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姬塬地區(qū)長9油層組儲層成巖作用特征與孔隙演化定量評價

2016-06-25 07:10:30陳淑娜劉翰林田景春范立勇
石油地質(zhì)與工程 2016年1期
關(guān)鍵詞:儲層特征鄂爾多斯盆地

陳淑娜,劉翰林,田景春,范立勇

(1.成都理工大學(xué)沉積地質(zhì)研究院,四川成都 610059;2.西安石油大學(xué)地球科學(xué)與工程學(xué)院;3.中國石油長慶油田分公司勘探開發(fā)研究院)

姬塬地區(qū)長9油層組儲層成巖作用特征與孔隙演化定量評價

陳淑娜1,劉翰林2,田景春1,范立勇3

(1.成都理工大學(xué)沉積地質(zhì)研究院,四川成都 610059;2.西安石油大學(xué)地球科學(xué)與工程學(xué)院;3.中國石油長慶油田分公司勘探開發(fā)研究院)

摘要:運用鑄體薄片、掃描電鏡、壓汞分析等測試分析方法,對鄂爾多斯盆地姬塬地區(qū)三疊系延長組長9油層組儲層成巖作用及孔隙演化進行定量研究。研究表明:姬塬地區(qū)長9儲層主要以巖屑長石砂巖、長石巖屑砂巖和長石砂巖為主,殘余粒間孔發(fā)育;砂巖儲層經(jīng)歷了復(fù)雜的成巖作用,其中,壓實作用使孔隙度減小10.8% ~ 14%,平均降低13.1%;膠結(jié)作用和交代作用使孔隙度損失11.4% ~ 17.2%,平均損失為 12.8%;而溶蝕作用使孔隙度增加1.9% ~7.2%,平均增加 2.87%。現(xiàn)今儲層的孔隙度約為15%,具有良好的孔滲能力。

關(guān)鍵詞:鄂爾多斯盆地;姬塬地區(qū);儲層特征;孔隙演化;長9油層組

姬塬地區(qū)處于鄂爾多斯盆地西北部,區(qū)域上橫跨天環(huán)坳陷東部及陜北斜坡西緣兩個構(gòu)造單元。區(qū)內(nèi)延長組自下而上劃分出10個油層組,長9油層組處于延長組發(fā)育早期,經(jīng)歷了湖泊初始坳陷和穩(wěn)定沉降的演化過程[1-2]。該時期西北部鹽定三角洲與東北部的安邊三角洲在此交匯,研究區(qū)受古水流和物源的影響,砂體延伸方向總體沿北西和北東兩個方向展布[2-3],發(fā)育三角洲平原亞相沉積[4]。近年來,隨著勘探開發(fā)的突破,對于該地區(qū)的研究,前人的工作主要集中在物源、沉積環(huán)境和沉積相以及油氣成藏規(guī)律研究方面,對儲層成巖作用的的定量研究還沒有進行細致的分析。本文運用鑄體薄片、掃描電鏡和物性分析等方法,對姬源油田長9油層組儲層砂巖所經(jīng)歷的成巖作用及孔隙演化特征進行研究,以期為該地區(qū)油氣勘探提供有益的借鑒。

1儲層巖石學(xué)特征

依據(jù)35口鉆井200塊薄片組分統(tǒng)計,采用曾允孚(1986)砂巖分類方案,結(jié)果表明,姬塬地區(qū)長9儲層巖石類型主要屬于長石巖屑砂巖、巖屑長石砂巖和長石砂巖(圖1),且長石含量可達35%。

1.1碎屑組分特征

姬塬地區(qū)的西北區(qū)即靈武-鹽池地區(qū)的物源來自阿拉善古陸,東北區(qū)即安邊地區(qū)的物源來自陰山古陸[5]。受不同物源區(qū)的影響,兩地區(qū)的巖石類型及其組分表現(xiàn)出一定的差異,如表1所示。

圖1 姬塬地區(qū)長9儲層巖石類型三角端元投影圖

西北靈武-鹽池地區(qū)的儲集砂巖中石英平均含量約31.4%,巖屑平均含量為22.3%,含少量長石砂巖,巖屑以變質(zhì)巖屑和火成巖巖屑為主,沉積巖屑少見;而東北安邊地區(qū)砂巖中石英平均含量為25.5%,巖屑平均含量為27.2%,含少量巖屑砂巖,巖屑主要是變質(zhì)巖巖屑和云母碎屑。

1.2填隙物特征

研究區(qū)內(nèi)長9砂巖儲集層填隙物以硅質(zhì)、綠泥石、水云母、方解石和鐵方解石為主,濁沸石和長石質(zhì)次之,含少部分的高嶺石、網(wǎng)狀黏土和凝灰質(zhì)等。

填隙物各組分的含量在西北部和東北部的分布亦表現(xiàn)出一定的分區(qū)性,如表2所示。

表1 姬塬地區(qū)長9儲層碎屑組分含量統(tǒng)計              %

表2 姬塬地區(qū)長9儲層填隙物組分統(tǒng)計              %

1.3砂巖結(jié)構(gòu)特征

西北靈武-鹽池地區(qū)距物源區(qū)近,離阿拉善古陸100~120 km,東北安邊地區(qū)距物源區(qū)遠,離陰山古陸300~400 km,由于距古陸遠近的不同,西北區(qū)比東北區(qū)的砂巖結(jié)構(gòu)更粗,砂體更厚、更寬,透鏡狀儲集砂體更大,因此西北區(qū)比東北區(qū)的長9砂巖儲集層更發(fā)育。

通過長9儲層的粒度概率曲線圖(圖2)可以看出,研究區(qū)長9砂巖以中-粗粒、中粒砂巖為主,部分夾含礫粗砂巖。砂巖分選中等,多為棱角狀,以點-線及線狀接觸關(guān)系為主,以孔隙-薄膜膠結(jié)類型為主,還有少量的加大型和壓嵌型。砂巖的結(jié)構(gòu)成熟度中等。

圖2 定38井長9儲層粒度概率累積曲線

2儲層物性特征

2.1孔隙度和滲透率特征

研究區(qū)與延長組地層相關(guān)的鉆井有45口,對其相應(yīng)的2227個巖心樣本進行對比分析,同時剔除個別可能因裂縫導(dǎo)致的滲透率極高值,其結(jié)果如表3所示,可以看出長9油層組的中上部分即長91段比其下部的長92段物性偏好,這也是目前長91段為主力油層組的原因。

表3 姬塬地區(qū)長91、92段砂巖孔滲特征

2.2孔隙度和滲透率相關(guān)性

由孔滲關(guān)系圖上可見(圖3),長91、長92孔滲關(guān)系良好,滲透率隨孔隙度的增加而增加,這與該區(qū)具有利于形成儲層的巖性和利于提高孔滲能力的粗顆粒密切相關(guān)。

3儲層成巖作用特征

巖心觀察、鑄體薄片、掃描電鏡等資料的分析結(jié)果表明,姬塬地區(qū)長9儲集砂體在成巖過程中發(fā)生了壓實作用、膠結(jié)作用、溶蝕作用和交代重結(jié)晶等各種成巖作用。成巖作用對儲層物性的影響既有建設(shè)性,又有破壞性雙重性影響[6]。

圖3 姬塬地區(qū)長9油層組孔滲關(guān)系

壓實作用是研究區(qū)長9砂巖原生孔隙度降低、孔隙結(jié)構(gòu)變差的主要因素之一,較強的壓實作用使得區(qū)內(nèi)砂巖顆粒之間以點-線及線狀接觸為主。

膠結(jié)作用是研究區(qū)長9砂巖孔隙度和滲透率降低的主要原因之一。長9砂巖中的膠結(jié)物主要有綠泥石、水云母、濁沸石和硅質(zhì)膠結(jié)物,還有方解石和鐵方解石等碳酸鹽礦物等,另外次生石英加大和粒間硅質(zhì)充填物較發(fā)育,少量高嶺石和長石質(zhì)膠結(jié)物,偶見凝灰質(zhì)膠結(jié)物等。膠結(jié)物類型多樣,彼此之間的關(guān)系錯綜復(fù)雜,體現(xiàn)了復(fù)雜的成巖作用過程。

溶蝕作用是長9儲集砂巖次生孔隙形成的主要成巖作用。長9砂巖儲集層被溶解的物質(zhì)主要是長石和巖屑,濁沸石的溶蝕現(xiàn)象在某些層段較發(fā)育。溶蝕作用有效改善了儲集層的孔滲性能,利于有效儲層的形成。

交代作用在研究區(qū)內(nèi)較普遍,如含鐵方解石呈連晶狀充填孔隙并交代碎屑,自生綠泥石沿顆粒表面垂直生長形成顆粒包殼,硅質(zhì)以長石、石英加大邊為主,部分沿孔隙壁呈自形石英、長石微晶狀生長等。總體來說,交代作用對儲層孔滲性能表現(xiàn)出了破壞性的一面[7]。

4孔隙演化定量評價

4.1孔隙類型及面孔率

對于研究區(qū)內(nèi)長9油層組的砂巖儲集層來說,殘余粒間孔是主要的孔隙類型,溶蝕孔次之。其中溶蝕孔隙類型有長石溶孔、巖屑溶孔、濁沸石溶孔,還有少量晶間孔、微裂縫等(表4)。

長9儲層孔隙類型和面孔率在西北區(qū)靈武-鹽池地區(qū)和東北安邊地區(qū)的分布亦具有不同特征,這主要是由于物源和沉積環(huán)境的影響作用不同而導(dǎo)致的。沉積物顆粒的平均粒徑在西北區(qū)比東北區(qū)偏大,而填隙物的總體含量在西北區(qū)又比東北區(qū)偏低,這樣以來西北區(qū)的殘余粒間孔就比東北區(qū)更發(fā)育,面孔率也相對更高。雖然長9砂巖儲層整體面孔率較低,但在峰2井、峰6井、元153井、虎1井等井區(qū)仍存在面孔率大于10%的局部高孔隙發(fā)育區(qū)。

表4 姬塬地區(qū)延長組長9儲層孔隙類型及面孔率統(tǒng)計           %

4.2孔隙演化定量評價

在埋藏成巖階段, 各種成巖作用是孔隙演化過程中的主控因素,同時沉積物自身又影響著成巖作用的進展[8]。此次研究中,依據(jù)研究區(qū)內(nèi)16塊有對應(yīng)物性數(shù)據(jù)的長9砂巖薄片資料,計算出了該區(qū)儲集砂巖的孔隙演化結(jié)果。

4.2.1 恢復(fù)初始孔隙度

依據(jù)薄片粒度資料,應(yīng)用R.Sneider的初始孔隙度圖解法[9]求得的長9砂巖的初始孔隙度φ1為37%~39%,平均為38%(表5)。

4.2.2 壓實作用后的孔隙度

在機械壓實過程中,原有的孔隙率部分被壓實,部分被保存在早期膠結(jié)物中,部分保留下至今,即殘余粒間孔。因此壓實后的孔隙度φ2就由殘余粒間孔和早期膠結(jié)作用保存的孔隙這兩部分組成[9],φ2可依據(jù)以下公式求得:

表5 姬塬地區(qū)長9砂巖初始孔隙度統(tǒng)計

(1)

φcomp=φ1-φ2

(2)

式中,φ2為壓實作用后的孔隙度;φ1為初始孔隙度;P1為殘余粒間孔面孔率;Pcem為膠結(jié)物溶孔面孔率;Pt為總面孔率;Pm為巖心分析孔隙度;W為膠結(jié)物的質(zhì)量分數(shù)。φcomp為壓實損失孔隙度。計算結(jié)果表明,長9沉積期姬塬地區(qū)計算求得的因壓實、壓溶作用減少的孔隙度為10.8%~14.0%,平均13.1%。

4.2.3 膠結(jié)和交代作用損失的孔隙度

膠結(jié)作用過程中,膠結(jié)物充填于部分粒間孔和

早期溶孔中。通常情況下,膠結(jié)作用損失的孔隙度可認為約等于膠結(jié)物的含量,這樣的話,在壓實作用和膠結(jié)交代作用之后的砂巖孔隙度φ3即可認為相當于目前剩余粒間孔的孔隙度。

(3)

φcem=φ2-φ3

(4)

式中,φ3為經(jīng)歷壓實、膠結(jié)作用后的孔隙度;φcem為膠結(jié)作用后損失的孔隙度。長9期姬塬地區(qū)膠結(jié)交代作用損失孔隙度(鈣質(zhì)砂巖除外)在11.4%~17.2%,平均12. 8%。

4.2.4 溶蝕作用增加的孔隙度

研究區(qū)儲集砂巖中的次生孔隙在溶蝕過程中大量地形成,進而提高了儲層的孔隙度,使得儲層物性變好。這里所增加的次生孔隙度等于保留到現(xiàn)今的次生孔隙度。增加后的孔隙度φ4即為現(xiàn)存的溶蝕孔孔隙度,計算公式如下:

(5)

式中,φ4為溶蝕作用后增加的孔隙度;P2為粒內(nèi)溶孔面孔率;P3為粒間溶孔面孔率。經(jīng)計算,長9期姬塬地區(qū)溶蝕作用增加的孔隙度一般在1.9%~7.2%,平均為2.87%。

4.2.5 孔隙演化分析

通過4.2.1~4.2.4所展示的計算過程。計算出了研究區(qū)未固結(jié)砂巖的初始孔隙度為38.0%,經(jīng)過壓實作用后減少到24.9%,膠結(jié)作用后又減少到12.1%,而后經(jīng)溶蝕作用增加到現(xiàn)今的孔隙度約為15.0%,最終的結(jié)果使得研究區(qū)儲層擁有了良好的孔滲能力(表6)。

表6 姬塬地區(qū)延長組長9儲層組孔隙演化數(shù)據(jù)

5結(jié)論

長9儲層砂巖類型主要為長石巖屑砂巖、巖屑長石砂巖和長石砂巖;長91段的物性整體上優(yōu)于長92段,且長91段、長92段的孔滲相關(guān)性均好。長9儲層主要經(jīng)歷了壓實、膠結(jié)、溶蝕和交代等成巖作用,區(qū)內(nèi)殘余粒間孔發(fā)育,溶蝕孔次之??紫抖冉?jīng)歷了因壓實和膠結(jié)過程而降低、因溶蝕而升高的演化過程,其中,壓實作用使孔隙度平均降低13.1%;膠結(jié)作用和交代作用使孔隙度損失平均損失為12.8%;而溶蝕作用使孔隙度平均增加2.87% ,最終使得現(xiàn)今研究區(qū)內(nèi)長9儲層具有較好的孔滲性能。

參考文獻

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編輯:吳官生

文章編號:1673-8217(2016)01-0052-04

收稿日期:2015-11-30

作者簡介:陳淑娜,1986年生,2008年畢業(yè)于成都理工大學(xué)勘查技術(shù)與工程專業(yè),在讀碩士研究生,主要從事儲層沉積學(xué)研究。

基金項目:國家重大專項“大型油氣田及煤層氣開發(fā)”(2011ZX05007-004)資助。

中圖分類號:TE112.23

文獻標識碼:A

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