鄂爾多斯盆地華慶油田長(zhǎng)63儲(chǔ)層特低滲成因

李 強(qiáng)，魏 虎，強(qiáng) 娟

(1.西北大學(xué) 地質(zhì)學(xué)系/大陸動(dòng)力學(xué)國(guó)家重點(diǎn)實(shí)驗(yàn)室，陜西 西安710069;2.陜西延長(zhǎng)石油(集團(tuán))有限責(zé)任公司研究院，陜西 西安710075)

延長(zhǎng)組長(zhǎng)63儲(chǔ)層是華慶油田有利儲(chǔ)層之一，儲(chǔ)層研究和開(kāi)發(fā)程度較低，特別是對(duì)導(dǎo)致儲(chǔ)層滲透率和孔隙度變差的控制因素認(rèn)識(shí)不清，保障油氣高產(chǎn)的有利物性帶分布預(yù)測(cè)難度較大[1，2]。本文在常規(guī)地質(zhì)研究的基礎(chǔ)上，進(jìn)行室內(nèi)巖心分析實(shí)驗(yàn)，研究了長(zhǎng)63儲(chǔ)層特征，并從沉積、成巖作用演化的角度分析研究?jī)?chǔ)層物性的影響因素，為該油藏開(kāi)發(fā)提供支撐。

1 地質(zhì)背景

華慶油田地處甘肅省華池縣 －慶陽(yáng)縣境內(nèi)，構(gòu)造上處于西傾單斜背景上，發(fā)育數(shù)量豐富、近似東西走向的小型“鼻狀隆起”，鼻隆構(gòu)造對(duì)油氣的富集起到積極的作用[3]。華慶油田長(zhǎng)6沉積期處于湖盆沉積中心的北部邊緣，長(zhǎng)63儲(chǔ)層含油面積約為7 100 km2，沉積環(huán)境包含三角洲前緣、重力流水道和滑塌重力流三個(gè)亞相;其中主水道砂質(zhì)碎屑流、水下分流河道為最有利高產(chǎn)相帶。整體的儲(chǔ)層物性非常差，為典型的低孔、特低滲巖性油氣藏[4]。

根據(jù)油氣儲(chǔ)層評(píng)價(jià)方法(SY/T 6285－2011)，對(duì)鉆井獲得的巖心進(jìn)行物性檢測(cè)，結(jié)果表明:長(zhǎng)63儲(chǔ)層孔隙度在8%～25.9%之間，主要介于 8% ～12%之間;滲透率在 0.08～17.49 ×10－3μm2之間，主要介于 0.1 ～0.5 ×10－3μm2之間;層內(nèi)非均質(zhì)性較強(qiáng)，特低滲透背景上存在高滲帶。

區(qū)內(nèi)巖心觀察及化驗(yàn)分析資料表明:區(qū)內(nèi)長(zhǎng)63儲(chǔ)層巖石巖性近似，以細(xì)粒長(zhǎng)石砂巖和巖屑長(zhǎng)石砂巖為主(見(jiàn)圖1)，巖屑含量高，長(zhǎng)石風(fēng)化程度大，巖石成分成熟度低(指數(shù) ＜1.0)，分選為好 －中等，巖石碎屑磨圓度差，以次棱角狀為主，約89%以上。壓實(shí)程度中等偏強(qiáng)，儲(chǔ)層巖石顆粒之間膠結(jié)類型以孔隙膠結(jié)為主，接觸方式以點(diǎn) －線接觸，點(diǎn)接觸，線接觸為主。

填隙物為少量雜基類和自生礦類膠結(jié)物，充填與孔隙空間中。砂巖的膠結(jié)物主要有:水云母、綠泥石、鐵方解石、鐵白云石、方解石、硅質(zhì)與少量的泥鐵質(zhì)。水云母含量在研究區(qū)各個(gè)層中含量最高。

2 孔隙結(jié)構(gòu)特征

據(jù)含油砂巖鑄體薄片、掃描電鏡、壓汞資料，統(tǒng)計(jì)與分析研究微觀孔隙結(jié)構(gòu)[5]。長(zhǎng)63儲(chǔ)層發(fā)育的孔隙類型有粒間孔(53.98%)、粒間溶孔(5.42%)、長(zhǎng)石溶孔(32.98%)、巖屑溶孔(6.21%)、晶間孔(1.58%)、微裂隙(0.89%)等，以粒間孔和長(zhǎng)石溶孔為主。長(zhǎng) 63平均中值喉道半徑 0.16 μm，吼道類型以片狀為主，另外發(fā)育有管束、點(diǎn)狀吼道等。長(zhǎng)63儲(chǔ)層壓汞曲線皆為偏細(xì)歪度，平臺(tái)呈傾斜型，中值半徑較小，排驅(qū)壓力較大，說(shuō)明儲(chǔ)層物性較差，喉道分選較差，屬于偏細(xì)孔喉型儲(chǔ)層。

圖1 華慶油田長(zhǎng)6 3儲(chǔ)層含油砂巖分類圖

高壓壓汞實(shí)驗(yàn)表明，孔喉結(jié)構(gòu)復(fù)雜，微觀非均質(zhì)性較強(qiáng)。根據(jù)毛管壓力曲線的形態(tài)特征和微觀孔隙結(jié)構(gòu)參數(shù)，孔隙結(jié)構(gòu)分為3類(見(jiàn)表1)。Ⅰ類排驅(qū)壓力低、粗歪度、分選性好;Ⅱ類排驅(qū)壓力較低、粗歪度、分選較好—中等;Ⅲ類排驅(qū)壓力高、細(xì)歪度、分選中等。長(zhǎng)63儲(chǔ)層以Ⅱ、Ⅲ孔隙結(jié)構(gòu)為主。統(tǒng)計(jì)顯示喉道是影響儲(chǔ)層滲透率的重要因素，滲透率與中值喉道半徑有較好正相關(guān)性。

3 成巖作用及其對(duì)儲(chǔ)層物性影響

3.1 壓實(shí)(溶)作用

區(qū)內(nèi)壓實(shí)和壓溶作用普遍，是造成砂巖原生孔隙大量減少的最主要原因[6]。華慶油田沉積物粒度細(xì)，雜基、云母及塑性巖屑含量高，壓實(shí)作用強(qiáng)使顆粒排列緊密，泥巖巖屑、黑云母強(qiáng)烈擠壓變形，形成假雜基，導(dǎo)致原生粒間孔大量損失(見(jiàn)圖2A)。壓溶作用體現(xiàn)在石英自生加大和長(zhǎng)英質(zhì)加大發(fā)育，自生石英填隙孔隙。同時(shí)巖石顆粒之間接觸關(guān)系呈現(xiàn)凹凸接觸、線接觸，這種接觸方式降低了孔隙之間的連通性(見(jiàn)圖2B)。統(tǒng)計(jì)巖石薄片中顆粒之間的接觸類型并計(jì)算巖石的接觸強(qiáng)度[7，8]，發(fā)現(xiàn)長(zhǎng)63儲(chǔ)層壓實(shí)強(qiáng)度分布范圍在 1.5～2.9之間，處于中等 －強(qiáng)壓實(shí)階段。

表1 長(zhǎng)6 3儲(chǔ)層壓汞曲線特征參數(shù)

3.2 膠結(jié)作用

根據(jù)鏡下觀察和 X線衍射黏土統(tǒng)計(jì)，并參考“碎屑巖成巖階段劃分”方法 (SY/T5477－2003)，區(qū)內(nèi)存在碳酸鹽膠結(jié)、硅質(zhì)膠結(jié)和粘土礦物膠結(jié)三種類型，主要的膠結(jié)物為水云母、綠泥石、碳酸鹽類，還有少量的硅質(zhì)、長(zhǎng)石質(zhì)。

3.2.1 碳酸鹽膠結(jié)

區(qū)內(nèi)的碳酸鹽膠結(jié)作用主要發(fā)育在極細(xì)－細(xì)粒砂體中，充填本來(lái)就很細(xì)小的孔隙，是造成儲(chǔ)層孔隙度和滲透率變差的重要原因。薄片資料統(tǒng)計(jì)表明碳酸鹽膠結(jié)物含量在0.2%～49%之間，平均含量為4.8%，以成巖中晚期形成的鐵方解石和鐵白云石為主(見(jiàn)圖2C)。統(tǒng)計(jì)碳酸鹽膠結(jié)物總量與敏空濾、孔隙度和滲透率之間的關(guān)系，發(fā)現(xiàn):隨著碳酸鹽膠結(jié)物含量增加，滲透率有較為明顯的下降趨勢(shì);碳酸鹽膠結(jié)物總量與孔隙度中無(wú)明顯關(guān)系;碳酸鹽膠結(jié)物含量與面孔率呈負(fù)相關(guān)性，且當(dāng)其含量大于20%，面孔率趨于0。

3.2.2 硅質(zhì)膠結(jié)

硅質(zhì)膠結(jié)作用在有效砂層段普遍發(fā)育，以石英加大邊為主，分布普遍，含量低，含量為 0.2% ～8.8%，平均 1.0%。占據(jù)空隙空間，導(dǎo)致孔隙的充填程度變高、孔隙度降低、喉道半徑變小、滲流能力變差(見(jiàn)圖2D)。

3.2.3 粘土礦物膠結(jié)

粘土礦物的研究是儲(chǔ)層成巖作用研究、成巖階段劃分的重要內(nèi)容。區(qū)內(nèi)長(zhǎng)63主要有綠泥石膠結(jié)(1.7%)和水云母膠結(jié)(7.5%)兩種類型;高嶺石膠結(jié)(0.02%)比較罕見(jiàn)。

綠泥石主要以孔隙襯里方式產(chǎn)出，最高可達(dá)69%，平均1.7%。綠泥石附著在巖石顆粒表面，形成包繞顆粒的綠泥石膜(見(jiàn)圖2E)，阻礙顆粒與孔隙水接觸，減少長(zhǎng)英質(zhì)次生加大，抵抗壓實(shí)作用的進(jìn)行，薄膜厚度主要在 3.0～10.0 μm。綠泥石含量與孔、滲統(tǒng)計(jì)關(guān)系表明:孔隙度與綠泥石百分含量有一定的正相關(guān)關(guān)系，滲透率與綠泥石百分含量的變化無(wú)明顯關(guān)系。

水云母含量相對(duì)較高，含量為 0.2% ～44%，平均7.5%。掃描電鏡下發(fā)現(xiàn)區(qū)內(nèi)水云母多呈搭橋狀、毛發(fā)狀、畫(huà)卷狀、卷曲片狀生長(zhǎng)在孔壁上或充填于孔隙中(見(jiàn)圖2F)。水云母膠結(jié)降低儲(chǔ)層滲流能力主要體現(xiàn)在其膠結(jié)物常把有效的大空隙和吼道分割，變成無(wú)效的微小孔隙或直接堵塞喉道。統(tǒng)計(jì)顯示區(qū)內(nèi)長(zhǎng)63儲(chǔ)層物性與水云母百分含量無(wú)明顯關(guān)系。

圖2 長(zhǎng)6 3成巖作用

3.3 溶蝕作用

長(zhǎng)63儲(chǔ)層長(zhǎng)石溶蝕作用占主導(dǎo)地位，沿著解理縫方向溶解(見(jiàn)圖2G)形成長(zhǎng)石溶孔。粘土礦物、碳酸鹽礦物等溶蝕作用雖也能見(jiàn)到，但它們所產(chǎn)生的次生孔隙非常有限，對(duì)孔隙度貢獻(xiàn)不大。但溶蝕作用可以改善壓實(shí)作用和膠結(jié)作用后的孔隙分布、大小、形狀等特性，對(duì)儲(chǔ)層起著建設(shè)性的作用。

3.4 交代作用

通常交代作用是和溶解作用同時(shí)進(jìn)行的，其對(duì)孔隙結(jié)構(gòu)的影響不大。區(qū)內(nèi)主要的交代作用有鐵方解石交代長(zhǎng)石(見(jiàn)圖2H)，鐵白云石交代方解石等(見(jiàn)圖2I)。

綜上所述，壓實(shí)作用、粘土礦物膠結(jié)、硅質(zhì)膠結(jié)、碳酸鹽膠結(jié)作用對(duì)儲(chǔ)層物性的影響是負(fù)面的，它們會(huì)導(dǎo)致儲(chǔ)層孔隙體積減小滲流能力變差。而綠泥石膜和溶蝕作用對(duì)儲(chǔ)層的影響是積極的，它們可以阻礙壓實(shí)作用，減少膠結(jié)物的形成，增大儲(chǔ)層的孔隙體積。

4 結(jié)語(yǔ)

(1)華慶油田長(zhǎng)63儲(chǔ)層物性差，非均質(zhì)性較強(qiáng)，孔隙度主要介于8% ～12%之間，滲透率主要介于0.1～0.5×10－3μm2之間，屬于典型的低孔隙度、特低滲透率儲(chǔ)層。

(2)巖石類型主要為細(xì)粒－極細(xì)粒長(zhǎng)石巖屑砂巖和巖屑長(zhǎng)石砂巖，軟組分碎屑含量較高，成分成熟度低;埋深較大，壓實(shí)程度中等偏強(qiáng)造成儲(chǔ)層易被壓實(shí)，對(duì)物性影響最大。

(3)孔隙類型主要為粒間孔和長(zhǎng)石溶孔，吼道類型以片狀吼道為主;喉道是影響儲(chǔ)層滲透率的重要因素，滲透率與中值喉道半徑有較好正相關(guān)性。

(4)建設(shè)性的溶蝕、綠泥石膜膠結(jié)等成巖作用與破壞性的壓實(shí)、粘土礦物膠結(jié)、硅質(zhì)膠結(jié)、碳酸鹽膠結(jié)等成巖作用，加劇了微觀孔隙結(jié)構(gòu)的復(fù)雜程度和非均質(zhì)性，導(dǎo)致儲(chǔ)層孔隙體積減小和滲流能力變差。

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