve the physical properties of the Chang-2 reservoirs. The fissures may contribute to the increase of the permeability of the sandstones.

OrdosBasin;A oil field;Chang-2 reservoirs;physical property;controlling factor

1009-3850(2010)03-0104-06

2009-11-10;改回日期2009-11-19

白玉彬 (1981-),男,教師,主要從事油氣成藏及油藏描述的教學和科研工作

TE122.2+4

A