鄂尔多斯盆地盐池地区长63储层特征研究

王艺帆, 谭成仟

西安石油大学 地球科学与工程学院 西安石油大学陕西省油气成藏地质学重点实验室, 陕西 西安 710065

0 引言

随着常规油气藏勘探难度不断增加, 油气田开发进入了非常规时代, 致密油成为重点研究领域[1]。 经过多年的勘探开发, 鄂尔多斯盆地盐池地区先后提交了三级储量1.27 亿吨, 是近年来非常规资源产能建设重点目标区[2]。 盐池地区长63储层作为该区主力产层之一, 目前储层微观特征研究尚不深入, 以往针对常规油气资源所采用的储层分类评价方法并不适用于该区非常规资源, 因此, 本文通过岩心观察及相关实验数据对盐池地区长63储层岩石学特征、 孔隙结构特征及储层物性进行了综合分析, 为鄂尔多斯盆地储层的研究和开发提供一定借鉴。

1 区域地质概况

鄂尔多斯盆地是一个复合盆地, 该盆地覆盖中国陕西、 甘肃、 山西、 宁夏和蒙古, 面积达371 000 平方公里[3-7]。 受印支运动和燕山运动的影响在晚三叠纪由华北克拉通盆地转变而来, 位于克拉通盆地中西部, 盆地边缘可见较小的断裂与褶皱, 内部整体构造活动比较稳定。 现今盆地具有伊盟隆起、 渭北隆起、西缘冲断构造带、 晋西挠褶带、 天环坳陷和陕北斜坡等六个一级构造单元。 盆地主力产油层为晚三叠系延长组, 依据沉积旋回特征及油层分布规律, 延长组地层将划分为长1—长10, 即10 个油层组。

盐池地区位于鄂尔多斯盆地的西部, 区域面积557 平方公里, 位于天环坳陷构造单元内(图1)。 发育近东西向逆断层, 倾向多为南西方向, 地层顶面构造呈两侧高、 中部低的格局[8-11]。 研究区长63储层沉积体系为三角洲沉积, 三角洲平原分流河道广泛发育。 通过重轻矿物含量判断沉积物源来自于盆地西北方向的变质岩和火成岩。

图1 鄂尔多斯盆地盐池地区位置及区域构造图(据黎小伟, 2012; 有改动)Fig.1 Location and regional tectonic map of Yanchi area, Ordos Basin

2 储层岩石学特征

2.1 岩石结构特征

分析30 口井58 块样品的岩心及铸体薄片, 盐池地区长63储层致密砂岩主要为深灰色、 灰黑色细粒长石砂岩, 其次为少量的岩屑长石砂岩(图2)。 长63储层碎屑粒度变化范围小, 主要为细砂岩, 中细砂岩次之, 中粗砂岩少见。 砂岩分选性较差、 磨圆呈次棱角状, 点—线接触, 胶结类型以孔隙型和薄膜—孔隙型为主。 总体表现为结构成熟度低、 成分成熟度低。

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

2.2 成分特征

长63储层砂岩的长石含量较多, 平均含量为36.94%; 石英含量次之, 平均含量为28.36%, 岩屑含量相对较少, 平均含量为7.7%。 岩屑类型以变质岩岩屑为主 (占比为5.02%), 其次为火成岩岩屑(占比为1.92%) 和沉积岩岩屑(占比为0.76%)。 变质岩岩屑类型有千枚岩岩屑、 石英岩岩屑、 板岩岩屑、 变质砂岩岩屑和片岩岩屑等; 火成岩岩屑大部分为酸性喷发岩岩屑; 沉积岩岩屑以白云岩岩屑为主,少量粉砂岩岩屑、 泥岩岩屑和灰岩岩屑。 长63储层填隙物种类多样, 主要包括黏土类、 碳酸盐类和硅质,平均含量为15.39%。 其中, 黏土类矿物以高岭石为主, 占4.4%, 绿泥石、 水云母次之, 分别占2.75%、2.54%, 网状黏土最少, 占0.14%; 碳酸盐类胶结物主要以铁方解石为主, 占3.18%, 其次为铁白云石、方解石, 分别占1.09%、 0.28%; 硅质胶结物少见,占填隙物总量的0.86% (图3)。

图3 盐池地区长63储层填隙物含量柱状图Fig.3 Column diagram of interstision content of Chang 63reservoir in Yanchi area

3 储层孔隙特征

3.1 孔隙类型及大小

通过观察岩心、 铸体薄片和扫描电镜等资料分析, 研究区长63储层孔隙类型有溶蚀孔、 残余粒间孔、 晶间孔和微裂缝多种类型。 其中, 溶蚀孔、 残余粒间孔为最主要的储集空间, 溶蚀孔以长石溶孔为主, 平均含量为1.2%, 其次为岩屑溶孔, 平均含量为0.13%, 还有少量的粒间溶孔和杂基溶孔, 平均含量分别只有0.07%和0.02%; 残余粒间孔平均含量为0.76%。 晶间孔和微裂缝含量较低, 平均含量分别为0.11%和0.1% (图4)。 研究区长63储层的粒间孔为机械压实和多种胶结作用之后剩余的原生粒间孔, 星散状分布, 可见早期薄膜状绿泥石胶结的残余粒间孔; 溶蚀孔是长石等易溶物质发生不同程度的溶蚀作用形成的孔隙, 长石溶孔含量较多, 主要沿节理发育微小溶孔或溶缝, 还有些碎屑主体甚至整体被溶蚀形成粒内溶孔或大的铸模孔; 成岩作用晚期晶间孔被自生伊利石、 自生绿泥石、 自生高岭石等黏土矿物充填, 研究区以自生高岭石的晶间孔最为常见; 微裂缝少量发育, 形状较细, 改善了研究区孔喉之间的连通性(图5)。

图4 盐池地区长63储层孔隙类型柱状图Fig.4 Pore types of Chang 63reservoir in Yanchi area

a-溶蚀孔及粒间溶孔, 盐67 井, 2 366.51 m; b-长石碎屑颗粒发生溶蚀产生溶蚀孔, 盐36 井, 2 489.76 m; c-高岭石的晶间孔及溶孔, 盐87 井, 2 461.02 m; d-部分碎屑溶蚀产生溶孔及溶缝, 盐96 井, 2 588.36 m; e-粒间伊利石、 高岭石等黏土矿物及晶间孔隙, 盐69 井, 2 349.8 m; f-粒间、 粒表高岭石、 绿泥石等黏土矿物及残余粒间孔隙、 长石颗粒溶缝, 盐75 井, 2 388.89 m

研究区长63储层平均面孔率为2.38%, 孔隙半径分布相对集中, 主要分布在100 ～200 μm 范围内, 孔隙分级均以小孔隙为主。

3.2 吼道特征

根据毛管压力恒压法实验结果表明, 研究区长63储层排驱压力较小, 为0.957 ～6.953 MPa, 平均2.209 MPa; 中值压力较低, 为4.043 ～37.867 MPa,平 均 11.769 MPa; 中 值 半 径 较 小, 为 0.019 ～0.182 μm, 平均0.089 μm, 说明孔喉半径小, 为细孔喉; 最大进汞饱和度为58.13% ～89.23%, 平均73.673%, 说明储层储集能力相对强; 退汞效率较低,为21.809% ～37.93%, 平均29.241%; 分选系数为1.165～3.46, 平均1.938, 说明孔喉分选差, 分布不均匀。

毛管压力曲线反映了研究区喉道半径分布较为分散, 在0. 1 ～1. 2 μm 范围内均有分布, 喉道分级均以细喉道为主, 孔隙结构均以小孔细喉型为主(表1)。

表1 盐池地区长63储层微观孔喉结构特征参数统计表Table 1 Statistical table of microscopic pore-throat structure characteristic parameters of Chang 63reservoir in Yanchi area

3.3 孔隙结构类型

据储层孔隙结构分类评价标准[12-14], 结合毛管压力测试曲线及微观孔喉结构特征参数, 研究区长63储层孔隙结构可划分为4 种类型。 Ⅰ类孔隙结构, 压汞曲线具有两段式或非典型的三段式结构, 孔喉半径大, 发育大孔, 分选较好, 渗透能力较强; Ⅱ类孔隙结构, 压汞曲线为典型的三段式结构, 相比Ⅰ类孔隙结构明显较短, 发育中孔、 大孔, 分选中等—差, 孔隙结构连通性相对较差; Ⅲ类孔隙结构, 压汞曲线具有三段式结构, 孔喉半径较小, 发育小孔和微孔, 分选较差; Ⅳ类孔隙结构, 压汞曲线无平台结构, 孔喉连通性差, 微孔发育, 物性较差(图6)。

a-Ⅰ类孔隙结构; b-Ⅱ类孔隙结构; c-Ⅲ类孔隙结构; d-Ⅳ类孔隙结构

其中, Ⅱ类孔隙结构类型是研究区最为常见的类型, 占比分别为56.52%, Ⅲ类次之、 占比26.09%。 Ⅱ类孔隙结构孔喉半径主要分布在0.07 ～0.3 μm 范围内; Ⅲ类孔喉半径主要分布在0.04 ～0.2 μm 范围内。

4 储层物性特征

4.1 孔隙度和渗透率特征

通过对研究区长63储层砂岩样品物性进行数据分析, 长63储层物性较差, 其孔隙度为3.28% ～14.27%, 平均值为9.36%, 孔隙度大于6%的样品占92.8%, 属于特低孔储层; 渗透率为0.01×10-3μm2～1.55×10-3μm2, 平均值为0.24×10-3μm2, 渗透率大于0.1×10-3μm2的样品占73.42%, 属于超低渗储层(图7)。 根据碎屑岩储层物性划分标准[15-17], 长63储层物性整体表现为特低孔隙度、 超低渗透率的特征。

图7 盐池地区长63储层孔隙度、 渗透率分布直方图Fig.7 Histogram of porosity and permeability distribution of Chang 63reservoir in Yanchi area

4.2 孔隙度和渗透率关系

进一步分析储层物性, 由盐池地区长63储层孔渗交汇图可以看出(图8), 长63储层孔隙度和渗透率之间呈指数关系, 相关系数为0.597 6, 孔隙度主要集中分布在6.00%～12.00%之间, 渗透率主要集中分布在0.1×10-3μm2～0.5×10-3μm2之间, 非均质性较强。 随着孔隙度值的增加, 渗透率值也随之增大, 反映出研究区长63储层孔隙较小, 吼道较细。 部分出现的异常高值可能是微裂缝和微孔隙发育产生的结果。

图8 盐池地区长63储层孔隙度与渗透率关系图Fig.8 Relationship between porosity and permeability of Chang 63reservoir in Yanchi area

5 储层分类与评价

5.1 储层评价标准

在前人的研究基础上[18-20], 结合钻试测录等资料, 将研究区长63岩石学特征、 孔隙类型、 孔隙结构特征、 物性特征作为评价参数, 根据储层综合评价标准, 将盐池地区长63致密砂岩储层进行划分为3 类,即Ⅰ、 Ⅱ类储层为优质储层, Ⅲ类为一般储层(表2)。

表2 盐池地区长63储层综合评价分类表Table 2 Comprehensive evaluation classification table of Chang 63reservoir in Yanchi area

5.2 储层综合评价

盐池地区长63储层整体物性较差, Ⅰ类储层分布面积最小, Ⅲ类储层分布面积最大。 Ⅰ类储层储量在评价参数中处于优势区间, 试油可获得高的工业油流; Ⅱ类储层试油产量在5 t ～10 t 之间, 多数井试排出现油水同出现象; Ⅲ类储层评价参数处于产能相对低值区, 试油产量低, 通常小于5 t。

研究区长63砂体呈北西—南东方向展布, 砂体宽2.0～4.5 km2, 砂体油层叠合度高, 纵向隔夹层多,储层物性先好后差, 致使Ⅰ类储层和Ⅱ类储层发育面积减小。

6 结论

(1) 盐池地区长63储层以三角洲平原亚相沉积为主, 分流河道砂体为主要储集体。 岩石类型主要为长石砂岩, 其次为岩屑长石砂岩。 其中, 长石平均含量为36.94%, 石英平均含量为28.36%, 岩屑平均含量为7.7%; 储层填隙物主要成分为黏土类、 碳酸盐类, 以铁方解石和高岭石为主; 胶结类型主要为孔隙型; 分选性较差, 磨圆以次棱状为主。

(2) 盐池地区长63储层孔隙类型包括溶蚀孔、 残余粒间孔、 晶间孔和微裂缝, 以长石溶孔和残余粒间孔为主要储集空间, 晶间孔和微裂缝少见。 孔隙均以小孔隙、 喉道均以细喉道、 组合均以小孔细喉型为主。

(3) 盐池地区长63储层整体表现为特低孔、 超低渗储层。 其孔隙度范围3.28%～14.27%, 平均值9.36%; 渗透率范围0.01×10-3μm2～1.55×10-3μm2,平均值0.24×10-3μm2。

(4) 盐池地区长63储层按照评价标准划分3 大类, Ⅰ类、 Ⅱ类储层试油效果好, 综合评价为优质储层; Ⅲ类储层试油效果差, 为一般储层, 是研究区长63储层主要储层类型, 其发育面积较大, 非均质性较强。