鄂爾多斯盆地姬塬地區(qū)長(zhǎng)6油層組特征及控制因素

(中石油長(zhǎng)慶油田分公司勘探開發(fā)研究院 低滲透油氣田勘探開發(fā)國(guó)家工程實(shí)驗(yàn)室，陜西西安 710018)

袁京素 (中石油長(zhǎng)慶油田分公司第八采油廠，陜西 西安 710018)

劉艷妮，馬繼業(yè)，淡衛(wèi)東 (中石油長(zhǎng)慶油田分公司勘探開發(fā)研究院 低滲透油氣田勘探開發(fā)國(guó)家工程實(shí)驗(yàn)室，陜西西安 710018)

近年來，隨著鄂爾多斯盆地延長(zhǎng)組中下部油層勘探評(píng)價(jià)的不斷深入，盆地西部姬塬地區(qū)長(zhǎng)6油層組展現(xiàn)出較大資源潛力，是盆地下一步石油勘探和開發(fā)的主要目標(biāo)?？碧綄?shí)踐發(fā)現(xiàn)，該區(qū)長(zhǎng)6油層組儲(chǔ)層致密，油藏分布受物性控制作用明顯，為典型的巖性油藏，但其具有多物源特征，成巖作用復(fù)雜，物性相對(duì)較好的優(yōu)質(zhì)儲(chǔ)層分布仍需進(jìn)一步落實(shí)。因此，深入剖析儲(chǔ)層特征及其控制因素，在普遍低滲透背景下尋找局部相對(duì)高孔、高滲區(qū)帶對(duì)指導(dǎo)該區(qū)長(zhǎng)6油層組勘探部署和規(guī)模開發(fā)具有現(xiàn)實(shí)意義。

1 沉積背景

鄂爾多斯盆地位于中國(guó)東部構(gòu)造域與西部構(gòu)造域的結(jié)合部位，處于華北克拉通的西南部，是在華北地臺(tái)基礎(chǔ)上發(fā)展演化形成的一個(gè)大型中、新生代陸相沉積盆地，盆地內(nèi)構(gòu)造平緩，傾角約1°左右[1,2]。姬塬地區(qū)處于鄂爾多斯盆地西部，橫跨天環(huán)坳陷和伊陜斜坡2大構(gòu)造單元(見圖1)，該地區(qū)延長(zhǎng)組是在盆地持續(xù)拗陷和穩(wěn)定沉降過程中形成的一套大型內(nèi)陸三角洲沉積體系[3～5]，沉積了厚逾千米的上三疊統(tǒng)生、儲(chǔ)油巖系，縱向形成多個(gè)有利的生、儲(chǔ)、蓋成藏組合，發(fā)育多個(gè)重要的含油層系。其中，長(zhǎng)6油層組沉積期是繼長(zhǎng)7油層組沉積期大范圍湖侵后的湖退過程，屬典型的進(jìn)積式三角洲沉積體系，主要發(fā)育三角洲前緣亞相，三角洲平原亞相僅在北部地區(qū)局部發(fā)育，水下分流河道砂體大規(guī)模連片發(fā)育。筆者對(duì)碎屑組分和輕、重礦物平面分布規(guī)律研究發(fā)現(xiàn)，長(zhǎng)6油層組沉積期存在北東和北西2個(gè)方向的物源，總體以北東物源為主，混源區(qū)在馮地坑-姬塬-堡子灣一線(見圖2)。

2 儲(chǔ)層特征

2.1 巖石學(xué)特征

根據(jù)鑄體薄片資料，姬塬地區(qū)長(zhǎng)6油層組巖石類型主要為極細(xì)-細(xì)粒長(zhǎng)石砂巖與巖屑質(zhì)長(zhǎng)石砂巖，長(zhǎng)石體積分?jǐn)?shù)平均為38.50%，石英體積分?jǐn)?shù)平均為29.47%，巖屑體積分?jǐn)?shù)平均為18.66%；砂巖填隙物體積分?jǐn)?shù)平均為13.33%，填隙物種類多樣，主要以自生黏土和碳酸鹽礦物為主，含少量的硅質(zhì)、長(zhǎng)石質(zhì)和其他礦物。其中，自生黏土礦物以高嶺石(3.00%)、綠泥石(2.86%)、伊利石(1.52%)為主，而碳酸鹽礦物以鐵方解石(3.75%)和鐵白云石(0.47%)為主?？v向上，各油層也存在一定差異，長(zhǎng)61油層中砂及以上顆粒體積分?jǐn)?shù)6.80%，填隙物體積分?jǐn)?shù)12.10%；長(zhǎng)62油層中砂及以上顆粒體積分?jǐn)?shù)4.90%，填隙物體積分?jǐn)?shù)12.50%；長(zhǎng)63油層中砂及以上顆粒體積分?jǐn)?shù)3.60%，填隙物體積分?jǐn)?shù)13.30%。

圖1 鄂爾多斯盆地構(gòu)造單元區(qū)劃圖 圖2 姬塬地區(qū)長(zhǎng)6油層組沉積相圖

2.2 孔隙及組合類型

姬塬地區(qū)長(zhǎng)6油層組原生孔隙和次生孔隙均較為發(fā)育[6]，其中以原生粒間孔為主，其次為長(zhǎng)石溶孔，還有少量巖屑溶孔、晶間孔和微裂縫等。長(zhǎng)6油層組平均面孔率為3.20%，其中粒間孔為1.97%，長(zhǎng)石溶孔為0.94%，巖屑溶孔為0.11%(見表1)?？紫督M合以溶孔-粒間孔型為主，其次為微孔型和粒間孔-溶孔型。從縱向小層分布特征來看，長(zhǎng)61油層粒間孔最為發(fā)育，長(zhǎng)62、長(zhǎng)63油層粒間孔含量逐次減小，3個(gè)油層長(zhǎng)石溶孔、巖屑溶孔和晶間孔基本相當(dāng)。

表1 姬塬地區(qū)長(zhǎng)6油層組儲(chǔ)層孔隙類型及面孔率統(tǒng)計(jì)表

2.3 儲(chǔ)層孔喉特征

根據(jù)壓汞資料和孔隙結(jié)構(gòu)參數(shù)，姬塬地區(qū)長(zhǎng)6油層組儲(chǔ)層平均排驅(qū)壓力1.38MPa，平均中值壓力7.6MPa，平均中值半徑0.17μm，平均最大進(jìn)汞飽和度78.95%，平均退汞效率29.34%，具有喉道分選中等、排驅(qū)壓力較高、中值半徑大、退汞效率較高的特點(diǎn)(見圖3、表2)。根據(jù)鄂爾多斯盆地延長(zhǎng)組孔隙、喉道分級(jí)標(biāo)準(zhǔn)[7]，長(zhǎng)6油層組儲(chǔ)層以小孔隙為主，占85%，其次為中孔隙，占11%，少部分為細(xì)孔隙和大孔隙；主流喉道半徑為1.05μm，平均喉道半徑為0.98μm，主要為細(xì)喉道，其次為微細(xì)喉道和中喉道(見圖4)。

圖3 姬塬地區(qū)長(zhǎng)61油層儲(chǔ)層恒速壓汞特征曲線

區(qū)域中值壓力/MPa中值半徑/μm排驅(qū)壓力/MPa最大進(jìn)汞飽和度/%退汞效率/%均值系數(shù)/1分選系數(shù)/1變異系數(shù)/1北東7.50.171.2979.1528.2312.031.780.15北西7.80.161.4778.7430.4212.011.720.15平均7.60.171.3878.9529.3412.021.750.15

圖4 姬塬地區(qū)長(zhǎng)6油層組儲(chǔ)層孔隙及喉道類型分布圖

2.4 儲(chǔ)層物性特征

姬塬地區(qū)長(zhǎng)6油層組儲(chǔ)層有效孔隙度介于7.0%～19.1%，平均為10.7%；滲透率介于0.1～10.67mD，平均為0.59mD。依據(jù)鄂爾多斯盆地孔隙度和滲透率分級(jí)標(biāo)準(zhǔn)，區(qū)內(nèi)長(zhǎng)6油層組儲(chǔ)層屬于低孔-超低滲儲(chǔ)層(見圖5)。

圖5 姬塬地區(qū)長(zhǎng)6油層組孔隙度、滲透率分布直方圖

姬塬地區(qū)長(zhǎng)6油層組儲(chǔ)層孔隙度、滲透率平面展布受砂體控制。受不同物源的影響，在研究區(qū)東部呈北東-南西向連片狀展布，以長(zhǎng)61油層為例，其儲(chǔ)層物性較好的區(qū)域分布面積大，平面呈條帶狀連片分布，連續(xù)性較好，平均孔隙度11%，平均滲透率0.73mD；而研究區(qū)西部?jī)H在馬家山一帶呈分散狀、零星分布，平均孔隙度10.2%，平均滲透率0.49mD(見圖6)。

圖6 姬塬地區(qū)長(zhǎng)61油層儲(chǔ)層孔隙度、滲透率等值線圖

3 儲(chǔ)層控制因素分析

3.1 沉積物源

研究區(qū)長(zhǎng)6油層組儲(chǔ)層主要受北東和北西2大物源控制[8,9]，不同方向的物源攜帶不同的成分：北東主要為陰山物源，母巖為前震旦系古老花崗巖、片麻巖、黑云母-角閃石片巖，巖屑中不含白云巖屑；北西主要為桌子山、賀蘭山物源，除古老的花崗巖、片麻巖外，大部分地區(qū)為震旦系的石英巖、寒武-奧陶系的淺變質(zhì)巖及碳酸鹽巖。2個(gè)物源區(qū)的巖礦組分基本一致，北西物源區(qū)較北東物源區(qū)石英和巖屑含量稍高、長(zhǎng)石含量稍低；2個(gè)物源區(qū)的填隙物含量差異不大，且組分基本一致，北東物源區(qū)的填隙物總量比北西物源區(qū)略高(見表3)。

姬塬地區(qū)長(zhǎng)6油層組2個(gè)沉積物源區(qū)相同的極細(xì)-細(xì)粒特征和相似的巖石類型(成分)，決定了研究區(qū)儲(chǔ)層致密，整體具低孔-超低滲的特點(diǎn)。但不同物源區(qū)粒級(jí)分布和分選程度存在一定差異，北東物源區(qū)細(xì)砂含量較北西物源區(qū)高、粉砂含量較北西物源區(qū)低，且分選更好(見圖7)。鑄體薄片分析統(tǒng)計(jì)表明，北東物源區(qū)粒間孔更為發(fā)育，粒間孔為3.19%，北西物源區(qū)粒間孔為2.08%。粒級(jí)分布、分選程度的差異是不同沉積物源區(qū)儲(chǔ)層物性存在差異的本質(zhì)原因，北東物源區(qū)物性相對(duì)較好。

圖7 姬塬地區(qū)長(zhǎng)6油層組儲(chǔ)層不同物源區(qū)粒級(jí)、分選統(tǒng)計(jì)

3.2 沉積環(huán)境

圖8 姬塬地區(qū)長(zhǎng)6油層組不同沉積環(huán)境儲(chǔ)層物性對(duì)比圖

相同沉積物源內(nèi)，不同沉積位置的砂體，由于沉積水動(dòng)力的差異，其沉積碎屑成分、結(jié)構(gòu)、粒度、分選、厚度也存在明顯差異，且對(duì)儲(chǔ)層的儲(chǔ)集性能具有較大影響，沉積相類型及沉積環(huán)境對(duì)儲(chǔ)層的分布也具有較大影響[10]。姬塬地區(qū)長(zhǎng)6油層組沉積微相主要包括水下分流河道、分流間灣和河口壩。水下分流河道主砂帶的分選、磨圓度相對(duì)河道邊部和側(cè)翼較好，且塑性巖屑和黏土雜基含量相對(duì)較少，從而有利于原生孔隙的保存[5]，原始孔隙度也相應(yīng)較大，滲透性更好。

研究區(qū)有利儲(chǔ)集砂體以水下分流河道主砂帶為主；河道邊部和側(cè)翼在砂體厚度變薄的同時(shí)，滲透性變差；分流間灣中主要沉積泥灰?guī)r和泥巖，幾乎不具有滲透性(見圖8)。

3.3 成巖作用

3.3.1 主要成巖作用類型

按照各類成巖作用對(duì)儲(chǔ)層儲(chǔ)集性能的影響，可劃分為破壞性成巖作用和建設(shè)性成巖作用[10，11]。姬塬地區(qū)長(zhǎng)6油層組儲(chǔ)層破壞性成巖作用主要包括：機(jī)械壓實(shí)作用(見圖9(a))和膠結(jié)作用，其中膠結(jié)作用主要存在綠泥石膜(見圖9(b))、高嶺石膠結(jié)充填孔隙(見圖9(c))、伊利石和伊-蒙混層膠結(jié)(見圖9(d))、碳酸鹽礦物膠結(jié)(見圖9(e))和硅質(zhì)膠結(jié)等(見圖9(f))。建設(shè)性成巖作用主要為溶蝕作用(見圖9(g)、(h))。

圖9 姬塬地區(qū)長(zhǎng)6油層組成巖作用鑄體薄片、掃描電鏡照片

3.3.2 成巖相

儲(chǔ)集砂巖的孔隙度在成巖作用過程中是不斷變化的，總體上壓實(shí)和膠結(jié)作用降低了砂巖孔隙度，溶蝕作用增加了砂巖孔隙度。根據(jù)不同成巖作用及發(fā)生的時(shí)間次序，可以將研究區(qū)長(zhǎng)6油層組整個(gè)成巖作用的差異演化過程劃分為3個(gè)主要階段：早期壓實(shí)階段、膠結(jié)作用階段(包含綠泥石膜的形成、早期碳酸鹽膠結(jié)、次生石英加大和后期含鐵碳酸鹽沉淀等膠結(jié)序列)、溶蝕階段。通過大量薄片照片觀察和分析統(tǒng)計(jì)，充分考慮填隙物含量、孔隙類型及面孔率平面分布，開展姬塬地區(qū)長(zhǎng)6油層組儲(chǔ)層成巖相半定量劃分[12，13]，主要?jiǎng)澐譃橛欣趦?chǔ)集性保持和改善的綠泥石膜粒間孔相、長(zhǎng)石溶蝕相、粒間孔相，降低儲(chǔ)集空間的鐵方解石和高嶺石膠結(jié)相(見表4)。研究區(qū)有利成巖相帶大面積發(fā)育，東部主要為綠泥石膜粒間孔相和粒間孔相，西部主要為長(zhǎng)石溶蝕相(見圖10)。在有利成巖相控制下，姬塬長(zhǎng)6油層組儲(chǔ)層相對(duì)高孔、高滲儲(chǔ)層在該區(qū)大面積發(fā)育(見圖6)。

表4 姬塬地區(qū)長(zhǎng)6油層組不同成巖相類型對(duì)比表

圖10 姬塬地區(qū)長(zhǎng)6油層組儲(chǔ)層成巖相圖

3.3.3 孔隙演化

通過儲(chǔ)集砂巖的粒度、物性分析，結(jié)合砂巖薄片的觀察與統(tǒng)計(jì)，估算出了不同成巖作用對(duì)儲(chǔ)集砂巖孔隙度的影響[6]。經(jīng)過計(jì)算，姬塬地區(qū)長(zhǎng)6油層組儲(chǔ)集砂巖原始孔隙度為34.1%，機(jī)械壓實(shí)作用損失了約18.7%的孔隙度；早期膠結(jié)(綠泥石、方解石、白云石、硅質(zhì)等)和晚期膠結(jié)(鐵方解石、鐵白云石等)作用又損失了約8.8%的孔隙度；而后期溶蝕作用增加了約4.1%的孔隙度，最終計(jì)算獲得現(xiàn)今平均孔隙度為10.7%(見表5)，與巖心物性分析平均孔隙度相符合。

4 結(jié)論

1)姬塬地區(qū)長(zhǎng)6油層組儲(chǔ)層主要為極細(xì)-細(xì)粒長(zhǎng)石砂巖和巖屑質(zhì)長(zhǎng)石砂巖，填隙物含量較高，主要發(fā)育粒間孔和長(zhǎng)石溶孔，具有明顯的細(xì)喉道特征，平均滲透率0.59mD，為典型的低孔-超低滲儲(chǔ)層。

表5 姬塬地區(qū)長(zhǎng)6油層組砂巖成巖作用及孔隙演化表

2)成巖作用對(duì)儲(chǔ)層物性有著十分重要的影響，壓實(shí)作用和膠結(jié)作用使儲(chǔ)層原始孔隙大幅度減小，形成致密儲(chǔ)層，而后期溶蝕作用使致密儲(chǔ)層的儲(chǔ)滲性能得到一定的改善。

3)區(qū)內(nèi)長(zhǎng)6油層組在水下分流河道有利沉積相帶和綠泥石膜粒間孔相、長(zhǎng)石溶蝕相等有利成巖相帶部位發(fā)育相對(duì)高孔、高滲儲(chǔ)層，是下步勘探評(píng)價(jià)的重要目標(biāo)區(qū)。