鄂尔多斯盆地上古生界致密砂岩气藏储层特征及控制因素——以苏里格气田桃2区块为例

马志欣,张吉,孙卫锋,赵忠军,孙艳辉(中石油长庆油田分公司苏里格气田研究中心)

朱亚军,张志刚,刘艳侠,郝骞 (低渗透油气田勘探开发国家工程实验室,陕西西安710018)

鄂尔多斯盆地上古生界致密砂岩气藏储层特征及控制因素
——以苏里格气田桃2区块为例

马志欣,张吉,孙卫锋,赵忠军,孙艳辉(中石油长庆油田分公司苏里格气田研究中心)

朱亚军,张志刚,刘艳侠,郝骞 (低渗透油气田勘探开发国家工程实验室,陕西西安710018)

结合镜下薄片鉴定、扫描电镜、压汞曲线、岩心分析化验等资料对鄂尔多斯盆地上古生界致密砂岩气藏储层特征进行了深入研究。结果表明,研究区储层岩石类型以岩屑砂岩和岩屑石英砂岩为主;孔隙类型以次生粒间孔、粒内溶孔为主,晶间孔和填隙物内溶孔次之;孔隙度平均为8.6%,渗透率平均为0.62m D,总体表现出低孔、低渗的特征。储层发育受沉积作用、成岩作用、构造作用等因素共同影响,其中沉积作用是基础,不仅决定了储层岩石的原始组分和结构,控制储层宏观分布,而且影响后期的成岩作用;成岩作用是关键,影响储集空间的保存、演化和发展,并最终决定了储层物性的好坏;构造作用形成裂缝,对改善储层渗透性起到了积极的作用。

苏里格气田;桃2区块;储层特征;成岩作用

苏里格气田位于鄂尔多斯盆地中部,是发育于上古生界碎屑岩系中的大型砂岩岩性圈闭气藏[1],主力含气层段为二叠系下石盒子组八段 (Psh8)和山西组一段 (Ps1)。气田开发前期评价表明,苏里格气田储层砂岩十分发育,但有效储层分布却不连续,非均质性较强;气田含气面积大,但含气饱和度普遍较低[2];单砂体的几何形态、复合有效砂体叠置模式、展布规律、连通性等认识不清。因此,迫切需要对研究区储层分布规律进行有效研究,分清沉积、成岩、构造对有效储层的控制作用,为下一步勘探提供理论依据。

1 储层岩石学特征

桃2区块Psh8、Ps1主要的岩石类型为石英砂岩、岩屑石英砂岩,岩屑砂岩次之,其中可作为储层的仅为中粗粒、粗粒石英砂岩、岩屑石英砂岩和细砾岩,岩石结构成熟度和成分成熟度均较高[3]。

1.1 碎屑颗粒特征

薄片鉴定分析表明,桃2区块Psh8～Ps1储层碎屑颗粒仅有石英、岩屑和高岭石化颗粒3种类型[4],未见长石(表1)。石英体积分数平均为68.34%,其中在石盒子组八段下亚段)储层中最高可达71.25%;岩屑体积分数平均为26.12%,以石盒子组八段上亚段()最高,岩屑类型以变质岩为主,火成岩和沉积岩次之,云母较少;高岭石化颗粒较少,主要由长石蚀变形成,一般小于1%,在和Ps1中含量较高,而在中较低。

1.2 填隙物特征

桃2区块杂基主要有高岭石质和凝灰质[5]2类。目的层段杂基体积分数较高,平均为8.46%,杂基含量随砂岩成分成熟度和结构成熟度的增高而递减,随粒度的变细而增加。目的层段胶结物主要有硅质、高岭石和方解石3类,另有少量绿泥石、伊利石、白云石和黄铁矿 (表2)。

表1 桃2区块Psh8～Ps1储层碎屑组分统计表

表2 桃2区块Psh8～Ps1储层填隙物组分统计表

2 储层物性特征

桃2区块Psh8～Ps1储层平均孔隙度为6.13%,平均渗透率为0.28m D,总体上物性较差,属于低孔-低渗和特低孔-特低渗储层。如表3所示。相对而言,储层物性最好,平均孔隙度为6.29%,平均渗透率为0.32m D;次为,平均孔隙度为6.26%,平均渗透率为0.27m D;Ps1最差,平均孔隙度为5.76%,平均渗透率为0.25m D。

表3 桃2区块Psh8～Ps1储层测井解释物性统计表

3 储层孔隙结构特征

3.1 储层孔隙类型

在铸体薄片的观察鉴定中,根据孔隙的产状和成因,可将研究区Psh8～Ps1储层孔隙类型划分为粒间孔隙、粒内孔隙、填隙物内孔隙和缝状孔隙4大类,进一步又可细分为石英加大粒间孔、压实粒间孔、绿泥石胶结粒间孔、粒内溶孔、铸模孔、晶间孔、填隙物内溶孔等类型[6]。如表4所示。

表4 桃2区块Psh8～Ps1储层孔隙类型统计表

3.2 储层孔喉结构参数

表5 桃2区块Psh8～Ps1储层孔喉结构参数统计表

依据孔喉类型划分标准及压汞曲线(图1)特征,将区内Psh8～Ps1储层划分为3种孔隙结构类型:

1)Ⅰ型孔隙结构 中孔中喉型,该类型在区内分布较少,主要发育于。总体上,毛细管压力曲线位置较低,平台段较长,孔喉中值半径较大,排驱压力较小,中值压力较小,分选程度较好,物性较好,分布于正旋回河道砂体中下部及高能块状河道砂体粗粒岩屑石英砂岩中。

图1 桃2区块Psh8～Ps1储层岩石毛细管压力曲线分类

2)Ⅱ型孔隙结构 低孔-细喉型,主要分布于正旋回河道砂体的中上部及底部的滞留沉积中。由于粒度变细或含有泥砾,孔喉结构中等,毛细管压力曲线位置较高,平台段较短,该类型在桃2区块分布较多。

3)Ⅲ型孔隙结构 低孔-微喉型,主要分布于正旋回河道砂体的上部、顶部及非河道砂体中。岩石粒度细,物性差,孔喉结构差,毛细管压力曲线位置较高,几乎不发育平台段。

4 储层发育控制因素

4.1 沉积作用对储层物性的影响

沉积作用对储层物性的影响主要表现在对沉积物原始组分、岩石类型、结构、杂基含量等的控制上,并最终转化到沉积微相与储层物性的关系上。

4.1.1 沉积物原始组分与储层物性关系

1)石英颗粒体积分数与面孔率关系 石英颗粒含量越高储层物性就越好(图2(a))。石英抗压实能力较强,既有利于原生粒间孔隙的保存,也有利于后期溶蚀作用的发生。

2)岩屑体积分数与面孔率关系 岩屑体积分数与面孔率之间存在明显的负相关关系(图2(b)),其含量越高,物性也就越差。目的层段的塑性岩屑,在成岩早期的压实作用下,发生强烈变形,甚至假杂基化,严重堵塞粒间孔隙,使成岩晚期的溶蚀作用很难发生,因而储层物性较差。当储层岩屑体积分数小于20%时,储层面孔率较大,一般在2%以上,而当岩屑体积分数大于20%时,绝大部分样品无可见孔隙。

3)杂基体积分数与面孔率关系 杂基体积分数与面孔率之间存在负相关关系(图2(c)),随着杂基含量的增加,面孔率有减小的趋势。由于杂基不仅本身充填了部分粒间孔隙,而且导致压实作用增强,致使储层物性变差。当杂基体积分数大于10%时,储层中一般无可见孔隙。

4.1.2 粒度与储层物性关系

粒度与储层物性关系密切,粒度越粗,储层物性越好。粗砂岩储层物性最好,平均面孔率3.35%,中砂岩平均面孔率为0.25%,细砂岩和粉砂岩物性较差,平均面孔率分别为0.16%和0%。粒度与储层物性的关系从侧面上反映了粒度对储层组分的控制,即粒度越粗,石英颗粒含量越高,而岩屑和杂基含量越低。

4.1.3 岩石类型与储层物性的关系

岩石类型与面孔率之间存在一定关系,其中岩屑石英砂岩平均面孔率最大,为4.1%,其次为石英砂岩,平均面孔率为2.0%,岩屑砂岩平均面孔率较低,仅为0.26%。石英砂岩面孔率不高,主要是由于其在成岩作用时期发生了强烈的次生加大现象。

图2 桃2区块Psh8～Ps1储层沉积物原始组分与面孔率关系

表6 桃2区块Psh8～Ps1储层岩心物性与沉积相关系统计表

4.1.4 沉积微相与储层物性关系

在物源相同的条件下,不同沉积环境具有不同的水动力能量,所形成的岩石类型、粒径大小、分选性、磨圆度、杂基含量和颗粒组分等方面均有差异,从而导致不同沉积环境下的储层物性有较大差别。

根据桃2区块沉积微相与测井解释储层物性的统计分析(表6)表明:物性最好的沉积微相类型为辫状河中的心滩和曲流河中的边滩,其平均孔隙度一般大于5.5%,平均渗透率大于0.21mD;其次为辫状河中的滞留沉积、曲流河中的滞留沉积和决口扇沉积,其平均孔隙度介于4.5%～5.1%之间,平均渗透率介于0.15～0.2mD之间;曲流河中的天然堤、河漫滩和辫状河中的溢岸砂物性较差,平均孔隙度均在4%以下,平均渗透率也均小于0.1m D。

4.2 成岩作用对储层物性的影响

4.2.1 压实作用

研究区Psh8～Ps1储层压实作用较强,平均压实系数达0.82,由其引起的原生孔隙损失在80%以上。平均压实系数为0.81,平均压实系数为0.82,Ps1平均压实系数为0.83,随埋深的增加,压实系数略有增大(表7)。

压实系数与岩石中岩屑和杂基含量密切相关,其含量越高,压实系数越大,压实作用越强。岩石粒度对压实系数也有一定影响,粒度越细,压实系数越大,压实作用越强,含砾不等粒砂岩尽管粒度较粗,但分选差,杂基含量多,压实系数仍较大。

4.2.2 胶结作用

对桃2区块Psh8～Ps1储层而言,最重要的胶结物为硅质、高岭石和方解石。

1)硅质胶结物对储层物性的影响 硅质胶结在研究区目的层段较为发育[8],其含量变化较大,且主要出现在粗砂岩中,对有效储层孔隙破坏量可达6%左右,是储层物性较差的重要原因之一 (图3 (a))。

表7 桃2区块Psh8～Ps1储层压实系数统计表

2)高岭石胶结物对储层物性的影响 高岭石胶结物充填残余粒间孔和溶蚀孔,将大的孔隙转化为细小的高岭石晶间孔,不仅使储层孔隙度降低,而且造成渗透率严重下降。高岭石胶结物本身虽对储层孔隙有一定的破坏作用,但因其主要出现在成熟度较高的砂岩中,常与溶蚀作用相伴生,各种溶蚀孔隙较为发育,从而导致储层总体物性较好(图3(b))。

3)钙质胶结物对储层物性的影响 早期无铁方解石的致密胶结可对原生粒间孔隙造成严重破坏,孔隙损失量可达20%以上,在早成岩阶段岩石就变得较为致密,不利于后期溶蚀作用的发生,造成储层物性变差。晚期铁方解石胶结物对有效储层的孔隙破坏量一般在2%左右。

4)绿泥石胶结物对储层物性的影响 绿泥石胶结物在研究区目的层段少见,但其多以颗粒环边胶结的形式产出,能有效阻止石英次生加大,从而使原生粒间孔得以大量保存,也有利于后期溶蚀作用的发生,改善储层物性。

4.2.3 溶蚀作用

溶蚀作用对改善储层物性起到积极作用,目的层段储层孔隙中约有70%为溶蚀作用形成,故溶蚀作用的发生与否及强度大小是决定储层物性好坏的关键因素。对于大部分中粗砂岩而言,由于刚性颗粒含量较高,杂基含量较少,储层抗压实能力较强,从而保留了一定的粒间孔隙,酸性流体能够顺利进入,从而导致溶蚀作用较为强烈。目的层段被溶蚀组分主要为长石,其次为浅变质岩屑、火成岩屑以及杂基等,长石均已发生次生溶蚀,其原有形态仅能从铸模孔或残余物上加以推测 (图4)。

4.3 构造作用对储层物性的影响

构造作用能形成一定量的微裂缝,虽数量有限,但对改善储层渗透性起到了积极的作用。研究区Pshu8、PshL8和Ps1顶部构造形态相似,总体为西倾的单斜,发育多排鼻状构造和小背斜、小向斜。在Ps1局部发育裂缝-孔隙型储层,多分布于构造曲率较大处,表明裂缝的发育程度与构造强度有关。

图4 桃2区块Psh8～Ps1储层长石铸模孔镜下照片

5 结论

1)桃2区块Psh8～Ps1储层岩性类型以岩屑石英砂岩、岩屑砂岩为主,石英砂岩次之。平均孔隙度为6.13%,平均渗透率为0.28mD,物性总体较差,属于低孔-低渗或特低孔-特低渗储层。孔隙类型以石英次生加大后的粒间孔、粒内溶孔、铸模孔为主,最大孔喉半径在0.41～9.95μm之间,平均为2.47μm,孔喉结构总体较差。

2)根据孔喉类型划分标准及压汞曲线特征,将储层孔隙结构划分为3种类型:Ⅰ类储层多分布于正旋回河道砂体中下部及高能块状河道砂体粗粒岩屑石英砂岩;Ⅱ类储层多分布在正旋回河道砂体的中上部及底部的滞留沉积中;Ⅲ类储层分布在正旋回河道砂体的上部、顶部及非河道砂体中。

3)储层发育受沉积作用、成岩作用、构造作用等因素共同影响。沉积作用在宏观上控制储层的分布范围,并影响后期的成岩作用;成岩作用中压实作用较强,是造成原生孔隙减少的主要因素,溶蚀作用对改善储层物性起到积极作用;构造作用形成的微裂缝局部改善了储层的渗透性。

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[编辑] 邓磊

TE122.2

A

1000-9752(2014)09-0016-06

2013-12-04

马志欣(1982-),男,2005年大学毕业,硕士,工程师,现主要从事气田开发地质技术研究工作。