鄂尔多斯盆地华庆地区长63储层物性特征及其影响因素分析

李建明,秦 璐,徐论勋 (长江大学地球科学学院,湖北荆州434023)

汪 弦 (胜利油田孤岛采油厂,山东东营257000)

储层物性是沉积、成岩和构造3种作用的综合反映,掌握储层物性特征是进行油田勘探开发的重要内容,前人对鄂尔多斯盆地低孔特低渗储层成因进行了分析[1～5]。笔者在前人工作基础上,分析了华庆地区长63油层组储层岩石学特征、孔隙类型和孔渗特征,并探讨了粒度条件、碎屑成分和成岩作用对长63油层组储层物性的影响。

1 区域地质概况

鄂尔多斯盆地四周皆以断裂带与周缘构造单元相连接,其中东部以离石断裂带为界与山西地块吕梁山隆起带相接,南、北两侧分别以渭河地堑北界断裂和河套地堑南缘断裂为界,西部则以桌子山东麓和惠安堡-沙井子断裂带分别与河套弧形构造带西南翼和六盘山弧形构造带东翼相接[1]。盆地边缘断裂褶皱发育,盆地内部为陕北斜坡,构造相对简单,以鼻状构造为主,无二级、三级构造,地层平缓,倾角一般不足1°。华庆地区地处甘肃省华池和庆阳县境内,西起白马,东到马家砭,北自长官庙,南抵城壕-悦乐一带,该区范围约5500km2。构造位置位于鄂尔多斯盆地陕北斜坡带的西部,北与吴旗油田相邻。

2 储层岩石学特征

储层岩石学特征包括岩石碎屑的矿物组成、碎屑分选、磨圆、排列方式、填隙物特征等,是影响储层成岩作用、孔隙结构及储层物性的重要因素[2]。研究表明,华庆地区长63油层组储层岩石以长石砂岩为主,其次为岩屑长石砂岩,粒径以细粒为主,少量的中-细粒。砂岩成分成熟度较低。碎屑分选性中等-好,次棱角状-次圆状,碎屑颗粒占60%～95%,平均为86.6%。该区长63油层组填隙物平均含量为15.16%,主要为各种自生胶结物,泥质杂基含量较少,结构成熟度较高。该区胶结物的胶结类型为孔隙式或薄膜-孔隙式,可见方解石和铁方解石的嵌晶式胶结[2]。

3 孔隙类型

该区长63油层组发育原生孔隙和次生孔隙,其中以次生孔隙为主[3]。原生孔隙仅有剩余粒间孔隙一种类型,其形态以三角形、四边形及多边形为主,孔隙半径一般为0.03～0.15mm。该区次生孔隙可分为粒间溶孔、粒内溶孔、长石溶孔、岩屑溶孔、晶间孔、收缩孔、杂基溶孔、微孔隙和微裂缝等类型,其中粒间溶孔和粒内溶孔是主要孔隙类型,具体特征如下:①粒间溶孔。该孔隙的溶解组分主要为长石与碳酸盐矿物,此外有云母、岩屑和绿泥石化碎屑。长石沿矿物解理缝选择性溶蚀,形态不规则,部分长石的溶孔与粒间孔相通 (见图1)。该类孔隙连通性较好,呈非均质性分布。孔径相对较小,一般为0.03～0.09mm。据薄片定量统计,该区长63油层组砂岩的剩余粒间孔占总面孔率的23.3%。②粒内溶孔。该孔隙多见于长石、云母和部分岩屑内,常与粒间溶孔连通,且多沿矿物解理缝或裂纹发育。当颗粒 (主要为长石)全部或几乎完全被溶解而保留其晶体假象时,则成铸模孔 (见图2)。

图1 粒间溶孔

图2 粒内溶孔

经过对比分析,根据不同沉积相孔隙组合类型和各砂带孔隙组合类型特征,总结长63储层4个砂带孔隙组合特征类型如下:①粒间孔-长石溶孔-岩屑溶孔。②粒间孔-粒间溶孔-岩屑溶孔。③粒间孔-杂基溶孔-岩屑溶孔。④粒间孔-岩屑溶孔-杂基溶孔-微孔组合类型。

4 储层孔渗特征

该区长63储层岩心样品统计结果表明,其孔隙度为0.46%～20.7%,峰值范围10%～12%,平均孔隙度为 11.30%;渗透率为(0.01～11.32)×10-3μ m2,峰值范围 (0.16～0.50)×10-3μ m2,平均渗透率为 0.55×10-3μ m2。从长63储层各小层段储层物性的平面分布看 (见图3),其砂体孔隙度及渗透率的高值区呈北东-南西向条带状,长63储层各层段砂体平面分布与沉积微相平面展布相一致,说明孔渗展布特征受沉积相的控制较明显,其高值区基本沿水下分流河道砂体展布方向。虽然渗透率的平面展布在整体上受沉积相控制,但局部地区构造特征和成岩作用强度在一定程度上影响储层渗透率的展布特征。通过对长63储层4条砂带孔隙度和渗透率的研究 (表1),表明该区储层物性特征主要为中低孔和特低渗储层。

表1 长63储层4个砂带孔隙度渗透率评价表

5 储层物性影响因素

5.1 粒度条件

该区长63储层沉积相属于三角洲前缘亚相,储层主要为极细-细粒砂岩,杂基含量相对较高。该区砂岩的颗粒大小对储油物性好坏有重要影响[4]。一般以中-细粒和细粒长石砂岩物性相对较好,微-极细粒长石砂岩中等,粉砂岩较差。

图3 长63油层组孔隙度等值线图

5.2 碎屑成分

长63油层组砂岩中以长石砂岩为主,其次为岩屑长石砂岩,长石含量高,石英含量相对较低,富含较多的云母矿物及泥质杂基,缺少骨架相的石英的支撑,影响原生孔隙的发育。粘土矿物和千枚岩岩屑含量增高,碎屑组分稳定成分降低,基质含量增高,孔隙不发育,导致物性变差。

5.3 成岩作用

成岩作用对储集层孔隙结构特征的负面影响是通过胶结、压实作用来实现的。成岩过程中岩石颗粒间的胶结物含量越高,胶结作用和压实作用越强,储层的低孔低渗特征就越明显,因而压实和胶结作用是主要的破坏性成岩作用。由于溶解作用可增加新的储集空间和渗流通道,因而该作用是建设性的成岩作用。

1)压实作用 该作用的强度通常与埋深、地温及碎屑矿物成分等有关[5]。该区长63油层组砂岩中含较多的塑性碎屑如黑云母、泥岩岩屑、浅变质岩岩屑和火山岩岩屑,在早期成岩作用过程中发生扭曲、膨胀及塑性变形并挤入粒间孔隙中,从而使相当一部分原生粒间孔隙丧失。由此造成的孔隙度损失12%～28%,平均为20%左右。对大量砂岩粒间孔隙的埋藏改造作用的研究表明,砂岩的粒间体积在埋藏至深度1500m时,由于压实作用造成约12%的孔隙度损失,随着埋藏深度的加大,孔隙度降低幅度减缓。由此可见,压实作用造成的孔隙度损失主要发生在早期成岩阶段。

2)溶解作用 该作用主要表现为成岩中-晚期有机酸对长石、岩屑等铝硅酸盐矿物的溶解。在成岩作用后期,酸性流体容易在其中渗流,通过溶解作用来改善岩石的孔隙结构,因此物性相对较好。

3)胶结作用 长63油层组砂岩由胶结作用造成的孔隙度损失为1%～30%,平均为10%左右,低于由压实作用造成的孔隙度损失。在成岩作用早期主要表现为薄膜状绿泥石胶结,在成岩作用晚期主要表现为大量的碳酸盐胶结,由于碳酸盐胶结物充填堵塞孔隙,使孔隙度急剧下降,小孔以上的孔隙几乎消失殆尽,仅残留微孔,使储层变得低孔低渗且致密。

6 结 论

1)长63油层组储层岩石主要为长石砂岩,粒径以细粒为主。

2)长63油层组储层孔隙类型主要是次生孔隙,其中粒内溶孔、粒间溶孔占绝对优势。

3)长63储层是研究区的主力储层,属中低孔特低渗透致密储层。

4)中-细粒长石砂岩物性相对较好;粘土矿物和千枚岩岩屑含量增高,碎屑组分稳定成分降低,基质含量增高,孔隙不发育,导致物性变差;溶解作用对储层物性起建设性成岩作用,压实作用和碳酸盐胶结作用对储层物性起破坏性成岩作用。

[1]李建明,李鹏飞,徐论勋.鄂尔多期盆地华庆地区长6期物源分析[J].长江大学学报(自科版),2009,6(3):N28-51

[2]张路崎,陈恭洋.白豹-坪庄地区延长组长6储层成岩作用研究 [J].岩性油气藏,2009,21(1):75-82.

[3]文玲,胡书毅,田海芹.靖安油田延长组长6段低孔低渗透储层特征及评价 [J].西北地质,2001,34(4):53-60.

[4]曲春霞,杨秋莲.长庆油田延长组特低渗透储层物性影响因素分析[J].岩性油气藏,2008,20(2):43-47.

[5]谷伊娜,李建明,斯尚华,等.华池-庆阳地区三叠系延长组长63储层物性影响因素分析[J].复杂油气藏,2010,3(1):28-31.