丁曉琪,張哨楠,劉朋坤,鄧禮正

(成都理工大學油氣藏地質及開發(fā)工程國家重點實驗室,四川成都610059)

0 引言

麻黃山地區(qū)位于鄂爾多斯盆地西緣沖斷帶中段,向東與天環(huán)拗陷中段銜接過渡[1](圖1)。延長組為一套河湖相沉積,地層厚度為800～1 000 m[2-7]。三疊世末,受西南印度洋板塊碰撞擠壓,鄂爾多斯盆地西南部、西部開始抬升,形成延長組頂部侵蝕地貌和從西向東的侵蝕河谷。早侏羅世延安期構造運動平靜,開始接受沉積,前期形成的侵蝕河谷開始填平補齊,延9形成廣覆型補償沉積,古地形被夷平,演化為沼澤化平原環(huán)境[8-9]。延安期末期,受燕山運動影響整體抬升,延安期頂部受到不同程度的剝蝕。

近年來,研究區(qū)多口鉆井在延8儲層獲高產(chǎn)油流,具有良好的油氣勘探前景,但目前對該區(qū)延8儲層特征及優(yōu)質儲層的分布不清楚,制約了下一步的勘探。筆者試圖從巖石學特征、沉積相類型及儲層特征等角度分析該地區(qū)優(yōu)質儲層的控制因素,為弄清其分布提供參考。

圖1 麻黃山地區(qū)地理位置Fig.1 Location Map of Mahuangshan Area

1 沉積相特征

延8儲層主要為一套灰黑色-黑色泥巖與灰白色中-細砂巖的互層,夾有大量的煤線。在砂巖中發(fā)現(xiàn)大量的菱鐵礦砂屑(圖2a、b),菱鐵礦砂屑對水深有嚴格的要求,如果水變深,則為黃鐵礦,水變淺,則極易被氧化成褐鐵礦,說明當時的沉積水體有一定的深度;在砂巖中發(fā)現(xiàn)大量的碳化植物莖干,植物莖干可垂直、平行或斜交于層面,碳質泥巖與煤線極為發(fā)育;地震剖面上發(fā)現(xiàn)延安組存在前積現(xiàn)象;生物擾動作用強烈,潛穴發(fā)育,說明研究區(qū)延8儲層沉積期位于河湖交匯處,為三角洲平原沉積。研究區(qū)的主要砂體為三角洲平原的分流河道砂巖,決口扇砂巖,能夠作為儲集條件的砂巖只有分流河道砂巖。一個完整的分流河道砂體自下而上常常由含細礫平行層理粗砂巖相、平行層理中砂巖相、板狀交錯層理細砂巖相、平行層理細砂巖相及變形層理細-粉砂巖相組成(表1)。分流河道砂巖在巖芯上表現(xiàn)為多期河道的疊置,底沖刷現(xiàn)象不明顯?？梢娚皫r由多個向上變細的旋回組成,在測井曲線上,分流河道砂巖常常表現(xiàn)為箱形、箱形+鐘型和圣誕樹形,單砂體厚度為2～14 m。

2 巖石學特征

2.1 碎屑物

研究區(qū)北部以長石石英砂巖為主(圖2c、圖3),巖屑長石砂巖次之,并夾有長石砂巖。研究區(qū)中部及南部則主要是巖屑石英砂巖(圖2d、圖3),偶夾長石巖屑砂巖,說明延8儲層沉積期,研究區(qū)物源來自不同的區(qū)域。巖屑成分有變石英巖、千枚巖、泥板巖、中基性火山巖、硅質巖,偶見花崗巖、云母碎屑等,硅質巖屑主要分布在研究區(qū)中部。

表1 麻黃山延8儲層分流河道砂巖巖相類型Tab.1 Type of Reservoir Distributary Channel Lithofacies of Yan-8 Formation of Mahuangshan Area

2.2 填隙物

以水云母雜基與膠結物共同填隙為主,純膠結物填隙次之。第一世代膠結物有菱鐵礦、微晶方解石、粉晶鐵白云石。第一世代膠結物形成之后充填粒間孔隙(包括剩余原生孔及次生粒間孔)的二世代膠結物以硅質、高嶺石為主,鐵白云石次之,低鐵方解石少量,重晶石、硬石膏偶見。

2.3 結構特征

砂巖以中粒為主,細粒次之,偶見粗粒;分選中等,磨圓以次棱角狀為主。研究區(qū)北邊成分成熟度低,而中部及南部成分成熟度較高。結構成熟度均中等偏低。顆粒支撐、孔隙式膠結;以線—凹凸接觸為主,點—線接觸次之。

圖2 麻黃山地區(qū)延8儲層巖石成分及孔隙類型Fig.2 Typical Rock Composition and Pore of Yan-8 Formation in Mahuangshan Area

圖3 延8儲層巖石分類三角Fig.3 Ternary Diagram of Yan-8 Formation Sandstone

3 儲層物性特征

3.1 儲層空間類型

根據(jù)鉆井巖芯、薄片、掃描電鏡觀察,將延8砂巖儲層空間分為粒間孔隙(圖 2e)、粒內(nèi)溶孔(圖2f)、鑄模孔(圖2g)、溶蝕縫和超大孔(圖2h) 5個大類17個小類(表2),主要的儲層空間為粒間孔隙和粒內(nèi)溶孔。

3.2 儲層物性特征

延8儲層孔隙度范圍為0.9%～19.3%,平均值為12.8%,孔隙度主要分布范圍為8%～18%,滲透率范圍為(0.047～495)×10-3μm2,滲透率主要分布范圍為(0.1～1)×10-3μm2及大于10× 10-3μm2兩區(qū)間,平均值為40.7×10-3μm2。孔隙度與滲透率不呈正態(tài)分布,均有偏大的趨勢(圖4),通過薄片觀察發(fā)現(xiàn),這是因為大量長石、巖屑等被溶所致,這部分溶孔很大一部分由微孔組成,對滲透率的貢獻不大,而真正對滲透率起貢獻的是粒內(nèi)蜂窩狀溶孔和粒內(nèi)晶間孔?？诐B之間有明顯的線性關系,受裂縫的影響不明顯。

圖4 麻黃山地區(qū)延8儲層孔隙度與滲透率分布Fig.4 Porosity and Permeability of Yan-8 Formation in Mahuangshan Area

3.3 孔隙結構特征

延8段的最大連通孔喉半徑為10.17μm,平均孔喉半徑為2.63μm,大于0.2μm的孔喉體積分數(shù)可視為巖石中可能的最大含油飽和度[10],延8段平均值65.77%。這樣,相應得到的束縛水飽和度為34.23%。延8段高束縛水飽和度主要與孔隙類型有密切關系,粒內(nèi)晶間微孔提供了大量的微孔,增加了儲層的孔隙度,但由于高比表面,造成高束縛水飽和度。由于這部分水是不可動水,在生產(chǎn)過程中,并不會使產(chǎn)水率上升,如寧東3井,實測含水飽和度53%,試油含水率3%;寧東5井,實測含水飽和度41%,試油含水率1%,均為高含水飽和度,低含水率。

表2 延8儲層孔隙類型特征Tab.2 Characteristics of Reservoir Pore Types of Yan-8 Formation

4 儲層物性控制因素分析

4.1 砂體厚度對儲層物性的控制

圖5 砂體厚度與孔隙度關系Fig.5 Relationship Between Thickness and Porosity of Sandstone

圖5為本區(qū)4口井15個取芯層段的砂巖厚度與孔隙度的交匯圖。從圖5可以看出,當砂體厚度低于10 m時,隨著砂體厚度的增加,孔隙度增加明顯,而當砂體厚度超過10 m時,隨著砂體厚度的增加,孔隙度緩慢增加。砂體厚度與孔隙度呈現(xiàn)一種正相關關系,厚砂體主要發(fā)育于三角洲平原的主河道中,強水動力對沉積物有較強地分選和帶出細粒的作用,沉積物粒度粗、分選好、泥質含量低,儲集物性相對較好。

4.2 巖相對儲層物性的控制作用

圖6表明,平行層理中砂巖相的孔隙度最好,平均孔隙度(Φ)為15.5%;次為粗砂巖相和交錯層理細砂巖相,平均孔隙度分別為11.8%和11.0%;含礫粗砂巖相和平行層理細砂巖相最差。結合沉積微相分析可知,物性最好的為分流河道的中部,底部的含細礫粗砂巖相和頂部的平行層理細砂巖相對較差。

4.3 成巖作用對儲層的控制作用

成巖相可為儲層在時空分布、評價和預測提供重要依據(jù),這已為碎屑巖儲層研究者所接受[11-14]。延8地層中的儲層與非儲層成巖相類型差別較大。

圖6 不同巖相類型的孔隙度分布區(qū)間及平均孔隙度Fig.6 Average and Distribution of Porosity of Different Lithofacies

有利成巖相主要表現(xiàn)為壓實弱、膠結弱或無膠結,長石及易溶巖屑蝕變嚴重,形成大量次生孔隙,之后形成的自生礦物少,對孔隙的破壞性不強;不利成巖相主要表現(xiàn)為塑性巖屑高,壓實強、酸性水不活躍,中成巖B期—晚成巖期大量含鐵方解石析出,熱水礦物(重晶石、異形白云石、硬石膏)的析出充填各類次生孔隙及剩余原生粒間孔隙,致使儲層物性變差。

通過薄片觀察結合掃描電鏡,寧東4井區(qū)硬石膏膠結嚴重,儲層物性較差,而寧東2、3、5井區(qū)膠結作用相對較弱,長石碎屑溶蝕強,儲層物性好。

5 結語

(1)研究區(qū)延8儲層巖石學特征具有南北分帶性,北邊富長石,南邊富石英,反映出延8儲層沉積期受不同物源的控制。

(2)儲層的主要儲集空間為粒間孔隙和粒內(nèi)溶孔,長石、巖屑等大量被溶,大大增加了儲層的孔隙度,但對滲透率起貢獻的主要是粒內(nèi)蜂窩狀溶孔和粒內(nèi)晶間孔,微孔的存在增加了束縛水飽和度,最終導致高含水飽和度的儲層不產(chǎn)水,只產(chǎn)油。

(3)砂巖厚度、巖石相和成巖作用共同控制著儲層的物性。厚砂體、弱膠結的中砂巖具有高的孔隙度和滲透率。

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