鄂爾多斯盆地延長組長6儲層成巖作用特征及孔隙度致密演化

任大忠，孫衛(wèi)，屈雪峰，盧濤，張茜，劉登科

?

鄂爾多斯盆地延長組長6儲層成巖作用特征及孔隙度致密演化

任大忠1, 2，孫衛(wèi)1，屈雪峰3，盧濤3，張茜1，劉登科1

(1. 西北大學 大陸動力學國家重點實驗室，地質學系，陜西 西安，710069；2. 西部低滲?特低滲油田開發(fā)與治理教育部工程研究中心，陜西 西安，710065；3. 低滲透油氣田勘探開發(fā)國家工程實驗室，陜西 西安，710018)

依據(jù)鄂爾多斯盆地延長組長6油藏地質特征，結合鑄體薄片、掃描電鏡、物性等實驗資料，深化姬塬油田和華慶油田長6儲層成巖作用特征認識，按照成巖演化特征及地質綜合效應建立與孔隙度對應的模擬方程。通過對比姬塬油田與華慶油田長6儲層孔隙度演化路徑，查明2個儲層物性致密成因的差異性。研究結果表明：流體性質和溫度是孔隙度演化的直接響應因子，埋藏深度、地層年代、不同類型膠結物含量是孔隙度演化的主要 參數(shù)。

鄂爾多斯盆地；長6儲層；成巖作用；孔隙度演化

儲層物性是評價儲層品質和油氣藏勘探開發(fā)潛力的關鍵參數(shù)，而沉積與成巖作用是影響碎屑儲層物性的主導因素[1?3]。因此，地質工作者借助圖像粒度、鑄體薄片、包裹體、掃描電鏡、X線衍射等實驗，以成巖作用為主線并結合埋藏史、熱演化史、成巖演化史、構造演化、油氣充注等模擬儲層演化，建立現(xiàn)今孔隙度與主因素參數(shù)之間的預測模型，對儲層孔隙度致密演化進行定性表述及定量表征[3?7]。國內(nèi)部分學者采用上述方法[4?8]，模擬鄂爾多斯盆地隴東地區(qū)延長組長4+5—長8油層的現(xiàn)今孔隙度集中在10%左右，一般分布在7.0%~16.0%，這與氣測孔隙度結果接近，其主要誤差范圍小于15%。初步查明，成巖作用演化是砂巖油藏孔隙度致密的主要地質響應因素之一。鄂爾多斯盆地隴東地區(qū)延長組長6—長7油層是國內(nèi)建成第1個成熟的致密油生產(chǎn)區(qū)，為我國致密油的后續(xù)發(fā)展提供了科學的支撐[9]。甘肅省隴東地區(qū)的姬塬油田和華慶油田長6油層是致密油勘探開發(fā)的示范區(qū)，2個區(qū)塊在同一地質時期和同一成巖作用演化階段對應的沉積微相、物源、構造、埋藏深度等存在差異，引起相近物性的含油砂體致密演化程度不同，導致原油采收率不同，即儲層孔隙演化過程的差異制約了油氣勘探品質與采收率的提高[10?12]。本文作者以甘肅省隴東地區(qū)的姬塬油田H133井區(qū)、華慶油田B259井區(qū)長6油層為例，在深化儲層特征認識的基礎上，結合沉積微相、成巖作用、埋藏史、熱演化史和油氣充注史，深入剖析成巖演化特征與地質綜合效應對孔隙度的影響，確定孔隙度演化對應的模擬條件，探討長6油層致密成因機理，為進一步提高儲層油氣的勘探開發(fā)程度和評價精度服務。

1 儲集層巖石學特征

依照SY/T 5368—2000行業(yè)標準[13]，基于沉積特征、巖心等地質資料(圖1)，應用圖像粒度、鑄體薄片、掃描電鏡、X線衍射等測試資料(表1)。由于沉積相、物源的差異，姬塬油田H133井區(qū)與華慶油田B259井區(qū)長6油層的巖石組分差異明顯(表1、圖2)，表現(xiàn)為： 對應的主要巖石類型分別為極細—細粒的長石砂巖、巖屑長石砂巖(圖2(a))；對應的陸源碎屑體積分數(shù)分別為89.37%和86.75%，填隙物體積分數(shù)分別為13.15%和13.06%，結構成熟度分別為0.41和0.61，平均粒徑分別為0.13 mm和0.12 mm(圖2(b)、表1)；相對于H133井區(qū)，B259井區(qū)長6物源搬運距離遠且混源區(qū)發(fā)育、顆粒分選好且結構成熟度高、巖石組分及分布非均質性強(圖1~2)。

圖1 研究區(qū)域位置及沉積背景

表1 研究區(qū)典型樣品巖石組分特征