靖边油田延长组长 2油层组储层特征及影响因素

向连格,赵 虹,党,荆国强,葛海影,康晓燕,仵康林,王 萍

(1.长安大学地球科学与资源学院,陕西 西安 710054;2.中国石油勘探开发研究院,北京100083)

靖边油田延长组长 2油层组储层特征及影响因素

向连格1,赵 虹1,党1,荆国强1,葛海影1,康晓燕1,仵康林1,王 萍2

(1.长安大学地球科学与资源学院,陕西 西安 710054;2.中国石油勘探开发研究院,北京100083)

通过大量岩心铸体薄片、粘土矿物 X衍射、扫描电镜及物性等资料分析,研究总结了靖边油田长 2油层组的储层特征及影响因素。得出结论：辫状河、曲流河亚相沉积的长 2油层组储集层具有成分成熟度低、结构成熟度高的岩石学特点。孔隙类型为长石溶孔 -原生粒间孔组合;物性特点为中孔、中—高渗透型,部分地区为低渗透型;孔隙结构为大孔—中孔细喉型。影响储集性能的因素主要表现为两方面：储集性在平面上的分布主要受沉积相带的控制;纵向上的分布主要受成岩作用的影响。

储集层;岩石学特征;物性特征;沉积相;成岩作用;靖边油田;内蒙古鄂尔多斯

0 引言

靖边油田位于鄂尔多斯盆地中部地带,区内以陆相中生代地层及第四系黄土最为发育且分布广泛。主要勘探开发目的层系为中—下侏罗统延安组延 9和延 10油层组,上三叠统延长组长 2和长 6油层组。其中,长 2油层组主要为辫状河和曲流河亚相沉积,河道砂坝、河漫滩及决口扇构成其主要微相。区内长 2砂体十分发育,构成靖边油田延长组的主要储集层之一。油田开发动态资料表明,由于储集条件不同,油田开发方案和开发效果存在明显差异。因此,开展研究区延长组长 2油层组储层特征及其影响因素的研究,对于靖边油田今后进一步的勘探开发具有重要意义。在丰富的岩心铸体薄片资料、粘土矿物 X衍射、扫描电镜、物性资料及压汞资料等基础上,探讨了研究区长 2油层组储集层的岩石学特征、孔渗特征、孔隙结构特征,并分析了影响储集性能的主要因素。

1 储层岩石学特征

1.1 成分特征

根据大量岩心铸体薄片资料分析,长 2油层组储层主要为浅灰色—灰色中细粒长石砂岩 (图 1),其矿物组分中长石含量 41.0%～61.6%,平均含量54.6%;石英含量 15.0%～40.0%,平均 31.9%;岩屑含量 7.5%～16.0%,平均 11.6%,岩屑以变质岩岩屑和岩浆岩岩屑为主,偶见少量的沉积岩岩屑;云母碎屑 1.5%～3.0%,平均 2.3%,以黑云母为主。填隙物以绿泥石、碳酸盐、长英质和黄铁矿为组合特征,含量平均约 7.9%。

图1 长 2油层组砂岩分类三角图

1.2 结构特征

根据岩心观察和薄片鉴定,靖边油田延长组长2储层沉积结构特征表现为：以中、中—细粒砂岩为主 (图 2),主要粒径 0.55mm、0.02mm～0.40mm,分选好,磨圆度为次棱状,以薄膜—孔隙式胶结为主。

图2 长 2油层组粒度分布直方图

延长组长 4+5和长 6砂岩形成于河控湖泊三角洲体系中,而长 2砂岩主要形成于河流沉积体系,但延长组砂岩均在同一物源供给下,总体具有碎屑组分单一、粒度较细、分选好、沉积物结构成熟度高以及矿物成熟度低的特征。

2 储层物性特征

2.1 孔渗特征

根据大量岩心样品测试成果分析,长 2砂岩孔隙度主要分布在 12%～18%之间 (图 3),平均孔隙度为 16.5%。渗透率分布比较分散,最小值为0.046 ×10-3μm2,最大值为 218.17 ×10-3μm2(图4),平均渗透率为 35.0×10-3μm2,主要为中孔、中—高渗透层储集层为主,部分地区为低渗透层。从平面分布来看,研究区东部、南部物性较好,主要为白狼城和天赐湾一带,西部和北部物性较差。

2.2 孔隙类型

根据铸体薄片观察统计分析,靖边油田长 2油层组孔隙类型主要由粒间孔组成,次为长石溶孔,少量岩屑溶孔。粒间孔占总面孔率的 80%以上,孔径可达 0.02mm～0.35mm。长石溶孔约占 10%,岩屑溶孔占 2%～5%(图 5)。

从图 5可见,原生粒间孔在长 2储层中最为发育,为其主要孔隙类型,因此,长 2储层孔隙为长石

图3 长 2油层组孔隙度分布直方图

图4 长 2油层组渗透率分布直方图

图5 孔隙类型直方图

溶孔—原生粒间孔组合。

2.3 孔隙结构特征

根据研究区长 2砂岩样品的毛管压力测定,通过毛细管压力曲线特征 (图 6)对长 2储层孔隙结构特征进行了分析研究,得出如下认识。

①排驱压力低,最大连通孔喉半径相对较大,具中等储集岩的排驱压力特点,排驱压力一般小于0.28MPa,最大连通孔喉半径大于 6.14μm,平均排驱压力为 1.07MPa。

图6 长 2油层组压汞曲线特征

②中值压力一般小于 2.3MPa,中值半径大于1.5μm,平均中值压力为 1.17MPa,平均中值半径为 1.6μm。

③分选系数偏大,孔隙结构较差,平均连通孔喉 2.16μm,孔喉分布为正歪度,平均分选系数为2.9,平均变异系数为 0.33。

④孔喉截距比变化大,体积比大,孔隙结构较复杂,平均退汞效率为 19.9%。

⑤长 2油层组储集层主要为大孔—中孔细喉型孔隙结构。

3 储层物性影响因素分析

3.1 沉积环境或沉积相的影响

储集层的平面展布主要受沉积环境,实质上即沉积相带的控制。不同环境中形成不同成因、不同规模的储层砂体,且不同成因的砂体在成分、粒度、分选性、杂基含量、成岩演化特征、时空展布规律不同,因而储层砂体孔渗特征不同。研究区延长组是潮湿环境下的一个完整的湖进 -湖退序列,长 2油层组地壳整体抬升,湖盆的收缩加剧,主要为河流相沉积,河道砂体为其骨架砂体,砂体平面上具有较好的继承性,砂体的延伸受沉积相展布控制。

3.2 成岩作用的影响

储集性好坏在纵向上受成岩作用的影响,成岩作用对储集性能的影响较为复杂,对储层孔隙既有破坏作用,又有建设性作用,直接影响着储集层的孔隙演化。根据研究区长 2油层组岩心及其铸体薄片的观察,结合扫描电镜、X衍射粘土分析等资料,认为研究区的成岩作用主要有机械压实、压溶作用、胶结作用和溶解作用等。

3.2.1 机械压实、压溶作用 强烈的机械压实、压溶作用是孔隙结构变差的主要因素之一。沉积物被埋藏后随着压实、压溶作用的增强,颗粒间由点接触变成点—线接触和线接触,大大降低了孔隙度。同时,在压实作用过程中还有粘土矿物的析出,主要为呈薄膜状的绿泥石附着在颗粒表面,堵塞孔道,但这有利于孔隙的保存,并为后期溶蚀型次生孔隙的形成提供了有效的通道和空间。

3.2.2 胶结作用 胶结作用是物性变差的又一个主要因素。随着地层埋藏深度的增加,温度、压力的上升及孔隙水化学性质的变化,使各种成岩自生矿物依次析出,进而产生了胶结充填作用。

绿泥石是延长组储层中普遍存在的自生胶结物,它是微碱性水介质中析出的产物,通常与纤维状伊利石相伴生。绿泥石析出较早,一般以薄膜式胶结最发育。堵塞孔隙,降低物性,另一方面,薄膜状绿泥石增加砂岩骨架强度,保护了粒间孔,具有积极作用。另外,高岭石胶结物主要出现于长 2油层组砂岩中,其形成主要有两期：长石与粘土矿物蚀变而成,结晶较差,提供少量的晶间孔;另一种是在原生粒间孔中析出,结晶较好,堆积松散。

碳酸盐岩胶结是使储层物性变差、非均质性增强的主要原因,对渗透率的控制尤其显著。研究区砂岩中的碳酸盐矿物是仅次于浊沸石的主要胶结物,其主要对研究区储层物性起破坏作用。研究区延长组碳酸盐胶结早期以星散状方解石为主,晚期多为补丁状零星分布的铁方解石。在岩矿薄片中铁方解石充填于方解石的溶孔中,或交代方解石,说明铁方解石生成较晚。延长组储层中碳酸盐胶结具有多期性的特点。

3.2.3 溶解作用 溶解作用是次生孔隙形成的主要因素。成岩中晚期,碎屑岩中各种碎屑组分、胶结物和杂基在特定的成岩环境下都可发生溶解并生成次生孔隙。研究区内长 2油层组溶解作用发育,被溶解的组分有：①碎屑颗粒溶解,如长石、云母及不稳定岩屑等。②杂基粘土,如水云母、混层粘土和凝灰质等。③自生胶结物,如浊沸石、方解石、铁方解石、白云石和铁白云石等。④交代矿物,如浊沸石、方解石和方沸石等。

4 结 语

①长 2油层组为靖边油田延长组主要储集层之一,其属于辫状河、曲流河亚相沉积,河道砂坝为其骨架砂体,构成区内良好的储集层。

②长 2油层组储层总体具有矿物成分成熟度低、沉积物结构成熟度高的岩石学特点。

③长 2油层组储层物性表现为中孔、中—高渗透型,部分地区为低渗透型,孔隙类型为长石溶孔 -原生粒间孔组合。孔隙结构为大孔—中孔细喉型。

④影响储集性能的因素主要表现为两方面,即储集性好坏在平面上的分布主要受沉积相带的控制,纵向上主要受成岩作用的影响。

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Reservoirs characteristics and influence factors of Yanchang For mation Chang 2 oil layer in Jingbian oilfield

XI ANG L ian-ge1,ZHAO Hong1,DANG Ben1,JING Guo-qiang1,GE Ha i-ying1,KANG Xiao-yan1,W U Kang-lin1,WANG Ping2

(1.College of Earth Sciences and ResourcesManagement,Chang'an University,Xi'an 710054,China;2.China Research Institute of Petroleum Exploration and Development,Beijing 100083)

The authors studied the characteristics and influential factorsof Chang 2 Formation reservoir in Jingbian oilfield through data of drilling cores,thin sectionsof the castings,X-ray diffraction of clay,scanning electronmicroscopy,aswell asphysicalproperty in the study area.Itwas concluded thatChang 2 reservoirwas characteristic of lowermineralmaturity and high structurematurity andwas of the porosity type composition of feldspar dissolution porosity and pr imal particle porosity and the physical properties represented that Chang 2 wasmiddle porous,medium-high permeable,and in some areas low per meable type.The structure of porositywas big-medium,fine pore throat structure,and the impact of reservoir properties of the main factors lay in the two aspects：the quality of reservoir distribution wasmainly affected in the plane by the control of sedimentary facies,and the vertical by the effects of diagenesis.

Reservoir;Petrologic characteristics;Physical property;Sedimentary facies;Diagenesis;Jingbian oilfield;Erdos,Inner Mongolia

P618.13

A

1674-3636(2010)02-0140-04

2009-08-24;

2009-09-02;编辑：陆李萍

向连格 (1984—),女,硕士研究生,从事沉积学与石油地质学方向研究.

10.3969/j.issn.1674-3636.2010.02.140