渭北油田延長組長3儲層孔隙類型及物性控制因素

邵隆坎，周思賓，尹超，吳錦偉，顧麗娜，柳林旺

(中國石化華北油氣分公司勘探開發研究院，河南鄭州 450006)

渭北油田延長組長3儲層孔隙類型及物性控制因素

邵隆坎，周思賓，尹超，吳錦偉，顧麗娜，柳林旺

(中國石化華北油氣分公司勘探開發研究院，河南鄭州 450006)

摘要：通過巖心物性分析、鑄體薄片、掃描電鏡等資料，對渭北油田長3儲層的孔隙類型、物性特征進行研究。研究結果表明,區內長3儲層孔隙類型以粒間溶孔為主，儲層物性的主要控制因素為沉積微相、成巖作用和砂體厚度。根據物性主控因素對長3儲層進行綜合評價，建立了Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ類儲層評價標準,物性最好的一類儲層特征參數為河口壩疊置帶、碳酸鹽膠結物含量小于7%、砂體厚度大于18 m，孔隙度大于12%、滲透率大于0.5×10-3μm2。

關鍵詞：渭北油田;長3儲層；孔隙類型；物性特征；儲層評價；沉積微相；成巖作用

鄂爾多斯盆地油氣勘探主要目的層為三疊系延長組和侏羅系延安組，其中延長組內陸湖盆沉積經歷了一套完整的湖進-湖退過程。長10至長7段為湖進期，長6至長2為湖退期，長7是最大湖進期，盆地內發育了一套穩定的湖相泥巖[1]，渭北油田長3段主要為河流-三角洲砂體，具備形成大型辮狀河三角洲巖性油藏的地質條件，是勘探開發的主要層系[2]。本文通過利用巖礦分析、物性分析、鑄體薄片、掃描電鏡等資料，分析了渭北地區長3油層組砂體的孔隙類型、物性特征，從沉積微相、成巖作用以及砂體厚度3個方面開展物性影響因素研究，探討以物性影響因素為依據的儲層評價標準。

1地質背景

渭北油田位于鄂爾多斯盆地伊陜斜坡東南部，渭北隆起與伊陜斜坡交匯處，區內總體上為西北傾向的單斜構造，地層平緩西傾，構造比較簡單，無斷塊構造圈閉，以巖性油藏為主。其主要含油層位為三疊系延長組長3 段，主要發育湖泊辮狀河三角洲沉積體系，沉積微相主要由水下分流河道、河口壩、復合式壩、遠砂壩、分流間灣等微相組成。渭北油田延長組的物源來源和沉積物的匯聚主要受控于南部渭北古隆起的母巖類型、古隆起形成和演化的影響。

2巖石學特征

根據巖心觀察、薄片鑒定、鑄體圖象分析及掃描電鏡資料，研究區長3儲層為一套成分成熟度較低，結構成熟度中等-較高的砂巖，粒度主要為0.1～0.25 mm，以細粒為主，分選以中等和好為主，磨圓度以次圓-次棱角狀和次棱角狀為主，巖石類型主要發育巖屑長石砂巖，次為長石砂巖和少量長石巖屑砂巖。

3孔隙類型及物性特征

3.1儲層孔隙類型

渭北地區長3段砂巖儲層的孔隙類型主要有剩余粒間孔隙、溶蝕粒間孔隙、溶蝕粒內孔隙、溶蝕填隙物內孔隙、自生礦物晶間孔隙和裂縫孔隙，按照成因可以分為原生孔隙和次生孔隙兩大類。

原生孔隙主要為剩余粒間孔，是砂巖經過機械壓實作用，自生礦物充填成巖作用后殘余的原始孔隙空間，這類孔隙碎屑邊緣無明顯溶蝕痕跡，邊緣清晰。該類孔隙受砂巖成分、組構和成巖作用的控制，一般與其它孔隙類型相伴生，不單獨出現于巖石中。具有孔隙大、喉道粗、孔隙連通性好的特征。充填孔隙的多為薄膜式膠結的綠泥石，此外還有次生加大邊式膠結自生石英與長石和孔隙式充填的綠泥石、方解石、石英、高嶺石及伊利石等，是本區長3儲層的主要原生孔隙類型。

次生孔隙主要發育粒間溶孔，是剩余粒間孔隙在成巖過程中因部分碎屑和填隙物發生溶蝕而被改造擴大形成的溶蝕型次生孔隙。其成因與酸性溶液在砂巖碎屑間運移，溶蝕部分碎屑邊緣、部分填隙雜基和膠結物(碳酸鹽巖礦物)有關，形成各種不規則的溶孔。以這類孔隙為主的砂巖儲集巖主要為顆粒支撐或雜基支撐，含少量膠結物，孔隙大、喉道粗、連通性好，是渭北地區長3儲層的主要次生孔隙類型。

粒內溶孔是指砂巖部分碎屑內部在埋藏成巖過程中發生部分溶解而產生的一類孔隙。其特點為孔隙大小不等，形態不規則，邊緣為鋸齒狀或港灣狀，孔隙多在顆粒內部，且數量比較多，往往呈蜂窩狀或串珠狀。長3儲層溶蝕粒內孔隙多見于長石、云母和部分巖屑內，常見溶蝕粒內孔隙與溶蝕粒間孔隙連通。溶蝕粒內孔隙常與溶蝕粒間孔隙伴生分布，但分布很不均勻。這類孔隙連通性差，對儲層物性貢獻小。

填隙物內微孔隙包括雜基微孔隙和自生膠結物中存在的晶間孔隙，為一種原生與次生混合孔隙。雜基微孔隙在分選比較差的雜基含量較高的砂巖中常見，這類孔隙連通性差，對儲層物性貢獻小[3-4]。

3.2物性特征

渭北地區420多個巖心樣品物性分析結果表明，長3段砂巖孔隙度一般4%～16%，最小值1.47%，平均孔隙度10.60%；砂巖滲透率主要分布于(0.1～0.8)×10-3μm2，最小值0.05×10-3μm2，平均滲透率0.68×10-3μm2，屬于低孔-特低孔超低滲致密砂巖儲層。分析滲透率與分析孔隙度呈良好的指數關系。

4物性控制因素

4.1沉積微相對物性的影響

沉積微相有效控制著儲層的初始儲集性和儲層的發育狀況，對區內探井沉積微相和儲層物性的關系進行了分析，結果表明沉積微相對儲層物性的發育具有明顯的控制作用。水下分流河道和水道型河口壩形成于較高能的環境中，較強的水動力將砂巖顆粒不斷篩選，其分選和磨圓相對較好，填隙物含量相對較少，多為純凈的細砂巖，具有較好的初始儲集條件，有利于后期溶蝕作用的發生；遠砂壩形成于水動力較弱的三角洲遠端地區，夾有較多的粉砂和泥質，孔喉連通性較差，易在壓實和膠結作用下造成初始較低的孔隙度和滲透率再次變差[5-7]。

4.2成巖作用對物性的影響

4.2.1 早期壓實、后期膠結導致孔隙損失

渭北地區長3段為低孔-特低孔、特低滲-超低滲儲層。地層經歷過較大幅度的抬升，現今埋藏淺，然而曾經經歷過比較深的埋藏，壓實作用較強，顆粒以點-線接觸為主，壓實作用損失了大部分孔隙度、滲透率。膠結作用減孔量可以約等于砂巖中膠結物的含量，這些膠結物占據一定的空間，這些空間為砂巖沉積時的孔隙或者后期溶蝕作用改造形成的孔隙被沉淀下來的膠結物所占據，造成砂巖中孔隙減少，孔隙度降低。渭北地區長3段膠結物主要有方解石、白云石、含鐵白云石、含鐵方解石、石英、高嶺石、綠泥石、伊利石等。膠結物含量2%～17%，平均含量11.5%，膠結物減孔量為2%～17%。渭北地區儲層原始孔隙度平均為36%，其壓實減孔量平均20.9%，壓實減孔量占總減孔量的64%,膠結減孔量平均為11.5%，占總減孔量的36%。

4.2.2 溶蝕有利于次生孔隙的形成

砂巖中的任何碎屑顆粒、雜基、膠結物和交代礦物，包括最穩定的石英和硅質膠結物，在一定的成巖環境中都可以不同程度地發生溶蝕作用，溶蝕作用的結果是在儲層中產生次生孔隙。碎屑巖中常見的次生孔隙分包括粒間溶孔、粒內溶孔、雜基內溶孔、膠結物內溶孔、超大溶孔、鑄模孔、晶間孔等[7-8]。渭北地區延長組長3段儲層以次生孔隙為主，主要是粒間溶孔、粒內溶孔。粒間溶孔主要是顆粒之間的填隙物被溶解形成，粒內溶孔主要是長石被溶蝕和巖屑被不均一溶蝕形成的孔隙。

4.3砂體厚度對儲層物性的控制

通過對實鉆井砂體厚度與孔隙度和滲透率的相關性分析，結果表明該小層砂體厚度與孔隙度具有較高的相關性,該小層砂體厚度與滲透率同樣也具有較高的相關性(圖1)。其中0～12 m厚砂體孔隙度為7.7%，滲透率為0.27×10-3μm2，12～18 m厚砂體孔隙度為10.8%，滲透率為0.51×10-3μm2，厚度大于18 m的砂體孔隙度為12.1%，滲透率為0.76×10-3μm2。

5長3段孔隙及物性控制因素評價

綜合沉積相分析、砂體厚度和成巖作用,對研究區長3儲層進行評價。共評價出3類儲層，Ⅰ類儲層主要位于河口壩疊置帶，碳酸鹽膠結物含量小于7%，砂體厚度大于18 m，儲層孔隙度大于12%，滲透率大于0.5×10-3μm2；Ⅱ類儲層主要位于水下分流河道，砂體厚度主要集中在12～18 m，碳酸鹽膠結物含量主要集中7%～15%，儲層孔隙度8%～12%，滲透率在(0.3～0.5)×10-3μm2；Ⅲ類儲層主要位于遠砂壩，碳酸鹽膠結物含量大于15%，砂體厚度小于12 m，儲層孔隙度小于8%，滲透率小于0.3×10-3μm2(表1)。

圖1　砂體厚度與孔隙度和滲透率的關系

油組分級沉積微相(一級控制)碳酸鹽膠結物含量/%(二級控制)砂厚/m(三級控制)孔隙度/%滲透率/(10-3μm2)長3Ⅰ類Ⅱ類Ⅲ類河口壩水下分流河道遠砂壩<77～15>15>1812～18<12>128～12<8>0.50.3～0.5<0.3

6結論

(1)渭北地區延長組長3段儲層孔隙類型主要以粒間溶孔為主，其次為原生剩余粒間孔和粒內溶孔。儲層滲透率隨孔隙度增加增大，兩者呈良好的指數關系。

(2)沉積微相對儲層物性的發育具有明顯的控制作用，水下分流河道和水道型河口壩具有較好的初始儲集條件，有利于后期溶蝕作用的發生，砂體厚度大，縱向上多層疊加連續；遠砂壩夾有較多的粉砂和泥質，孔喉連通性較差，易在壓實和膠結作用下造成初始較低的孔隙度和滲透率再次變差，砂體縱向上薄不連續，隔夾層發育。

(3)根據長3儲層物性主控因素建立了長3儲層評價模型，綜合沉積微相、成巖作用以及砂體厚度對儲層物性的影響，在沉積微相的控制下，根據膠結物含量低，再優選砂體厚度大的思路下，評價出本區物性最好的Ⅰ類儲層特征參數為河口壩疊置帶，碳酸鹽膠結物含量小于7%、砂體厚度大于18 m，孔隙度大于12%，滲透率大于0.5×10-3μm2。

參考文獻

[1]何自新.鄂爾多斯盆地演化與油氣[M]．北京:石油工業出版社,2003:72-75.

[2]竇偉坦,侯明才,陳洪德.鄂爾多斯盆地三疊系延長組油氣成藏條件及主控因素研究[J].成都理工大學學報(自然科學版),2008,35(6):686-692.

[3]鐘鳴,田景春,雷啟宏,等.鄂爾多斯盆地賀旗-環北地區延長組長8段儲層特征及控制因素[J].石油地質與工程，2014,28(2):27-30.

[4]萬旸璐,段福海,楊哲.鄂爾多斯盆地鎮涇地區長6、長8儲層物性對比研究[J].石油地質與工程，2012,26(2):14-15.

[5]王寶清,徐文發,徐占力,等.三肇地區扶余和楊大城子油層儲集巖的成巖作用[J].石油與天然氣地質,2001,22(1):82-87.

[6]張亮,楊江,張鵬,等.鄂爾多斯盆地旬邑地區長8儲層特征及控制因素分析[J].石油地質與工程，2015,29(2):49-52.

[7]肖暉,吳小斌,何丹,等.鄂爾多斯盆地鎮川地區長3低滲儲層特征及其控制因素[J].斷塊油氣田，2011,18(6):701-704.

[8]黃思靜,張萌,朱世全,等.砂巖孔隙成因對孔隙度/滲透率關系的控制作用[J].成都理工大學學報(自然科學版)，2004,31(6):648-653.

編輯：吳官生

文章編號：1673-8217(2016)01-0056-03

收稿日期：2015-10-26

作者簡介：邵隆坎，碩士研究生，1987年生，2012年畢業于西南石油大學礦產普查與勘探專業，主要從事油氣田開發研究工作。

中圖分類號：TE112.23

文獻標識碼：A