渤中凹陷A2－1構(gòu)造東營(yíng)組儲(chǔ)層物性控制因素分析

朱文森，王清斌，劉士磊，宋章強(qiáng)，王雪蓮，陳延芳

(中海石油(中國(guó)）有限公司天津分公司渤海油田勘探開(kāi)發(fā)研究院，天津 300452）

渤中凹陷A2－1構(gòu)造東營(yíng)組儲(chǔ)層物性控制因素分析

朱文森，王清斌，劉士磊，宋章強(qiáng)，王雪蓮，陳延芳

(中海石油(中國(guó)）有限公司天津分公司渤海油田勘探開(kāi)發(fā)研究院，天津 300452）

根據(jù)巖石薄片、掃描電鏡、物性和測(cè)井等資料，分析了渤中凹陷A2－1構(gòu)造東營(yíng)組砂巖儲(chǔ)層品質(zhì)控制因素，探討了測(cè)試段產(chǎn)能差異的原因。通過(guò)分析認(rèn)為:渤中凹陷古近系東營(yíng)組儲(chǔ)層物性主要受壓實(shí)作用、沉積條件、碳酸鹽膠結(jié)、溶蝕作用和黏土轉(zhuǎn)化階段控制。在負(fù)膠結(jié)物投點(diǎn)圖上，大部分砂巖都落在壓實(shí)作用區(qū)間，顯示了壓實(shí)作用是減少孔隙的主要因素;沉積條件對(duì)儲(chǔ)層物性的影響突出體現(xiàn)在粒度和泥質(zhì)含量方面的影響，隨著粒度變細(xì)、泥質(zhì)含量增加，滲透率明顯降低。儲(chǔ)層中普遍含碳酸鹽膠結(jié)物且含量較高，是DST2測(cè)試段滲透率低、產(chǎn)能差的重要原因之一。兩測(cè)試段儲(chǔ)層中溶蝕作用普遍存在，主要體現(xiàn)在對(duì)長(zhǎng)石的溶蝕，DST2測(cè)試段是強(qiáng)超壓的半封閉系統(tǒng)，溶出物不能有效帶出系統(tǒng)而沉淀在孔隙和喉道中，對(duì)儲(chǔ)層物性破壞較大。黏土轉(zhuǎn)化階段與滲透率的快速降低段有較好的對(duì)應(yīng)關(guān)系，滲透率變差段主要出現(xiàn)在伊蒙混層有序混層帶以下。

渤中凹陷;東營(yíng)組;儲(chǔ)層物性;控制因素;渤海灣盆地

渤中凹陷古近系東營(yíng)組儲(chǔ)層發(fā)育，是渤中凹陷重要勘探目的層系之一。該區(qū)A2－1構(gòu)造已鉆探了兩口井，初步證實(shí)館陶組—東營(yíng)組油氣顯示活躍，具多套含油層系。A2－1－2井在東營(yíng)組喜獲工業(yè)油氣流，進(jìn)一步揭示了渤中凹陷東營(yíng)組勘探潛力，也揭示出一些問(wèn)題:該井進(jìn)行了3次DST測(cè)試，DST2測(cè)試產(chǎn)能極低，DST3測(cè)試獲得高產(chǎn)，測(cè)試段產(chǎn)能差別大;物性資料表明，兩測(cè)試段巖心滲透率差別大。因此，落實(shí)該構(gòu)造東營(yíng)組儲(chǔ)層物性主控因素對(duì)指導(dǎo)該區(qū)帶東營(yíng)組勘探具有重要意義。

1 區(qū)域地質(zhì)特征

A2－1構(gòu)造位于石臼坨凸起與427構(gòu)造相交處邊界大斷層下降盤(pán)的坡折帶上(圖1），具有滾動(dòng)性質(zhì)的半背斜構(gòu)造，構(gòu)造緊鄰渤中西次洼，油源充足，成藏條件優(yōu)越。

圖1 A2－1構(gòu)造區(qū)域位置Fig.1 Location of structure A2－1

2 儲(chǔ)層物性影響因素

圖2 A2－1－2井DST3(紅色）和DST2(藍(lán)色）測(cè)試段儲(chǔ)層物性(205個(gè)樣品）ig.2 Reservoir properties of DST3(red）and DST2(blue）of well A2－1－2(205 data point）

從兩測(cè)試段實(shí)測(cè)孔滲結(jié)果(圖2）可以看出，DST3測(cè)試段孔滲整體上要比DST2測(cè)試段好。DST3測(cè)試段以中孔中滲和中孔低滲為主，DST2測(cè)試段以中孔低滲和中孔特低滲為主。兩測(cè)試段孔隙度相近，滲透率相差大。與渤中整體物性相比，DST2測(cè)試段物性更低。本文主要在巖石薄片、掃描電鏡、物性和測(cè)井等資料的分析基礎(chǔ)上，從壓實(shí)作用、沉積條件、碳酸鹽膠結(jié)作用、溶蝕作用和黏土演化等方面分析對(duì)儲(chǔ)層物性的影響。

2.1 壓實(shí)作用對(duì)儲(chǔ)層物性的影響

沉積物在埋藏過(guò)程中，在上覆沉積物的重荷下，礦物顆粒發(fā)生重新排列、排出粒間水，密度增加、孔隙度減小，即為壓實(shí)作用，該過(guò)程是不可逆的［1］。A2－1－2井東營(yíng)組埋深超過(guò)3 000 m，整體壓實(shí)作用強(qiáng)，在負(fù)膠結(jié)物投點(diǎn)圖上大部分砂巖都落在壓實(shí)作用區(qū)間，顯示了壓實(shí)作用是減少孔隙的首要因素。碳酸鹽膠結(jié)物含量主要分布在5% ～20%之間，部分樣品落在了膠結(jié)作用區(qū)間，膠結(jié)作用對(duì)儲(chǔ)層孔隙度的影響也較明顯(圖3）。

圖3 A2－1－2井負(fù)膠結(jié)物投點(diǎn)Fig.3 Minus-cement point diagram of well A2－1－2

2.2 沉積條件對(duì)儲(chǔ)層物性的影響

不同沉積相帶儲(chǔ)層物性均有差異，同一沉積相帶中，由于水動(dòng)力條件的變化，沉積物成分及結(jié)構(gòu)也有變化，也會(huì)導(dǎo)致滲透率的差異［2－4］。沉積作用控制了砂巖的粒度、分選、單砂層厚度、雜基含量、砂泥配置關(guān)系等，這些對(duì)儲(chǔ)層物性均有明顯的影響。儲(chǔ)層以三角洲前緣為主，該區(qū)沉積條件對(duì)儲(chǔ)層物性的影響突出體現(xiàn)在粒度和泥質(zhì)含量上。

2.2.1 粒度的影響

在整體三角洲的大背景下，顆粒相對(duì)較粗的砂巖沉積水動(dòng)力強(qiáng)，填隙物含量低，顆粒支撐作用強(qiáng)，孔隙大、孔喉大，孔隙流體運(yùn)移活躍，影響儲(chǔ)層保持孔滲，尤其對(duì)滲透率影響更大。圖4顯示，A2－1－2井取心段粒度中值在0.06～0.18 mm之間，并與孔隙度呈弱正相關(guān)，與滲透率呈明顯正相關(guān)。統(tǒng)計(jì)表明細(xì)砂巖滲透率的高值段集中在(5～50）×10－3μm2，部分滲透率超過(guò) 100 ×10－3μm2，細(xì)砂級(jí)以下砂巖整體滲透率均較低，滲透率的高值段集中在(0.1～5） ×10－3μm2(圖5）。從兩測(cè)試段取心情況看，DST3高產(chǎn)能測(cè)試段主要以細(xì)砂為主，DST2測(cè)試段主要以極細(xì)砂為主，由于兩者粒度的差異導(dǎo)致滲透率的差異是兩測(cè)試段產(chǎn)能差異的主要原因之一。

圖4 A2－1－2井取心段粒度中值與孔隙度和滲透率的關(guān)系Fig.4 Relations between median size and porosity or permeability of coring interval of well A2－1－2

圖5 A2－1－2井取心段極細(xì)砂(左）和細(xì)砂(右）滲透率分布直方圖Fig.5 Distribution histogram of permeability of very fine sand(left）and fine sand(right）of coring interval in well A2－1－2

2.2.2 泥質(zhì)含量的影響

泥質(zhì)含量較高的砂巖在埋藏條件下，泥質(zhì)會(huì)在壓實(shí)作用下以假雜基形態(tài)堵塞孔隙和喉道，使?jié)B透性變差。A2－1－2井DST3測(cè)試段砂巖巖心掃描自然伽馬平均值為102API，DST2測(cè)試段砂巖巖心掃描自然伽馬平均值為136API，DST2測(cè)試段整體泥質(zhì)含量高對(duì)儲(chǔ)層滲透率影響較大。

2.3 碳酸鹽膠結(jié)對(duì)儲(chǔ)層物性的影響

碳酸鹽膠結(jié)作用是影響儲(chǔ)層質(zhì)量的重要因素之一，高碳酸鹽膠結(jié)物含量帶常對(duì)應(yīng)低孔隙度發(fā)育帶［5］。A2－1－2井兩測(cè)試段碳酸鹽含量均較高，薄片統(tǒng)計(jì)顯示碳酸鹽平均值大于15%，局部超過(guò)40%，碳酸鹽膠結(jié)物的含量與孔隙度和滲透率都呈較強(qiáng)的負(fù)相關(guān)性(圖6），碳酸鹽膠結(jié)作用是影響儲(chǔ)層品質(zhì)的另一重要原因。碳酸鹽膠結(jié)物主要有鐵方解石、白云石、菱鐵礦。菱鐵礦一般認(rèn)為是早成巖期的膠結(jié)物［6］。研究區(qū)東營(yíng)組菱鐵礦以假雜基形態(tài)和團(tuán)塊狀為主，菱鐵礦發(fā)育位置的顆粒主要以點(diǎn)接觸為主，反映了菱鐵礦主要形成于砂巖原生孔隙發(fā)育的早成巖期(圖7a、7b）。鐵方解石和白云石以充填壓實(shí)后殘余孔隙為主，應(yīng)主要形成于埋深較大的成巖期，這類(lèi)碳酸鹽堵塞孔隙及喉道對(duì)儲(chǔ)層物性影響較大(圖7c、7d）。從薄片統(tǒng)計(jì)情況來(lái)看，DST3測(cè)試段砂巖碳酸鹽含量低于10%的比例超過(guò)40%，而DST2測(cè)試段砂巖碳酸鹽含量低于10%的樣品不超過(guò)10%，一般碳酸鹽含量大于10%對(duì)儲(chǔ)層物性影響較大，碳酸鹽的分布差異性也是造成兩測(cè)試段滲透率差異、產(chǎn)能差異的重要原因之一。

圖6 A2－1－2井取心段碳酸鹽膠結(jié)物含量與孔隙度和滲透率的關(guān)系Fig.6 Relations between content of carbonate cement and porosity or permeability of coring interval in well A2－1－2

圖7 A2－1－2井儲(chǔ)層中碳酸鹽膠結(jié)物薄片照片F(xiàn)ig.7 Thin section photo of carbonate cement in sandstone reservoirs of well A2－1－2

2.4 溶蝕作用對(duì)儲(chǔ)層物性的影響

東營(yíng)組儲(chǔ)層大部分處在伊蒙間層的有序混層帶。伊蒙間層的有序混層帶是蒙脫石大量脫去晶間水向伊利石轉(zhuǎn)化的深度帶，脫水的過(guò)程中把泥巖生成的有機(jī)酸帶入儲(chǔ)層中，產(chǎn)生溶蝕作用［7－9］。研究區(qū)東營(yíng)組以長(zhǎng)石砂巖為主，少量巖屑長(zhǎng)石砂巖。長(zhǎng)石含量較高，為溶蝕作用提供了物質(zhì)基礎(chǔ)［10］(圖8）。掃描電鏡和薄片下都見(jiàn)到了大量長(zhǎng)石顆粒的溶蝕現(xiàn)象，部分顆粒完全溶蝕形成鑄模孔(圖9）。兩測(cè)試段都見(jiàn)到了明顯的長(zhǎng)石溶蝕現(xiàn)象，但兩測(cè)試段的滲透率和產(chǎn)能差別較大，這說(shuō)明溶蝕作用并不能成為儲(chǔ)層品質(zhì)改善的決定性作用。高產(chǎn)能的DST3測(cè)試段為正常壓力系統(tǒng)，與系統(tǒng)外流體交換頻繁，溶出物能夠有效帶出或重新分配;低產(chǎn)能的DST2測(cè)試段為強(qiáng)超壓系統(tǒng)，壓力系數(shù)1.6，在強(qiáng)超壓的半封閉系統(tǒng)中，溶出物不能有效帶出系統(tǒng)而沉淀在孔隙和喉道中，反而對(duì)儲(chǔ)層物性破壞較大。

圖8 長(zhǎng)石溶蝕Fig.8 Dissolution of feldspar

圖9 顆粒溶蝕Fig.9 Dissolution of grains

2.5 黏土轉(zhuǎn)化階段對(duì)儲(chǔ)層物性的影響

黏土礦物對(duì)儲(chǔ)層物性有著重要的影響，黏土礦物的演化階段對(duì)儲(chǔ)層滲透率影響較大［11］。隨著成巖階段加深，伊利石的大量生成往往是滲透率快速降低的重要原因。高產(chǎn)的DST3測(cè)試段主要位于I/S的有序混層帶，DST2測(cè)試段主要位于I/S的超點(diǎn)陣有序混層帶，I/S中蒙脫石含量均在15%以下，這一因素可能也是造成儲(chǔ)層品質(zhì)差異的原因之一。

3 結(jié)論

(1）渤中凹陷A2－1構(gòu)造東營(yíng)組儲(chǔ)層埋深超過(guò)3 000 m，整體壓實(shí)作用強(qiáng)，壓實(shí)作用是減少孔隙的首要因素。沉積條件對(duì)該構(gòu)造物性的影響突出體現(xiàn)在粒度和泥質(zhì)含量上。隨著粒度變細(xì)、泥質(zhì)含量增加，滲透率快速降低，是造成低產(chǎn)層的主要原因。

(2）儲(chǔ)層中普遍含碳酸鹽膠結(jié)物且含量較高是DST2測(cè)試段滲透率低、產(chǎn)能差的重要原因之一。進(jìn)入I/S的超點(diǎn)陣有序混層帶后，大量生成的伊利石堵塞孔喉，使?jié)B透率快速降低，也是造成產(chǎn)能差的重要原因。

(3）溶蝕作用不是該構(gòu)造儲(chǔ)層品質(zhì)改善的決定性作用，儲(chǔ)層品質(zhì)整體改善還受其它因素制約，DST2測(cè)試段強(qiáng)超壓的半封閉系統(tǒng)，溶出物不能有效帶出系統(tǒng)，而沉淀在孔隙和喉道中，對(duì)儲(chǔ)層物性破壞較大。

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Analysis on the controlling factors of reservoir property in Dongying formation of structure A2－1 in Bozhong Sag

ZHU Wensen，WANG Qingbin，LIU Shilei，SONG Zhangqiang，WANG Xuelian，CHEN Yanfang
(Exploration and Development Research Institute of Bohai Oil Field of Tianjin Limited，CNOOC，Tianjin 300452，China）

On the basis of thin section analysis，electron microprobe scanning，physical properties and logging data，this paper studies on controlling factors of reservoir in Paleogene Dongying formation of structure A2－1 in Bozhong Sag and discusses the reasons for different productions between the test sections.Through the analysis concerned，sandstone reservoir properties of Dongying formation in Bozhong Sag are mainly controlled by compaction，depositional environment，carbonate cementation，dissolution and clay transformation stage.In the minus-cement point diagram，most of the points are in the lower left corner，meaning compaction is the major factor of decreasing porosity.Influence of depositional environment on reservoir properties reflected most outstandingly in respect of grain size and clay content.With decreasing of grain size and increasing of clay content，permeability is rapidly decreasing.Those are the major causes of low yield.One of the reasons of low permeability and productivity of DST2 is that reservoirs generally contain carbonate cement.Dissolution which mainly reflected in the dissolution of feldspar generally exists in two test sections，DST2 test section is semi-closed system with strong overpressure，dissolving objects can＇t be effectively brought out from the system and deposit in pore and throat which destroyed reservoir properties a lot.Clay transformation stage has a good corresponding relationship with permeability，and permeability becomes worse when I/S(S%）is less than 15%.

Bozhong Sag;Dongying formation;reservoir properties;controlling factors;Bohai Bay Basin

TE122.2+3

A

10.3969/j.issn.1008－2336.2011.04.059

1008－2336(2011）04－0059－04

國(guó)家科技重大專(zhuān)項(xiàng)“近海富烴凹陷資源潛力再評(píng)價(jià)和新區(qū)、新領(lǐng)域勘探方向”(2008ZX05023－001－004）;中海石油(中國(guó)）有限公司天津分公司“十一五”重大基礎(chǔ)研究項(xiàng)目“渤海灣地區(qū)古近系層序地層及隱蔽圈閉分布預(yù)測(cè)”(SC06TJ－TQL－004－BH02）。

2011－05－26;改回日期:2011－05－30

朱文森，女，1985年生，助理工程師，2008年畢業(yè)于長(zhǎng)江大學(xué)資源勘查工程專(zhuān)業(yè)，現(xiàn)主要從事地層、儲(chǔ)層綜合研究工作。E-mail:zhuws@cnooc.com。