储层主控因素范文

储层主控因素范文（精选4篇）

储层主控因素 第1篇

关键词：花港组,储层特征,主控因素

HH气田位于东海陆架盆地西湖凹陷中央反转构造带中部,气田主力气层分布在渐新统花港组。西湖凹陷花港组沉积期盆地由断陷转为拗陷,水体变浅[1,2],HH气田花港组为三角洲平原-前缘分流河道沉积,气层主要分布在3 000~4 000 m范围内,埋深跨度大,以低孔渗储层为主且非均质性强,影响储层物性的因素主要包括沉积微相、成岩作用、烃类充注等。

1 储层特征

(1)岩石学特征。研究区花港组储层岩性主要为浅灰色细砂岩、中砂岩。岩石类型以岩屑长石砂岩为主,次为长石岩屑砂岩,少量长石石英砂岩。石英含量63.8%~70.9%,长石含量14.9%~20%,岩屑含量14.0%~17.1%,成分成熟度中等-好。填隙物由泥质杂基和胶结物组成,泥质杂基5.04%,碳酸盐胶结物为3.74%,硅质0.83%,高岭石0.94%,微量铁质。颗粒分选中等~好,磨圆以次棱-次圆状为主,点~线接触,胶结类型为压嵌~接触式,结构成熟度较好。

(2)储集空间类型。研究区花港组主要为孔隙型储层,局部发育少量微裂缝。根据薄片鉴定、图像分析和扫描电镜分析,HH气田孔隙类型以次生溶蚀孔隙为主,主要包括粒间溶孔、粒内溶孔以及铸模孔,局部高岭石发育的层段,可见高岭石晶间孔发育,而原生粒间孔保留较少。

(3)储层物性特征。根据储层岩心物性分析样品数据统计,研究区岩心孔隙度主要分布在8%~16%之间,渗透率主要分布于1~10 m D之间以及<0.5 m D的区间内,总体属于低孔低渗及特低孔特低渗储层(图1)。

2 储层物性主控因素

(1)沉积微相对储层的控制作用。对西湖凹陷中南部不同沉积微相类型储层物性的统计规律表明,储层物性受到沉积微相控制明显,不同沉积微相储层厚度和孔隙度、渗透率都有较大的差异[5,6]。分流河道、边滩等微相储层厚度大,孔隙度和渗透率相对较好。席状砂、决口扇等沉积微相,储层厚度较薄,孔隙度、渗透率相对较低。研究区主要处于三角洲平原、前缘亚相,地势平缓粒度细,沉积时水动力弱,初始沉积颗粒粒度细(主要是细砂、粉砂等),泥质杂基含量高,导致花港组储层先天沉积条件较差,是储层物性变差最主要控制因素。

图1 孔隙度与渗透率频率分布图

(2)成岩作用对储层的影响。研究区花港组整体埋深大,压实作用是造成物性变差的重要原因之一。研究区花港组上段和下段初始物性为43%和32%,现保留下的孔隙仅为13%和10%,表明成岩压实作用直接导致原生粒间孔随着埋藏深度增加而降低。胶结作用一方面碳酸盐矿物、自生粘土矿物(本区主要为高岭石和绿泥石)、硅质胶结物堵塞孔隙,降低孔隙度和渗透率。另一方面可以推测相对较高的胶结物含量对于抵抗上覆载荷压实作用方面起到一定的积极作用。研究区内相对较高的碳酸盐胶结物含量[7]、自生绿泥石含量使其具有更大的粒间孔隙体积(负胶结物孔隙度)。自生高岭石含量说明其受酸性流体更强烈的影响,从而增大粒间孔隙体积。在扫描电镜及铸体薄片下,研究区砂岩中可以观察到大量长石被溶蚀形成的次生孔隙,在优质储层中尤为明显,溶蚀作用是HH气田高产储层最重要的建设性成岩作用。长石等铝硅酸盐岩的溶解作用在气田不同埋深范围内普遍存在,次生孔隙占比70%以上,部分层位高达90%,次生孔隙较原生孔隙更为发育二者对总面孔率的贡献值分别为60.61%和39.39%。因此,研究区花港组沉积微相控制了储层先天条件,但后天成岩作用对储层的相对优劣起到了决定性作用。

(3)烃类充注对储层的影响。HH气田花港组多套储层电测数据均显示,储层是否含油气与其物性具明显的关联,一般来说砂体中油气充注时间较早,易在岩石矿物表面形成保护“烃膜”,或者改变孔隙中流体的性质,抑制岩石颗粒的进一步胶结。另外,烃类充注把大量酸性水带入储层中,促进长石等易溶矿物的溶蚀,形成次生孔隙发育带。可见,烃类早期充注可以保护储层残留孔隙并能形成溶蚀扩大孔,大大改善储层物性条件。

3 结论

(1)岩石类型以岩屑长石砂岩为主,次为长石岩屑砂岩,少量长石石英砂岩,储集空间类型以残余原生孔及溶蚀扩大孔隙为主,裂缝不发育。(2)孔隙度主要分布在8%~15%之间,渗透率主要分布于0.2~10 m D之间,总体属于低孔低渗及特低孔特低渗储层,局部存在>10m D的优质储层。(3)花港组砂岩储集物性主要受沉积微相、成岩作用以及烃类充注的影响。其中压实作用是导致花港组储层物性下降的主控因素,而溶解作用及烃类充注对优质储层段的发育具有明显的改造作用。

参考文献

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[2]张银国.东海西湖凹陷花港组油气地质条件与油气分布规律[J].石油实验地质,2010-6,32(3),223~226.

[3]Nils Einar Aase,Per Arne Bjorkum,Paul H Nadeau.The effect of grain-coating microquartz on preservation of reservoir porosity[J].AAPG Bulletin,1996,80(10):1654-1673.

[4]刘金水,曹冰,等.西湖凹陷某构造花港组沉积相及致密砂岩储层特征[J].成都理工大学学报(自然科学版),2012-4,39(2),130~135

[5]张哨楠.致密天然气砂岩储层:成因和讨论[J].石油与天然气地质,2008,29(1)1~10.

[6]胡明毅,柯岭,等.西湖凹陷花港组沉积相特征及相模式[J].石油天然气学报,2010,5(32):1~5.

储层主控因素 第2篇

砂体构型是指不同级次砂体构成单元的形态、规模、类型及其叠置关系。各成因单砂体及砂体组合类型内部孔隙性和渗透性均不同, 直接影响储层后期成岩作用演化及微观孔隙结构特征[1]。

华庆地区处于延长期坳陷湖盆中心部位。随着油气勘探不断深入, 在普遍超低渗透率储层可找到相对优质储集层段, 孔隙度较高, 渗透率较大, 油气主要富集其中。开展砂体构型研究, 解剖砂体构型类型、分析各类砂体构型成因, 对于重构该油藏地下认识, 提高勘探开发效果提供有利的指导。

1 地质概况

华庆地区鄂尔多斯盆地伊陕斜坡西南部。经前人研究, 华庆地区延长组长6沉积期主要存在东北、西南两大物源区, 华池县附近为混合物源区, 主要由多期砂质碎屑流水道沉积形成连续叠置厚层砂体, 经后期油气运移聚集形成大型岩性油藏。属于典型的低孔-特低渗透岩性油藏。

2 沉积相分析

晚三叠世华庆地区为一坳陷型盆地, 东北部沉积地形平缓, 西南部较陡。湖盆中部地区延长组长6油层组主要发育三角洲前缘亚相、半深湖-深湖亚相。

2.1 三角洲前缘亚相

2.1.1 水下分流河道微相

通过观察岩心, 并结合测井曲线特征, 水下分流河道微相在垂向上一般表现为正韵律或者是复合正韵律。底部具冲刷面, 可见含泥砾砂岩, 与下伏岩层突变接触, 向上为中厚层状细砂岩, 夹薄层粉砂岩、泥质粉砂岩等。沉积构造通常发育小型槽状交错层理、板状交错层理、平行层理等沉积构造, 常见滑塌构造, 见图1等。测井相自然电位、自然伽马曲线呈箱型、钟形, 为典型的向上变细沉积序列, 箱形尤其是厚层状箱形多反应沉积河道砂体多期侧向叠置。较薄的砂层主要表现出指状和尖峰状的自然伽马、自然电位曲线。

(左:板状层理;右:水平层理)

2.1.2分流间湾微相

分流河道间沉积作用以悬浮沉积为主, 当三角洲向前推进时, 形成一系列尖端指向陆地的楔形泥质沉积体, 岩性为厚层状黑色、灰黑色、深灰色的泥岩、粉砂质泥岩;泥岩中通常可见植物叶片化石。且发育虫孔、虫迹及生物扰动构造等。自然电位曲线接近泥岩基线。

2.2 半深湖-深湖亚相

华庆地区长6储层半深湖-深湖亚相优势储集层主要为砂质碎屑流和浊流微相。两种类型成因的砂体在沉积构造上有显著区别, 纵向上砂质碎屑流与浊流沉积频繁叠置。

2.2.1 砂质碎屑流微相

研究区延长组长6储层砂质碎屑流成因砂体主要为灰色细砂岩、粉砂岩, 并夹泥砾和大量泥岩撕裂屑, 见图2;在细砂岩中常可见泥岩撕裂屑和固结的岩块, 岩层呈顶、底突变的接触关系。该类砂体在研究区分布较多且相对分布均匀, 具块状层理、包卷层理、揉皱变形层理等;测井相特征明显, SP曲线常呈箱形。

(左上:火焰构造;右上:火焰构造;左下:重荷模:右下:泥岩撕裂)

(左上:泥岩撕裂;右上:肠状构造;下:肠状构造)

2.2.2 浊流沉积

研究区长6浊流沉积砂岩主要为灰色细砂岩、粉砂岩、夹灰黑色泥质粉砂岩及粉砂质泥岩, 通常形成于在重力流的前端或顶部, 并表现出递变悬浮特征, 为向上变细的正粒序, 自下而上, 由细砂岩渐变为粉砂岩、泥质沉积, 砂岩底部不平整, 岩性突变, 常有较清楚的重荷模、沟模及槽模等多种底模构造 (图3) 与火焰构造、泥岩撕裂等出现, 在正粒序的砂岩或块状砂岩上部具砂纹交错层理、平行层理、砂纹层理、包卷层理和水平纹层;测井相特征明显, SP曲线常呈钟型。

3 砂体构型识别特征及类型

研究区主要识别出五种优势砂体构型, 见图4, 见表1, 其中砂质碎屑流+水下分流河道多期叠加类型和砂质碎屑流+浊流多期叠加类型属于过渡类型。

3.1 水下分流河道多期叠加类型

水下分流河道主要分布在研究区东北部。自然电位曲线呈箱形。主要为三角洲前缘水下分流河道沉积在演化过程中, 多期河道叠加, 在纵向上形成叠置河道砂体, 横向砂体连通性较好, 厚度大。

3.2 砂质碎屑流多期叠加类型

砂质碎屑流沉积以厚层块状细砂岩为主, 特征表现为:岩性以长石质砂岩、岩屑长石质砂岩为主, 粒序递变层理不发育, 底界面平坦, 无明显侵蚀下切作用, 顶面一般与半深湖或深湖相泥岩、三角洲前缘水下河道为突变接触。单期砂岩厚度相对较厚, 均大于0.5m, 最厚可达几十米, 横向上变化迅速。

3.3浊流多期叠加类型

往往表现为砂泥岩薄互层, 以多个韵律层侧向延伸, 且较为稳定, 厚度变化不大, 单期砂体厚度从几厘米至几十厘米不等, 最大一般不超过0.5m;砂岩底界面不平坦, 且岩性突变明显, 重荷模、沟模及槽模等多种底模构造与部分球枕、火焰构造等发育;正粒序的发育是浊流沉积或浊积岩的重要识别标志。浊流纵向上往往与多期的砂质碎屑流间互发育, 往往是底部砂质碎屑流, 上部浊流类型, 主要为长6西部厚层砂体的主要成因组合类型。

4不同类型砂体构型主控因素分析

砂体构型类型受多重地质因素控制。

4.1 沉积环境与沉积相

不同类型砂体构型受控于不同类型沉积微相, 本次砂体类型主要根据沉积微相名称命名。水下分流河道砂体构型砂体平面上主要呈条带状, 剖面上呈透镜体状, 砂质碎屑流砂体构型砂体平面上主要成孤立或连续不规则舌状, 剖面上呈孤立或叠加透镜体。浊流呈薄层席状或透镜体。

4.2 构造位置

研究区水下分流河道砂体构型主要位于浅水坡折带, 砂质碎屑流砂体构型砂体主要位于深水缓坡坡折带, 而浊流位于深水陡坡坡折带。

4.3 物源区及搬运距离

水下分流河道砂体构型主要为东北物源区, 搬运距离短;砂质碎屑流砂体构型砂体位于东北物源和西南物源混合区, 搬运距离相对较短;浊流砂体构型位于西南物源区, 搬运距离长。

4.4 水动力环境

水下分流河道砂体构型主要位于浅水区, 浪基面之上, 水动力环境强, 属高能环境;砂质碎屑流砂体构型砂体和浊流砂体构型同属于半深湖-深湖环境, 浪基面之下, 属低能环境。相比较而言, 浊流水动力环境更弱, 主要形成薄层砂层且单砂层粒度也最细。

水下分流河道砂体多期叠加类型主要为水下分流河道沉积微相, 距离东北物源区近, 为高能环境, 故沉积物粒度粗、沉积韵律为正韵律且单砂体厚度大。

砂质碎屑流砂体多期叠加类型主要为半深湖亚相的砂质碎屑流微相, 东北物源与西南物源混源区, 距离物源区远, 为低能环境, 故沉积物粒度较细、砂体厚度大较大。

浊流多期叠加类型主要为半深湖亚相的浊流微相, 西南物源区, 距离物源区远, 为半深湖相低能环境, 故沉积物粒度较细、砂体厚度小, 主要为多期浊流砂体形成的薄互层。

5 结束语

(1) 研究区优势沉积微相为:水下分流河道沉积微相、砂质碎屑流沉积微相、浊流沉积微相。 (2) 五种主要砂体构型:水下分流河道多期叠加类型、砂质碎屑流+水下分流河道多期叠加类型、砂质碎屑流多期叠加类型、砂质碎屑流+浊流多期叠加类型、浊流多期叠加类型。 (3) 砂体构型主控因素主要有:沉积环境与沉积相、构造位置、物源区及搬运距离、水动力环境等。

参考文献

[1]李鹏, 田涛, 周继, 等.文25东区块Es2L (4-2) 小层厚油层内部砂体构型研究[J].长江大学学报 (自然科学版) , 2014, 11 (13) :40-43.

[2]付金华, 高振中, 牛小兵, 等.鄂尔多斯盆地环县地区上三叠统延长组长6_3砂层组沉积微相特征及新认识[J].古地理学报, 2012, 14 (6) :698-706.

储层主控因素 第3篇

广安气田区域构造位置位于川中古隆中斜平缓构造带南充构造群东部,西邻充西气田,东端紧邻华蓥山构造带,北与鲜渡河背斜以月山向斜所隔,西北与南充构造斜鞍接触,西与北东向的文昌寨构造以岳门铺向斜相间,南翼向西南方向凸起的泰山场鼻凸与官溪构造和罗渡溪构造连接。广安气田须四气藏构造受力适中,断层未对气藏行成破坏,伴生断层所发育的微裂缝有效地改善了储层的渗流能力,有利于油气的聚集和成藏。

2 须四段储层岩石学特征

广安气田须四段储层岩性为粗-中粒、中粒长石岩屑砂岩及岩屑砂岩(图1),粒度分选中等-好,磨圆较好,普遍呈孔隙-接触式胶结[1]。碎屑成分主要以石英为主、岩屑次之(表1)。石英含量为44%～81.4%,平均为62.86%;岩屑含量11.1%～42%,平均为13.21%;长石含量为6%～20%,平均为13.14%。填隙物为水云母和黏土质等杂基和钙质、硅质等胶结物,杂基含量一般为1%～8%,平均3.75%;部分层段含有1%～2%绿泥石胶结物,形成绿泥石环边,利于原生孔隙的保存,该层段储集物性好。

3 储层物性特征

3.1 储层物性特征

3.1.1 孔隙度、渗透率分布特征

通过对广安气田须四气藏砂岩孔渗特征进行研究(图2),须四气藏孔隙度主要集中分布在4%～8%之间,孔隙度大于6%的岩样约占40.19%。大于6%的储层岩样孔隙度在6%～13%之间,平均为9.7%。砂岩渗透率主要集中在0.0×10-3 μm2～0.16×10-3 μm2之间。孔隙度大于6%的储层样品渗透率主要集中在0.16×10-3 μm2～5.0×10-3 μm2,平均为2.64×10-3 μm2。

3.1.2 孔隙度-渗透率关系分析

根据广安气田须四气藏岩心分析化验资料的统计分析,孔隙度与渗透率具有良好的正相关性(图3),储层渗透率随孔隙度的增加而增大,属典型的孔隙型储层。当孔隙度低于6%时,渗透率几乎都小于0.1×10-3 μm2,孔渗关系不明显,分布范围大,反映储层渗透率越低其非均质性越强的特点。

3.2 储集空间类型及其特征

3.2.1 孔隙类型

据岩心观察和扫描电镜分析(表2),须四段孔隙类型主要以粒间孔、粒内溶孔为主(图4),发育有少量的胶结物溶孔、杂基孔及微裂缝等,其中粒间孔和粒内溶孔的发育程度直接影响储层岩石的物性。

(1)粒间溶孔:

孔隙边缘具明显的溶蚀痕迹,形态多呈不规则状、港湾状[2],在Ⅰ、Ⅱ类储层中比较发育。常与孔隙缩小型喉道、片状喉道相连,孔径在0.1 mm×0.05 mm～0.5 mm×0.3 mm之间,连通性好,是须四段储层的主要孔隙类型之一。

(2)粒内溶孔:

常见长石粒内溶孔,常与高岭石化伴生,当溶解强烈时,被溶解的长石呈骨骸状、蜂窝状[3]。孔隙孔径通常在0.08 mm×0.05 mm～0.5 mm×0.23 mm之间。粒内溶孔是须四段储层的主要孔隙类型之一。

3.2.2 喉道类型

须四气藏喉道类型主要有孔隙缩小型、片状喉道,发育有少量的缩颈型喉道(图5)。

孔隙缩小型喉道是孔隙的缩小,很难与孔隙区分,其既是孔隙的组成部分又是流体的渗流通道,在Ⅰ、Ⅱ类储层中比较发育;片状喉道是孔隙缩小型喉道的进一步缩小,该吼道把孔隙呈网状连接,喉道宽通常介于0.1～0.5 μm之间。片状吼道在须四气藏各类储层中普遍发育,提高了孔隙的连通性和有效渗透率。缩颈型喉道是岩石颗粒经压实后,颗粒形成点接触或点线接触,颗粒喉道变成“瓶颈”状,其渗透作用远远小于孔隙缩小型喉道[4]。

3.2.3 储层孔喉大小与渗透率贡献

广安气田须四段储层孔喉半径分布在0.016～40.1 μm之间,主要集中在0.05～0.25 μm,而对渗透率起主要贡献的孔喉集中分布在0.062～15.8 μm之间,大于0.075 μm的喉道对渗透率的贡献在90%以上。

3.3 孔隙结构特征研究

广安气田须四气藏孔隙形态普遍呈不规则状,仅少数孔隙呈长条状或椭圆状,孔径普遍较小。经压汞分析,广安气田须四气藏门槛压力介于0.004 2～3.79 MPa之间,集中分布在小于1.0 MPa的范围内,平均门槛压力值为0.843 8 MPa;中值压力介于0.798～27.94 MPa之间,平均中值压力值为7.36 MPa。孔喉最大连通半径集中分布在0.26 μm～40.27 μm之间,平均值为2.16 μm。孔喉分布均值系数(XP)介于3.33～14.12之间,平均值为11.15,说明须四气藏孔喉大小比较均匀;歪度系数(SK)为正值,介于0.17～1.89之间,平均值为1.42,反映须四气藏为偏中大喉型;分选系数(CS)介于1.31～3.42之间,平均值为2.23,说明须四气藏孔喉分布比较集中,分选性好。根据须四气藏岩样压汞曲线(图6)判断,毛管参数较常规孔隙型储层偏高,孔喉中值半径小,表明须四气藏为典型的低孔低渗砂岩储层。

3.4 裂缝特征

广安气田须四气藏发育有少量的裂缝,裂缝普遍为低角度小缝,很少发育有高角度缝。裂缝主要集中在断层附近,多为水平裂缝。

须四气藏岩心裂缝不发育,仅发育有少量的构造缝和微裂缝。广安3井须四段测井综合解释两个有效储层段2 099.8～2 101.8 m,孔隙度为6.8%和2 105.9～2 107.1 m,孔隙度为6.5%,含气饱和度为54.5%,在未采取加砂压裂措施改造的情况下,经射孔测试证实产气0.876 2×104 m3/d,表明裂缝沟通了较差储层,改善了储层的渗流能力。

4 储层发育的控制因素

广安气田须四气藏的发育受沉积微相、岩性以及成岩作用的影响与控制:沉积微相的分布决定了岩性的分布,从而决定了储层的分布和发育;建设性成岩作用,如溶蚀作用则有效地改善了储层的储渗能力。

4.1 沉积微相和岩性对储层发育的控制

不同的沉积微相,对应于不同的岩性,从而决定不同类型及规模的孔隙结构组合及演化特点,最终表现为不同沉积相和岩性的储集性能各不相同。综合广安气田须四气藏400余块样品分析(表3),三角洲前缘沉积的水下分流河道,岩性以砾岩或砾状、含砾、含泥不等粒砂岩为主具有最好的储集物性:平均孔隙度16.1%,平均渗透率29.3×10-3 μm2,整体表现为中孔低渗特征;其次为河口坝,岩性以含砂量较高的细砂-粗砂为主,平均孔隙度16.7%,平均渗透率7.6×10-3 μm2,整体表现为中孔特低渗特征;水下分流河道侧缘,岩性主要为粉砂岩、细砂岩-粗砂岩、含砾不等粒砂岩,中间有厚的泥岩夹层,平均孔隙度13.8%,平均渗透率10.1×10-3 μm2,整体表现为低孔低渗特征,为差储层;分流间湾,由灰色、浅灰色细砂、粉砂及灰绿色粉砂质泥岩、泥岩组成,平均孔隙度10.9%,平均渗透率0.8×10-3 μm2,整体表现为特低孔特低渗特征,为差储层或非储层。

4.2 成岩作用对储层发育的控制

广安地区须家河组成岩作用类型较多,包括压溶和压实作用、胶结作用、次生加大作用、次生溶蚀作用等。其中长石、石英的次生加大对孔隙以及喉道的充填作用降低了储层的孔隙度,并且这种降低孔隙度的作用随着深度的增加而增加。然而普遍发育的次生溶蚀孔隙,虽然一定程度上改变了研究区的储层物性,但由于泥、钙质等物质的充填,以及埋藏成岩作用过程中溶蚀作用的不均匀,使得次生溶蚀孔隙对储层物性变好的贡献有限,加上自生矿物(包括绿泥石、高岭石为主的自生黏土矿物及微晶、显晶碳酸盐岩矿物)对孔隙以及喉道的充填,使得研究区储层物性总体趋势是在成岩作用过程中变差,成岩作用控制了优质储层的分布,决定了油气的聚集。

5 结论

(1)广安气田须四段储层岩石为粗-中粒、中粒长石岩屑砂岩及岩屑砂岩,粒度分选中等-好,磨圆较好,多呈孔隙-接触式胶结。

(2)广安气田须四气藏孔隙度主要介于4%～8%之间,渗透率主要介于0.01×10-3 μm2～0.16×10-3 μm2之间,孔隙度与渗透率具正相关性,须四气藏产层渗透率主要集中在0.1×10-3 μm2～10×10-3 μm2。

(3)广安气田须四气藏孔隙类型以粒间孔、粒内溶孔为主,发育有少量的胶结物溶孔、杂基孔和微裂缝等,喉道类型以孔隙缩小型为主,片状喉道次之,偶见缩颈型喉道,孔喉分布相对集中,分布均匀,分选性好,孔喉中值半径小。

(4)须四气藏发育少量的裂缝,裂缝普遍为低角度小缝,很少发育有高角度缝,且多为水平裂缝。

(5)须四气藏储层物性受沉积微相、成岩作用控制,水下分流河道物性较好,砂体较厚,利于油气的富集,长石、石英次生加大以及自生矿物充填作用对储层起破坏作用,次生溶蚀作用虽对储层起建设性作用,但受成岩过程中自生矿物的充填,整体上对储层发育贡献不大。

参考文献

[1]周基贤,王兴志,张帆,等.川中广安构造须家河组储层研究.四川地质学报,2009;29(3):253—256

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储层主控因素 第4篇

1 区域地质概况

1.1 盆地概况

鄂尔多斯盆地位于华北地台的西侧,是中国致密油资源量最大的克拉通盆地[22,23]。研究区位于陕北斜坡东南部,晋西挠褶带的西部和渭北隆起的北部的富县和黄陵地区,构造不发育,为一低角度的单斜构造,因此油气富集与构造关系不大,主要为非构造油气藏[24](图1)。鄂尔多斯盆地三叠系延长组是湖盆面积最大扩张期,发育大量的湖相烃源岩和致密储集层,生储盖组合配套,勘探潜力巨大,但勘探程度较低,因此本次研究将以延长组为目的层对致密油储层的微观特征及其主控因素展开研究,延长组自上而下共分为10个油层组,其中长6、长7、长8已发现致密油工业油流,并实现一定规模的开发,长7是鄂尔多斯盆地中生界含油系统的烃源岩[25]。

1.2 实验和方法

利用X射线衍射技术对研究区4口井200个样品进行鉴定,分析得出黏土矿物的种类、伊/蒙混层比、杂基和胶结物的含量;利用扫描电镜技术确定不同种类的黏土矿物和孔隙结构以及孔隙充填黏土矿物。

通过常规岩性分析储层的渗流能力(渗透率)、储集能力(孔隙度)、油水饱和度和岩石密度;对115口井300个样品进行岩石和铸体薄片分析,确定岩石组分、孔隙类型等。

恒速压汞实验是一项分析岩石微观孔喉结构的先进技术,通过恒速压汞实验将岩石的孔隙和喉道分开,对孔喉大小、分布和连通性进行定量研究。

2 致密油储层微观特征

2.1 岩石学特征

2.1.1 岩石组分

通过对115口井485个样品的岩心、薄片鉴定资料分析,鄂尔多斯东南部延长组储层岩石组分以石英、长石和岩屑为主,其中长石含量最高,占9%~73%,平均值为49.8%,以钾长石为主,高含量的长石为酸性流体进入形成次生溶蚀孔隙提供了物质基础条件[图5(c)];石英占5%~47%,平均值为28.5%,岩屑占1%~77%,平均值为8%,岩屑由火成岩屑、变质岩屑和沉积岩屑组成,其中火成岩屑以喷发岩、隐晶岩和花岗岩为主,占0.5%~23%,平均值为2.8%;变质岩屑以高变岩、千枚岩、片岩、板岩、石英岩和变质砂岩为主,占1%~28%,平均值为4.4%;沉积岩屑以粉砂岩、灰岩和泥岩为主,占0.5%~75%,平均值为0.8%。高含量脆性矿物(石英和长石)和低含量塑性矿物(岩屑)是该研究区致密油储层的一个典型特征,这也为在开发过程中进行水平井压裂提供了先天条件。岩石类型以细粒长石砂岩为主,还有部分长石岩屑砂岩、岩屑长石砂岩和岩屑砂岩(图2)。

Ⅰ为石英砂岩;Ⅱ为长石石英砂岩;Ⅲ为岩屑石英砂岩;Ⅳ为长石砂岩;Ⅴ为岩屑长石砂岩;Ⅵ为长石岩屑砂岩;Ⅶ为岩屑砂岩

2.1.2 填隙物

通过对300个样品进行X衍射和扫描电镜分析,确定延长组储层岩石中杂基以水云母、绿泥石、高岭石、泥铁质、泥质、伊利石为主,其中以水云母含量最高,平均值为3.3%,云母在压实过程中遭受挤压而发生严重变形[图5(b)],泥铁质含量最低,平均值为1.9%;胶结物以方解石、铁方解石、白云石、铁白云石、菱铁矿、浊沸石、硬石膏等为主,其中方解石含量最高,平均值为5.7%,胶结物含量高于杂基含量,研究区方解石、绿泥石等矿物胶结作用明显[图16(c)],高岭石、伊利石等自生矿物充填于孔隙,这就是研究区储层发生致密的主要原因之一[图16(a)、(b)、(c)],硬石膏含量最低,平均值为0.5%(图3)。

2.1.3 结构特征

通过对鄂尔多斯东南部延长组储层的196个样品分析得出:岩石粒径最大值为0.27 mm,最小为0.03 mm,主要分布在0.03~0.25 mm之间,占总样品数的91%,以细砂和粉砂为主(表1),磨圆度以次棱为主,占样品数63%,次棱-次圆占27%,说明结构成熟度低[图4(c)];分选中等偏好,占样品数70%[图4(d)],接触方式以点接触和点-线接触为主,占样品数95%[图4(a)],胶结方式以孔隙式和孔隙薄膜为主,占样品数76.9%[图4(b)],胶结类型多样,反映快速堆积的密度流沉积特点。

2.2 孔喉结构特征

2.2.1 孔隙类型

通过对研究区256个样品进行扫描电镜和铸体薄片分析得出:延长组储层的原生孔隙和次生孔隙(粒间孔、晶间孔和溶孔),储层的面孔率为0.5%~9%,平均值为3.44%,孔隙类型以粒间孔为主,占总孔隙75%[图5(a)、(d)],长石溶孔次之,占总孔隙的15%[图5(b)、(c)],还有部分粒内孔、岩屑溶孔、沸石溶孔和微裂缝[图5(a)],原生孔隙占总孔隙的75%,次生孔隙占25%,研究区溶蚀等次生作用由于酸性流体的缺乏而无法大规模进行,致使储层孔隙仍以原生孔隙(粒间孔等)为主,储层的致密性并未得到改善。

2.2.2 喉道类型

通过对150个样品分析得出:鄂尔多斯东南部延长组储层平均孔径为10μm,表现为细孔隙,喉道半径主要分布在0.01~0.5μm之间,占总样品数的88%,平均值为0.41μm(图6),为细微-微喉道,过细的喉道使流体无法大量进入岩石孔隙与易溶组分充分接触而产生次生溶蚀孔隙,从而改善研究区储层的致密性。

2.2.3 压汞曲线特征

孔喉结构是指岩石孔隙和喉道的几何形态、大小、分布及其连通关系[[27],[27],[27]],由于孔喉结构复杂,需要通过压汞实验获得排驱压力、中值压力、分选系数、变异系数、均值系数、最大进汞饱和度、退汞效率等参数来进行研究,通过孔喉大小、分布和连通性参数三方面进行分析,本文对研究区的278个样品进行了压汞实验分析(表2)。

(1)孔喉大小特征:中值半径、最大孔喉半径和孔隙体积等反映了孔喉的大小。研究区中值半径、喉道半径和孔隙体积平均值分别为0.05μm、0.41μm和1.01 cm3。

(2)孔喉分布特征:分选系数、变异系数、均值系数反映了孔喉分布情况,从压汞曲线上看,研究区孔喉分选较好、细歪度,分布均匀。

(3)孔喉连通性:排驱压力、中值压力、退汞效率、最大进汞饱和度反映了孔喉的渗流和储集能力。最大进汞饱和度反映了孔喉的储集能力,而退汞效率反映了孔喉的连通性,研究区最大进汞饱和度均值为57.51%,退汞效率均值为25.23%,表明孔喉储集能力较强,但连通性较差。

研究区典型的压汞曲线反映了储层高排驱压力、低退汞效率、中等偏好的分选和低喉道半径的特点(图7)。

2.3 物性特征

在针对鄂尔多斯东南部延长组储层的265口井4428个砂岩样品的孔隙度和渗透率参数统计显示:孔隙度主要分布在2%~14%之间,占样品数的92%,最小值为1%,最大值为22.5%,平均值为8.5%(图8),渗透率主要分布在0~1.0 m D之间,占样品数的91%,最大值为98.22 m D,最小值为0.006m D,平均值为0.69 m D(图9),孔隙度和渗透率具有很好的线性正相关性(相关系数为R2=0.389),总体表现为超低孔、特低渗,由于微裂缝的存在,致使部分样品出现低孔高渗和高孔低渗的特点(图10)。

2.4 相关性分析

2.4.1 岩石组分和物性相关性分析

通过岩石组分与孔渗的相关性分析(表3),岩石组分与储层物性关系的复杂性导致二者的相关性很低,岩石碎屑组分中长石与孔渗的相关性最好,相关系数为0.21,这是由于长石易发生溶蚀,产生溶蚀孔隙[图17(a)、(b)],增加了储层的孔隙度和渗透率;岩石组分与储层的孔隙度和渗透率相关性差别很大,填隙物主要存在于储层的孔隙中,易发生胶结作用,因此对储层的孔隙度影响很大,对渗透率影响较小,其中(铁)方解石与孔隙度的相关性最好,相关系数为0.82,其次是绿泥石和(铁)白云石,相关系数分别为0.63和0.81。

2.4.2 孔喉特征参数和物性相关性分析

孔喉结构的特征直接反映了储层物性的好坏,但每个压汞参数对物性的影响程度不一样[[30],通过相关性分析(表4),孔喉特征参数与渗透率的相关性普遍高于孔隙度,孔喉大小特征参数中的孔隙体积与孔渗相关性最好,相关系数分别为0.97和0.91[图11(a)];孔喉分布特征中分选系数与渗透率相关性最好,相关系数为0.92,储层[图11(b)],孔喉连通性特征中的排驱压力与渗透率的相关性最好,相关系数为0.93[图11(c)]。

2.5 物性主控因素

储层物性受多种因素的影响,如岩石颗粒大小和分选、成岩胶结物的数量、类型和位置、压实程度等沉积作用、成岩作用和构造作用等因素的影响,研究区构造作用不明显,但裂缝比较发育[31],主要受沉积和成岩作用的影响,沉积作用以水下分流河道、河口坝、席状砂等沉积微相和浊积扇为主,成岩作用以压实、胶结和溶蚀作用为主。

2.5.1 沉积作用

沉积作用对储层物性的影响主要体现在岩石组成和结构上,而不同的水动力和沉积环境形成的沉积微相又反映了储层岩石的组成和结构,进而控制储层物性,通过对120个岩心样品的观察和25口井的测井曲线分析,研究区发育三角洲前缘亚相,水下分流河道、河口坝、远砂坝和席状砂微相和浊积扇(图12)。研究区水下分流河道的物性最好,孔隙度和渗透率均值分别为10.4%和1.21 m D是油气聚集的优势储集层,河口坝、远砂坝、席状砂和浊积扇的物性相对较差,但孔隙度均值都在7.8%以上,渗透率均值都在0.38 m D,仍可作为勘探和开发的目的层,这对在研究区寻找优势储集层和预测甜点分布具有一定的指导意义(图13,图14)。

2.5.2 成岩作用

成岩作用对储层物性具有决定性作用,是研究储层物性主控因素的关键,成岩作用强烈控制着碎屑储层的质量和非均质性,成岩作用的变化使储层物性发生改变[32],鄂尔多斯东南部延长组储层物性主要受机械压实、颗粒溶蚀和各种矿物胶结的影响。

(1)压实作用。压实作用是导致物性变差的主要地质因素之一,研究区经历了中等强度的压实作用,岩石颗粒的成分、粒度分选、磨圆度、埋深及地层压力反映了压实作用的强度,当埋深达到1 200 m时,孔隙度和渗透率随着埋深的加大逐渐降低,同时局部由于溶蚀等次生作用使储层孔渗突然增加(图15)。

(2)胶结作用。胶结作用可造成储层孔隙堵塞,但不会改变粒间体积,胶结作用的研究实质上是自生矿物的研究,研究区主要自生矿物主要有绿泥石、高岭石、伊利石、(铁)方解石、(铁)白云石、硅质等。

绿泥石:一般以绿泥石膜和充填孔隙绿泥石两种形式存在,其中以薄膜状产出的绿泥石在一定程度上阻止了岩石颗粒发生压实和胶结作用,使原生孔隙得以保存;而充填孔隙的绿泥石降低了储层的孔隙度和渗透率[图16(a)]。

伊利石、高岭石:一般充填在孔隙中,降低储层的孔隙度和渗透率,一般以层状、片状、蜂窝状、丝状和毛发状出现[图16(b)]。

碳酸盐胶结物:主要以(铁)方解石、(铁)白云石为主,一般以片状连晶胶结为主,初期对孔渗影响不大,后期会降低储层的孔隙度和渗透率[图16(c)]。

硅质胶结物:一般表现为石英加大和石英自行晶体充填孔隙,虽然占据了一定的孔隙空间,但也降低了压实作用,有利于储层孔隙的保存[图16(d)]。虽然压实作用和胶结作用都能造成储层的致密,但是通过压实作用与胶结作用相对重要性分析,研究区压实作用对延长组储层致密的贡献要大于胶结作用(图18)。

(3)溶蚀作用。溶蚀作用是储层产生次生孔隙的主要途径之一,增加了储层的连通性,有利于油气的运移和聚集,对物性具有建设性作用,研究区主要以长石溶孔、沸石溶孔和岩屑溶孔为主[图17(a)、(b)、(c)],占总孔隙的18%,由于研究区压实作用完成时储层已接近致密,因此成岩作用后期酸性流体无法大规模进入岩石孔隙中与易溶组分充分接触而产生大量次生孔隙,溶蚀作用较弱,延长组储层致密性无法得到根本性的改善。

2.5.3 构造作用

研究区含有大量脆性矿物的地层在构造抬升过程中形成一定规模的裂缝,而裂缝是致密油在低渗透储层中的主要渗流通道[图17(d)],研究区发育一定规模的构造裂缝,占总孔隙的8.5%,裂缝增加了储层的渗透性和非均质性,岩石首先从裂缝部位破裂,因此对油田进行水力压裂改造设计有重要的指导作用,后期构造作用虽然产生一定规模的裂缝,但是已无酸性流体进入,不具备次生溶蚀作用产生的物质条件。

3 结论与认识

(1)鄂尔多斯东南部延长组致密油储层岩石类型以细粒长石砂岩为主,碎屑组分中长石含量最高,胶结物相对杂基含量高,以(铁)方解石、(铁)白云石为主,成分成熟度较低。

(2)储层岩石组分主要影响储层的孔隙度,其中(铁)方解石与孔隙度的相关性最好,相关系数为0.82,其次是绿泥石和(铁)白云石,这是导致致密油储层形成的主要原因之一。

(3)致密油储层中岩石颗粒以细砂和粉砂为主,磨圆度以次棱为主,分选中等偏好,接触方式以点接触和点-线接触为主,胶结方式以孔隙式和孔隙薄膜为主,结构成熟度低,胶结类型多样,反映快速堆积的密度流沉积特点。

(4)延长组储层孔隙类型以粒间孔、长石溶孔和裂缝为主,喉道以微细-微喉道为主,反映储层孔喉大小、分布、连续性的特征参数与储层渗透率的相关性明显大于孔隙度,其中的孔隙体积、分选系数、排驱压力与渗透率相关性最好,相关系数均大于0.9。

(5)致密油储层物性总体表现为特低孔、超低渗、非均质性强的特点,沉积作用、成岩作用和裂缝是影响储层特征的主要因素。其中水下分流河道物性最好,对致密油储层分布预测具有一定的指向作用。