府谷-保德地区山西组储层特征及物性主控因素

高 泉,王冠民,陈纯芳,石晓明,余志强

(1.中国石油大学(华东)地球科学与技术学院,山东 青岛 266555;2.中国石化石油勘探开发研究院,北京 100083)

鄂尔多斯盆地作为我国的重要含油气盆地,具有丰富的致密气资源,已发现了苏里格、大牛地、乌审旗、神木等探明储量超过千亿立方的致密气田,其中上古生界山西组作为重要的产气层位,具有很大的勘探潜力[1-6]。目前对储层物性影响因素的研究主要处于定性或半定量的阶段,王毅等[7]综合岩心观察、薄片鉴定、测井和录井资料分析、扫描电镜分析等手段分析了准噶尔盆地白垩系清一段储层物性主控因素,结果表明储层主要受沉积作用控制,成岩作用影响较小,优质储层主要分布于水下分流河道微相;崔明明等[8]利用岩心分析、测井资料和薄片鉴定等技术分析储层性能的影响因素,表明沉积作用主要控制砂体的形态和规模,成岩作用控制微观孔隙的发育特征;林煜等[9]通过岩心观察描述、测井交会分析、地震属性切片等手段,分析了尼日尔三角洲盆地海底扇储层质量,结果表明顺物源方向由水道到朵叶渗透率逐渐变差;王家豪等[10]通过成岩作用拉平的方法,开展沉积作用对储层物性的控制分析研究,结果表明水下分流河道和重力流河道为优质储层。尽管这些研究能够定性的认识到储层物性的影响因素,但每种因素对储层物性的贡献、多种因素共同对储层物性的影响仍不明确。以鄂尔多斯盆地东部山西组储层为研究对象,在储层基本特征分析的基础上,运用多元线性回归的方法对储层物性的影响因素进行定量表征,建立储层物性的回归模型,以期为山西组油气勘探提供科学依据。

1 研究区概况

鄂尔多斯盆地是多旋回的叠合含油气盆地,按现今构造形态,可划分为伊盟隆起、渭北隆起、晋西挠褶带、陕北斜坡、天环向斜及西缘逆冲断裂构造6个一级构造单元,研究区位于晋西挠褶带北部[11](见图1(a)),二叠系自下而上发育太原组、山西组和下石盒子组。

研究对象为鄂尔多斯盆地东部府谷-保德地区山西组储层。山西组储层为河流-三角洲沉积[12-15],主要发育分流河道、边滩及心滩3类沉积微相,心滩进一步可划分斜向砂坝和纵向砂坝,其中分流河道和纵向砂坝最为发育,其分布频率为75%。分流河道发育规模差异大,其沉积厚度介于0.6～10 m,以中细砂岩为主,分选好-分选中等;纵向砂坝规模大,延伸远,底部可见砾石沉积,分选好-分选中等。山西组岩性以灰白色、灰绿色的含砾粗砂岩-细砂岩为主,内部发育多套暗色泥岩及煤层,整体呈现出砂泥互层的现象(见图1(b))。

图1 研究区位置及地层发育特征Fig.1 Location and stratigraphic development characteristics of the study area

2 储层基本特征

2.1 碎屑组分特征

鄂尔多斯盆地东部府谷-保德地区的山西组致密砂岩碎屑颗粒成分主要包括石英、长石和岩屑。长石以钾长石为主;岩屑类型多样,以板岩、千枚岩、石英岩等变质岩屑为主,也可见喷出岩岩屑和泥砾;发育少量的云母,多以黑云母为主。石英颗粒相对体积分数为33%～83%,平均为61.74%;燧石颗粒相对体积分数为0～20%,平均为3.99%;长石颗粒相对体积分数为0～20%,平均为3.68%,岩屑颗粒相对体积分数为3%～57%,平均为19.29%。山西组岩性三角图如图2所示,岩石类型以岩屑石英砂岩和岩屑砂岩为主,可见少量的石英砂岩。

图2 府谷-保德地区山西组储层砂岩岩性三角图Fig.2 Sandstone lithologic triangle of Shanxi Formation in Fugu-Baode area

2.2 碎屑结构特征

(1) 岩石粒度特征 粒度是颗粒主要的结构特征,能够反应沉积物的搬运介质及搬运方式。研究区山西组致密砂岩粒度以中、细砂岩为主,其中细砂岩约43.93%,中砂岩约52.75%,粗砂岩约3.30%,平均粒径为0.28 mm(见图3(a))。

图3 山西组砂岩平均粒径和标准偏差柱状分布Fig.3 Distribution column of average particle size and standard deviation of sandstone in Shanxi Formation

(2) 分选特征 砂岩的分选能够反应颗粒大小的均匀程度,标准偏差能有效反应沉积物的分选性,标准偏差越小,分选性越好。山西组砂岩标准偏差介于0.35～0.85,主要集中于0.35～0.71之间,其砂岩分选好-分选较好(见图3(b))。

(3) 轻矿指数 轻矿指数=(石英+燧石)体积分数/(长石+岩屑)体积分数,用来反应沉积物的成分成熟度。研究区山西组沉积物的轻矿指数介于0.3～16.6,平均值4.7,可见山西组砂岩具有较高成分成熟度。

(4) 杂基相对体积分数 杂基相对体积分数能够有效反映水动力强弱和沉积速率。山西组砂岩的杂基相对体积分数介于1%～20%之间,平均为6.8%。

3 储层物性特征及成岩作用

3.1 储层物性特征

研究区储层的孔隙类型以原生粒间孔为主(约占总孔隙的73.21%),还发育少量的粒间溶孔、粒内溶孔等,平均孔喉半径介于0.015～4.512 μm,喉道类型以微-细喉道为主。研究区山西组孔隙度介于3.22%～16.35%,平均孔隙度为10.12%,渗透率介于0.006～82.354 mD,平均渗透率为4.43 mD(见图4(a)、图4(b)),山西组储层孔隙度和渗透率分布较为集中,整体属于特低孔-低孔、特低渗-低渗储层。研究区山西组致密砂岩储层孔隙度与渗透率呈现出正相关性关系(见图4(c)),可见孔隙的发育程度是渗透率变化的关键性因素[19]。

图4 山西组储层物性特征Fig.4 Reservoir physical properties of Shanxi Formation

3.2 压实作用

研究区山西组致密砂岩储层经历的强烈的压实作用主要表现为:颗粒之间以线接触为主,可见少量的点接触和凹凸接触(见图5(a))、长石等颗粒压实破裂(见图5(b))以及云母等塑性颗粒压实变形(见图5(c))。

图5 致密砂岩储层压实作用特征Fig.5 Compaction characteristics of tight sandstone reservoir

压实作用是影响储层质量的主要原因之一。研究中通过压实减孔率对储层压实作用进行表征。依据Brard公式对原始孔隙度进行计算[20],其中分选系数由Trask分选系数法求取:

Φ原=20.91+(22.9/So),

So=P25/P75,

Φ1=Φ-(100-Φ原)×Φ2/(100-Φ原),

其中:Φ原为原生孔隙度;So为分选系数;Φ1为压实减孔;Φ2为粒间孔隙体积;P25为粒度累计曲线25%所对应的颗粒直径;P75为粒度累计曲线75%所对应的颗粒直径。

计算结果表明,研究区山西组原始孔隙度介于35.12%～42.11%,平均原始孔隙为40.43%,压实减孔介于22.26%～39.29%,平均压实为32.65%。研究区山西组致密砂岩储层压实减孔率介于70.86%～95.25%,平均压实减孔率为82.53%,可见研究区经历了强-极强的压实作用,对储层物性影响较大。

3.3 胶结作用

根据薄片观察、阴极发光分析及扫描电镜分析可知,研究区胶结作用类型多样,主要包括碳酸盐胶结物及硅质胶结物等。

研究区致密砂岩储层硅质胶结作用普遍,但含量较低,主要为自生石英胶结,并发育2种典型的产状类型:一种是胶结物围绕着碎屑石英颗粒以同轴次生加大边形式存在(见图6(a)、图6(b));另一种是局部可见自形棱柱状的石英晶体充填粒间孔(见图6(c))。硅质胶结物相对体积分数为0.01%～0.78%,平均为0.15%。石英加大边向原生粒间孔生长,自形的石英晶体生长在原生的粒间孔中,充填孔隙,堵塞喉道,破坏储层物性,但由于其含量较低,对致密砂岩储层物性的影响十分有限。

图6 致密砂岩储层胶结作用特征Fig.6 Cementation characteristics of tight sandstone reservoir

碳酸盐胶结物是在研究区普遍存在且含量最多的胶结物类型。碳酸盐胶结物类型多样,主要为方解石,约占碳酸盐胶结物的80.62%。局部发育少量的白云石、铁白云石、铁方解石及菱铁矿。可见碳酸盐胶结物以基底式胶结(见图6(d))、孔隙式胶结(见图6(e))、充填长石及岩屑的溶蚀孔(见图6(f))形式出现。碳酸盐胶结物相对体积分数为0.01%～32.62%,平均为6.35%;碳酸盐胶结物相对体积分数整体较低,集中于0～5%,只有个别样品碳酸盐胶结物相对体积分数高于20%。

统计表明,研究区总胶结物的相对体积分数为0.01%～32.62%,平均为3.32%,除少数碳酸盐基底式胶结的样品外,整体而言,胶结作用对储层物性影响较小。

3.4 溶解作用

溶解作用是储层形成与发育过程中,对储层物性起建设性作用的主要成岩作用类型。铸体薄片分析表明,研究区致密砂岩储层溶解作用的对象主要为长石。长石颗粒是研究区主要的溶解矿物,可见长石沿着解理缝溶蚀(见图7(a)、图7(b)),形成粒间溶孔和粒内溶孔,偶见石英的溶蚀现象,石英加大边因溶蚀而呈现出参齐不齐的形态(见图7(c))。

图7 致密砂岩储层矿物溶解微观特征Fig.7 Microscopic characteristics of mineral dissolution of tight sandstone reservoir

统计发现,研究区山西组致密砂岩储层以原生粒间孔隙为主,平均原生粒间孔隙占面孔率的73.21%,溶蚀作用对储层物性起建设性作用。

4 储层质量差异及控制因素

沉积和成岩作用是碎屑岩储层物性的2个控制因素,由于沉积之后长期成岩作用的影响,难以准确定量表征沉积作用和成岩作用对储层物性的影响。为了表征沉积、成岩作用对储层物性的影响,需要剔除个别偏离群体的碳酸盐致密胶结样品。

4.1 储层物性

沉积作用对储层物性的影响集中体现在平均粒径、标准偏差、轻矿指数及杂基相对体积分数4个方面。成岩作用中的压实作用、胶结作用及溶蚀作用是影响物性的主要因素,目前多数研究用沉积组构单独分析某个因素对储层物性的影响[21-24],不能定量表征沉积组构对储层物性的控制作用。

鄂尔多斯盆地东部山西组致密砂岩储层的平均粒径、标准偏差、轻矿指数、杂基相对体积分数、溶蚀孔隙及胶结物含量与储层孔隙度的交会图如图8所示。由图8发现每个因素都与储层孔隙度有一定的相关性。由于研究区整体经历了强的压实作用,使得压实作用的差异不明显,因此研究中以致密砂岩储层的平均粒径、标准偏差、轻矿指数和杂基相对体积分数为自变量,储层的孔隙度作为因变量,利用SPSS进行多元线性回归分析,探讨沉积成岩对储层物性的控制。

图8 单因素与储层孔隙度交会图Fig.8 Cross plot of single factor and reservoir porosity

4.2 SPSS多元线性回归数据处理结果解释

从分析的结果来看,回归方程拟合度为0.81(见表1),表明储层物性平均粒径、标准偏差、轻矿指数及杂基相对体积分数等因素的相关性显著,函数关系明显。方差分析中代表关系显著性的F检验值为25.42,大于该条件下显著性水平α=0.10时的F分布临界值2.09,表明回归效果显著。

表1 沉积组构-储层物性多元线性回归模型摘要Table 1 Summary of multiple linear regression model of sedimentary fabric and reservoir physical properties

从回归显著性指标分析结果来看,研究区山西组致密砂岩储层物性受标准偏差、轻矿指数、杂基相对体积分数及溶蚀作用影响明显,受平均粒径、胶结作用影响较小(见表2)。其原因可能是山西组水动力变化较快,形成了相互切割、规模较小的砂体,这些砂体具有粒度粗、杂基相对体积分数高、物性差的特点,从而导致粒度对储层物性的影响不显著。胶结作用对储层物性影响较弱,其原因在于研究区胶结物不发育,主要集中于0～5%,对储层的物性影响较小。山西组储层物性回归方程为孔隙度=17.175-6.639×标准偏差+0.217×轻矿指数-68.7×杂基相对体积分数+109.858×溶蚀孔隙。

表2 沉积组构对储层物性影响多元线性回归显著性指标Table 2 Significance indexes of multiple linear regression for the influence of sedimentary fabric on reservoir physical properties

4.3 有效性检验

依据山西组物性回归方程预测储层孔隙度,结果表明,预测孔隙度与实测孔隙度之间具有较好的相关性,其相关系数达到0.79(见图9),说明模型回归效果较好,能够有效解释沉积成岩对储层物性的控制作用。

4.4 沉积微相对储层质量差异的控制

研究区致密砂岩储层主要发育分流河道、心滩、边滩3种沉积微相,其中心滩中主要包括纵向砂坝和斜向砂坝。不同的微相类型导致砂体的规模、岩石类型以及后期成岩改造不同,从而导致储层质量有所差异。研究拟通过对砂岩孔隙度以及影响储层物性的因素进行标准化处理,明确影响储层物性主要因素的权重。计算表明,标准偏差权重(O标准偏差)为17.5%,轻矿指数权重(O轻矿指数)为18.7%,杂基相对体积分数权重(O杂基相对体积分数)为44.6%,溶蚀作用的权重(O溶蚀作用)为19.2%,储层质量评价系数= 平均轻矿指数×O标准偏差-平均标准偏差×O标准偏差+平均溶蚀孔隙×O溶蚀作用-平均杂基相对体积分数×O杂基相对体积分数。

斜向砂坝构型单元孔隙度分布于13.04%～15.74%之间,平均孔隙度为14.62%,渗透率介于1.742～14.839 mD,平均渗透率为8.69 mD,储层质量评价系数为-0.64;边滩构型单元孔隙度分布于6.68%～13.78%之间,平均孔隙度为10.19%,渗透率介于0.176～14.421 mD,平均渗透率为4.15 mD,储层质量评价系数为-0.53;纵向砂坝构型单元孔隙度分布于8.71%～16.35%之间,平均孔隙度为12.21%,渗透率介于0.032～82.354 mD,平均渗透率8.35 mD,储层质量评价系数为-1.04;分流河道构型单元孔隙度分布于4.36%～10.16%之间,平均孔隙度7.61%,渗透率介于0.013～0.125 mD,平均渗透率为0.06 mD,储层质量评价系数为-3.28。对不同沉积微相储层质量的分析表明:储集性能由好变差,依次为边滩、斜向砂坝、纵向砂坝、分流河道砂体。其可能原因在于边滩砂体分选好,杂基相对体积分数低,发育少量溶蚀孔隙,胶结物不发育;纵向砂坝砂体厚度大,分选好-分选较好,发育少量溶蚀孔隙;分流河道物性最差,是因为山西组沉积时期水动力不稳定,河道不断迁移,形成了相互切割的小型河道,这些河道粒度粗,杂基含量高,分选差,从而导致河道充填物性最差。

5 结论

(1) 鄂尔多斯东部山西组致密砂岩储层岩石类型主要为岩屑砂岩和岩屑石英砂岩,主要发育边滩、分流河道及心滩3种沉积微相。砂岩粒度以中、细砂岩为主,分选好-分选较好,成分成熟度较高,孔隙类型以原生孔隙为主,属于为特低孔-低孔、特低渗-低渗储层。

(2) 研究区山西组致密砂岩储层物性受控于沉积作用和成岩作用。成岩过程中平均压实减孔率为82.52%,胶结物平均相对体积分数为3.32%,溶蚀孔隙占面孔率约26.79%,压实作用是使储层物性降低的主要成岩因素,胶结作用和压实作用对储层物性影响有限。

(3) 运用SPSS多元回归方法定量研究沉积作用对物性的影响,结果表明储层物性与平均粒径和轻矿指数呈正相关,与标准偏差和杂基相对体积分数呈负相关;物性回归方程为:孔隙度=17.175-6.639×标准偏差+0.217×轻矿指数-68.7×杂基相对体积分数+109.858×溶蚀孔隙。通过对储层质量系数分析,结果表明边滩物性最好,斜向砂坝和纵向沙坝次之,分流河道物性最差。