南堡油田沙一段儲層特征及控制因素

陳 吉，吳遠坤，孫愛艷，宋寶順，仲學哲

(中油冀東油田分公司，河北 唐山 063004)

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南堡油田沙一段儲層特征及控制因素

陳 吉，吳遠坤，孫愛艷，宋寶順，仲學哲

(中油冀東油田分公司，河北 唐山 063004)

南堡油田深部儲層水體較深、湖盆面積廣、埋藏深，導致深部儲層泥質含量較高、壓實作用較強，儲層較差，尋找優(yōu)質儲層是勘探開發(fā)的重點。運用巖心、薄片、掃描電鏡和其他分析化驗資料系統(tǒng)分析了P1、P2斷塊的沉積相、儲層物性、儲層孔隙喉道特征和成巖作用特征，研究了南堡油田深層優(yōu)質儲層特征及其控制因素。結果表明，P1斷塊發(fā)育三角洲相，儲集砂體較薄、連通性差，儲集空間以次生溶蝕孔隙為主，膠結物和泥質雜基含量高，儲層綜合評價為中孔、特低滲、細喉道型儲層。P2斷塊發(fā)育砂質碎屑流沉積，儲集砂體較厚、連通性好，儲集空間以次生溶蝕孔隙為主，膠結物和泥質雜基含量少，儲層綜合評價為中孔、中低滲、中喉道型儲層。沉積相和成巖作用對儲層影響顯著，三角洲相儲層較差，砂質碎屑流儲層較為優(yōu)質，且優(yōu)質儲層均發(fā)育在強溶蝕相中。

優(yōu)質儲層；沉積相；成巖作用；P1、P2斷塊；南堡油田

引 言

南堡3、4號構造位于渤海灣盆地南堡凹陷南部，東鄰柏各莊凸起，南接沙壘田凸起，西連南堡2號構造，北部則毗鄰南堡陸地油田[1-2]。P1、P2斷塊分別位于南堡4號構造的南部和南堡3號構造西南部，為被斷層復雜化的斷鼻構造和背斜構造[3-4](圖1)。隨著南堡油田勘探開發(fā)的不斷深入，中淺層逐漸進入高勘探程度階段，可動用的優(yōu)質儲量越來越少，深部儲層將逐漸成為勘探開發(fā)的重要接替領域[5-8]。

本文在前人研究工作的基礎上，著眼于互相毗鄰的P1、P2斷塊沙一段儲層特征及對比研究，分析深部優(yōu)質儲層成因，以期為下步勘探開發(fā)工作提供一定借鑒意義。

1 儲層特征

1.1 儲層沉積相

巖心觀察顯示，P1斷塊沙一段巖石類型主要以灰色細砂巖、粉砂巖、泥質粉砂巖為主，以正粒序為主，少數(shù)細砂巖出現(xiàn)逆粒序特征，且砂巖中常夾有薄層植物碎屑和薄層泥質條帶。砂巖中常見平行層理、波紋層理、交錯層理、垮塌構造和泥礫，垂向上以薄層的砂泥巖交互為主。粒度概率曲線表現(xiàn)為兩段式，粒度C-M圖數(shù)據(jù)具有典型牽引流特征。總體上表現(xiàn)為三角洲前緣相沉積特征。

P2斷塊巖心觀察顯示，儲集巖粒度較粗，以灰色礫巖、粗砂巖、中砂巖和細砂巖為主，粉砂巖含量很低，礫石呈“飄礫”形式存在。泥巖為具有深水環(huán)境特征的質純深灰色、黑色質純泥巖，與砂巖呈突變接觸。砂巖較厚，呈塊狀構造，不發(fā)育牽引流沉積的構造特征，其中砂礫巖以正粒序為主，少量發(fā)育逆粒序，砂體底部常發(fā)育逆粒序粉細砂巖，可見泥礫和泥巖撕裂屑。粒度概率曲線表現(xiàn)為兩段式、粒度C-M圖中除去“飄礫”數(shù)據(jù)，其他數(shù)據(jù)基本平行于C=M基線，分析其主要為砂質碎屑流沉積。

1.2 儲層巖石學特征

圖1 研究區(qū)構造位置

P2斷塊儲集巖粒度明顯較P1斷塊更粗，以灰色中粗砂巖和礫巖為主，礫石常以“飄礫”形式存在，具有較深水環(huán)境的深灰色、黑色泥巖。分選為中等—差，次圓狀為主，石英平均含量為40.4%，成分和結構成熟度中等，巖石類型以巖屑長石砂巖和長石巖屑砂巖為主。

1.3 儲層孔隙類型和儲層物性

P1、P2斷塊埋藏較深，碎屑顆粒以線接觸為主，原生孔隙損耗嚴重，以次生粒間溶蝕孔隙和粒內溶蝕孔隙為主。鏡下常見長石、巖屑和方解石膠結物等易溶組分被溶蝕成港灣狀或鋸齒狀。其中，P1斷塊沙一段孔隙度最大為23.9%，最小為4.2%，平均為17.3%；滲透率最大為96.48×10-3μm3，最小為0.17×10-3μm3，平均為5.80×10-3μm3，屬于中孔、特低滲儲層。P2斷塊孔隙度最大為22.7%，最小為1.7%，平均為13.4%；滲透率最大為966.15×10-3μm3，最小為0.07×10-3μm3，平均為46.90×10-3μm3，屬于中孔、中低滲儲層。

1.4 儲層孔隙結構特征

P1、P2斷塊孔滲相關性均較差，表明孔隙與喉道的匹配性差，這是由于研究區(qū)埋藏深度較深，壓實作用較強，孔隙類型以次生孔隙為主，受成巖作用影響顯著。

從壓汞曲線看，P1斷塊排驅壓力低，細歪度，無平臺，表明喉道分選性差；P2斷塊排驅壓力低，中粗歪度，出現(xiàn)平臺，表明喉道粗且分選性好。從壓汞數(shù)據(jù)統(tǒng)計表來看，P1斷塊平均排驅壓力為0.67 MPa，平均中值壓力為15.78 MPa，平均喉道半徑為0.44 μm，屬于細喉道儲層；P2斷塊平均排驅壓力為0.89 MPa，平均中值壓力為3.26 MPa，平均喉道半徑為3.98 μm，屬中喉道儲層。

2 儲層控制因素分析

2.1 沉積相對儲層的控制作用

高校在“愛家”教育上應做到：組織“一封家書”、感恩父親節(jié)(母親節(jié))等活動，鼓勵學生情系家庭，重視親情，感恩父母，勇于表達自己對父母的愛，知恩圖報；組織開展傳承家庭美德、家風家訓征集等活動，鼓勵學生傳承傳統(tǒng)文化，弘揚家庭美德，引領家庭風尚，化解家庭矛盾，念家護家；組織“我為家庭繪藍圖”“我為家庭爭榮譽”“為實現(xiàn)家庭夢想而奮斗”等活動，鼓勵學生培養(yǎng)家庭自豪感、榮譽感和責任心，勇于承擔家庭重任，光大門楣，榮宗耀祖。

P1斷塊沙一段發(fā)育三角洲前緣沉積，儲層以三角洲前緣的細砂巖、粉砂巖和泥質粉砂巖為主。巖心觀察過程中共發(fā)現(xiàn)3種沉積微相類型，分別為水下分流河道微相、河口壩微相和水下分流河道間微相。其中，水下分流河道微相和河口壩微相主要發(fā)育薄層細砂巖和粉細砂巖，水下分流河道間微相主要發(fā)育薄層粉砂巖、泥質粉砂巖和泥巖，整體上表現(xiàn)為頻繁的砂泥交互。

因此，橫向的砂體連通性較差，平均單層砂體厚度為3.7 m。儲層物性整體較差，細砂巖儲層物性略好于粉砂巖(圖2a)。

圖2 研究區(qū)沙一段孔滲—巖性關系

P2斷塊沙一段發(fā)育砂質碎屑流沉積，是三角洲砂體在地震或火山噴發(fā)等觸發(fā)機制影響下垮塌，向湖盆中心經二次搬運形成的一種深水重力流[9-11]。砂質碎屑流是一種塊狀塑性流體或賓漢流體，其沉積物支撐機制包括基質強度、分散壓力和浮力等，沉積的砂巖呈毯狀分布，砂體發(fā)育、連通性較好，展布范圍較廣，平均單層砂體厚度可達7.2 m[12]。沉積特征符合Lowe序列，因此，將其劃分為R段和S段，R段主要為砂礫巖，S段為分選磨圓較好的細砂巖和粉砂巖，泥巖為具有深水環(huán)境特征的深灰色、黑色質純泥巖。經過二次搬運和淘洗，砂質碎屑流沉積的砂巖泥質含量低，儲層物性明顯好于三角洲儲層，R段砂礫巖最為優(yōu)質(圖2b)。

2.2 成巖作用對儲層的影響

研究區(qū)對儲層影響較大的成巖作用類型主要為壓實作用、膠結作用和溶蝕作用。通過普通薄片、鑄體薄片和掃描電鏡對成巖作用進行系統(tǒng)研究。整個成巖過程中都伴隨著壓實作用，是孔隙變差和喉道變小的主要原因之一[13-16]。研究區(qū)經歷了早期快速深埋期、持續(xù)深埋期和晚期(Ed1)構造抬升期3個埋藏成巖演化階段，具有早期埋藏速率高、古埋藏深度大和持續(xù)時間長等特點。較大的埋深、較高的古地溫場、較高的泥質含量以及早期碳酸鹽膠結物的缺乏促進了壓實作用的進行，原生孔隙快速減少，儲層物性變差[17-18]。從鏡下薄片鑒定來看，P1、P2斷塊壓實作用均較強，主要表現(xiàn)為原生孔隙基本損失殆盡，碎屑顆粒以線接觸為主，長石石英發(fā)生脆性破裂，云母擠壓變形甚至錯斷，塑性巖屑破裂呈假雜基。膠結物以早期方解石膠結物、晚期鐵方解石、鐵白云石和硅質膠結為主，膠結物含量較低。溶蝕作用形成次生孔隙，有利于孔隙度變大，屬于建設性成巖作用。研究區(qū)溶蝕作用較強，儲集空間以次生溶蝕孔隙為主，約占總孔隙的70%～80%，易溶組分包括長石、巖屑和碳酸鹽膠結物等。鏡下觀察可見碎屑顆粒和碳酸鹽膠結物的溶蝕呈粒內溶蝕孔、粒間溶蝕孔和鑄?？?，使儲層孔隙度明顯增加，改善儲集物性。

依據(jù)對儲層影響較大的泥質含量和溶蝕作用，將研究區(qū)劃分出低泥質強溶蝕相、低泥質弱溶蝕相、高泥質強溶蝕相和高泥質弱溶蝕相等成巖相類型。有利成巖相為低泥質強溶蝕相和高泥質強溶蝕相，有利儲層基本發(fā)育在強溶蝕相中。P1斷塊發(fā)育三角洲沉積，泥質含量高，以高泥質成巖相為主，有利儲層主要為高泥質強溶蝕相細砂巖，受成巖作用影響，部分低泥質強溶蝕相粉砂巖也可成為有利儲層(圖3a)。P2斷塊發(fā)育砂質碎屑流沉積，經過二次淘洗、搬運，以低泥質成巖相為主，有利儲層為低泥質強溶蝕相砂礫巖和部分低泥質強溶蝕相細砂巖(圖3b)。

3 對比分析

依據(jù)上述分析，P1、P2斷塊沙一段儲層最大的不同之處在于滲透率和砂體展布的差異，P1斷塊屬于特低滲儲層、砂體薄、連通性差，而P2斷塊屬于中低滲儲層、砂體厚、連通性好、展布范圍廣。沉積相決定了砂體展布特征，喉道粗細則直接影響滲透率的大小。受三角洲河道頻繁改道的影響，P1斷塊砂體雖然發(fā)育，但是厚度薄、連通性差，而P2斷塊砂質碎屑流砂體平面上呈毯狀，連續(xù)性好，展布范圍廣，垂向上呈塊狀，厚度大。壓汞數(shù)據(jù)顯示，P1斷塊屬于細喉道，而P2斷塊屬于中喉道，而喉道的粗細主要受壓實作用和填隙物的影響。研究區(qū)2個斷塊壓實作用均較強，對喉道影響顯著，但并無明顯區(qū)別，泥質含量的差異是2個斷塊滲透率和喉道不同的重要原因。P1斷塊泥質含量為11%，大量的黏土礦物堵塞喉道導致喉道變細、滲透率變差(圖4a)。

圖3 研究區(qū)成巖相

南堡油田沙一段沉積時期，由于湖盆范圍較廣、水體較深，導致該區(qū)三角洲前緣砂體的泥質含量較高。

X衍射數(shù)據(jù)表明，P1斷塊黏土礦物以高嶺石、伊利石和伊蒙混層為主，高嶺石平均含量可達59%。在成巖階段中晚期有較高的高嶺石含量，分析其原因為長石被溶蝕后的產物在原地滯留形成了大量的高嶺石，這些高嶺石堵塞在孔隙和喉道中，對儲層喉道和滲透率具有較大影響。P2斷塊泥質含量相對較低(圖4b)，平均為5%，與該區(qū)沉積相有關。

砂質碎屑流沉積屬于深水重力流沉積的一種，主要是由三角洲前緣、平原砂體在地震、火山噴發(fā)等觸發(fā)因素影響下，垮塌并向湖盆中心搬運形成的。

因此，經過二次搬運、淘洗的砂質碎屑流砂體中泥質含量較低。

研究區(qū)黏土礦物以伊蒙混層、伊利石和綠泥石為主，高嶺石平均含量為4%，不存在P1斷塊中長石溶蝕產物原地滯留形成高嶺石堵塞喉道的情況。

因此，在較深水沉積環(huán)境中的南堡深層，靠近湖盆邊緣的三角洲儲層較差，需要尋找的是有利構造，而在靠近湖盆中心區(qū)域的深水重力流儲層較為優(yōu)質，既可以發(fā)育構造油氣藏，也可以發(fā)育有利的巖性油氣藏。

圖4 砂巖掃描電鏡特征

4 結 論

(1) P1斷塊沙一段儲層以三角洲相砂體為主，P2斷塊沙一段儲層發(fā)育砂質碎屑流沉積。

(2) P1、P2斷塊儲集空間主要為次生溶蝕孔隙，P1斷塊屬于中孔、特低滲、細喉道型儲層，P2斷塊屬于中孔、中低滲、中喉道型儲層。

(3) P1斷塊儲層滲透率差和喉道細的主要原因為較強的壓實作用和較多的黏土礦物堵塞在喉道中。P2斷塊儲集砂體經過二次搬運和淘洗，黏土礦物含量相對較低，滲透率和喉道相對較好。

(4) 沉積相和成巖作用對儲層影響顯著，深部三角洲相儲層較差，砂質碎屑流儲層較為優(yōu)質。在靠近湖盆邊緣的三角洲砂體發(fā)育區(qū)，需要尋找的是有利構造，而湖盆中心區(qū)域既可以發(fā)育構造油氣藏，也可以發(fā)育有利的巖性油氣藏。

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編輯 林樹龍

20141031；改回日期：20141203

國家重大專項“渤海灣盆地黃驊坳陷灘海開發(fā)技術示范工程”(2011ZX05050)

陳吉(1986-)，男，工程師，2008年畢業(yè)于中國地質大學(北京)地質學專業(yè)，2013年畢業(yè)于中科院蘭州油氣中心礦物巖石礦床學專業(yè)，獲博士學位，研究方向為沉積儲層研究。

10.3969/j.issn.1006-6535.2015.01.008

TE122.2

A

1006-6535(2015)01-0036-05