莫北2井區侏羅系三工河組油層儲層特征研究

準格爾盆地是中國西部最具潛力的含油氣盆地之一。莫北油氣田于1998年2月發現莫北2井,經過10余年的勘探開發,現已成為準格爾盆地最具潛力的油田之一。隨著油氣資源開發的逐漸深入,需要更深入了解該研究區的儲層特征。為此,筆者對莫北2井區三工河組油層儲層特征進行了研究。

1 區域地質概況

莫北油田位于準噶爾盆地腹部莫北凸起上,莫北凸起為北東～南西向展布的長條狀凹中隆起,其北與陸南凸起相接,南與莫索灣凸起相連,東西兩側分別為準噶爾盆地2大生油凹陷(東道海子北凹陷和盆一井西凹陷)。莫北油田具有兩面臨凹的特點,構造位置非常有利 (見圖1)。莫北2井區三工河組油藏所在圈閉為莫北2井西2號斷裂、莫北2東斷裂及莫北6井西斷裂夾持所形成的斷塊圈閉。

目的層三工河組為一套辮狀河三角洲沉積體[1-3],總體顯示為細-粗-細的沉積特征,自下而上可分為J1 s1、J1s2和J1 s3巖性段,其中J1s2段為目前已開發的油層段。在油層對比和劃分的基礎上,將J1s2段分為J1s12和J1s22砂層組。

圖1 莫北油田莫北2井區地理位置圖

2 沉積特征

研究區J1 s2段砂體主要屬于辮狀河三角洲前緣砂體[4](見圖2),由于河道的頻繁擺動,砂體單層厚度小,層數較多。研究表明,J1 s2段發育水下分流河道、河口沙壩、遠砂壩、支流間灣和前三角洲泥5個沉積微相[5],其中水下分流河道和河口沙壩成為油氣藏的主要儲層相帶。

圖2 莫北2單井沉積相綜合柱狀圖

莫北地區三工河組沉積相特征如下:J1 s1和J1 s3主要由灰色、深灰色泥巖、粉砂質泥巖及炭質泥巖組成,具低電阻率、高伽馬值電性特征,為非儲層。研究層段J1s2主要由褐灰色、灰色砂礫巖、含礫不等粒砂巖、中細砂巖及中粗砂巖組成。沉積微相以水下分流河道及河口砂壩為主,局部夾有支流間灣沉積。整個三工河組反映了一套較為完整的前三角洲-辮狀三角洲前緣-前三角洲沉積相序,表現出湖退-湖侵的過程。

3 巖石學特征

莫北地區J1 s2段儲層巖性主要為長石質巖屑砂巖,其次為巖屑砂巖。砂巖中石英含量22.7%～42.0%,平均 32.5%;長石含量 17.1%～30.4%,平均 22.3%;巖屑以凝灰巖為主 (36.1%～58.0%,平均45.2%),其次為霏細巖、硅質巖、千枚巖、石英巖及安山巖等。碎屑顆粒以次圓狀為主,其次為次棱角狀和次棱角～次圓狀,分選好～中等。雜基含量1%～6%,平均2.7%,以高嶺石為主,其次為綠泥石及水云母。膠結物含量2%～6.0%,平均3.3%,主要為方解石,其次為硅質等。膠結類型以壓嵌型為主,其次為孔隙～壓嵌型。顆粒接觸方式主要為線接觸,其次為點～線接觸。

用穩定礦物 (石英)與不穩定礦物 (巖屑+長石)含量之比來衡量研究區的巖石成分和結構成熟度為0.55,表明該區巖石成分和結構成熟度為中等偏低,說明了該區具有沉積速度快的特點,同時也反映其沉積物母巖成分復雜、物源頻繁變化的特點。

4 儲層物性特征

據常規物性分析資料,巖心物性分析孔隙度分布范圍為2.30%～19.40%,平均11.93%;滲透率分布范圍為 (0.03～58.20)×10-3μm2,平均1.82×10-3μm2。油層孔隙度分布范圍為11.20%～19.40%,平均13.57%;滲透率分布范圍為 (0.12～58.20)×10-3μm2,平均3.19×10-3μm2。研究層段砂巖總體物性屬中-低孔、低-特低滲儲集層。

5 孔隙類型和結構特征

5.1 孔隙類型

根據該區J1 s2段儲層鑄體薄片分析,儲層孔隙類型以原生孔隙中粒間孔為主 (30.0%～84.5%,平均51.7%)(見圖3),其次為次生孔隙中粒間溶孔 (10.0%～55.0%,平均41.3%)(見圖4),少量粒內溶孔 (0.5%～24.0%,平均5.3%)和基質溶孔 (0.5%～1.0%,平均0.8%)。

圖4 粒間溶孔

圖3 原生粒間孔

5.2 毛管壓力曲線及孔喉分布特征

莫北油氣田三工河組二段砂體儲層屬中-低孔、低-特低滲儲集層,儲層的毛管壓力普遍偏高。根據毛管壓力曲線歪度和分選性,參考其他特征參數,可將毛管壓力曲線分成3種類型 (見圖5),具體內容如下:①Ⅰ類。偏細歪度,分選中等,分選系數2.90～3.26,平均3.08。孔喉組合主要以中孔細喉道為主,孔隙相互連通。排驅壓力平均 0.085MPa;最大孔喉半徑分布于 8.74～13.9μm,平均10.6μm;中值壓力分布于0.54～6.19MPa,平均3.29MPa。中值半徑分布于0.12～1.36μm,平均0.57μm。②Ⅱ類。細歪度,分選較差。分選系數2.30～2.66,平均2.48。孔喉組合主要以小孔細喉道為主,孔隙相互連通。排驅壓力平均0.22MPa;最大孔喉半徑分布于2.87～4.03μm,平均3.45μm;中值壓力分布于4.99～5.17MPa,平均5.08MPa。中值半徑分布于0.14～0.15μm,平均0.145μm。③Ⅲ類。細歪度,分選差。分選系數1.35～1.95,平均1.72。孔喉組合主要以小孔特細喉道為主,孔隙相互連通差。排驅壓力平均0.874MPa;最大孔喉半徑分布于0.53～1.32μm,平均0.963μm;中值壓力分布于7.42～10.2MPa,平均8.97MPa。中值半徑分布于0.07～0.10μm,平均0.082μm。

圖5 莫北2井區J1 s2段儲層典型毛管壓力曲線

6 結 論

1)該研究區儲層由多期辮狀河道快速堆積而成,砂體具有砂體單層厚度小、層數較多的特征,水下分流河道和河口砂壩為油氣有利儲集場所。

2)該研究區儲層主要為長石質巖屑砂巖,雜基以高嶺石為主,膠結物主要為方解石,具有成分和結構成熟度中等偏低的特征。

3)儲層物性具有孔隙度中-低等、滲透率低-特低的特點,因而該研究區儲層屬中-低孔、低-特低滲儲層。

4)儲層孔隙類型主要發育原生粒間孔和次生粒間溶孔。毛管壓力曲線形態為偏細-細歪度,孔喉分選中-差。

[1]趙澄林.沉積學原理 [M].北京:石油工業出版社,2001.

[2]趙澄林.儲層沉積學 [M].北京:石油工業出版社,1998.

[3]于興河.碎屑巖系油氣儲層沉積學 [M].北京:石油工業出版社,2002.

[4]趙建章,李雙文,劉洛夫,等.準噶爾盆地莫北凸起三工河組砂體成因及組合類型 [J].新疆石油地質,2007,28(5):572-575.

[5]李雙文,劉洛夫,張有平,等.準噶爾盆地莫北凸起侏羅系三工河組沉積演化及微相構成 [J].沉積學報,2006,24(6):819-828.