鄂爾多斯盆地華慶地區長63儲層物性特征及其影響因素分析

李建明,秦 璐,徐論勛 (長江大學地球科學學院,湖北荊州434023)

汪 弦 (勝利油田孤島采油廠,山東東營257000)

儲層物性是沉積、成巖和構造3種作用的綜合反映,掌握儲層物性特征是進行油田勘探開發的重要內容,前人對鄂爾多斯盆地低孔特低滲儲層成因進行了分析[1～5]。筆者在前人工作基礎上,分析了華慶地區長63油層組儲層巖石學特征、孔隙類型和孔滲特征,并探討了粒度條件、碎屑成分和成巖作用對長63油層組儲層物性的影響。

1 區域地質概況

鄂爾多斯盆地四周皆以斷裂帶與周緣構造單元相連接,其中東部以離石斷裂帶為界與山西地塊呂梁山隆起帶相接,南、北兩側分別以渭河地塹北界斷裂和河套地塹南緣斷裂為界,西部則以桌子山東麓和惠安堡-沙井子斷裂帶分別與河套弧形構造帶西南翼和六盤山弧形構造帶東翼相接[1]。盆地邊緣斷裂褶皺發育,盆地內部為陜北斜坡,構造相對簡單,以鼻狀構造為主,無二級、三級構造,地層平緩,傾角一般不足1°。華慶地區地處甘肅省華池和慶陽縣境內,西起白馬,東到馬家砭,北自長官廟,南抵城壕-悅樂一帶,該區范圍約5500km2。構造位置位于鄂爾多斯盆地陜北斜坡帶的西部,北與吳旗油田相鄰。

2 儲層巖石學特征

儲層巖石學特征包括巖石碎屑的礦物組成、碎屑分選、磨圓、排列方式、填隙物特征等,是影響儲層成巖作用、孔隙結構及儲層物性的重要因素[2]。研究表明,華慶地區長63油層組儲層巖石以長石砂巖為主,其次為巖屑長石砂巖,粒徑以細粒為主,少量的中-細粒。砂巖成分成熟度較低。碎屑分選性中等-好,次棱角狀-次圓狀,碎屑顆粒占60%～95%,平均為86.6%。該區長63油層組填隙物平均含量為15.16%,主要為各種自生膠結物,泥質雜基含量較少,結構成熟度較高。該區膠結物的膠結類型為孔隙式或薄膜-孔隙式,可見方解石和鐵方解石的嵌晶式膠結[2]。

3 孔隙類型

該區長63油層組發育原生孔隙和次生孔隙,其中以次生孔隙為主[3]。原生孔隙僅有剩余粒間孔隙一種類型,其形態以三角形、四邊形及多邊形為主,孔隙半徑一般為0.03～0.15mm。該區次生孔隙可分為粒間溶孔、粒內溶孔、長石溶孔、巖屑溶孔、晶間孔、收縮孔、雜基溶孔、微孔隙和微裂縫等類型,其中粒間溶孔和粒內溶孔是主要孔隙類型,具體特征如下:①粒間溶孔。該孔隙的溶解組分主要為長石與碳酸鹽礦物,此外有云母、巖屑和綠泥石化碎屑。長石沿礦物解理縫選擇性溶蝕,形態不規則,部分長石的溶孔與粒間孔相通 (見圖1)。該類孔隙連通性較好,呈非均質性分布。孔徑相對較小,一般為0.03～0.09mm。據薄片定量統計,該區長63油層組砂巖的剩余粒間孔占總面孔率的23.3%。②粒內溶孔。該孔隙多見于長石、云母和部分巖屑內,常與粒間溶孔連通,且多沿礦物解理縫或裂紋發育。當顆粒 (主要為長石)全部或幾乎完全被溶解而保留其晶體假象時,則成鑄模孔 (見圖2)。

圖1 粒間溶孔

圖2 粒內溶孔

經過對比分析,根據不同沉積相孔隙組合類型和各砂帶孔隙組合類型特征,總結長63儲層4個砂帶孔隙組合特征類型如下:①粒間孔-長石溶孔-巖屑溶孔。②粒間孔-粒間溶孔-巖屑溶孔。③粒間孔-雜基溶孔-巖屑溶孔。④粒間孔-巖屑溶孔-雜基溶孔-微孔組合類型。

4 儲層孔滲特征

該區長63儲層巖心樣品統計結果表明,其孔隙度為0.46%～20.7%,峰值范圍10%～12%,平均孔隙度為 11.30%;滲透率為(0.01～11.32)×10-3μ m2,峰值范圍 (0.16～0.50)×10-3μ m2,平均滲透率為 0.55×10-3μ m2。從長63儲層各小層段儲層物性的平面分布看 (見圖3),其砂體孔隙度及滲透率的高值區呈北東-南西向條帶狀,長63儲層各層段砂體平面分布與沉積微相平面展布相一致,說明孔滲展布特征受沉積相的控制較明顯,其高值區基本沿水下分流河道砂體展布方向。雖然滲透率的平面展布在整體上受沉積相控制,但局部地區構造特征和成巖作用強度在一定程度上影響儲層滲透率的展布特征。通過對長63儲層4條砂帶孔隙度和滲透率的研究 (表1),表明該區儲層物性特征主要為中低孔和特低滲儲層。

表1 長63儲層4個砂帶孔隙度滲透率評價表

5 儲層物性影響因素

5.1 粒度條件

該區長63儲層沉積相屬于三角洲前緣亞相,儲層主要為極細-細粒砂巖,雜基含量相對較高。該區砂巖的顆粒大小對儲油物性好壞有重要影響[4]。一般以中-細粒和細粒長石砂巖物性相對較好,微-極細粒長石砂巖中等,粉砂巖較差。

圖3 長63油層組孔隙度等值線圖

5.2 碎屑成分

長63油層組砂巖中以長石砂巖為主,其次為巖屑長石砂巖,長石含量高,石英含量相對較低,富含較多的云母礦物及泥質雜基,缺少骨架相的石英的支撐,影響原生孔隙的發育。粘土礦物和千枚巖巖屑含量增高,碎屑組分穩定成分降低,基質含量增高,孔隙不發育,導致物性變差。

5.3 成巖作用

成巖作用對儲集層孔隙結構特征的負面影響是通過膠結、壓實作用來實現的。成巖過程中巖石顆粒間的膠結物含量越高,膠結作用和壓實作用越強,儲層的低孔低滲特征就越明顯,因而壓實和膠結作用是主要的破壞性成巖作用。由于溶解作用可增加新的儲集空間和滲流通道,因而該作用是建設性的成巖作用。

1)壓實作用 該作用的強度通常與埋深、地溫及碎屑礦物成分等有關[5]。該區長63油層組砂巖中含較多的塑性碎屑如黑云母、泥巖巖屑、淺變質巖巖屑和火山巖巖屑,在早期成巖作用過程中發生扭曲、膨脹及塑性變形并擠入粒間孔隙中,從而使相當一部分原生粒間孔隙喪失。由此造成的孔隙度損失12%～28%,平均為20%左右。對大量砂巖粒間孔隙的埋藏改造作用的研究表明,砂巖的粒間體積在埋藏至深度1500m時,由于壓實作用造成約12%的孔隙度損失,隨著埋藏深度的加大,孔隙度降低幅度減緩。由此可見,壓實作用造成的孔隙度損失主要發生在早期成巖階段。

2)溶解作用 該作用主要表現為成巖中-晚期有機酸對長石、巖屑等鋁硅酸鹽礦物的溶解。在成巖作用后期,酸性流體容易在其中滲流,通過溶解作用來改善巖石的孔隙結構,因此物性相對較好。

3)膠結作用 長63油層組砂巖由膠結作用造成的孔隙度損失為1%～30%,平均為10%左右,低于由壓實作用造成的孔隙度損失。在成巖作用早期主要表現為薄膜狀綠泥石膠結,在成巖作用晚期主要表現為大量的碳酸鹽膠結,由于碳酸鹽膠結物充填堵塞孔隙,使孔隙度急劇下降,小孔以上的孔隙幾乎消失殆盡,僅殘留微孔,使儲層變得低孔低滲且致密。

6 結 論

1)長63油層組儲層巖石主要為長石砂巖,粒徑以細粒為主。

2)長63油層組儲層孔隙類型主要是次生孔隙,其中粒內溶孔、粒間溶孔占絕對優勢。

3)長63儲層是研究區的主力儲層,屬中低孔特低滲透致密儲層。

4)中-細粒長石砂巖物性相對較好;粘土礦物和千枚巖巖屑含量增高,碎屑組分穩定成分降低,基質含量增高,孔隙不發育,導致物性變差;溶解作用對儲層物性起建設性成巖作用,壓實作用和碳酸鹽膠結作用對儲層物性起破壞性成巖作用。

[1]李建明,李鵬飛,徐論勛.鄂爾多期盆地華慶地區長6期物源分析[J].長江大學學報(自科版),2009,6(3):N28-51

[2]張路崎,陳恭洋.白豹-坪莊地區延長組長6儲層成巖作用研究 [J].巖性油氣藏,2009,21(1):75-82.

[3]文玲,胡書毅,田海芹.靖安油田延長組長6段低孔低滲透儲層特征及評價 [J].西北地質,2001,34(4):53-60.

[4]曲春霞,楊秋蓮.長慶油田延長組特低滲透儲層物性影響因素分析[J].巖性油氣藏,2008,20(2):43-47.

[5]谷伊娜,李建明,斯尚華,等.華池-慶陽地區三疊系延長組長63儲層物性影響因素分析[J].復雜油氣藏,2010,3(1):28-31.