廊固凹陷河西務構造帶沙四段低滲儲層特征及其成因機制

周 磊,操應長,葸克來,趙賢正,金鳳鳴,董雄英

(1.中國石油大學地球科學與技術學院,山東青島 266580；

2.中國石油公司華北油田分公司勘探開發(fā)研究院,河北任丘 062552)

廊固凹陷河西務構造帶沙四段低滲儲層特征及其成因機制

周 磊1,操應長1,葸克來1,趙賢正2,金鳳鳴2,董雄英2

(1.中國石油大學地球科學與技術學院,山東青島 266580；

2.中國石油公司華北油田分公司勘探開發(fā)研究院,河北任丘 062552)

通過薄片鑒定、物性測試、壓汞測試等化驗資料分析,結合鏡下薄片觀察和包裹體測溫,采用地質(zhì)歷史時期儲層物性反演的方法,對廊固凹陷河西務構造帶沙四段儲層特征及成因機制進行研究。結果表明:廊固凹陷河西務構造帶沙四段儲層屬低孔特低滲儲層,沉積作用差異是低滲透形成的根本原因,不同沉積作用形成的儲層物質(zhì)組成、粒度、分選不同,導致儲層原始物性發(fā)生分異；成巖作用是低滲透形成的關鍵,成巖早期的快速壓實、成巖中后期膠結物充填以及缺少有效的增孔和?？讬C制最終導致低滲儲層的形成；運用地質(zhì)歷史時期物性反演的方法建立儲層物性演化史,能定量重現(xiàn)孔隙度和滲透率的演化過程。

低滲透儲層；成因機制；物性反演；成巖演化；廊固凹陷

低滲透油藏儲層的成因[1-6]是油氣勘探研究的熱點和難點,目前研究普遍側重于地質(zhì)因素的效應分析,把成因籠統(tǒng)地歸結于地質(zhì)因素疊加的結果；少數(shù)學者對低滲透儲層的成因過程進行了定量剖析,卻簡單地以孔隙度代替滲透率作為研究參數(shù),缺少對滲透率的定量研究,導致儲層低滲形成的時期難以確定。河西務構造帶是廊固凹陷主要的油氣聚集帶,其中深層油藏主要為低滲透油藏,儲層質(zhì)量差、非均質(zhì)性強,預測難度大。不同成因類型和形成時期的低滲透儲層其性質(zhì)、分布規(guī)律、開采方法不同。因此,筆者根據(jù)巖石薄片、壓汞測試、物性測試等資料,結合該區(qū)的沉積、成巖特征,對廊固凹陷河西務構造帶沙四段低滲透儲層特征及成因機制進行研究。

1 區(qū)域地質(zhì)背景

河西務構造帶位于廊固凹陷東部,是廊固凹陷重要的二級構造帶之一,東起河西務斷層、西至楊稅務斷層,南起牛坨鎮(zhèn)凸起,北至銅柏鎮(zhèn)斷層,受北東走向斷裂控制,整體具有東抬西傾、南高北低的構造特征[7]。沙四段沉積時期是盆地初始斷裂期,廊固凹陷與武清凹陷尚未分離,河西務斷層尚處于雛形,活動較穩(wěn)定,始新世末期的抬升運動使河西務部分地區(qū)沙四段遭受少量剝蝕；沙三段沉積時期為強烈斷陷期,河西務地區(qū)持續(xù)接受沉積；沙二段為斷陷回返上升期,牛坨鎮(zhèn)凸起、河西務地區(qū)強烈抬升,造成沙三段地層的大面積剝蝕,并使廊固與霸縣、武清凹陷分離,形成河西務構造帶。沙四段沉積時期西部滄縣-葛漁城物源和北部燕山物源提供的碎屑物質(zhì)在研究區(qū)形成辮狀河三角洲沉積。

表1 河西務構造帶沙四段南、北區(qū)塊巖石學特征Table 1 Petrological characteristics of Es4of Hexiwu structural zone

2 低滲儲層特征

2.1 巖石學特征

河西務構造帶沙四段儲層巖石類型以長石砂巖類為主,成分成熟度中等。薄片鏡下觀察發(fā)現(xiàn),河西務構造帶以務10-安23井一線為界分為南、北兩區(qū)塊的巖石學特征存在明顯差異(表1):南部區(qū)塊石英、長石含量高于北部區(qū)塊,而巖屑含量則明顯低于北部區(qū)塊,其中以巖漿巖巖屑最為明顯；南、北兩區(qū)塊膠結物總含量基本相當,但南部區(qū)塊碳酸鹽膠結物含量平均為2.7%,硅質(zhì)膠結物為6.5%,而北部區(qū)塊碳酸鹽膠結物含量達11.0%,硅質(zhì)膠結物僅為2.0%。

2.2 物性特征

廊固凹陷河西務構造帶沙四段儲層物性整體較差,孔隙度低于15%的樣品占66.9%,平均孔隙度僅為13.3%,滲透率有近80%的樣品介于(0.1～10)×10-3μm2,屬低孔—特低滲儲層。對比南、北區(qū)塊儲層物性特征發(fā)現(xiàn),南部區(qū)塊儲層物性好于北部區(qū)塊(圖1)。

圖1 河西務構造帶沙四段儲層物性分布直方圖Fig.1 Property distribution histogram of Es4of Hexiwu structural zone

河西務構造帶沙四段為辮狀河三角洲沉積,主要發(fā)育辮狀河三角洲前緣的水下分流河道、席狀砂和水下分流間灣微相等,發(fā)育小規(guī)模河口壩沉積。不同微相儲層物性差異明顯:水下分流河道儲層孔隙度主要分布在10%～20%,滲透率大于1×10-3μm2的占60%以上；河口壩儲層物性與水下分流河道儲層相差不大,其滲透率大于1×10-3μm2的儲層含量超過50%；席狀砂儲層物性較差,孔隙度主要分布在5%～15%,有75%的儲層滲透率小于1× 10-3μm2,但仍不乏相對優(yōu)質(zhì)儲層；水下分流間灣儲層物性最差,基本不含優(yōu)質(zhì)的儲層,有近90%的儲層滲透率小于1×10-3μm2。

2.3 儲集特征

鑄體薄片觀察發(fā)現(xiàn),研究區(qū)儲層儲集空間為原生孔隙和次生孔隙混合型(圖2(a)),原生孔隙含量遠多于次生孔隙,次生孔隙主要為長石、巖屑等顆粒的粒間溶擴孔及顆粒內(nèi)溶孔(圖2(g)、(h)、(i)),裂縫不發(fā)育。通過儲層壓汞測試和物性資料將儲層劃分了3大類5小類(表2):Ⅰ類儲層為中高孔中低滲儲層,孔喉相對較大、排驅(qū)壓力小于0.1 MPa,該類儲層埋深較淺；Ⅱ類儲層為細喉型、排驅(qū)壓力0.15～1 MPa、孔喉分選中等,屬低孔-特低滲儲層；Ⅲ類儲層為小孔-細喉/微細喉型,排驅(qū)壓力大于1 MPa,分選較差,屬低孔超低滲儲層,Ⅱ、Ⅲ類儲層占研究區(qū)全部儲層大于80%。不同孔隙結構的儲層物性分布范圍及孔-滲關系不同。

圖2 河西務構造帶沙四段儲層孔隙類型及主要成巖作用特征Fig.2 Characteristics of types of pore and diagenetic of Es4of Hexiwu structural zone

表2 河西務構造帶沙四段儲層孔隙結構分類Table 2 Classification of reservoir pore structure of Es4of Hexiwu structural zone

2.4 成巖特征

廊固凹陷河西務構造帶沙四段儲層成巖作用類型多樣,其中對儲層物性產(chǎn)生明顯影響的成巖作型主要有以下類型:

(1)壓實作用。研究區(qū)儲層顆粒接觸方式主要為線接觸(圖2(b)),可見部分凹凸接觸。利用鑄體薄片觀察定量統(tǒng)計儲層膠結物面孔率和溶蝕孔隙面孔率,并通過面孔率和孔隙度的關系計算出膠結物減孔量(φ膠結物)和溶蝕增孔量(φ溶蝕)。根據(jù)不同分選條件下未固結砂巖原始孔隙度φ原始=20.91+ 22.90/So,計算壓實減孔量φ壓實=φ原始-φ膠結物-φ現(xiàn)今+φ溶蝕,沙四段儲層的壓實減孔量為11.0%～29.4%,壓實減孔率為29.3%～68.6%,平均為52.1%,可見壓實作用使儲層物性急劇變差。

(2)膠結作用。研究區(qū)儲層膠結物類型包括碳酸鹽膠結物、硅質(zhì)膠結物、硬石膏膠結物及少量黃鐵礦膠結物和黏土礦物膠結物等。碳酸鹽膠結物主要為方解石和白云石膠結物,呈孔隙式膠結,充填孔隙并堵塞喉道(圖2(c)、(d)),可見到碳酸鹽膠結物與顆粒及碳酸鹽膠結物之間的交代現(xiàn)象；硅質(zhì)膠結物以石英環(huán)邊膠結的形式產(chǎn)出,在南部區(qū)塊可見到石英兩期次生加大(圖2(e))；硬石膏膠結物主要出現(xiàn)在南部區(qū)塊,充填孔隙,可見硬石膏膠結物與碳酸鹽膠結物發(fā)生交代(圖2(f))；統(tǒng)計表明,沙四段膠結減孔量為4.3%～21.1%,膠結減孔率為9.43%～53.6%,平均減孔率為25.1%；膠結作用能破壞儲層物性,但另一方面又能保護儲層物性。統(tǒng)計表明,孔隙度與碳酸鹽膠結物含量呈負相關關系,而與硅質(zhì)膠結物呈正相關關系(圖3),分析認為硅質(zhì)膠結物以石英環(huán)邊的形態(tài)產(chǎn)出,在顆粒接觸處有助于抑制壓實而保存一定量的原生孔隙。

圖3 不同類型膠結物含量與孔隙度關系Fig.3 Relationship between different types of cement content and porosity

(3)溶蝕作用。儲層溶蝕作用主要為長石、巖屑溶蝕,常見長石的粒內(nèi)溶孔和長石顆粒邊緣溶蝕形成的溶擴粒間孔(圖2(g)),巖屑溶蝕多以粒內(nèi)溶孔的形式出現(xiàn)(圖2(h))。還可見到少量石英次生加大邊的溶蝕,呈現(xiàn)不規(guī)則的邊緣(圖2(i))。碳酸鹽膠結物溶蝕較少見,溶蝕程度較弱。河西務沙四段的次生孔隙絕對含量為0.78%～2.37%,相對含量為8.1%～21%,平均為14%。

3 低滲儲層物性演化

3.1 儲層成巖演化

研究區(qū)南、北區(qū)塊的成巖特征差異與共性并存。南部區(qū)塊成巖作用以強烈的壓實作用、石英加大為顯著特征,碳酸鹽和硬石膏膠結相對較弱,溶蝕作用以長石溶蝕為主,少見碳酸鹽膠結物溶蝕；北部區(qū)塊則以強烈的碳酸鹽膠結為特征,包括(鐵)方解石、(鐵)白云石,石英加大和硬石膏膠結物含量少,溶蝕作用也以長石溶蝕為主,碳酸鹽膠結物溶蝕較少。南部區(qū)塊發(fā)生了兩期石英加大,對石英加大邊的包裹體測溫發(fā)現(xiàn),第一期石英加大邊包裹體均一溫度主要分布在80～90℃,第二期則分布在110～120℃；通過埋藏史分析認為第一期石英加大發(fā)生在距今約39.7 Ma,該時期屬儲層快速埋藏階段,地層溫度在短暫達到75℃后又因抬升而降溫,因此判斷第一期石英加大可能是石英顆粒遭受強烈壓實導致壓溶形成；第二期石英加大發(fā)生在距今29.6 Ma或17 Ma,形成于有機質(zhì)大量成熟階段,此時有機酸早已大量形成,并與成巖礦物經(jīng)歷了漫長的作用時間,因此判斷第二期石英加大是長石溶蝕產(chǎn)物形成。

綜合上述研究并結合研究區(qū)埋藏史分析可知:①距今約50.4～39.2 Ma,湖盆受渤海灣盆地整體氣候的影響呈干旱的氣候環(huán)境,沙四段部分地區(qū)還發(fā)育了膏鹽沉積,沉積水體呈堿性,該時期沙四段快速沉積,成巖作用以強烈壓實為主,隨著石英顆粒的壓溶發(fā)生石英第一期次生加大；②距今約39.2～28.2 Ma,沙四段地層溫度達到75～120℃,進入有機酸大量生成的最佳溫度[8-9],地層水由堿性轉變?yōu)樗嵝?長石、巖屑等顆粒發(fā)生溶蝕、長石溶蝕的產(chǎn)物形成石英加大或者自生高嶺石沉淀；③距今約28.2～18.8 Ma,隨著埋深增加,沙四段地層底界溫度大于120℃,羧酸陰離子熱脫羧,有機酸濃度降低,并且膏鹽開始脫水,釋放大量金屬離子[10],地層水開始向堿性轉變,發(fā)生碳酸鹽、硬石膏等膠結作用；④距今約18.8～5.0 Ma,河西務構造帶由于華北運動而抬升[7],沙四段底界溫度為75～120℃,有機酸再次生成,地層水向酸性轉變,碳酸鹽膠結物發(fā)生少量溶蝕；⑤距今約5.0 Ma～現(xiàn)今,隨著沙四段持續(xù)埋藏,沙四段底界溫度超過120℃,羧酸陰離子開始熱脫羧,有機酸濃度降低,地層水逐漸向弱堿性轉變,成巖作用進入晚期,基本以壓實作用為主(圖4)。

圖4 務27井3.59987 km辮狀河三角洲前緣水下分流河道砂體儲層物性演化史Fig.4 Reservoir properties evolution of underwater distributary channel sands at depth of 3.59987 km of well Wu27

分別建立河西務沙四段南、北區(qū)塊的成巖演化序列,南部為:壓實作用/石英第一期加大→長石溶蝕/石英第二期加大→碳酸鹽膠結/硬石膏膠結/石英溶蝕→碳酸鹽溶蝕/黃鐵礦膠結；北部為:壓實作用→長石溶蝕/石英加大→碳酸鹽膠結/石英溶蝕→碳酸鹽溶蝕/黃鐵礦膠結。

3.2 儲層物性演化史

運用儲層成巖演化序列-孔隙結構約束下的儲層物性反演方法[11-12],對研究區(qū)低滲透儲層進行物性反演,反演過程分為孔隙度恢復和滲透率恢復兩步。

首先,以成巖演化序列為時間軸,以現(xiàn)今孔隙度為始點、未固結原始砂巖孔隙度為終點,在鑄體薄片鏡觀察的基礎上,利用圖像分析技術定量計算每一期成巖事件對孔隙度造成的影響,逆著成巖序列的順序逐步回剝,恢復每一期成巖事件開始(結束)時的孔隙度,從而建立儲層孔隙度的演化史；然后,以現(xiàn)今孔隙面貌為起點,將每一期孔隙度的改變量按照孔隙度與面孔率的關系換算成面孔率的改變量,對孔隙面貌進行壓實恢復和膠結恢復,進而恢復每一期成巖事件發(fā)生前(后)的孔隙結構；根據(jù)現(xiàn)今不同類型儲層的物性、孔隙面貌和孔隙結構等特征(表2)對恢復出來的孔隙結構進行歸類,確定儲層在地質(zhì)演化不同階段所處的孔隙結構類型[11]；最后,根據(jù)不同孔隙結構類型儲層的孔-滲關系計算出不同時期的滲透率值,建立儲層滲透率的演化史。

務27井3.59987 km水下分流河道砂體儲層在沉積初期具有較高的物性,在經(jīng)歷早期快速埋藏后,由于壓實作用和第一期石英次生加大,滲透率降至71.3×10-3μm2；隨后發(fā)生了溶蝕作用,增加了一定量孔隙,但由于持續(xù)的壓實作用和第二期石英次生加大,在距今37.6 Ma成為低滲透儲層(k＜50× 10-3μm2),并在距今27.9 Ma時成為特低滲儲層(k＜10×10-3μm2)；之后經(jīng)過沉降—抬升—再沉降的過程,最終在距今3.7 Ma成為超低滲儲層(k＜1× 10-3μm2)。河西務構造帶沙四段油藏為自生自儲型,其油氣充注時間主要是沙二段沉積末期至東營組末期以及館陶組沉積時期至今的兩期[13],因此可以判斷務27井3.59987 km儲層低滲透的形成時間要早于成藏期,屬先低滲-后成藏型儲層(圖4)。河西務不同區(qū)塊、不同沉積微相恢復其物性演化史結果見圖5。

圖5 河西務構造帶不同區(qū)塊、不同沉積微相儲層物性演化史Fig.5 Reservoir properties evolution history of different areas and sedimentary microfacies in Hexiwu tectonic zone

4 低滲透儲層成因機制

結合研究區(qū)沙四段儲層物性演化史與地質(zhì)背景分析,認為研究區(qū)低滲透儲層的成因與沉積作用、成巖作用及其地質(zhì)背景都有密切關系。

4.1 沉積作用

沉積作用直接決定了儲層原始物性,還間接對后期儲層成巖改造產(chǎn)生影響。

4.1.1 沉積作用對原始物性的控制

不同沉積作用下沉積物的結構和成分不同,穩(wěn)定水動力沉積作用下,碎屑物質(zhì)經(jīng)過充分搬運和簸選后,沉積物粒度粗、分選、磨圓好,雜基含量少,孔喉半徑大、孔隙連通性好,儲層原始物性好,有利于成巖流體的流動；反之,不利于后期成巖流體的改造。

統(tǒng)計不同沉積微相儲層的分選、粒度中值、填隙物含量發(fā)現(xiàn),水下分流河道、河口壩微相的分選和粒度中值明顯好于席狀砂、水下分流間灣微相,填隙物含量前者又明顯低于后者(圖6),而水下分流河道、河口壩儲層的原始物性明顯好于席狀砂儲層物性,這種差異在成巖過程中一直存在甚至更明顯。因此沉積作用導致了儲層原始物性的差異,這是沉積作用對儲層物性演化的初次分異。

圖6 不同沉積微相成分與結構特征Fig.6 Characteristics of composition and structure of different microfacies

4.1.2 沉積作用對成巖作用的影響

沉積物質(zhì)的差異也會導致成巖作用產(chǎn)生差異,這是沉積作用對儲層物性演化造成的二次分異。主要分為沉積物的結構和成分兩個方面對成巖作用產(chǎn)生影響。

沉積物的結構對物理成巖作用產(chǎn)生影響,即粒度越粗、分選越好的儲層,成巖過程中壓實減孔量越小[14]。

沉積物的成分對物理和化學成巖作用同時產(chǎn)生影響。不同成分的沉積物抗壓實能力不同,剛性顆粒(石英、長石等)含量越多,抗壓實能力越強,能延緩巖石減孔速度。不同成分的沉積物與不同性質(zhì)的地層水發(fā)生水巖反應,形成不同的成巖作用類型。研究區(qū)沙四段沉積物源主要來自滄縣-葛漁城地區(qū),北部區(qū)塊還存在著燕山次要物源區(qū)[15],南部區(qū)塊和北部區(qū)塊在物質(zhì)成分上存在一定差別(表1)。南部區(qū)塊相對高的石英和長石含量為后期成巖作用中的石英次生加大提供了硅質(zhì)來源,而石英次生加大為儲層在持續(xù)壓實過程中保存了一定量的孔隙。務101井3.4876 km與安23井3.54202 km均為席狀砂砂體,兩者有相同的初始孔隙度(圖5),在距今39.2 Ma時前者總的減孔量為14.1%,其中壓實減孔量為11.3%,石英加大膠結減孔量為2.8%；后者總的減孔量為13.15%,基本都屬于壓實減孔,對比發(fā)現(xiàn)南部區(qū)塊石英的環(huán)邊加大抑制了1.85%因壓實而減少的孔隙度。

北部區(qū)塊與南部區(qū)塊相比具有較高的巖漿巖巖屑含量,這些鋁硅酸鹽礦物在一定條件下發(fā)生水化作用為碳酸鹽膠結提供物質(zhì)來源[16],北部區(qū)塊巖漿巖巖屑含量為19.9%,碳酸鹽膠結物含量為11.0%,而南部區(qū)塊巖漿巖巖屑含量為9.5%,碳酸鹽膠結物含量僅為2.7%。目前分析認為這是南北區(qū)塊碳酸鹽膠結程度不同的重要原因,還需其他更多化驗資料加以佐證。

4.2 成巖作用

現(xiàn)今儲層物性是原始物性經(jīng)后期成巖改造演化而來,成巖作用是物性演化中最關鍵一步,對儲層儲集空間、孔隙結構、填隙物成分都起著決定性影響。分析認為對河西務構造帶沙四段儲層物性有重要影響的成巖作用主要有壓實作用、膠結作用和溶蝕作用。

4.2.1 成巖早期快速埋藏

從沙四段沉積結束到沙三段中期大約3 Ma的時間里其埋深接近2.0 km,到東營組沉積時期,其埋深已超過2.5 km,由于缺乏膠結物的支撐,快速埋藏使壓實作用異常強烈,甚至出現(xiàn)了石英壓溶現(xiàn)象,造成大量原生孔隙的損失。壓實作用貫穿整個成巖過程,沙四段儲層壓實減孔率為29.3%～68.6%,平均為52.1%。壓實作用使孔隙減少、喉道變窄,滲透率下降。

壓實作用是研究區(qū)儲層低滲透的關鍵原因,這種壓實主導的低滲透儲層形成低滲的時間發(fā)生在成巖早期階段,先于油氣成藏的時間,往往形成先低滲-后成藏型儲層,該類型儲層油藏油氣儲量有限,難以形成較優(yōu)質(zhì)油藏。

4.2.2 成巖后期膠結物充填

沙四段儲層大規(guī)模的膠結作用發(fā)生在成巖作用中后期,膠結減孔率為9.43%～48.4%,平均為25.1%,其中北部區(qū)塊膠結作用對儲層物性影響強于南部區(qū)塊(圖7)。安28井3.177 3 km埋深相對較淺,儲層在經(jīng)歷早期快速埋藏后其孔隙度下降到25.2%(圖5),在碳酸鹽膠結發(fā)生之前仍屬于中孔中滲儲層,但隨后發(fā)生的碳酸鹽強烈膠結嚴重降低了孔隙度,并使其孔隙結構變差,導致滲透率急劇下降,并在距今21.5 Ma成為超低滲儲層,其膠結減孔率達30.8%,顯著加快了低滲化。

圖7 沙四段儲層壓實作用和膠結作用在孔隙度損失中的對比Fig.7 Comparison of porosity reduction between compaction and cementation of Es4

該類低滲透儲層在早期壓實、后期膠結的共同作用下形成低滲,低滲形成的時間在成巖中晚期。由此也發(fā)現(xiàn)埋深相對較淺的儲層早期壓實作用相對較弱,如能在低滲形成前發(fā)生油氣充注形成先成藏-后低滲型儲層,可以成為較有利的低滲透儲層和油藏。

4.2.3 增孔和?？讬C制

河西務構造帶沙四段烴源巖有機質(zhì)豐度低,Co小于0.4%,干酪根為腐殖型[12],不利于有機酸的大量生成,難以產(chǎn)生較大規(guī)模的酸性流體。而且由于強烈壓實及膠結物充填嚴重降低了儲層的孔滲能力,有限的酸性流體很難進入儲層進行改造,缺少了有效的增孔機制,儲層物性不斷變差,這也是研究區(qū)次生孔隙不發(fā)育的原因之一。另外,研究區(qū)沙四段時期相對穩(wěn)定的構造活動,也不利于斷層和裂縫的形成。

河西務沙四段儲層共經(jīng)歷了兩次油氣充注(圖 5),但油氣充注的時間均晚于儲層低滲透的形成時間,無法保存大量孔隙,不利于油氣大規(guī)模進入儲層成藏。因此,缺乏有效的增孔和?？讬C制也是研究區(qū)儲層低滲透的原因之一。

沉積作用的差異造成了不同微相原始物性的分異,成巖作用在儲層物性已經(jīng)分異的的基礎上進行改造,不同沉積微相與不同成巖作用相互匹配,形成了儲層不同的物性演化過程,其結果就是不同儲層形成低滲的程度差異,不同儲層進入低滲的時間先后差異,即不同儲層的成因機制差異。

從以上研究看,廊固凹陷河西務沙四段深層低滲透儲層基本都是先低滲-后成藏型儲層,壓實作用對儲層低滲透的形成起關鍵作用,膠結作用加劇了儲層低滲透進程,因此對于該類儲層油藏的開發(fā)可采取壓裂為主,酸化為輔的方法；埋深相對較淺的儲層能形成先成藏-后低滲型油藏,壓實作用在儲層的致密化過程中不如膠結作用對儲層的影響明顯,可采取酸化為主、壓裂為輔的工藝措施。

5 結 論

(1)沉積作用的差異導致儲層原始物性存在差異,并且影響儲層后期的成巖改造,是河西務構造帶沙四段低滲透儲層形成的根本原因；儲層在成巖早期由于快速埋藏產(chǎn)生的壓實作用是儲層低滲透的關鍵原因,成巖后期的膠結作用加劇了儲層低滲透的進程,并且在成巖改造過程中缺乏有效的增孔和保孔機制,也使得儲層進一步低滲透化。

(2)廊固凹陷河西務沙四段深層低滲透儲層基本都是先低滲-后成藏,對于該類儲層的開發(fā)可采取壓裂為主,酸化為輔的方式；埋深相對較淺的儲層能形成先成藏-后低滲型,可采取酸化為主、壓裂為輔的工藝措施。

(3)進行儲層地質(zhì)歷史時期的物性反演,能直觀、定量的將儲層孔隙度、滲透率在地質(zhì)歷史時期的演化過程表現(xiàn)出來,有助于更細致的分析儲層的演化,能為儲層的研究提供可靠的研究方法。

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(編輯 徐會永)

Characteristics and genetic mechanism of low-permeability reservoirs of the 4th member of Shahejie formation in Hexiwu structural zone of Langgu sag

ZHOU Lei1,CAO Ying-chang1,XI Ke-lai1,ZHAO Xian-zheng2,JIN Feng-ming2,DONG Xiong-ying2

(1.School of Geosciences in China University of Petroleum,Qingdao 266580,China；
2.Exploration&Production Research Institute of North China Oilfield Company Limited,CNPC,Renqiu 062552,China)

Based on the data of thin section observation,geophysical property test,mercury injection test and fluid-inclusion temperature test,the characteristics and genetic mechanism of low-permeability reservoirs of the fourth member of Shahejie formation (Es4)in Hexiwu structural zone of Langgu sag were studied by using the inversion method of the reservoirs porosity and permeability during the geological history.The results show that there are low porosity and extremely-low permeability reservoirs in Es4of Hexiwu structural zone.The sedimentary difference,which leads to different primary geophysical properties because of different material composition,grain size and sort,is the primary cause of low permeability.The diagenesis is the vital cause of low permeability.The rapid burial in early diagenetic stage,the cementation in later diagenetic stage and the lack of effective mechanism for increasing porosity and protecting pores form the low-permeability reservoirs finally.The method for inversion of the reservoirs? geophysical property during the geological history can rebuild the evolutionary process of porosity and permeability.

low-permeability reservoir；genetic mechanism；geophysical property inversion；diagenetic evolution；Langgu sag

TE 122.2

A

1673-5005(2013)03-0008-09

10.3969/j.issn.1673-5005.2013.03.002

2012-10-19

國家自然基金石油化工聯(lián)合基金重點項目(U1262203)；國家科技重大專項(2011ZX05051- 001；2011ZX05006-003)

周磊(1985-),男,博士研究生,主要從事沉積學及儲層地質(zhì)學研究。E-mail:zhouleiupc@163.com。