鄂爾多斯盆地合水地區(qū)長81 亞油層組沉積相及對儲層物性的影響

王 茜, 魏 凡, 張 妍, 范 琳, 方一鋼

(1. 中國石油天然氣股份有限公司長慶油田分公司第十二采油廠, 甘肅 合水 745400; 2. 中國石油天然氣股份有限公司長慶油田分公司第二采油廠, 甘肅 慶城 745100; 3. 西南石油大學(xué)地球科學(xué)與技術(shù)學(xué)院, 四川 成都 610500; 4. 中國石油天然氣股份有限公司長慶油田分公司第十一采油廠, 甘肅 慶陽 745000)

隨著我國經(jīng)濟快速發(fā)展,油氣需求量日益增高,但我國長期處于原油進口狀態(tài),石油進口依存度較高。 在如此嚴(yán)峻的情況下,進一步加大石油勘探力度,減少石油對外依存度是國內(nèi)廣大石油工作者迫在眉睫的任務(wù)。 為提高油氣產(chǎn)量,近年來眾多專家學(xué)者將研究的重點從常規(guī)油氣轉(zhuǎn)向非常規(guī)油氣。 非常規(guī)油氣通常指無明顯油水界面的以常規(guī)方法手段不能獲取的油氣資源[1-3],具有儲層物性低、開采難度大等特點。 其中致密砂巖油氣的研究是非常規(guī)油氣研究的重點方向之一[4-8]。 致密砂巖儲層的發(fā)育受沉積環(huán)境及沉積相的制約,其決定了儲集砂體的結(jié)構(gòu)組分、發(fā)育規(guī)模、空間展布等問題[9～11],因此,沉積環(huán)境及沉積相的研究是致密砂巖儲層研究中不可缺少的重要因素,是尋找有利儲層的必然環(huán)節(jié),國內(nèi)外眾多專家學(xué)者對其進行了研究。 例如,通過研究沉積相特征繼而確定砂體發(fā)育機理[12];通過沉積相帶的展布預(yù)測優(yōu)質(zhì)儲層的分布[13-14];研究不同相帶砂體間的構(gòu)型要素、組合方式[15-16];通過物源示蹤確定沉積相帶展布方向等[17-18]。 但上述研究大多僅分析沉積微相對優(yōu)勢砂體的影響,從宏觀角度預(yù)測有利相帶及儲層的發(fā)育,而不同微相對儲層物性影響的研究則較為薄弱。

合水地區(qū)位于鄂爾多斯盆地西南緣,作為長慶油田重要的產(chǎn)油基地之一,其主力油層組上三疊統(tǒng)延長組長8 油層組發(fā)育大規(guī)模厚層儲集砂體,石油優(yōu)先供給,具有良好的“生儲”組合,是近年來該地區(qū)勘探與開發(fā)的重點層位。 但受沉積作用影響,砂巖粒度較細(xì)、泥質(zhì)含量較高、非均質(zhì)性較強、物性較差,整體表現(xiàn)為致密儲層的特征,有利儲層預(yù)測難度較大。 因此,其沉積特征及沉積相的研究對儲層評價、預(yù)測有利儲層有著重要的意義。 合水長8 油層組沉積相的研究前人已有較多成果[19～21],但多以長8 油層組整體為研究對象,缺乏精細(xì)劃分,在研究與勘探程度較高的合水地區(qū),對其有利儲層的預(yù)測幫助較小。 因此,本文選取長8 油層組內(nèi)主力產(chǎn)油層系長81亞油層組為研究對象,以小層為單元對其進行精細(xì)解剖,研究了長81亞油層組各小層沉積特征,分析了不同沉積微相對儲層物性的影響,最終明確了各小層有利微相類型、發(fā)育規(guī)模及展布特征。 為合水地區(qū)重新認(rèn)識長8 油層組有利儲層分布規(guī)律,細(xì)化尋找目標(biāo)提供依據(jù)。

1 區(qū)域地質(zhì)概況

鄂爾多斯盆地橫跨陜、甘、寧等多省份,面積達25 萬平方千米,是發(fā)育在克拉通之上的大型疊合盆地,也是我國面積第二的沉積盆地。 由于構(gòu)造演化活動長期穩(wěn)定、地層抬升快、坡度緩、沉降穩(wěn)定,盆地主要由西部的天環(huán)坳陷、南部的渭北隆起、東部的晉西撓褶帶、中部的伊陜斜坡和北部的伊盟隆起區(qū)六大構(gòu)造單元組成[22]。 合水地區(qū)位于鄂爾多斯盆地伊陜斜坡西南緣,東臨驛馬、西至固城、南抵寧縣、北靠固城,總面積約4400km2,構(gòu)造上位于伊陜斜坡西南部慶陽鼻狀構(gòu)造帶的生油坳陷內(nèi)(圖1)。其上三疊統(tǒng)延長組為中生代內(nèi)陸湖盆階段的陸源碎屑沉積,自下而上發(fā)育10 個油層組。 從長10 至長1 沉積期,湖盆經(jīng)歷了擴張-縮小-消亡的水進-水退過程。 湖盆擴張階段主要發(fā)生在長10—長7沉積期,該時期湖盆面積整體上逐漸增大,并在長7期湖盆面積達到最大后,從長6—長1 沉積期,湖盆開始進入縮減、消亡階段[23]。 其中,長81亞油層組沉積期主要為湖盆擴張階段晚期,該時期為三角洲充填階段,物源持續(xù)供給、水動力條件較強,導(dǎo)致地層具有穩(wěn)定沉降、多旋回沉積的特點。 根據(jù)分層資料顯示,研究區(qū)長81地層厚度為35 ～46m,平均為41m,通過旋回自下而上可劃分為長813、長 812、長小層,各小層厚度基本在14m 左右。

圖1 鄂爾多斯盆地區(qū)域構(gòu)造圖(據(jù)參考文獻[16],有修改)Fig.1 Location and regional tectonic map of the Ordos Basin

2 沉積相分析

沉積環(huán)境及沉積微相決定著砂體的發(fā)育規(guī)模、控制著砂體的垂向分布及平面展布規(guī)律。 明確沉積沉積環(huán)境及沉積相帶分布特征是評價儲層、尋找有利區(qū)的基礎(chǔ)[24]。 因此,本文基于前人研究成果,通過巖心相及測井相標(biāo)志,對該區(qū)長81沉積環(huán)境及沉積相類型進行判斷,最終研究了各小層沉積微相的縱向、橫向及平面分布特征。

2.1 沉積相標(biāo)志

2.1.1 巖心相

巖心相標(biāo)志是認(rèn)識和判斷研究區(qū)沉積環(huán)境的重要手段,通過對59 口單井的230 塊巖心進行觀察,對長81亞油層組的沉積環(huán)境及沉積相進行判斷。

研究區(qū)內(nèi)長81油層亞組發(fā)育灰色、灰綠色砂巖(圖2a)。 含油層段砂巖為灰褐色,泥巖主要為灰黑色和黑色,此外還發(fā)育灰黑色泥質(zhì)粉砂巖、灰黑色粉砂質(zhì)泥巖(圖2b)。 表明長81沉積期處于弱還原的淺水環(huán)境。 而砂巖粒度整體以細(xì)粒為主,局部可見中—細(xì)粒、中粒,表明沉積物隨水流長期搬運,水動力較強(圖2c)。 其次,長81油層亞組砂巖中可見塊狀層理、平行層理、砂紋層理、波狀層理、變形層理(圖2d ～h),表明沉積物受強水動力條件下牽引流影響,層理構(gòu)造較為發(fā)育。 最后,砂巖可見3 種類型的生物成因構(gòu)造,分別為生物遺跡化石,煤線及碳質(zhì)泥巖以及代表生物活動痕跡的垂直蟲孔(圖2i～k),表明生物長期處于淺水環(huán)境中。

綜上所述,長8 儲集砂體表現(xiàn)為顏色較淺、粒度較細(xì)、層理構(gòu)造及生物成因構(gòu)造較為發(fā)育。 同時,鄂爾多斯盆地為一西傾單斜,平均坡度小于0.5°,坡度較緩。 而前人研究表明,淺水三角洲典型沉積特征為巖性粒度以細(xì)?！屑?xì)粒為主,沉積物搬運主要受牽引流影響,砂巖中發(fā)育豐富的強水動力沉積構(gòu)造(層理構(gòu)造),沉積環(huán)境水體較淺、沉積地形坡度平緩,以分流河道砂體為主[25～26]。 因此綜合判斷,研究區(qū)長81沉積期處于淺水三角洲前緣沉積環(huán)境中。

圖2 合水地區(qū)長81亞油層組巖心相照片F(xiàn)ig.2 Photos of sub oil-bearing formation of Chang 81 from drilling wells in Heshui area

2.1.2 測井相

通過對上述59 口單井測井相識別后發(fā)現(xiàn),區(qū)內(nèi)長81淺水三角洲前緣亞相沉積主要包括水下分流河道、河口壩、前緣席狀砂、分流間灣4 種微相類型(圖3)。 其中水下分流河道與分流間灣在研究區(qū)較為發(fā)育,而河口壩與席狀砂在研究區(qū)發(fā)育較少。

水下分流河道為陸上分流河道向湖內(nèi)延伸的部分[27],一般從上到下依次由灰色、淺灰色中—細(xì)粒、細(xì)粒砂巖、粉細(xì)砂巖、粉砂巖以正粒序沉積。 為更精細(xì)研究水下分流河道微相,通過測井曲線觀察及砂體厚度分析,以砂地比大小為依據(jù),將其分為河道核心部位,簡稱核部(砂地比大于0.6),SP 曲線多表現(xiàn)為中—高幅箱型(齒化箱型);河道中間部位,簡稱中部(砂地比為0.4 ～0.6),SP 曲線多表現(xiàn)為鐘型(齒化鐘型);河道側(cè)翼部位,簡稱側(cè)翼(砂地比0.2 ～0.4),SP 曲線多表現(xiàn)為指型(圖3)。

河口壩為水流突然趨于平緩,砂體在河口處短時間內(nèi)迅速堆積所形成[27]。 一般以砂巖沉積為主,底部粒度細(xì),上部粒度粗,為反粒序沉積,其中水平、波狀層理較為發(fā)育。 SP 曲線上,通常表現(xiàn)為反漏斗型,指示粒度自上而下逐漸變細(xì)的沉積特點(圖3)。

前緣席狀砂沉積微相是由于河口壩被水流沖刷后形成的分布在其兩側(cè)的的大面積薄層砂體[27]。一般發(fā)育在水體較深處,以泥質(zhì)粉砂巖或粉砂質(zhì)泥巖互層沉積為主。 SP 測井曲線一般為指狀(圖3)。

圖3 沉積微相類型劃分示意圖Fig.3 Classification of sedimentary microfacies

分流間灣是水下分流河道間地勢較低的區(qū)域[27],尖端指向陸上方向。 巖性以粉砂質(zhì)泥巖、泥巖沉積為主,洪水期沉積少量粉、細(xì)砂巖。 該微相中可見植物葉片、根莖化石以及碳質(zhì)泥巖。 水平層理較為發(fā)育。 分流間灣沉積微相SP 測井曲線多為泥巖基線(圖3)。

2.2 沉積相特征及展布

在對長81油層亞組沉積微相類型劃分的基礎(chǔ)上,以單井、連井、平面結(jié)合的方法進一步討論沉積微相在垂向及平面上的分布特征,系統(tǒng)分析長81各小層微相發(fā)育情況及規(guī)律。

2.2.1 單井相分析

通過對上述59 口單井長81亞油層組的沉積微相進行劃分,明確了各類沉積微相在垂向上的發(fā)育情況。 對各小層沉積微相發(fā)育頻率(單微相類型發(fā)育次數(shù)/總次數(shù))及砂地比(單微相厚度/小層厚度)進行統(tǒng)計后表明,水下分流河道發(fā)育頻率在長812小層最高、砂地比最大;河口壩發(fā)育頻率在長小層最高、砂地比最大;前緣席狀砂發(fā)育頻率在長813小層最高,但其砂地比在長小層最大;分流間灣在各小層均有發(fā)育,其中在長813小層發(fā)育頻率最高(表1)。

以區(qū)內(nèi)典型產(chǎn)油井——L20 井進行說明(圖4)。 L20 井位于研究區(qū)東南部九峴附近(圖1),其長81亞油層組可識別出水下分流河道、河口壩、前緣席狀砂、分流間灣4 種微相類型。 其中,長小層主要發(fā)育水下分流河道、河口壩兩種微相類型。水下分流河道發(fā)育頻率為50%、砂地比為0.68,河口壩發(fā)育頻率為50%,砂地比為0.30;長812小層可識別出水下分流河道與分流間灣兩種微相類型。水下分流河道發(fā)育頻率為50%、砂地比為0.72,分流間灣發(fā)育頻率為50%,砂地比為0;長小層可識別出水下分流河道、前緣席狀砂、分流間灣三種微相類型。 水下分流河道發(fā)育頻率為40%、砂地比為0.43,前緣席狀砂發(fā)育頻率為20%、砂地比為0.14,分流間灣發(fā)育頻率為40%、砂地比為0.07。

單井相分析表明,長81亞油層組以水下分流河道微相為主,且以長812小層水下分流河道砂體沉積厚度大,發(fā)育頻率高,多為河道核部,其次為長811小層,長813小層水下分流河道砂體沉積厚度最小、發(fā)育頻率低,多為河道側(cè)翼。

表1 合水地區(qū)長81亞油層組沉積微相發(fā)育頻率及砂地比統(tǒng)計表Table 1 Sedimentary microfaciesof sub oil-bearing formationof Chang 81 and thickness ratios between sandstone and mudstone, Heshui area

圖4 合水地區(qū)L20 井長81沉積相單井柱狀圖Fig.4 Columnar diagram of sedimentary facies of well L20 in Heshui area

2.2.2 連井相分析

前人研究表明,研究區(qū)長81沉積期,物源方向以西南—東北向為主[28]。 為分析沉積微相在橫向上的分布特征,以59 口單井為單元,做出順物源方向的8 條骨架剖面及垂直物源方向的7 條骨架剖面,并對每條剖面各小層不同微相類進行了識別并對其發(fā)育情況進行研究。

通過對15 條骨架剖面長81各小層沉積微相類型進行識別后發(fā)現(xiàn),水下分流河道為長81主要的微相類型。 經(jīng)統(tǒng)計,水下分流河道主要發(fā)育在長812小層,多為連續(xù)沉積,連通性較好,河道中心基本無擺動,平均沉積厚度為6.2m;其次為長811小層,其河道多為間隔沉積,連通性一般,河道中心有一定幅度的擺動,平均沉積厚度為4.5m;長813小層河道發(fā)育數(shù)量最少,河道較為孤立,連通性差,河道中心擺動幅度較大,平均沉積厚度為3.7m。 河口壩主要發(fā)育在長811與長 812小層,平均沉積厚度為2.5m 與3.1m,而長小層較少,平均沉積厚度為2.2m。 前緣席狀砂主要發(fā)育于長與長小層,平均沉積厚度為1.1m 與0.9m,長小層較少,平均沉積厚度為1.1m。 分流間灣在在各小層均有所發(fā)育,其中長小層分布面積最大,長小層次之,長小層分布面積最少(表2)。

在此基礎(chǔ)上,選取順物源及垂直物源兩條剖面進行說明,剖面位置見圖1。 順物源剖面長小層發(fā)育1 期厚層及3 期薄層水下分流河道砂體。 厚層河道砂體沉積厚度為7.3m,連通性較好,薄層河道砂體沉積厚度為1.6 ～3.4m,河道孤立,無連通性;長小層發(fā)育5 期厚層及2 期薄層水下分流河道砂體。 厚層河道砂體沉積厚度為4.1 ～7.0m,薄層河道砂體沉積厚度為1.9 ～2.7m。 長小層水下分流河道連通性均較好;長小層發(fā)育2 期薄層水下分流河道砂體,沉積厚度為2.3 ～2.5m,河道孤立,無連通性。 發(fā)育2 期河口壩及5 期席狀砂(圖5a)。 垂直物源剖面長小層發(fā)育1 期厚層及3期薄層水下分流河道砂體。 厚層河道砂體沉積厚度為4.7m,連通性較差,薄層河道砂體沉積厚度為1.2 ～3.0m,河道孤立,無連通性;長812小層發(fā)育2期厚層及6 期薄層水下分流河道砂體。 厚層河道砂體沉積厚度為4.8 ～5.2m,連通性差,薄層河道砂體沉積厚度為1.1 ～2.3m,河道孤立,無連通性;長813小層發(fā)育1 期厚層及2 期薄層水下分流河道砂體。厚層河道砂體沉積厚度為5.1m,薄層河道砂體沉積厚度為1.9 ～2.3m,長813小層河道均較為孤立,無連通性。 發(fā)育2 期河口壩及4 期席狀砂(圖5b)。

表2 合水地區(qū)長81各小層沉積微相發(fā)育數(shù)量及沉積厚度統(tǒng)計表Table 2 Statistics of sedimentary microfacies and sedimentary thickness of sub oil-bearing formation of Chang 81 in Heshui area

圖5 合水地區(qū)長81亞油層組沉積微相剖面圖Fig.5 Profiles of sedimentary microfacies of sub oil-bearing formation of Chang 81 in Heshui area

連井相分析表明,長81亞油層組以水下分流河道微相為主,長812沉積期時物源供給充足,水動力條件穩(wěn)定,導(dǎo)致沉積的水下分流河道砂體厚度大、數(shù)量多、連通性好、連續(xù)性強,其次為長811小層,長小層水下分流河道砂體規(guī)模最小、數(shù)量最少。且順物源方向河道砂體沉積厚度、沉積期次及連通性均好于垂直物源方向。

2.2.3 沉積微相平面展布特征

在對長81亞油層組單井及連井相研究的基礎(chǔ)上,通過繪制沉積微相平面分布圖,研究了沉積微相在平面上的展布特征。

平面上,長81亞油層組共識別出水下分流河道、分流間灣、河口壩以及前緣席狀砂4 種沉積微相。 水下分流河道沿西南—東北方向呈條帶狀延伸,分流間灣呈片狀分布在研究區(qū)均有分布,而河口壩和前緣席狀砂限制性發(fā)育。

對比各小層發(fā)現(xiàn),長811小層共發(fā)育9 條順物源及3 條垂直物源方向的水下分流河道(圖6a),河道砂體平均厚度為5.06m,平均寬度為5.28km,平均寬厚比為1043,最大延伸距離為67.63km;長812小層共發(fā)育11 條順物源及4 條垂直物源方向的水下分流河道(圖6b),河道砂體平均厚度為5.50m,平均寬度為7.42km,平均寬厚比為1349,最大延伸距離為71.59km;長813小層共發(fā)育7 條順物源方向的水下分流及3 條垂直物源方向的水下分流河道(圖6c),河道砂體平均厚度為4.40m,平均寬度為4.67km,平均寬厚比為1061,最大延伸距離為65.94km。 受物源影響,長811小層主河道位于研究區(qū)西南部,而在研究區(qū)中部、西南部偶見河口壩沉積微相;長812小層主河道位于研究區(qū)西南部,而在研究區(qū)東部、東南部及西南部偶見河口壩及前緣席狀砂沉積微相;長813小層主河道在西南、東北部均有發(fā)育,而在西北部、東北部偶見河口壩、前緣席狀砂沉積微相(圖6a ～c)。

圖6 合水地區(qū)長81亞油層組沉積微相平面分布圖Fig.6 Plane distribution of sedimentary microfacies of sub oil-bearing formation of Chang 81 in Heshui area

綜上所述,水下分流河道為研究區(qū)主要的沉積微相,其中,長812小層水下分流河道發(fā)育數(shù)量多、發(fā)育頻率高,橫向厚度大、縱向?qū)挾葟V,平均寬厚比最大,平面上延伸距離最長,其次為長811小層與長小層。 究其原因,主要與物源供給強度及沉積物可容納空間大小有著一定的關(guān)系,前人研究表明[29～30],長 8 ～ 長 7 沉積期,為湖盆擴張末期,從長到長812沉積期時,三角洲充填強度逐漸變大,沉積物供給規(guī)模逐漸變強,而該時期,合水地區(qū)位于湖盆中心,沉積物可容納空間最大,在上述兩方面因素影響下,河道砂體沉積厚度及發(fā)育規(guī)模呈現(xiàn)出了遞增趨勢,并在長812沉積期達到最大。 而長到長811沉積期時,三角洲充填開始減弱,沉積環(huán)境從淺水三角洲相開始轉(zhuǎn)變?yōu)楹聪?細(xì)粒沉積物開始變多,河道沉積厚度及發(fā)育規(guī)模開始逐漸變小,并于長73沉積期結(jié)束。

3 沉積作用對儲層物性的影響

3.1 儲層物性特征

根據(jù)物性資料統(tǒng)計表明,長81亞油層組孔隙度集中在 5% ～ 10%,滲透率(0.1 ～ 0.5) × 10-3μm2,孔隙度與滲透率呈正相關(guān)性,相關(guān)系數(shù)為0.7,相關(guān)性較好(圖7),說明儲層滲流能力受基質(zhì)孔隙的影響。 其中,長小層孔隙度為1.10% ～15.91%,平均為 8.29%、滲透率為(0.01 ～6.68) × 10-3μm2,平均為 0.44 ×10-3μm2;長 812小層孔隙度為2.59%～17.99%,平均為8.85%、滲透率為(0.01 ～6.85)×10-3μm2,平均為 0.49 ×10-3μm2;長 813小層孔隙度為1.68% ～15.51%,平均為8.04%、滲透率為(0.01 ～6.19) ×10-3μm2,平均為 0.41 ×10-3μm2。根據(jù)中華人民共和國石油天然氣行業(yè)標(biāo)準(zhǔn),油氣儲層評價方法(SY/T6285-1997),長81亞油層組儲層為特低孔、特低滲儲層,部分已達致密(圖8),其中長812小層物性最好,長811小層次之,長813沉小層最差。

3.2 沉積微相對物性的影響

物源及沉積作用決定著沉積物搬運距離及水動力強弱,沉積物搬運距離及水動力強弱又控制著巖石的粒度、磨圓度及分選性等,影響了儲層的初始孔隙度。 而初始孔隙度的大小一定程度上決定了現(xiàn)今孔隙度的大小,現(xiàn)今孔隙度又控制了儲層滲流能力的高低,最終影響了儲層物性。

圖7 合水地區(qū)長81亞油層組孔隙度與滲透率相關(guān)性Fig.7 Correlation between porosity and permeability of Chang 81sub oil-bearing formation in Heshui area

圖8 合水地區(qū)長81亞油層組物性分布直方圖Fig.8 Distribution histogram showing physical properties of sub oil-bearing formation of Chang 81 in Heshuiarea

表3 合水地區(qū)長81亞油層組不同沉積微相砂巖結(jié)構(gòu)成熟度特征Table 3 Structural maturity of sandstone rocks of sub oil-bearing formation of Chang 81in different sedimentary microfacies in Heshuiarea

經(jīng)統(tǒng)計,水下分流河道核部砂巖樣品以中—細(xì)粒(0.25 ～0.40mm)為主、磨圓度以次棱角狀為主、分選性以好為主;水下分流河道中部砂巖樣品以中—細(xì)粒(0.25 ～0.30mm)為主、磨圓度以棱角狀—次棱角為主、分選性以中—好為主;水下分流河道側(cè)翼砂巖樣品以細(xì)?！獦O細(xì)粒(0.05 ～0.20mm)為主,磨圓度以棱角狀為主,分選性以中等為主;河口壩砂巖樣品以細(xì)粒(0.10 ～0.25mm)為主、磨圓度以棱角狀—次棱角為主、分選性以中為主;前緣席狀砂砂巖樣品以細(xì)粒—極細(xì)粒(0.05 ～0.15mm)為主,磨圓度以棱角狀為主,分選性以中為主(表3)。整體上,水下分流河道核部砂巖結(jié)構(gòu)成熟度較高,其次為水下分流河道中部與河口壩,水下分流河道側(cè)翼與前緣席狀砂的砂巖結(jié)構(gòu)成熟度最低。

前人研究成果表明[31],儲層初始孔隙度的大小可由特拉斯克分選系數(shù)S0計算求得(式1),而特拉斯克分選系數(shù)S0則主要與巖石顆粒直徑有關(guān)(式2)。 (φ初為原始孔隙度,S0為特拉斯克分選系數(shù),P25為累積曲線上25%處對應(yīng)的顆粒直徑,P75為累積曲線上75%處對應(yīng)的顆粒直徑)

結(jié)合長81亞油層組各小層34 個砂巖樣品的圖像粒度資料計算得出,儲層初始孔隙度分布在37.54% ～41.73%,平均為 40.26%。 通過各樣品初始孔隙度大小與該樣品對應(yīng)結(jié)構(gòu)成熟度(粒徑、分選、磨圓度)散點圖表明(圖9),樣品的分選性、磨圓度越好、粒度越大,則樣品的初始孔隙度就越高。因此,沉積作用控制的砂巖結(jié)構(gòu)成熟度對儲層初始孔隙度有著重要的影響。 而根據(jù)不同微相砂體結(jié)構(gòu)成熟度的高低,最終可以得出結(jié)論,水下分流河道核部砂體初始孔隙度最高、其次為水下分流河道中部與河口壩,水下分流河道側(cè)翼與前緣席狀砂砂體初始孔隙度最低。

在研究了沉積微相對初始孔隙度影響的基礎(chǔ)上,探討了沉積微相對儲層現(xiàn)今物性的影響。 通過對上述59 口單井不同沉積微相與其對應(yīng)物性資料進行匹配后表明,不同微相內(nèi)儲層的物性有著明顯差異。 水下分流河道核部(砂地比大于0.6,單砂體厚度大于4m)孔隙度大于10%,滲透率大于0.5 ×10-3μm2;水下分流河道中部及河口壩(砂地比為0.30 ～0.60,單砂體厚度為2 ～4m)孔隙度為 8% ～10%,滲透率為(0.1 ～ 0.5) × 10-3μm2;水下分流河道邊部及前緣席狀砂(砂地比為0.20 ～0.30,單砂體厚度小于2m)孔隙度小于8%,滲透率小于0.1 ×10-3μm2(表4)。

圖9 合水地區(qū)長81亞油層組砂巖結(jié)構(gòu)成熟度與初始孔隙度散點圖Fig.9 Scatter diagram showing sandstone structural maturity and initial porosity of sub oil-bearing formation of Chang 81in Heshui area

表4 合水地區(qū)長81不同沉積微相物性統(tǒng)計表Table 4 Physical properties of different sedimentary microfacies of sub oil-bearing formation of Chang 81in Heshui area

整體上,水下分流河道核部物性最好,其次為水下分流河道中部與河口壩,水下分流河道側(cè)翼與前緣席狀砂物性最差(圖10)。 究其原因,在淺水三角洲前緣沉積環(huán)境中,以牽引流為主的水動力條件影響著不同微相砂體,一般位于河道核部的砂體受牽引流影響較為強烈,在強水動力條件下,核部砂體一般具有粒度粗、分選性強、磨圓度好、泥質(zhì)含量少、沉積厚度大等特點。 在此情況下,砂體往往具有較高的初始孔隙度,且連通性較好,在后期的成巖改造中,低泥質(zhì)含量可導(dǎo)致砂體內(nèi)具有較少的填隙物,使孔喉空間被大量的保留,砂體連通性被破壞程度最低,物性最好[32]。 而從水下分流河道核部向側(cè)翼過度的過程中,河道逐漸靠近分流間灣,水動力條件逐漸減弱、砂體沉積厚度逐漸變小、泥質(zhì)含量逐漸增高,導(dǎo)致砂體物性逐漸變小。 同理,河口壩砂體主要沉積于河口處,其成因為水流攜帶的沉積物沿河道進行運移,當(dāng)運移至河口處,水動力驟然減弱,沉積物原地快速堆積所形成的砂體[33]。該類砂體一般較水下分流河道核部砂體成熟度有所下降,物性有所降低;而前緣席狀砂一般多發(fā)育于遠離水下分流河道與河口壩的前緣泥質(zhì)沉積物中[33],砂體沉積厚度最小,結(jié)構(gòu)成熟度最低,泥質(zhì)含量最高,物性最差。

圖10 合水地區(qū)長81亞油層組沉積微相與物性關(guān)系圖Fig.10 Relationship between sedimentary microfacies and physical properties of sub oil-bearing formation of Chang 81 in Heshui area

綜上所述,研究區(qū)長81亞油層組不同微相類型對儲層的物性有明顯影響,以水下分流河道核部儲層物性最高,而各小層分析結(jié)果表明,長812小層水下分流河道核部微相發(fā)育規(guī)模最大,因此,長小層為長81亞油層組勘探主要的目的層位,有利儲層發(fā)育最多。

4 結(jié)論

(1)合水地區(qū)長81亞油層組為淺水三角洲前緣亞相沉積,其沉積微相主要包括水下分流河道、河口壩、前緣席狀砂及分流間灣4 類。 其中,水下分流河道為主要的微相類型,根據(jù)砂地比的大小進一步可分為水下分流河道核部(砂地比大于0.6)、水下分流河道中部(砂地比介于0.4 ～0.6),水下分流河道側(cè)翼(砂地比介于0.2 ～0.4)。

(2)對合水地區(qū)長81亞油層組以小層為單元進行解剖,并對比了各小層單井相、連井相及平面相后發(fā)現(xiàn),長812小層水下分流河道發(fā)育數(shù)量多、發(fā)育頻率高,縱向厚度大、橫向?qū)挾葟V,平均寬厚比最大,平面上延伸距離最長。

(3)沉積微相控制了長81儲層的初始孔隙度及現(xiàn)今孔隙度。 首先,不同沉積微相中砂體結(jié)構(gòu)成熟度的不同導(dǎo)致了儲層初始孔隙度存在差異。 而結(jié)構(gòu)成熟度較高的砂巖在后期受成巖作用破壞較小,被保留的孔隙較多。 因此初始孔隙度的大小一定程度上決定了現(xiàn)今孔隙度的大小,現(xiàn)今孔隙度又控制了儲層滲流能力的高低,最終影響了儲層物性。各微相中,水下分流河道核部砂體物性最好,是有利儲層發(fā)育的主要沉積相帶。