李尊芝,楊志軍,紀(jì)友亮,李亞輝,王思文,康 云,張竹林

(1.中國石油化工股份有限公司勝利油田分公司臨盤地質(zhì)研究所,山東臨盤 251507; 2.中國石油大學(xué)(北京),北京昌平 102249)

商河油田古近系碎屑巖儲層及同沉積斷層對其控制作用

李尊芝1,楊志軍1,紀(jì)友亮2,李亞輝1,王思文1,康 云1,張竹林1

(1.中國石油化工股份有限公司勝利油田分公司臨盤地質(zhì)研究所,山東臨盤 251507; 2.中國石油大學(xué)(北京),北京昌平 102249)

商河地區(qū)為自北向南成明顯階梯狀分布的多級構(gòu)造調(diào)節(jié)帶及多級坡折帶,受其構(gòu)造特征影響,儲層特征也表現(xiàn)出明顯的規(guī)律性。通過對商河地區(qū)大量儲層物性數(shù)據(jù)的統(tǒng)計,結(jié)合鏡下薄片觀察發(fā)現(xiàn)商河油田具有同一層位,自北向南,商一區(qū)、商二區(qū)、商三區(qū)、商四區(qū)儲層物性依次變差的特點;而對于同一地區(qū),整體上自上向下隨深度增加儲層物性逐漸變差;同一層位不同沉積微相的儲層具有不同的物性特征,三角洲前緣河口壩砂體儲層物性最好,水下分支河道較好,而遠(yuǎn)砂壩、席狀砂砂體儲層物性相對較差。經(jīng)綜合研究分析認(rèn)為儲層特征主要受沉積相及成巖作用共同影響,儲層成巖作用主要受地層埋深的影響,而由于商河地區(qū)的分界大斷層主要為同沉積斷層,地層厚度和沉積相分布主要受同生斷層活動的影響,因此構(gòu)造作用的同沉積斷層是商河地區(qū)儲層物性的主要控制因素。

商河油田;碎屑巖儲層特征;沉積相;成巖作用;構(gòu)造坡折帶;同沉積斷層

商河油田構(gòu)造位置屬于渤海灣盆地濟陽坳陷惠民凹陷中央隆起帶臨商帚狀斷裂體系,位于臨南洼陷和中央隆起帶的東端(圖1),其構(gòu)造格局是在臨邑二級大斷層控制下伴生了一系列的三級斷層,向南形成依次下掉的斷階構(gòu)造,為多級構(gòu)造調(diào)節(jié)帶及多級坡折帶,據(jù)林暢松,韓作振等研究認(rèn)為這些斷裂多為同沉積斷裂,活動頻繁[1-2]。三級斷層近東西向展布,依據(jù)斷層分界將其劃分為4個區(qū),自北向南依次為商一、商二、商三、商四區(qū)。

圖1 惠民凹陷及研究區(qū)區(qū)域構(gòu)造Fig.1 The location and regional structure of Shanghe oilfield in Huimin depression

研究區(qū)古近系自下而上依次分為孔店組(Ek)、沙河街組(Es)和東營組(Ed),沙河街組自下而上又分為沙四段(Es4)、沙三段(Es3)、沙二段(Es2)和沙一段(Es1)。沙二段為本文的重點研究層位,巖性以細(xì)砂巖、粉砂巖為主。前人對商河地區(qū)沙二下亞段沉積相及構(gòu)造成因進(jìn)行分析后認(rèn)為研究區(qū)主要發(fā)育三角洲前緣亞相,并且沉積微相的展布受多級構(gòu)造調(diào)節(jié)帶和多級坡折帶的聯(lián)合控制[2-3]。楊劍萍等對沙三段基山砂體沉積體系進(jìn)行研究后認(rèn)為基山砂體為深水濁積扇砂體,物源來自北部的埕寧隆起[4]。伍泰榮,趙彥超等對商一區(qū)沙二下的巖石物理相的平面展布進(jìn)行了研究[5-6],但對商河不同地區(qū)、不同沉積類型及不同埋深儲層物性特征及其控制因素還缺乏系統(tǒng)深入的研究。由于目前油田已到了開發(fā)的中后期,儲層物性特征是油氣田開發(fā)效益好壞的重要影響因素,因此筆者通過對大量物性數(shù)據(jù)的整理與分析,結(jié)合薄片觀察及構(gòu)造研究,對商河不同地區(qū)、不同層位及沉積類型儲層變化規(guī)律進(jìn)行了研究,并對該區(qū)儲層物性差異的影響因素進(jìn)行了探討,最終認(rèn)為同沉積斷層是該區(qū)儲層物性差異最主要的控制因素。研究此類構(gòu)造儲層的特征對今后研究其它類似構(gòu)造儲層物性預(yù)測具有借鑒意義,同時也是構(gòu)造沉積響應(yīng)應(yīng)用于儲層物性預(yù)測的一種新的嘗試[7-8]。

1 商河地區(qū)儲層物性特征

1.1 同一層段不同地區(qū)儲層物性特征

商河不同地區(qū)同一層段地層厚度變化自北向南具有明顯的規(guī)律性,其物性特征在平面上的分布亦存在相似的變化規(guī)律。商河地區(qū)同一層位地層北部較薄,南部較厚,儲層自北向南呈明顯的階梯狀,相應(yīng)的商一區(qū),商二區(qū),商三區(qū),商四區(qū)儲層的孔滲也呈明顯的階梯狀,表現(xiàn)為從北向南依次變差。以沙二下為例,從商一區(qū)至商四區(qū)平均孔隙度依次為24.7%、22.5%、19.9%、19.1%,逐漸變差;同樣滲透率依次變?yōu)?86.5、173、32.3、6.0×10-3μm2,也是逐漸變差的。其它層位儲層的物性差異亦有相同的變化規(guī)律(表1)。

1.2 同一地區(qū)不同層位儲層物性特征

商河油田同一地區(qū)隨深度和沉積相的變化,儲層物性亦存在變化,整體上隨深度增加,儲層物性是變差的。以商三區(qū)為例,下部的沙三上為半深湖環(huán)境濁流相沉積,儲集體類型為濁積扇,孔隙度為19.2%,滲透率13.4×10-3μm2,向上沙二下過渡為三角洲前緣亞相沉積,儲層物性變好,孔隙度19.9%,滲透率33.8×10-3μm2;而沙二上上部1～3砂組為三角洲平原相沉積,4、5砂組為三角洲前緣沉積,物性明顯變好,孔隙度23.4%,滲透率144.8×10-3μm2,至沙一段下部為濱淺湖砂質(zhì)灘壩沉積,沙一段上部為淺水碳酸鹽沉積;由于儲層類型主要為碳酸鹽,孔隙類型主要為孔、洞、縫,對于較大的孔洞和裂縫在樣品中無法反映,因此測出的樣品的儲層物性較低,孔隙度平均19%,滲透率平均1.8×10-3μm2,屬于中—低孔、低—特低滲儲層,不能完全代表儲層的實際情況(圖2)。所以,商河地區(qū)在不同的沉積相演化階段,從深變淺儲集體的儲集物性存在著逐漸變好的趨勢。

表1 商河不同地區(qū)儲層特征對比Tab.1 The comparison of reservoir for different area in Shanghe oilfield

圖2 商三區(qū)不同層位物性對比Fig.2 The physical pro perty correlation of different horizons in Shang 3 area

1.3 同一沉積相不同微相儲層特征

相同的沉積相內(nèi)不同的沉積微相由于其沉積物碎屑顆粒的大小、分選、磨圓及泥質(zhì)含量不同,其物性亦存在差異。通過對商三區(qū)沙二下三角洲前緣亞相不同沉積微相300多個樣品,500多個數(shù)據(jù)點的統(tǒng)計發(fā)現(xiàn),同一地區(qū)三角洲前緣河口壩微相砂體孔隙度、滲透率較高,物性最好,多為高孔滲或中等孔滲儲層;前緣水下分流河道次之;前緣席狀砂及遠(yuǎn)砂壩儲層物性較差,以中低孔滲為特征(圖3)。

根據(jù)統(tǒng)計,商三區(qū)沙二下砂體的平均孔隙度在各微相間存在細(xì)微的變化,河口壩平均孔隙度為20.04%、水下分流河道為18.93%,前緣席狀砂為17.31%?？紫抖扔袕暮涌趬蜗蛩路至骱拥馈⑶熬壪癄钌爸饾u降低的趨勢。同樣本區(qū)各微相平均滲透率變化較大,更明顯反映出受沉積微相控制的規(guī)律,由河口壩、水下分流河道向前緣席狀砂平均滲透率依次為41.88、17.98、9.91× 10-3μm2,平均滲透率按順序明顯降低。以上三角洲前緣亞相不同微相物性變化說明同一深度段沉積微相的變化規(guī)律控制著儲層孔滲的變化。

2 儲層物性控制因素分析

綜合研究認(rèn)為,儲層物性影響因素主要有兩個,一個是沉積相帶,它控制著砂巖的粒度、分選性、成分成熟度及泥質(zhì)含量等;另一個是成巖作用,它受地層埋深的影響,隨埋深增大,儲層物性逐漸變差。商河地區(qū)儲層物性特征受其所處的成巖作用和沉積相的共同影響,沉積相是先天條件,成巖作用是后天因素,兩者綜合作用影響著儲層的物性變化。

圖3 商三區(qū)沙二下不同沉積微相物性對比Fig.3 The physical property correlation of different sedimentary microfacies of lower Es2in Shang 3 area

2.1 沉積相帶對儲層的影響

沉積環(huán)境不同,巖石類型、粒徑、分選及泥質(zhì)含量也不同,物性差異也很大。經(jīng)統(tǒng)計,商河地區(qū)儲層孔隙度與分選系數(shù)呈明顯負(fù)相關(guān),與粒度中值呈明顯的正相關(guān)。經(jīng)綜合分析,商河地區(qū)同一層位儲層的物性差異主要受不同的沉積微相類型的控制。從圖4中可以看出,研究區(qū)沙二下亞段自西北向東南依次發(fā)育水下分流河道、河口壩、遠(yuǎn)砂壩、席狀砂微相,中間以分流間灣相隔。從圖5中也可以看出,自北向南,商一區(qū)至商四區(qū)儲層物性是依次變差的。因此,商河油田沙二下儲層物性與沉積微相類型有較好的對應(yīng)關(guān)系,并且三角洲河口壩砂體儲層物性最好,前緣水下分支河道次之,而遠(yuǎn)砂壩和席狀砂砂體儲層物性相對較差,這主要與粒度較細(xì)、泥質(zhì)及碳酸鹽膠結(jié)物含量較高有關(guān)。

盡管沉積類型對儲層物性有影響,但相同沉積微相在不同深度儲層物性差別明顯:埋深越大,物性越差。隨著深度的增加,各種沉積類型儲層的物性都是變差的(圖3),這種現(xiàn)象說明儲層在埋藏成巖過程中,壓實作用對儲層性質(zhì)的影響是絕對的、永恒的。

2.2 成巖作用的影響

圖4 商河油田沙二下沉積微相展布(據(jù)韓作振,2007)Fig.4 Diagram showing the sedimentary microfacies for lower Es2in Shanghe oilfield

圖5 商河油田各區(qū)塊沙二下滲透率平面變化Fig.5 The variation of permeability for lower Es2of different area in Shanghe oilfield

不同孔隙類型的儲集空間在儲層中的分布除受沉積相控制外,還與儲層的成巖作用密切相關(guān)。對孔隙發(fā)育影響較大的成巖作用包括壓實作用、膠結(jié)作用和溶解作用。壓實作用和膠結(jié)作用使儲層物性變差,而溶解作用及裂縫的發(fā)育,則可改善物性。在這三者之中,成巖壓實作用對儲層性質(zhì)的影響最大或最普遍。

2.2.1 壓實作用對儲層物性的影響

壓實作用是成巖事件中最常見的一種作用,其結(jié)果改變了原始沉積的顆粒排列方式,隨壓實程度的加強,顆粒由游離狀、點接觸狀變?yōu)榫€接觸或縫合線狀接觸,孔隙大量損失,物性變差。一般說來,壓實作用強度與埋藏深度呈正相關(guān),即隨埋藏深度增加,壓實作用增強。壓實強度還與填隙物的類型、形成時間及顆粒成分有關(guān)。

造成商河不同地區(qū)同一層位儲層物性差異大的原因主要是壓實作用,而壓實作用主要受埋深的影響。受同沉積斷層的影響,不同地區(qū)同一層位儲層埋深差異大,導(dǎo)致壓實作用差異大,進(jìn)而導(dǎo)致儲層物性逐漸變差。例如,商一區(qū)儲層(主要為沙二上、沙二下)埋深在1 400～2 000 m,商二區(qū)儲層受構(gòu)造運動影響,埋深較商一區(qū)深,為1 600～2 500 m,最深可達(dá)2 800 m,因此,壓實作用較一區(qū)強烈,從壓實曲線來看,商二區(qū)儲層孔隙度變化與壓實作用的相關(guān)性較好(圖6)。

圖6 商一區(qū)(上)和商二區(qū)(下)砂巖孔隙度與埋深關(guān)系Fig.6 The relationship between sandstone porosity and buried depth in Shang 1 area(up)and Shang 2 area(down)

2.2.2 膠結(jié)作用對儲層物性的影響

儲層砂巖粒度偏細(xì),泥質(zhì)雜基含量相對較高。除原生泥質(zhì)雜基外,還存在自生膠結(jié)礦物,膠結(jié)物主要為碳酸鹽礦物、硅質(zhì)膠結(jié)物以及自生黏土礦物等。

(1)碳酸鹽膠結(jié)作用:根據(jù)統(tǒng)計結(jié)果,儲層孔隙度和碳酸鹽含量成負(fù)相關(guān)(圖7)。它是使儲層孔滲降低的重要因素(圖8a)。

(2)硅質(zhì)膠結(jié)物:硅質(zhì)膠結(jié)作用主要表現(xiàn)為石英、長石碎屑顆粒的次生加大現(xiàn)象,鏡下石英、長石碎屑顆粒環(huán)帶狀加大邊發(fā)育,嚴(yán)重破壞了原生孔隙。研究還發(fā)現(xiàn)石英次生加大現(xiàn)象廣泛存在的同時常伴有長石的強烈溶蝕現(xiàn)象,既說明硅質(zhì)增生的豐度,也反映了較強的溶解作用和次生孔隙的發(fā)育程度(圖8b)。上述膠結(jié)物的存在,一方面使物性變差,另一方面增強了巖石的抗壓實能力,同時又為次生孔隙的產(chǎn)生提供了條件。

(3)自生黏土礦物:主要成分為為高嶺石、伊/蒙混層、伊利石和蒙脫石。黏土礦物一般呈襯邊狀附著在砂粒的表面,高嶺石自形程度較高,在流體作用下易發(fā)生遷移,從而易堵塞孔喉。

圖7 商河油田商三區(qū)沙二上碳酸鹽含量與物性關(guān)系Fig.7 The relationship between sandstone porosity and carbonate content for upper Es2in Shang 3 area

2.2.3 溶解作用對儲層物性的影響

溶解作用主要表現(xiàn)為碳酸鹽膠結(jié)物和易溶顆粒(長石和巖屑)的溶解(圖8b),礦物發(fā)生溶解后可見到溶解殘余。從圖8b中可看出長石和巖屑的溶解,有的顆粒邊緣溶解成港灣狀,顆粒邊緣溶解形成次生擴大孔隙,或特大孔隙,同時還可見石英、長石次生加大邊。溶蝕作用可以使孔隙度增加5%～20%,是使儲集物性得到改善的建設(shè)性作用,在改造儲層孔滲性過程中占有一定作用。

圖8 商河油田砂巖巖心薄片F(xiàn)ig.8 The core wafer of sandstone of Shanghe oilfield

3 同沉積斷層對地層厚度及沉積相分布的控制作用

3.1 斷層對地層的控制作用

商河地區(qū)分界斷層是持續(xù)活動的斷層,儲層埋深的差異主要是受同生斷層的影響,因此商河地區(qū)儲層物性主要受壓實作用影響。

商河地區(qū)是在斷層的控制下自北向南形成節(jié)節(jié)下調(diào)的臺階狀構(gòu)造(圖9)。商河斷層是長期活動的同沉積斷層,為臨商帚狀大斷裂在本區(qū)的分支,從基底斷至淺層新近系,其主要活動期是沙三段～東營組沉積時期。商河地區(qū)中央隆起帶為“構(gòu)造調(diào)節(jié)帶”和“構(gòu)造坡折帶”,因此商河地區(qū)地層的分布明顯受商河斷層控制,北部較薄,南部較厚,自北向南地層是逐漸變厚的(表2)。以商二區(qū)沙二上段為例,下降盤沙二上段地層完整,層位連續(xù),沉積厚度較大,一般為170～300 m,而上升盤沙二上段地層厚度140～200 m。由此可見,商河斷層對沙二上段的沉積具有明顯的控制作用。

3.2 構(gòu)造調(diào)節(jié)帶/構(gòu)造坡折帶對沉積的控制作用

商河油田位于中央隆起帶的東部,構(gòu)造形態(tài)呈西北部高,南部順斷層呈階梯狀下降的多級構(gòu)造調(diào)節(jié)帶。多級構(gòu)造調(diào)節(jié)帶和多級坡折帶聯(lián)合控制了商河砂體的沉積相帶展布和古水系的方向[2,9]。

調(diào)節(jié)帶是指調(diào)節(jié)應(yīng)變和使斷層位移守恒(或有規(guī)律變化)的構(gòu)造帶,是為保持區(qū)域伸展應(yīng)變守恒而產(chǎn)生的伸展變形構(gòu)造變換體系。其廣泛存在于伸展盆地構(gòu)造體系中,并影響入盆水系、沉積體系的分布,對油氣的分布有重要影響[2,9-12]。在斷陷盆地中,根據(jù)一、二、三級斷層,相應(yīng)劃分出一、二、三級調(diào)節(jié)帶。

構(gòu)造坡折帶是指同沉積構(gòu)造長期活動引起的沉積斜坡明顯突變的地帶,由于同沉積構(gòu)造的長期活動,構(gòu)造坡折帶對盆地充填的可容空間和沉積作用產(chǎn)生重要的影響,制約著盆地沉積相域的空間分布。在斷陷盆地中,沿陡坡或緩坡帶常發(fā)育同沉積的斷裂坡折帶(同沉積斷層)。

圖9 商河地區(qū)滾動構(gòu)造典型剖面Fig.9 The typical sections for the rolling structures in Shanghe area

表2 商河不同地區(qū)不同層位地層厚度變化Tab.2 The variation of bed thickness for different formation of different area in Shanghe oilfield

由陽信—陵縣斷層形成的一級凸起—陡坡邊緣斷裂坡折帶,控制了商河砂體主體三角洲相沉積體系的發(fā)育和物源方向[2,9];由臨商斷層形成的二級陡坡—洼陷斷裂坡折帶的臨商二級調(diào)節(jié)帶控制了三角洲進(jìn)入商河油田水系的方向及商河三角洲朵葉群的排列方向和亞相帶的分布(圖10);由臨商斷層分支斷層形成的三級斷裂坡折帶和三級調(diào)節(jié)帶控制了更小的分支水系進(jìn)入沉積區(qū)的方向及三角洲微相類型和單個朵葉體的分布范圍和排列方向[2,9]。

圖10 商河油田構(gòu)造坡折帶沉積體系分布模式Fig.10 The sedimentary model for tectonic slope belt of Shanghe oilfield

因此,整體上商河油田砂體的時空展布與構(gòu)造坡折帶的“山—溝—坡—面”[7,13]的空間配置有明顯的對應(yīng)關(guān)系,這些砂體的發(fā)育部位與盆緣溝谷有一定對應(yīng)關(guān)系,而砂體的展布方向明顯受控于坡折斷裂的走向,砂體厚度也受坡折帶的發(fā)育程度的控制,進(jìn)而是儲層性質(zhì)差異的決定性控制因素。

4 結(jié)論

(1)商河油田不同地區(qū)、不同沉積類型及不同埋深儲層具有不同的物性特征:同一層位,自南向北,商一區(qū)、商二區(qū)、商三區(qū)、商四區(qū)儲層的物性表現(xiàn)依次變差的特點;同一地區(qū),整體上自上向下隨深度增加儲層逐漸變差;同一層位不同沉積微相儲層,三角洲前緣河口壩砂體儲層物性最好,水下分支河道較好、而遠(yuǎn)砂壩、席狀砂砂體儲層物性相對較差。

(2)商河地區(qū)儲層特征受沉積相和成巖作用的共同影響:沉積環(huán)境不同,巖石類型、粒徑、分選及泥質(zhì)含量也不同,物性差異也很大。壓實作用、膠結(jié)作用和溶解作用中壓實作用是最主要的影響因素。同一層位儲層物性差別主要是沉積微相的影響,而不同地區(qū)同一層位和同一地區(qū)不同層位物性差異主要受地層埋深的影響。

(3)商河地區(qū)沉積相分布及不同地區(qū)的地層埋深主要受商河分界大斷層的控制,因此同沉積斷層是儲層差異的決定性控制因素。系統(tǒng)深入研究此類構(gòu)造沉積響應(yīng)下的儲層特征及影響因素對今后類似儲層的預(yù)測具有重要的借鑒意義。

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Paleogene clastic reservoir which mainly controlled by the syndepositional faults in Shanghe Oilfield

Li Zunzhi1,Yang Zhijun1,Ji Youliang2,Li Yahui1,Wang Siwen1,Kang Yun1,Zhang Zhulin1
(1.Institute of Linpan Geology of SINOPEC Shengli Oil Field Co.Ltd,Linpan251507;2.China University of Petroleum(Beijing),Beijing102249)

Because Shanghe oilfield is the multistage tectonic belts and the multi-level slope belt,clastic reservoir properties has its regular pattern.By analyzing a large amount of data of reservoir properties, combined with thin-section petrograph,it is considered that the same stratum in the Shanghe oilfield is gradually getting worse and worse which from north to south from Shang 1 area,Shang 2 area,Shang 3 area to Shang 4 area.But in the same area,the reservoir properties are getting worse and worse with increasing burial depth.Reservoir properties of rocks in different sedimentary facies of the same area are different:delta-front subaqueous mouth dam have the most effective reservoir properties,secondly is the deltafront subaqueous distributary channel,the worst is the far-forth dam.It is considered that reservoir character is affected by both sedimentary facies and diagenesis,and diagenesis are affected by the depth.Because boundary faults of the Shanghe oil field are sedimentary faults,the stratum depth and sedimentary facies distribution are controled by the active faults,so the sedimentary faults of the constructure is the the main controlling factor of the Shanghe oilfield.

Shanghe oilfield;clastic reservoir properties;sedimentary facies;diagenesis;structural slope-break zone;syndepositional faults;

book=9,ebook=155

TE122.2+3

A

10.3969/j.issn.1008-2336.2010.03.034

1008-2336(2010)03-0034-08

2010-04-16;改回日期:2010-06-09

李尊芝,1981年生,女,碩士,助理工程師,2004年畢業(yè)于中國石油大學(xué)(華東)資源勘查工程專業(yè),2007年獲礦產(chǎn)普查與勘探專業(yè)碩士學(xué)位,現(xiàn)從事儲層地質(zhì)、油藏描述及層序地層學(xué)的工作。E-mail:lizunzhi@126.com。