姚泾利,陈世加,路俊刚,张焕旭,刘超威,唐海评,王 刚,张博为
(1.中国石油 长庆油田分公司 勘探开发研究院,西安 710021;2.西南石油大学 资源与环境学院,成都 610500)
鄂尔多斯盆地胡尖山地区长7储层特征及影响因素
姚泾利1,陈世加2,路俊刚2,张焕旭2,刘超威2,唐海评2,王 刚2,张博为2
(1.中国石油 长庆油田分公司 勘探开发研究院,西安 710021;2.西南石油大学 资源与环境学院,成都 610500)
以往主要将长7作为鄂尔多斯盆地的生烃层系进行研究。近年来在胡尖山地区长7油层组发现了大量工业油流井,但油藏分布极不均匀,油井产能有高有低。利用岩石薄片、铸体薄片、压汞和物性等资料,对胡尖山地区长7储层特征进行了深入研究,并从多角度分析了影响长7储层物性的因素。研究表明:研究区长7储层以长石砂岩和岩屑质长石砂岩为主;填隙物以铁方解石和水云母为主;储集空间以残余粒间孔和溶蚀孔为主;为微喉道;物性差,为低孔—超低渗储层。影响储层物性的因素主要有:石英含量、碎屑粒度、沉积微相和成岩作用(压实、胶结和溶蚀)等。
长7油层组;延长组;三叠系;储层特征;影响因素;胡尖山地区;鄂尔多斯盆地
储层是控制油气富集和分布的重要因素,储层特征研究是进行油气勘探的重要环节[1]。前人对储层储集性的控制因素做了大量研究工作[2-3],认为主要控制因素包括搬运沉积作用、沉积环境和成岩作用等[4]。储层物性一般随着地层埋深的增加而总体变差,但也会在某些深度段或层位存在相对高孔高渗带,主要受有机质演化、粘土矿物转化和碳酸盐矿物溶蚀等因素的影响[5-6]。
胡尖山地区位于鄂尔多斯盆地次级构造单元伊陕斜坡的中西部,北起安边,南至吴起,西抵彭滩,东达周家湾(图1)。三叠系延长组自下而上划分为5个岩性段(T3y1-T3y5),10个油层组(长1—长10),其中长10—长7为湖盆扩张期,长6—长3为湖盆萎缩期,并在长7沉积了厚层优质烃源岩[7-8]。在以长7张家滩油页岩为代表的最大湖进之后,盆地因河流注入,建造了一套巨厚的河流—湖泊三角洲沉积体系[9]。
图1 鄂尔多斯盆地胡尖山地区地理位置
由于以往对盆地延长组的勘探开发主要集中在长8、长6、长4+5、长3等含油层系[10-12],对长7主要作为生油层系,很少将其作为储集层进行研究,对长7储层特征、储层成岩作用、有利储层展布等问题认识不清楚(储层主要是长72和长71)。笔者对研究区长7储层岩石学特征、孔喉特征和物性特征进行了深入分析,并从多角度分析了影响长7储层物性的因素。上述研究工作的完成为下一步分析油藏分布的控制因素提供了基础。
1.1储层岩石学特征
经研究区长7储层167块砂岩样品鉴定资料统计表明:砂岩碎屑物组分中,长石含量最高,达40.20%;石英次之,占27.10%;岩屑含量占12.30%。长7储层砂岩岩石类型以长石砂岩、岩屑质长石砂岩为主(图2),岩屑以变质岩屑和火山岩屑为主,沉积岩屑很少(图3)。填隙物含量平均值为13.86%,主要成分是高岭石、水云母、绿泥石和铁方解石,其含量占填隙物总量的86.82%(图4)。
1.2储层孔喉特征
1.2.1 储层孔隙类型
储层物性是对孔隙结构的反映,造成不同低渗透油藏物性差别的主要因素是微观孔隙结构[13]。大量铸体薄片资料分析表明,研究区长7储层孔隙类型主要有残余粒间孔、粒间溶孔、粒内溶孔,以及少量的微裂隙(图5)。
图2 鄂尔多斯盆地胡尖山地区延长组长7储层砂岩成分三角图
图3 鄂尔多斯盆地胡尖山地区延长组长7储层碎屑组分三角图
图4 鄂尔多斯盆地胡尖山地区延长组长7储层主要填隙物含量
残余粒间孔隙为未被胶结物充填满的孔隙,填充孔隙的多为薄膜式胶结的铁方解石和绿泥石等胶结物(图5a)。粒间溶孔是颗粒边缘或粒间胶结物溶蚀形成的,溶解组分主要为长石和方解石等(图5b)。粒内溶孔是颗粒内部部分溶蚀形成的,多见于长石、云母和部分岩屑内,常与粒间溶孔伴生分布(图5c)。微裂隙为刚性碎屑受压实而破裂形成的裂隙,是油气运移和聚集的重要通道(图5d)。
1.2.2 储层喉道特征
喉道的大小和形态主要取决于岩石的颗粒接触关系、胶结类型、颗粒形态及大小[14]。经研究区长71、长72储层砂岩压汞参数统计(表1)发现,喉道中值半径均小于0.2 μm,根据孔隙和喉道大小的划分标准[15],研究区长7储层以微喉道为主,喉道偏细。
1.3储层物性特征
经统计,研究区长7储层孔隙度主要分布在3%~12%,渗透率主要分布在(0.01~0.6)×10-3μm2(图6),平均值分别为7.02%和0.15×10-3μm2。总体上长7为一套低孔—超低渗透性致密储层。同时孔隙度与渗透率值具有较好的线性关系,说明长7储层的储集空间以孔隙为主。
层位孔隙度/%渗透率/10-3μm2中值半径/μm最大汞饱和度/%退汞效率/%样品数/个长713.60~10.908.480.025~0.2100.1240.020~0.1390.06760.66~78.4069.5416.10~39.97529.578长726.70~11.408.410.036~0.2730.1530.022~0.1310.07560.68~74.2267.4716.753~34.52628.715
图6 鄂尔多斯盆地胡尖山地区长7储层孔隙度和渗透率散点图
2.1石英含量
沉积物源是后期成岩演化的物质基础,它决定了储层砂岩碎屑的组分,同时碎屑物的成分和含量又直接影响砂岩储层的原始储集性和渗透性[16-17]。石英为刚性颗粒,不易受压实变形和溶蚀,能形成支撑,有效地保护原始孔隙结构。据统计,研究区长7储层的石英含量与孔隙度存在较好的正相关性(图7a),但长7石英含量总体较低,占27.10%,对应的孔隙度主要分布在6%~9%。说明石英含量是影响储层物性的重要因素。
2.2碎屑粒度
一般而言,随着砂岩粒径增大,物性变好,中砂岩的储层物性最好,粗砂岩因其孔隙空间大而容易被充填,孔隙度、渗透率相对变差[18],研究区长7储层颗粒粒径与孔隙度也存在类似的规律(图7b)。长7储层中砂岩(1<φ≤2)占28.26%、细砂岩(2<φ≤4)占66.67%、粉砂岩(φ>4)占9.30%,以细砂岩为主,对应的孔隙度均值为8.7%。说明储层砂岩颗粒粒径是影响储层物性的重要因素。
2.3沉积微相
不同的沉积环境导致岩石类型、粒度的差异,甚至孔隙水的差异,最终导致储层物性的差异[19]。沉积相研究表明,研究区长7主要发育三角洲前缘的水下分流河道和分流间湾沉积。经大量岩样的沉积微相分析,结合对应的物性数据对比(表2),发现水下分流河道的孔隙度、渗透率均值分别为7.40%和0.129×10-3μm2,分流间湾为4.58%和0.069×10-3μm2,表明沉积微相是影响储层物性的重要因素。
2.4成岩作用
2.4.1 压实作用
压实作用是降低孔隙空间的重要因素,主要发生在成岩作用的早期,通常认为压实作用影响的最大埋深在2 500 m左右,随埋深的进一步增加,主要表现为压溶作用。压实作用主要表现为塑性岩屑受压实发生弯曲、变形、塑变以及伸长(图8a),刚性颗粒发生破裂以及颗粒接触渐趋紧密。区内长7地层埋深在1 890~2 740 m,压实作用较强烈,原因有:(1)长7岩石组分中石英含量较低,抗压实能力较弱;(2)长7岩石颗粒粒径偏细,以细砂岩为主,粒径较小导致其更容易遭压实。
2.4.2 胶结作用
胶结作用属于破坏性成岩作用,区内长7胶结作用很发育,主要分为硅质胶结、碳酸盐胶结和粘土胶结。长7储层中硅质含量为0.84%,硅质胶结较发育,以石英次生加大、孔隙充填式为主(图8b)。碳酸盐胶结物以铁方解石为主,方解石胶结分为早晚两期,早期方解石胶结物不如晚期铁方解石胶结物常见(图8c),其含量分别为0.15%和4.92%。粘土胶结物主要有高岭石、水云母和绿泥石,其含量分别为1.56%,3.34%,2.21%。绿泥石膜在颗粒边缘发育,高岭石、水云母等充填孔隙,降低储层的储集空间(图8d)。
表2 鄂尔多斯盆地胡尖山地区长7储层各沉积微相物性对比
图7 鄂尔多斯盆地胡尖山地区长7储层石英含量、砂岩粒度与孔隙度散点图
图8 鄂尔多斯盆地胡尖山地区延长组长7储层成岩作用铸体薄片
2.4.3 溶蚀作用
溶蚀作用对改善研究区长7储层物性起着非常重要的作用,主要表现为碎屑颗粒、杂基和胶结物的溶解,对形成储层十分有利。区内长7储层长石含量最高,达40.20%,长石溶蚀广泛发育(图5b)。
1)研究区长7储层主要沉积长石砂岩和岩屑质长石砂岩,岩屑以变质岩屑和火山岩屑为主,填隙物主要为高岭石、水云母、绿泥石和铁方解石。
2)孔隙以残余粒间孔和溶蚀孔为主;喉道偏细,为微喉道;储层物性差,为低孔—超低渗储层,储集空间以孔隙为主。
3)影响研究区长7储层物性的因素主要有:石英含量、颗粒粒度、沉积微相和成岩作用(压实、胶结和溶蚀)等。
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(编辑韩 彧)
FeaturesandinfluencingfactorsofChang7reservoirofYanchangFormationinHujianshanarea,OrdosBasin
Yao Jingli1, Chen Shijia2, Lu Jungang2, Zhang Huanxu2, Liu Chaowei2, Tang Haiping2, Wang Gang2, Zhang Bowei2
(1.ResearchInstituteofExploration&Development,ChangqingOilFieldCompany,PetroChina,Xi’an,Shaanxi710021,China; 2.SchoolofResourcesandEnvironmentEngineering,SouthwestPetroleumUniversity,Chengdu,Sichuan610500,China)
The Chang 7 strata in the Ordos Basin were regarded as source rocks in the past. Plenty of industrial oil wells have been found in the Chang 7 strata of the Yanchang Formation in Hujianshan area of the Ordos Basin in recent years; however, the reservoirs are unevenly distributed and have different industrial productivities. Based on rock thin section, cast thin section, mercury penetration and physical property analyses, the features of the Chang 7 reservoir were studied, and the influencing factors were discussed. Arkose and lithic arkose sandstones are most common in the Chang7 strata. The main interstitial materials are ferroan calcite and hydromica. Residual intergranular pore and dissolved pore are the dominant reservoir spaces. The Chang 7 reservoir is a low porosity and ultra-low permeability reservoir with micro-throat and poor physical property. The main affecting factors include quartz content, size of detrital grain, depositional micro-facies and diagenesis, etc.
Chang 7 strata; Yanchang Formation; Triassic; reservoir characteristics; influencing factors; Hu jianshan area; Ordos Basin
1001-6112(2013)02-0162-05
10.11781/sysydz20130209
TE122.2
A
2012-07-26;
2013-01-07。
姚泾利(1964—),男,高级工程师,博士,从事油气地质学研究。E-mail:yjl_cq@petrochina.com.cn。
国家重大科技专项(2011ZX05001-001)、中国石油化工股份有限公司重大科技专项(2011E-0301)和天然气地质四川省重点实验室资助。