鄂尔多斯盆地环县西部地区延10储层特征及影响因素分析

田 伟,魏钦廉,陈 曦,尚晓海,车雨恒

(1．西安石油大学地球科学与工程学院,陕西西安 710065;2．陕西省油气成藏地质学重点实验室,陕西西安 710065;3．延长油田股份有限公司定边采油厂,陕西榆林 718699;4. 中国石油长庆油田分公司第十二采油厂,甘肃庆阳745400)

目标区域储层特征分析可以为有利储层预测和有利勘探区优选工作提供科学依据。近年来随着油气勘探工作的深入,环县地区三叠系延长组油气勘探与评价不断取得新进展[1-4],但浅层延安组油气藏研究程度相对较低。高畅等通过岩心观察与描述、薄片鉴定以及孔渗测试等分析对环县地区侏罗系延安组延9油层组的沉积相及储层特征进行了研究[5];刘玄春等通过对延10油层组古地貌恢复、地层划分、沉积相及砂体展布特征的系统研究,建立了研究区沉积模式,并在此基础上讨论了古地貌对沉积相的控制作用[6];杨若愚等通过对研究区岩心结构及沉积构造特征的综合分析,结合测井曲线特征,对研究区延10油层组进行了沉积环境分析[7]。前人的研究多集中在古地貌恢复、地层划分与对比、沉积相特征等方面,对于区内延10油层组储层特征研究相对薄弱,在一定程度上制约了油气的进一步勘探开发。

因此,在前人研究基础上进一步深化,通过铸体薄片、扫描电镜以及压汞分析等实验分析方法,对环县西部地区侏罗系延10油层组储层特征进行系统研究,并对储层发育影响因素进行探讨,其研究成果对于该地区深化油气勘探开发工作具有一定的指导意义。

1 地质概况

鄂尔多斯盆地是典型的多旋回性叠合形成的克拉通盆地,内部构造特征相对简单,地层较平缓。晚三叠世末期,受印支运动影响盆地抬升,三叠系沉积遭受风化剥蚀、河流侵蚀等作用,形成沟壑纵横的古地貌特征;早侏罗世富县期,盆地小幅抬升,致使富县组与延安组之间呈沉积间断,局部地层缺失严重[8]。

环县地区位于鄂尔多斯盆地西部,在构造上横跨天环坳陷和陕北斜坡这两大次级构造单元[9](图1a)。区内发育典型的辫状河沉积体系,包含河道和堤泛两种沉积亚相,心滩沉积微相较为发育(图1b)。研究区延10储层内部油藏主要来源于延长组长7烃源岩[10],储层顶部有着稳定分布的煤层、泥岩,使得油气难以继续向上运移、逸散,由此可见研究区延10储层开发潜力巨大。

图1 环县西部地区构造位置(a)及延10辫状河剖面结构(b)(据文献[7]改)

2 储层特征

2.1 岩石学特征

环县西部地区延10储层主要岩石类型为长石岩屑砂岩及岩屑砂岩(图2)。碎屑组分中石英含量最高(59.8%)、长石的含量次之(10.3%)(表1)。储集岩中岩屑含量以石英岩等变质岩岩屑为主,占岩屑总量的77.5%,沉积岩岩屑、岩浆岩岩屑次之,分别占岩屑总量的10.4%、12.1%。区内延10储层填隙物具有种类多、含量差别较大的特点,主要由黏土矿物胶结物和硅质胶结物组成。其中,黏土矿物以伊利石(4.52%)为主(图3a),含少量的高岭石(1.74%)(图3b)和极少量的绿泥石(0.04%);硅质胶结物占3.13%,碳酸盐胶结物含量较少(图3c)。

表1 环县西部地区延10砂岩碎屑颗粒组分含量统计 %

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

a.片丝状、毛发状伊利石集合体附着于碎屑颗粒表面、充填于粒间孔隙中,M29井,2 329.8 m;b.高岭石集合体及沥青质充填于粒间孔隙中,片丝状伊利石附着于粒表,M62井,1 822.8 m;c.方解石晶体充填于碎屑颗粒之间,H61井,1 989.2 m;d.原生粒间孔,H65井,1 695.0 m;e.长石溶孔,M33井,2 136.4 m;f.高岭石晶间孔,M33井,2 136.5 m;g.碎屑颗粒间多表现为线接触,M62井,1 833.4 m;h.石英次生加大,M34井,1 863.3 m;i.具有发育的粒间孔、粒间溶孔及少量岩屑溶孔,L248井,1 880.2 m

碎屑颗粒分选性较好,磨圆度以次棱角状为主,结构成熟度中等。

2.2 储层物性特征

对环县西部地区延10储层砂岩样品进行物性测试,结果表明:区内储层孔隙度为5.02%～19.07%,平均为14.13%;渗透率为0.15×10-3～1 176.80×10-3μm2,平均为128.85×10-3μm2。较大的孔隙度、渗透率变化范围反映了延10储层的非均质性较强。根据以往储层物性分类评价标准,研究区属于典型的中-低孔隙度、中-低渗透率的常规碎屑岩储层[11]。延10储层的渗透率与孔隙度呈现出较为明显的正相关性,也反映出延10储层的储集能力主要受砂岩孔隙与喉道的影响(图4)。

图4 环县西部地区延10砂岩孔渗关系

2.3 储层孔隙类型及结构特征

2.3.1 孔隙类型

根据研究区延10储层岩石薄片、铸体薄片和扫描电镜等分析资料,将区域内部砂岩储集空间分为粒间孔、粒间溶孔、长石溶孔、岩屑溶孔、晶间孔和微裂隙等六种类型。其中粒间孔(图3d)、长石溶孔(图3e)及晶间孔(图3f)是区内最主要的孔隙类型,岩屑溶孔、粒间溶孔以及微裂隙含量较少。区内储层面孔率为8.5%,粒间孔含量最高,约占总面孔率的70.59%;微裂隙含量最低,约占总面孔率的0.59%。较为发育的溶孔使得区内储层物性条件得以改善,在一定程度上提高了区域内部砂体孔隙间的连通性,为油气储集提供了有利空间[12]。

2.3.2 孔隙结构特征

为了研究储层孔隙结构分布情况,共选取了区内12个代表性样品进行压汞实验。通过实验数据分析得出:延10储层排驱压力为0.01～0.24 MPa,平均为0.06 MPa,反映岩石内部连通性较好;中值压力为0.10～2.16 MPa,平均为0.61 MPa,反映孔喉连通性与渗流性较好;孔喉中值半径为0.12～7.03 μm,平均为2.82 μm,反映孔隙结构较好;孔喉分选系数为0.47～3.48,平均为2.78,反映孔喉分布不均匀;孔喉最大进汞饱和度较高,为90.2%。综合压汞参数及孔隙发育特征,区内延10储层孔喉连通性较好,具备较好的储集能力与渗流能力[13]。

根据研究区延10砂岩压汞实验参数,参考前人储层孔隙结构分类评价标准[14-16],将区内延10储层孔隙结构由好到差分为Ⅰ类、Ⅱ类、Ⅲ类三种类型:

1)Ⅰ类(低排驱压力-粗喉型孔隙结构):毛管压力曲线表现为向左下凹的陡坡状,该类砂岩储层排驱压力多小于0.10 MPa,中值压力多小于1.00 MPa,二者数值均较低;孔喉中值半径多大于0.80 μm,分选一般,粗歪度;最大进汞饱和度多大于90.0%,退汞效率多在15.0%以上;孔隙度多大于13%,渗透率变化大,多大于19×10-3μm2,拥有较好的物性条件。Ⅰ类孔隙结构在区内河道砂体中出现较多,物性较好且较为发育(图5a)。

图5 环县西部地区延10储层不同孔隙类型结构压汞曲线

2)Ⅱ类(中低排驱压力-中喉型孔隙结构):毛管压力曲线多具有较为平缓的台阶,该类砂岩储层排驱压力中等,一般为0.10～0.20 MPa,中值压力一般为1.00～2.00 MPa;孔喉中值半径为0.20～0.80 μm,分选中等,略粗歪度;最大进汞饱和度多为80.0%～90.0%,退汞效率较高;物性变化相对较大,孔隙度多为12%～13%,渗透率多为7×10-3～19×10-3μm2(图5b)。

3)Ⅲ类(中高排驱压力-细喉型孔隙结构):该类砂岩储层排驱压力多为0.20 MPa以上,中值压力多为2.00 MPa以上,二者数值均较高;孔喉中值半径多小于0.20 μm,分选较好,细歪度;最大进汞饱和度多小于80.0%,退汞效率最高;孔隙度多小于12%,渗透率多小于7×10-3μm2。该类砂岩中压实、胶结作用较为强烈,而溶解作用相对较为微弱,从而使得原始孔隙很少能保存下来,孔隙发育较差(图5c)。

孔隙结构参数分析结果表明,研究区延10储层以Ⅰ类和Ⅱ类孔隙结构为主,微观孔隙结构较好,延10储层属于中等-优质储层。

3 储层影响因素

3.1 沉积作用

心滩沉积微相为区内砂岩发育奠定了基础,决定着颗粒的大小以及分选程度,也直接影响着储层物性的好坏。不同水动力及沉积方式在很大程度上控制着区内沉积微相的发育,是决定储层储集性能的关键因素。根据岩心观察并结合前人的研究结论,认为区内主要发育辫状河沉积体系,储集砂体主要分布于河道沉积亚相。从薄片观察及物性统计中可以看出,砂体发育的区域孔隙度、渗透率也相对较高,如区内延10砂岩储层发育的心滩区域,砂岩粒度较大、泥质含量较低、孔隙度和渗透率均较高;同时河道砂体的展布(图6a)与孔渗高值区域的分布(图6b-c)也相一致。区内中部主河道及主河道交汇处储层物性最好,而河漫滩沉积亚相储层物性相对较差,有利储层主要分布于河道沉积亚相和心滩沉积微相区域。

图6 环县西部地区延101沉积相平面展布(a)、孔隙度平面图(b)以及渗透率平面图(c)

3.2 成岩作用

3.2.1 压实作用

压实作用发生在沉积之后,是碎屑颗粒由于水体静压力作用,发生挤压变形从而使储层变致密的一种成岩作用[17]。粒间孔是区内延10砂岩储层最主要的孔隙类型,粒间孔的保存程度受压实作用的强弱影响。延101亚油层组相较于下部延102和延103亚油层组孔隙度值较大,表明埋深越大压实作用越强烈,对区域内部孔隙的破坏作用也越强。压实作用在区内主要表现为:①碎屑颗粒发生压实定向;②云母、泥岩岩屑等塑性组分由于挤压原因发生弯曲变形;③随着埋深增加,碎屑颗粒间多表现为点-线接触(图3g),部分情况下也表现为点接触和凹凸状接触;④由于应力作用,石英、长石颗粒发生脆性破裂。综上所述,区内延10储层砂岩多为颗粒支撑,颗粒间以线接触为主,部分颗粒接触方式也表现为点-线接触和凹凸状接触,表明延10储层压实作用较为强烈,故区内较强的压实作用是使颗粒致密、原生孔隙度降低的重要原因之一。

3.2.2 胶结作用

胶结作用是指孔隙流体中某种物质达到过饱和状态后从而发生沉淀,致使疏松的沉积物固结在一起,使得储层物性变差的一种成岩作用[18]。黏土矿物胶结物是区内延10砂岩中的主要胶结物类型,包括高岭石、伊利石及绿泥石等。高岭石在铸体薄片中多呈现为假六边形晶片,集合体呈书页状或蠕虫状,以孔隙充填、交代其他矿物或以其他自生矿物的包体形式产出,在长石石英砂岩、长石砂岩中出现较多;伊利石多表现为不规则的细小晶片,以颗粒包膜的形式产出,埋深越大结晶程度越好,并最终转化成绢云母;绿泥石也多以颗粒包膜的形式产出,绿泥石膜对石英次生加大具有一定的限制作用,故对储层孔隙具有一定的建设作用。区内硅质普遍较发育,但其含量不高,延10储层硅质平均含量为3.13%,硅质胶结物多以石英次生加大边的形式产出,多表现为环边状包裹或半包裹碎屑石英颗粒(图3h)。区内方解石、铁方解石、铁白云石以及菱铁矿等碳酸盐胶结物会堵塞砂岩孔隙,使得储层物性变差。综上所述,区内延10储层的胶结作用都表现为孔隙间物质的填充,对储层的储集性能影响较大。

3.2.3 溶解作用

溶解作用是使储集砂岩次生孔隙形成的主要原因,对于改善储层物性具有一定的建设作用[18]。环县西部地区延10储层下部为延长组有机页岩,其内部有机质容易发生化学反应产生大量有机酸,可通过孔隙通道以及不整合面运移到上部,使得延10储层处于酸性环境中,不稳定颗粒在该环境下易发生溶解,从而促使溶孔形成。区内砂岩储层被溶解的物质主要为长石和岩屑,长石溶解较为发育;此外泥岩岩屑、石英质岩屑等也发生部分溶解,形成粒间溶孔,为储层提供了一定的储集空间(图3i)。因此,溶解作用对区内砂岩孔隙具有一定的改善作用。

3.2.4 成岩阶段划分

依据成岩阶段划分标准(SY/T 5477-2003)对环县西部地区延10储层进行成岩阶段划分。区内延10储层碎屑颗粒间接触关系多表现为点-线接触,部分情况下也表现为点接触和凹凸状接触。碳酸盐矿物中包括在成岩阶段早期形成的亮晶方解石以及在成岩阶段晚期形成的晶形较好的铁方解石、菱铁矿等矿物,这两种矿物均呈分散状分布。黏土矿物中包括在成岩阶段早期形成的包膜状绿泥石,以及在成岩阶段晚期形成的呈纤维状和叶片状分布的绿泥石;伊利石多呈丝发状分布,内部可见少量伊/蒙混层出现。区内硅质胶结物含量相对较低,包括早期形成的石英次生加大以及晚期形成的自生石英充填孔隙。区内孔隙类型主要为粒间孔、长石溶孔及晶间孔。综上所述,区内延10储层已达中成岩阶段A期(图7)。

4 结论

1)环县西部地区延10储层主要岩石类型为长石岩屑砂岩以及岩屑砂岩,碎屑组分中石英含量最高。储集岩中岩屑含量以石英岩等变质岩岩屑为主,填隙物以黏土矿物胶结物、硅质胶结物为主。碎屑颗粒分选性较好,磨圆度以次棱角状为主,结构成熟度中等。

2)环县西部地区延10储层孔隙度为5.02%～19.07%,平均为14.13%;渗透率为0.15×10-3～1 176.80×10-3μm2,平均为128.85×10-3μm2,孔隙度、渗透率都处于中低水平,属于典型的常规碎屑岩储层。区内延10储层孔隙类型以粒间孔、长石溶孔及晶间孔为主,主要发育Ⅰ类和II类孔隙结构,储层微观结构较好,属于中等-优质储层。

3)环县西部地区储层物性受沉积作用和成岩作用等因素影响。区内主要发育辫状河沉积体系,中部主河道及主河道交汇处储层物性最好,有利储层主要分布于心滩沉积微相区域;强烈的压实作用以及黏土矿物胶结物、硅质胶结物、碳酸盐胶结物的形成是使储层孔隙度降低的主要原因,而绿泥石膜的形成以及长石和岩屑的溶解则在一定程度上可改善储层物性;延10储层已达中成岩阶段A期。