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(xué)油氣資源學(xué)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(xué)油氣資源學(xué)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(fā)育程度與規(guī)?？刂?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(dǎo)致長 2儲層砂巖孔隙度降低的主要原因;膠結(jié)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(jié)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(qū)長 2儲層砂巖的巖石學(xué)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(qū)長 2儲層有利區(qū)預(yù)測提供依據(jù)。

1 長 2儲層巖石學(xué)特征

根據(jù)巖心觀察和薄片鑒定結(jié)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(jié)構(gòu)成熟度高,成巖作用強烈,屬致密砂巖儲集層的巖石學(xué)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(zhì)、方解石、綠泥石,次為石英及長石。泥質(zhì)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(zhì)石英砂巖;3.巖屑質(zhì)石英砂巖;4.長石砂巖;5.巖屑質(zhì)長石砂巖;6.長石質(zhì)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(guān)系以點-線狀為主,凹凸接觸和點接觸次之。膠結(jié)類型主要為薄膜-孔隙式。顆粒具定向排列結(jié)構(gòu),黑云母常沿層面富集。

2 長 2儲層物性特征

根據(jù) 4636件物性資料統(tǒng)計結(jié)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(tài),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(qū)長 2儲層主要為低孔、低滲儲層。

表 1 長 2儲層砂巖物性統(tǒng)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(zhì)上表現(xiàn)為沉積環(huán)境對砂體類型及其孔滲特征的控制。因為不同的沉積環(huán)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(jié)果導(dǎo)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(guī)律。

長 2儲層沉積時期,陜北斜坡不同地區(qū)沉積環(huán)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(tǒng)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(cè)翼沉積與天然堤沉積(表2)。

3.2 成巖作用

根據(jù)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(jié)作用和溶解作用。強烈的機械壓實作用是孔隙結(jié)構(gòu)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(xiàn)有:塑性顆粒 (云母、泥巖、淺變質(zhì)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(gòu),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(dǎo)致長 2儲層物性差的最重要的原因。

碳酸鹽膠結(jié)作用在長 2儲層砂巖中較為發(fā)育,

是影響本區(qū)儲層物性的主要膠結(jié)物類型之一。砂巖薄片鑒定結(jié)果表明,95%以上的砂巖樣品中含有數(shù)量不等的碳酸鹽膠結(jié)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(jié) (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(jié),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(fā)育,在長 2、長 3、長 6、長 8儲層中均有發(fā)現(xiàn)[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(fā)育。僅就所觀察的 9口井而言,其中裂縫較發(fā)育的就有 F14、F15、F42、F63、F91、F4等 6口井,占觀察井數(shù)的 67%。未發(fā)現(xiàn)裂縫或裂縫不發(fā)育的只有 F74、F85、L8等 3口井。

本區(qū)已發(fā)現(xiàn)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(gòu)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(shù)裂縫集中在 10～30cm范圍內(nèi),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(fā)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(fā)育,含油好。F42井,678.5m;b.長 2垂直縫發(fā)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(jié) 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(jié)構(gòu)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(jié)物及次生石英加大,是導(dǎo)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。

[1] 陳永嶠,靳文奇,文志剛,等.靖安油田張渠一、二區(qū)長 213沉積微相研究[J].巖性油氣藏,2008,20(4):43-46.

[2] 嚴云奎,于波,崔志林,等.鄂爾多斯盆地甘谷驛油田長 4+5儲層砂巖成巖作用[J].蘭州大學(xué)學(xué)報:自然科學(xué)版,2009,45(3):8-12

[3] 王鳳琴,王寶清.柴達木盆地北緣下侏羅統(tǒng)儲集巖成巖作用及其對孔隙演化的影響[J]蘭州大學(xué)學(xué)報:自然科學(xué)版,2006,42(5):1-6.

[4] 梁曉偉,韓永林,王海紅,等.鄂爾多斯盆地姬塬地區(qū)上三疊統(tǒng)延長組裂縫特征及其地質(zhì)意義[J].巖性油氣藏,2009,21(2):49-52..

[5] 南珺祥,王素榮,姚衛(wèi)華,等.鄂爾多斯盆地隴東地區(qū)延長組長6-8特低滲透儲層微裂縫研究[J].巖性油氣藏,2007,19(4):40-43.

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(xué)和科研工作

TE122.2+4

A