鄂爾多斯盆地胡尖山油田延長組長61儲層特征及控制因素分析

付文耀,劉春武,劉麗麗,王俊英 (長慶油田分公司第一采油技術(shù)服務處,陜西延安716000)

鄂爾多斯盆地是一個穩(wěn)定沉降的多旋回克拉通盆地,油氣資源豐富[1]。胡尖山油田位于陜北斜坡帶,為一平緩的西傾單斜構(gòu)造 (傾角僅0.5°)[2],研究區(qū)勘探面積695km2。近年來隨著勘探開發(fā)的深入,長61儲層已成為胡尖山油田儲量增長的主力層。研究區(qū)構(gòu)造圈閉不發(fā)育,沉積相帶縱橫向變化較大,儲層空間展布復雜、儲層非均質(zhì)性強、物性普遍較差,總體上為特低孔、滲儲層。因此,深入分析該區(qū)延長組特低孔、滲儲層的控制因素,對預測相對有利儲層分布區(qū),實現(xiàn)油氣勘探的重大突破具有重要意義。筆者在前人研究的基礎上,通過大量鉆井、測井和薄片觀察資料進行了深入的儲層地質(zhì)學研究,分析了儲層的宏觀和微觀特征,并探討了形成該區(qū)儲層特低孔、滲特征的主控因素。

1 儲層巖石學特征

儲集砂巖巖性特征受控于其所處沉積環(huán)境和物源區(qū)性質(zhì)[3]。胡尖山油田延長組屬于鄂爾多斯盆地東北三角洲沉積體系,研究區(qū)主要發(fā)育一套三角洲前緣環(huán)境中形成的陸源碎屑沉積。依據(jù)砂巖分類標準,通過研究區(qū)67塊樣品的巖心觀察和砂巖薄片鑒定表明,研究區(qū)儲層主要為灰色-淺灰色極細-細粒長石砂巖和巖屑長石砂巖 (圖1)。其組分特征為:石英含量 (Q)為17.8%～26.5%,平均值為22.0%,包括單晶石英和多晶石英;長石含量 (F)為 36.9%～60.8%,平均值為 51.7%;巖屑含量 (R)為8.0%～22.2%,平均值為13.7%,主要為火成巖、云母、變質(zhì)巖和沉積巖的巖屑。研究區(qū)砂巖成分成熟度和結(jié)構(gòu)成熟度都較低,成分成熟度指數(shù)Q/(F+R)平均為0.3,反應沉積物搬運距離不遠。

圖1 胡尖山油田長61儲層砂巖分類三角圖

砂巖填隙物組分主要為粘土礦物 (含量為5.1%)、碳酸鹽巖 (含量為2.6%)和硅質(zhì) (含量為0.59%)。粘土礦物X射線衍射分析表明,高嶺石含量最高 (含量為2.6%);其次為綠泥石 (含量為1.7%)。碳酸鹽巖中以鐵方解石 (含量為2.6%)為主,方解石、白云石和鐵白云石含量較少。

砂巖粒度普遍較細,以細砂巖為主,其次為粉砂巖和中砂巖,主要粒徑為0.1～0.25mm,分選磨圓中等-較好,多見次棱角狀。砂巖顆粒間以點-線接觸為主,膠結(jié)類型以孔隙式和加大-孔隙式為主。

1.1 孔隙類型

通過鑄體薄片和掃描電鏡資料統(tǒng)計分析,認為長61儲層的儲集空間包括殘余粒間孔、長石溶孔、晶間孔和巖屑溶孔,其中以殘余粒間孔和長石溶孔為主要的儲集空間。

殘余粒間孔是指砂巖原生孔隙經(jīng)過壓實作用、膠結(jié)作用等成巖作用之后殘余的孔隙空間。一般形成于早成巖階段,是由部分原生孔隙被保存下來或者原生孔隙經(jīng)膠結(jié)作用之后仍保留下來的少量原生粒間孔 (圖2(a))。

胡尖山油田長61儲層經(jīng)歷了中等壓實作用和各種成巖作用后,碎屑顆粒接觸緊密,砂巖的原生粒間孔大大減小,由于研究區(qū)砂巖成分成熟度低,砂巖顆粒易被壓實,原生粒間孔喪失程度更大。然而,在中晚成巖階段由于溶蝕作用形成的長石溶孔 (圖2(b))、巖屑溶孔等次生孔隙,極大地改善了儲層的物性。根據(jù)鑄體薄片觀察與定量統(tǒng)計,研究區(qū)長61儲層總面孔率為0.7%～4.7%,平均面孔率2.67%,儲層孔徑較大,主要分布在5～80μm之間,平均孔徑40.63μm。

1.2 儲層物性及孔喉結(jié)構(gòu)特征

常規(guī)物性分析表明,胡尖山油田長61儲層孔隙度分布在6.25%～15.8%,平均值為11.45%,峰值區(qū)間為10%～12%(圖3);儲層滲透率分布在 (0.03～10.14)×10-3μm2(圖3),平均滲透率1.21×10-3μm2,大于1×10-3μm2的高滲透儲層所占比例較大。長61儲層主要為低孔超低滲儲層。

儲層孔隙系統(tǒng)由孔隙和喉道組成,喉道是兩個孔隙之間的狹窄通道,對儲層的滲流能力起著決定性的作用,喉道的大小和形態(tài)主要取決于砂巖顆粒的接觸關(guān)系、顆粒的大小、膠結(jié)類型等因素[4]。研究區(qū)所受壓實作用中等,喉道形態(tài)以片狀或彎曲片狀為主 (圖4),孔隙縮小型和管束狀喉道較少。壓汞曲線特征表明,儲層門檻壓力大,退汞效率低,孔隙較大,喉道較小,孔喉連通性差。壓汞曲線以陡斜式為主,無明顯平臺段,孔喉分選較差,屬于低滲、特低滲儲層壓汞曲線 (圖5)。

圖3 胡尖山油田長61儲層孔隙度、滲透率直方圖

2 儲層控制因素分析

一般來說,儲層性質(zhì)受多種因素影響[5],通過綜合研究表明,胡尖山油田長61儲層特征主要受沉積環(huán)境和成巖作用控制。

2.1 沉積環(huán)境對儲層的影響

沉積相控制了儲層的空間展布,是影響儲層物性的首要因素。沉積環(huán)境的不同導致巖石類型、粒度的差異,甚至孔隙水的差異,最終導致儲層的物性差異。沉積相帶的分選作用是儲層物性的先決條件,沉積相類型基本上決定儲層的類型以及儲層的發(fā)育狀況。對沉積微相研究的結(jié)果表明,胡尖山油田長61儲層為三角洲前緣沉積,主要發(fā)育水下分流河道、河口砂壩和水下分流間灣等微相類型;對巖樣的沉積微相分析和物性資料統(tǒng)計表明,水下分流河道和河口壩部位儲層物性較好 (表1)。

圖4 胡尖山油田長61儲層喉道類型

儲集巖巖性、粒度大小與沉積環(huán)境對儲層的控制作用具有良好的一致性。胡尖山油田長61儲層巖石類型主要是長石砂巖和巖屑長石砂巖。長石和巖屑對儲層物性的影響既有積極的一面,又有不利的一面。一方面在成巖作用的不同階段,由于長石和巖屑的溶解,形成大量的長石溶孔和巖屑溶孔,儲層物性得以改善;另一方面,由于研究區(qū)巖屑組分含量較高,儲層易被壓實,使得原生粒間孔隙大量喪失,物性變差。根據(jù)物性資料分析表明,胡尖山油田巖性以極細-細粒粉砂巖為主,面孔率較大的巖石粒度主要分布在0.1～0.25mm之間。

圖5 胡尖山油田長61儲層毛管壓力曲線特征

2.2 成巖作用對儲層的影響

成巖作用對儲層儲集性能具有明顯的控制作用,主要表現(xiàn)為建設性成巖作用和破壞性成巖作用。胡尖山油田長61砂巖儲集性能明顯受到成巖作用的影響和改造,對儲層物性影響較大的成巖作用主要有壓實作用、膠結(jié)作用和溶解作用。

表1 胡尖山油田長61儲層不同沉積微相砂體儲層物性對比

2.2.1 壓實作用

壓實作用是碎屑巖固化成巖的主要成巖作用之一,其結(jié)果使顆粒的原生粒間孔隙大為縮小。胡尖山油田長61儲層埋藏深度約為1874～2348m,壓實程度中等,主要表現(xiàn)為:柔性碎屑顆粒因壓實而彎曲,石英、長石等剛性顆粒受應力作用發(fā)生脆性破裂。壓實作用對儲層物性的影響與碎屑巖儲集層的礦物成分有關(guān),一般而言,石英顆粒的抗壓能力最強,長石次之,巖屑的抗壓強度最小。研究區(qū)儲層中巖屑、長石含量普遍較高,長石平均含量51.7%,最高達60.8%,巖屑平均含量13.7%,最高達22.2%。較高含量抗壓能力低的巖屑和長石,以及中等強度的壓實作用共同形成了研究區(qū)低孔低滲的特征。

2.2.2 膠結(jié)作用

膠結(jié)作用是對粒間孔隙的充填,能顯著降低儲層物性,是主要的破壞性成巖作用之一。研究區(qū)對儲層特征影響較大的膠結(jié)類型主要為粘土膠結(jié)、硅質(zhì)膠結(jié)和碳酸鹽膠結(jié)。

粘土礦物主要包括綠泥石、高嶺石和伊利石。綠泥石呈等厚環(huán)邊孔隙薄膜或孔隙襯里產(chǎn)出。環(huán)邊綠泥石膜均勻地包繞在碎屑顆粒的表面,阻止了石英、長石的次生加大[6],此外,它還可以支撐顆粒,降低機械壓實的強度,有利于原生粒間孔隙的保存[7],對儲層的孔隙及結(jié)構(gòu)有明顯的保護作用。由于研究區(qū)長61儲層砂巖的成分成熟度較低,骨架顆粒中的長石在酸性環(huán)境下極易發(fā)生溶蝕,生成自生高嶺石礦物,形態(tài)上多呈蠕蟲狀或書頁狀集合體。伊利石膠結(jié)在研究區(qū)砂巖中發(fā)育程度不高,形態(tài)上多呈毛發(fā)狀,充填于粒間孔隙中。整體上,自生粘土礦物的生長阻塞孔喉,對儲層造成不同程度的傷害,使得儲層物性變差。

硅質(zhì)膠結(jié)作用在研究區(qū)砂巖中分布普遍,但含量較少 (1%～2%),主要以石英次生加大和自形石英晶體產(chǎn)出在碎屑石英顆粒表面、粒間孔壁和粒內(nèi)溶孔中。隨著次生加大石英的不斷加大,粒間孔隙逐漸被充填,致使儲層物性變差,非均質(zhì)性增強。

碳酸鹽膠結(jié)作用在研究區(qū)碎屑巖中非常普遍,主要呈粒間膠結(jié)物、交代物或次生孔隙內(nèi)填充物形式出現(xiàn)。常見微晶狀、晶粒狀或連晶狀產(chǎn)出,研究區(qū)主要存在3種碳酸鹽膠結(jié)物類型,即早期的方解石、中晚期的鐵方解石和晚期的鐵白云石,并且有明顯的多期次形成特征。碳酸鹽膠物多充填孔隙,縮小或堵塞喉道,降低了儲層的孔隙度和滲透率,使儲層物性變差。

2.2.3 溶蝕作用

溶蝕作用是研究區(qū)砂巖中普遍發(fā)生的一種建設性成巖作用類型,是儲層物性得以改善的重要原因。其主要表現(xiàn)在各種易溶的砂巖組分發(fā)生部分甚至全部溶蝕,形成多種類型的次生孔隙,因而對砂巖有較大改善作用。胡尖山油田長61儲層目前處于晚成巖A期階段[8],該段發(fā)育的湖相泥頁巖在熱演化過程中,有機質(zhì)可通過脫羧基作用生成一元、二元有機酸,并釋放出CO2和氮等組分,并隨壓實作用的進行排替到砂巖的孔隙系統(tǒng)內(nèi)。充足的有機酸和CO2使長石溶解,形成溶蝕型次生孔隙,以長石溶孔為主,在一定程度上改善了砂巖儲集層的孔隙結(jié)構(gòu),但是無法從區(qū)域上改變砂巖的儲集結(jié)構(gòu)[9]。

3 結(jié) 論

1)胡尖山油田長61儲層主要為極細-細粒長石巖屑砂巖和巖屑質(zhì)長石砂巖;巖屑主要為火成巖、云母、變質(zhì)巖和沉積巖巖屑;填隙物組分主要為粘土礦物、碳酸鹽巖和硅質(zhì)。

2)儲層發(fā)育殘余粒間孔、長石溶孔、巖屑溶孔和晶間孔,其中殘余粒間孔和長石溶孔是主要的儲集空間,片狀或彎片狀喉道是主要的滲流通道。

3)沉積環(huán)境、儲層巖性和成巖作用是控制儲層特征的主要因素。沉積環(huán)境是影響儲層物性的地質(zhì)基礎,沉積相帶的展布控制了儲層物性的平面特征;儲層較高的長石含量導致次生孔隙的發(fā)育和較強的壓實作用。成巖作用對儲層既有破壞性,又具有建設性。機械壓實作用是孔隙結(jié)構(gòu)變差的主要因素之一;盡管襯邊狀綠泥石為保存一定的原生孔隙起到了積極作用,但是整體上膠結(jié)作用堵塞粒間孔隙,進一步降低了砂巖的儲集性能;溶蝕作用在一定程度上改善了儲層的物性,對儲層改善具有重要意義。

[1]楊俊杰.鄂爾多斯盆地構(gòu)造演化與油氣分布規(guī)律[M].北京:石油工業(yè)出版社,2002.131～180.

[2]吳崇筠,薛叔浩.中國含油氣盆地沉積學 [M].北京:石油工業(yè)出版社,1993.268～293.

[3]何自新.鄂爾多斯盆地演化與油氣 [M].北京:石油工業(yè)出版社,2003.95～105.

[4]方少仙,侯方浩.石油天然氣地質(zhì)儲層沉積學[M].北京:中國石油大學出版社,2002.124～143.

[5]田景春,李琦.濟陽坳陷館陶組河流相砂體儲集性及控制因素研究 [J].礦物巖石,1999,19(4):35～39.

[6]李弘,王芙蓉,戴世立,等.綠泥石膜對儲層孔隙度的影響——以鄂爾多斯盆地M油田延長組2段為例[J].巖性油氣藏,2008,20(4):71～74.

[7]劉林玉,王震亮,張龍.鄂爾多斯盆地鎮(zhèn)北地區(qū)長3砂巖的成巖作用及其對儲層的影響 [J],沉積學報,2006,24(5):690～697.

[8]柳益群,李文厚,馮喬,等.鄂爾多斯盆地東部上三疊統(tǒng)含油砂巖的古地溫及成巖階段[J].地質(zhì)學報,1997,71(1):65～74.

[9]黃龍,田景春,肖玲,等.鄂爾多斯盆地富縣地區(qū)長6砂巖儲層特征及評價 [J].巖性油氣藏,2008,20(1):83～88.