高 瀾,于 函 (油氣資源與勘探技術教育部重點實驗室(長江大學),湖北荊州434023)

熊東方 (中石油華北油田分公司勘探開發(fā)研究院,河北任丘062552)

文安斜坡位于霸縣凹陷的東部,東臨大城凸起,向南延伸到饒陽凹陷的南馬莊構造,向北以里坦斷層與武清凹陷相隔。新生代裂谷期斷裂活動強烈,地層發(fā)育全。自下而上發(fā)育古近系孔店組、沙河街組、東營組和新近系的館陶組、明化鎮(zhèn)組以及第四系地層[1]。其中東營組是該區(qū)最主要的含油層段之一[2,3],研究該組儲層物性特征及影響因素具有一定意義。

1 儲層巖石學特征

1)東一段 巖屑砂巖為主;細砂至粉砂結構,次棱角-次圓狀,分選好至中等;長石風化程度中等至深,有高嶺土化及絹云母現(xiàn)象;石英清潔,多具波狀消光;巖屑除以酸性噴出巖巖屑為主,可見中性噴出巖巖屑,灰?guī)r巖屑,泥巖巖屑,尚見石英巖,云母片巖巖屑,膠結物為次生結晶方解石,溶蝕部分有礦物顆?，F(xiàn)象。

2)東二段 長石巖屑砂巖至巖屑長石砂巖;細砂至粉砂結構,次棱角-次圓狀,分選好至中等;長石風化程度中等至深,有高嶺土化及絹云母現(xiàn)象;石英清潔,多具波狀消光效應;巖塊以中酸性噴出巖巖塊為主,其次為基性噴出巖巖塊,凝灰?guī)r、泥巖、灰?guī)r、酸性淺成巖巖塊組成;膠結物為連晶和泥晶方解石,也有泥晶白云石;局部尚見零星的重晶石膠結物。

3)東三段 長石巖屑砂巖至巖屑長石砂巖;細砂至粉砂結構,次棱角-次圓狀,分選好至中等;長石風化程度中等至深,有高嶺土化及絹云母現(xiàn)象;巖屑成分以中基性、酸性火山巖為主,少部分泥晶灰?guī)r、云巖等碳酸鹽巖屑;雜基為云母質,零星分布;膠結物有泥晶-亮晶方解石,粉晶白云石和粘土;粒間孔較發(fā)育,連通性中等。

2 儲層物性特征

文安斜坡儲層物性變化較大[4],對研究區(qū)30井2014個樣品物性分析表明,孔隙度最大值36.7%,平均值19.9%;滲透率最大值12751×10-3μ m2,平均值175.13×10-3μ m2;低孔低滲到低孔特低滲儲層到高孔高滲儲層均發(fā)育。縱向上,儲層物性總體上隨深度的增加而降低。

東一段19個分析樣品統(tǒng)計表明,孔隙度最大值33%,平均值25.9%;滲透率最大值88.5×10-3μ m2,平均值27.08×10-3μ m2;主要發(fā)育中低孔中低滲儲層,孔滲透相關系性較差?？v向上,儲層物性隨深度變化關系不明顯。

東二段99個分析樣品統(tǒng)計表明,孔隙度最大值36.2%,平均值24.3%;滲透率最大值1255.8×10-3μ m2,平均值119.06×10-3μ m2。從低孔低滲儲層到中高孔中高滲儲層均發(fā)育,孔滲透相關系性較差?？v向上,儲層物性隨深度變化關系不明顯。

東三段286個分析樣品統(tǒng)計表明,孔隙度最大值35.3%,平均值23.4%;滲透率最大值3411×10-3μ m2,平均值305.3×10-3μ m2。從低孔低滲儲層到中高孔中高滲儲層均發(fā)育,孔滲透相關系性較差?？v向上,發(fā)育2個滲透率明顯增大段,分別是1800～2000m深度段和2400m深度段。

3 儲層孔隙特征

3.1 儲集空間類型

據(jù)根鑄體薄片觀察,研究區(qū)主要儲集空間類型有:原生粒間孔圖、粒間膠結剩余孔、膠結物溶蝕粒間孔、溶蝕擴大粒間孔、粒內(nèi)孔、粒內(nèi)縫等[5]。從層位上分析,不同層位儲集空間類型有所不同。

1)東二段 儲集空間以原生粒間孔為主 (圖1),發(fā)育膠結剩余粒間孔 (圖2),可見溶蝕擴大孔。由于儲層壓實作用較弱,顆粒呈點到短線接觸,故孔隙連通性好。

圖1 蘇21井東二段原生粒間孔(全消光部分)

圖2 蘇21井東二段膠結剩余孔(淺灰色部分)

2)東三段 儲集空間以原生粒間孔為主(圖3),由于粒間雜基含量高,部分孔隙表現(xiàn)為雜基內(nèi)微孔組合成的粒間孔 (圖4)。儲層壓實作用中等,顆粒呈短線到長線接接觸,部分孔隙連通性較差 (圖5)。

圖3 文44井東三段粒間孔

圖4 文44井東三段粒間孔

圖5 蘇42井東三段原生粒間孔

3.2 儲層孔隙結構特征

統(tǒng)計各層位壓汞分析表明,研究區(qū)儲層的孔隙結構構造特征較好。喉道分選系多界于1～3之間;排驅壓力小于1MPa,總體小于0.1MPa;中值壓力總體上小于1MPa;退出汞效率多數(shù)大于50%;喉道直徑最大22.39μ m,平均7.53μ m。

1)東二段 喉道直徑最大22.39μ m,平均15.23μ m;排驅壓力最大0.07MPa,平均0.06MPa;中值壓力最大0.5MPa,平均0.22MPa。

2)東三段 喉道直徑最大6.52μ m,平均3.03μ m;排驅壓力小于0.01MPa;中值壓力總體上小于1MPa;退出汞效率大于50%。

4 儲層物性影響因素分析

對碎屑巖而言,儲層的形成主要受控于沉積和成巖。沉積形成儲層的原始孔隙,孔隙的大小和結結構特征取決于砂巖的粒度大小、分選特征和泥質含量的多少。而儲層的孔隙,是砂巖埋藏以后,在沉積的基礎上,經(jīng)過成巖改造的結果,在成巖過程中,膠結充填和溶蝕對儲層的發(fā)育具有重要的影響[6]。綜上所述,綜合分析沉積特征和成巖特征,應該能查明儲層物性的影響因素。但研究區(qū)儲層物性分析和孔隙結構分析表明,研究區(qū)儲層總體上較好,以原生粒間孔為主。因此,儲層物性主要受控于沉積因素,而受成巖的影響較小。

基于以上思想,在現(xiàn)有資料的基礎上,在沉積因素分析時[7],選取了砂巖的巖性與物性關系、粒度中值與物性關系、分選系數(shù)與物性關系進行分析,最后歸結到沉積相與儲層物性的關系來分析。

從東營組砂巖巖性與儲層孔隙度、滲透率關系圖 (圖6)分析可知,儲層孔隙度與滲透率呈較好的正相關關系,儲層物性由差到好的順序是:含泥細砂質中砂巖、含泥粉砂質細砂巖、含泥細砂質粉砂巖、粉砂質細砂巖、細砂質粉砂巖、中砂質細砂巖、細砂質中砂巖、細砂巖;以細砂質中砂巖、中砂質細砂巖、細砂巖儲層物性最好,總體上為中孔中高滲儲層;粉砂質細砂巖、細砂質粉砂巖次之,總體上為中低孔中低滲儲層;而含泥細砂質中砂巖、含泥粉砂質細砂巖、含泥細砂質粉砂巖儲層物性最差,總體上為低孔-特低孔特低滲儲層至致密層。

圖6 東三段砂巖巖性與儲層孔隙度、滲透率關系圖

5 結 論

1)東營組儲層砂巖成份成熟度和結構成熟度均較低,巖石類型多種多樣,主要是巖屑砂巖,其次是長石巖屑砂巖和巖屑長石砂巖等。

2)東營組儲層物性主要受砂巖顆粒的粒度、分選系數(shù)、泥質含量和鈣質膠結物含量的影響。儲層總體上較好,孔隙類型中以原生粒間孔為主,粒間溶孔常見,主要為粒間溶蝕擴大孔。儲集砂巖普遍埋藏較淺,其中原生孔隙往往得以大量保存。

3)東營組中優(yōu)質砂巖儲層的分布主要受沉積環(huán)境的控制,該組砂巖中次生溶蝕孔隙雖然也非常發(fā)育,但與原生孔隙相比他對儲集砂巖物性的影響非常有限,次生孔隙中粒間溶蝕孔隙對砂巖物性略有影響,粒內(nèi)溶孔、晶間孔隙及微裂縫等其他類型對其儲層物性影響甚微。

4)東營組儲層主要分布于河道中,而泛濫平原總體上為特低孔特低滲儲層至致密層。

[1]李欣,鄭署泓,彭寧,等.冀中霸縣凹陷古近系深層油氣資源潛力研究 [J].石油實驗地質,2008,30(6):600-605.

[2]謝曉軍,鄧宏文.霸縣凹陷古近系層序地層構型[J].巖性油氣藏,2008,20(2):74-77.

[3]杜新江,趙捧,朱萍,等.華北油田斜坡帶油氣富集規(guī)律及評價方法研究[J].石油鉆采工藝,2009,31(z1):29-32.

[4]辛瑋江,靳國慶,王桂苓,等.安斜坡內(nèi)帶巖性地層油氣藏勘探 [J].特種油氣藏,2008,15(5):31-34.

[5]姜在興.沉積學 [M].北京:石油工業(yè)出版社,2003.

[6]楊偉榮,錢錚,張欣,等.冀中地區(qū)文安斜坡帶成藏特征研究 [J].巖性油氣藏,2008,20(3):49-52.

[7]潘雯麗,田建章,張玉娥,等.霸縣凹陷南洼槽沉積相研究及巖性地層圈閉識別[J].中國石油勘探,2010,15(2):33-40.