薛蓓蓓, 郭 峰, 馬旭晴, 3, 張翠萍, 王 克, 陳一凡

(1.西安石油大學 a.地球科學與工程學院; b.陜西省油氣成藏重點實驗室, 西安 710069;2.中國石油東方地球物理公司長慶物探處, 西安 710021; 3.中國石油長慶油田分公司第三采氣廠, 內(nèi)蒙古 烏審旗 017300;4.中國石油長慶油田分公司第六采油廠, 西安 710200)

0 引 言

非常規(guī)油氣資源在世界能源結(jié)構(gòu)中的地位越來越突出, 展示出巨大的潛力[1-2], 其中的致密砂巖油氣是目前中國提高油氣儲量最現(xiàn)實的資源[3-5]。鄂爾多斯盆地三疊系延長組是中國典型的低滲透油藏發(fā)育層位[6-9], 長6油層組為鄂爾多斯盆地增儲上產(chǎn)最重要的層位之一[10-11]。近年來, 致密砂巖儲層研究取得重要進展[12-18]。鄭榮才等基于層序地層學理論研究了長6砂體展布規(guī)律[19]; 馬強等將定量統(tǒng)計學方法應(yīng)用于含油砂體積微相的分析, 認為長6油氣主要賦存在水下分流河道砂體[20]; 楊華等總結(jié)了鄂爾多斯盆地延長組三角洲油氣富集的規(guī)律[21]; 賈承造等評價出不同類型非常規(guī)油氣資源潛力, 并認為致密相帶沉積學和儲層微觀特征研究是重要的理論問題[22]; 師清高等研究發(fā)現(xiàn)不同沉積微相的儲集性能存在明顯的差異[23]; 蔣天昊等通過對吳起油田長6儲層的研究認為, 重新認識注水開發(fā)中后期油藏的沉積微相和砂體展布特征對精準定位剩余油、 調(diào)整開發(fā)井網(wǎng)和提高水驅(qū)采收率具有重要意義[24]。調(diào)研發(fā)現(xiàn), 前人雖然對長6沉積相及儲層特征進行過大量研究, 但對于沉積微相與儲層之間關(guān)系的研究較少。鑒于此, 本次研究以鄂爾多斯盆地定邊地區(qū)長6油層組為例, 探討相控下致密砂巖儲層特征及主控因素。

1 地質(zhì)背景

鄂爾多斯盆地是一個被造山帶包圍的大型多旋回陸內(nèi)盆地[4, 25]。定邊地區(qū)位于伊陜斜坡西部, 構(gòu)造平緩(圖1)。根據(jù)巖性、 沉積及古生物特征等, 延長組自下而上分為長10～長1共10個油層組, 長6位于延長組中部(圖2)。沉積主體受西北物源控制, 主要發(fā)育三角洲前緣亞相。長6油層組砂體縱向疊置、 橫向連片, 多種成因砂體交互沉積, 儲集砂體組合形式多樣[26-27]。

圖1 鄂爾多斯盆地定邊地區(qū)位置

圖2 定邊地區(qū)長6地層柱狀圖

2 沉積特征

2.1 巖石學特征

定邊地區(qū)長6組主要為細砂巖、 粉砂巖與泥巖不等厚互層沉積。據(jù)A133井等760個巖石薄片統(tǒng)計, 主要的儲集體為水下分流河道及部分河口壩砂體, 結(jié)構(gòu)組分略有不同, 但均主要為長石砂巖及巖屑長石砂巖(圖3)。 端元組分中石英含量(平均體積分數(shù), 下同)為35.8%, 長石為48.2%， 巖屑為16.0%。填隙物以自生礦物為主, 雜基含量較少, 其中黏土礦物(9.2%), 次為硅質(zhì)膠結(jié)物(1.6%), 碳酸鹽膠結(jié)物較少(1.3%)。泥質(zhì)巖類多呈灰色, 反映了弱還原沉積環(huán)境。

圖3 定邊地區(qū)長6儲層砂巖組分

2.2 沉積微相

定邊地區(qū)長6組主要發(fā)育以水下分流河道、 河口壩、 天然堤及分流間灣微相為主的三角洲前緣沉積。分流河道沉積下部多為中型槽狀交錯層理的灰色中細砂巖(圖4), 測井曲線多為鐘型或箱型。河口壩多為灰色、 深灰色細砂巖、 粉砂巖夾薄層泥巖, 測井曲線呈下細上粗的漏斗形反旋回; 分流間灣以灰色泥巖夾薄層砂巖為主, 測井曲線一般為低幅齒型(圖2)。

圖4 定邊地區(qū)長6三角洲前緣沉積特征

3 儲集空間及物性特征

3.1 儲集空間類型

定邊地區(qū)長6組3種主要沉積微相(水下分流河道、 河口砂壩及天然堤)的儲層儲集空間均以殘余粒間孔(1.12%)和長石溶孔為主(0.96%), 分別占面孔率46.52%和37.85%; 少量的巖屑溶孔和晶間孔, 微裂隙含量較少, 切穿顆粒的裂縫寬度可達0.1 mm(圖5、 圖6)。

圖5 定邊地區(qū)長6儲層孔隙及成巖作用特征

3.2 孔喉結(jié)構(gòu)及物性特征

據(jù)A24井等96個鑄體薄片及75個樣品壓汞分析結(jié)果, 長6儲層孔隙主要屬于中小孔隙和微細喉道(表1、 表2)。儲層排驅(qū)壓力平均為0.99 MPa; 分選系數(shù)1.68～2.79, 平均2.04; 中值喉道半徑0.02～3.83 μm; 退汞效率23.1%～36.2%, 平均28.5%。長6可識別3種喉道類型: Ⅰ類(中-細喉道型), 主要發(fā)育于水下分流河道; Ⅱ類(微-細喉道型), 主要發(fā)育于水下分流河道邊緣及河口砂壩; Ⅲ類(微喉道型), 主要發(fā)育于天然堤( 圖6)。據(jù)此認為， 定邊地區(qū)長6儲層主要為小孔微細喉型。

表1 定邊地區(qū)長6儲層孔喉分級標準及評價

表2 定邊地區(qū)長6儲層壓汞參數(shù)特征

根據(jù)物性分析測試及測井解釋成果的統(tǒng)計, 長6儲層孔隙度主要集中在8.01%～11.41%, 約占總數(shù)的95.12%, 平均孔隙度為10.25%； 滲透率一般在(0.10～1.04)×10-3μm2, 平均為0.47×10-3μm2(圖7)。 綜合孔喉結(jié)構(gòu)參數(shù)特征認為, 定邊地區(qū)長6屬于低孔特低孔-特低滲超低滲小孔微細喉型儲層。

4 儲層主控因素

4.1 沉積環(huán)境是優(yōu)質(zhì)儲層形成的物質(zhì)基礎(chǔ)

據(jù)樣品分析測試統(tǒng)計, 水下分流河道孔隙度均值10.27%, 滲透率均值0.47×10-3μm2; 河口壩孔隙度平均9.65%, 平均滲透率為0.49×10-3μm2; 天然堤砂體物性較差。綜合沉積微相、 孔隙度與滲透率平面展布圖對比分析, 沉積微相與儲層物性展布具有良好的對應(yīng)特征, 物性明顯受沉積微相的控制(圖8)。水動力較強水下分流河道物性好于河口壩, 主要因其雜基含量少, 而天然堤因粒度較細且含有泥質(zhì), 物性較差(圖6、 圖7)。河口壩物性分布范圍相對分散, 主要是因為取樣位置的差異, 反旋回沉積上部粒度偏粗的砂巖一般物性偏好, 而下部一般較差。

圖6 不同微相環(huán)境下儲層毛管壓力曲線類型

圖7 定邊地區(qū)長6不同沉積微相孔隙度和滲透率分布特征

圖8 沉積微相(a、b、c)、 孔隙度(d、e、f)及滲透率(g、h、i)平面展布特征對比

4.2 成巖環(huán)境決定了儲層后期改造的程度

4.2.1 壓實作用 定邊地區(qū)的壓實作用主要表現(xiàn)為顆粒線接觸及凹凸接觸, 云母擠壓彎曲, 長軸顆粒定向排列等(圖5a、 b), 原始粒間孔大為減少, 顆粒排列緊密。可根據(jù)孔隙度演化定量模型經(jīng)驗計算原始孔隙度(表3, 式(1)、 式(2))。根據(jù)A280井等28口井150個砂巖樣品粒度統(tǒng)計, 分選系數(shù)為1.05～1.32, 均值1.25; 原始孔隙度均值為39.23%。根據(jù)樣品分析實測孔隙度(均值10.25%), 由于成巖作用損失的孔隙度約為28.98%。

表3 長6儲層成巖環(huán)境對孔隙度影響的定量演算

4.2.2 膠結(jié)作用 膠結(jié)物對孔隙的填充導(dǎo)致儲集空間進一步損失, 研究區(qū)膠結(jié)作用可分為兩期, 早期包括泥晶方解石膠結(jié), 硅質(zhì)增生和黏土膜的形成, 晚期包括亮晶方解石膠結(jié)和晚期硅質(zhì)增生。常見膠結(jié)物主要為黏土、 硅質(zhì)及碳酸鹽, 可見石英及自生長石, 自生黏土礦物主要為綠泥石和高嶺石(圖5、 圖9)。根據(jù)恢復(fù)的砂巖原始孔隙度均值39.23%, 可以計算因壓實和膠結(jié)作用分別損失的孔隙度和剩余孔隙度, 其中壓實損失孔隙度為22.21%, 損失率55.61%, 屬于中等—強壓實強度; 膠結(jié)作用造成的損失孔隙度均值10.91%, 損失率為29.05%。

綠泥石膠結(jié)物是一種特殊的雙向作用存在, 多見于吸附在顆粒表面形成綠泥石膜(圖5d—f), 增加顆粒抗壓能力, 同時通過隔斷孔隙水, 阻止石英、 長石等自生加大, 抑制后期膠結(jié)[33-34], 但是過量的綠泥石會占據(jù)部分儲集空間, 滲流能力也會降低?？傮w表現(xiàn)為綠泥石含量≤3.5%時, 其面孔率相對較高, 孔隙度有增大的趨勢, 超過3.5%時, 孔隙度變化趨勢不明顯(圖9)。從形成環(huán)境來看, 薄膜自生綠泥石膠結(jié)物常形成于富鐵鎂、 強水動力條件的堿性環(huán)境, 是海(湖)陸過渡環(huán)境三角洲沉積的良好標志。三角洲相對較強的水動力裹挾著母巖區(qū)而來的云母、 巖屑等暗色礦物, 帶來豐富的亞鐵和鎂離子, 更容易在這種過渡環(huán)境中發(fā)生溶蝕, 以化學沉淀的方式吸附于顆粒表面形成綠泥石薄膜。

圖9 長6儲層孔隙度與碳酸鹽膠結(jié)物(a)及綠泥石(b)含量的關(guān)系

4.2.3 溶蝕作用 定邊地區(qū)長6儲層顆粒的溶蝕可形成粒間及粒內(nèi)微孔隙(圖5、 圖6)。長石溶孔、 巖屑溶孔、 粒間溶蝕孔及填隙物溶孔均較為發(fā)育, 約占總孔隙的15.8%。因溶蝕作用增加的孔隙度為2.91%～12.57%, 均值為4.39%(表2, 式(7))。

5 結(jié)束語

(1)定邊地區(qū)長6組主要發(fā)育以水下分流河道、 河口壩、 天然堤及分流間灣微相為主的三角洲前緣沉積。儲層巖性以長石砂巖為主, 儲集空間主要為粒間孔-溶孔組合。

(2)長6儲層孔隙度主要集中在8.01%～11.41%, 約占總數(shù)的95.12%, 平均孔隙度為10.25%； 滲透率在(0.10～1.04)×10-3μm2, 平均為0.47×10-3μm2。定邊地區(qū)長6主要為低孔特低孔-特低滲超低滲小孔微-細喉型儲層。

(3)沉積微相對儲層物性具有顯著的控制作用, 水下分流河道微相物性好于河口壩及天然堤, 孔隙度、 滲透率展布特征與沉積微相展布相似。儲層致密的主因為壓實作用(孔隙度損失率為55.61%), 其次為膠結(jié)作用(孔隙度損失率為29.05%), 而溶蝕作用可增加孔隙度(孔隙度貢獻率4.39%); 綠泥石可以抑制壓實及膠結(jié)作用, 有利于原生孔隙保存, 明顯改善儲層質(zhì)量(含量小于3%時)。

近年來， 我國新增石油探明儲量中致密油藏占70%, 其中鄂爾多斯盆地占比達50%以上, 且多屬于三角洲沉積體系， 目前的研究多為常規(guī)儲層評價, 本文從相控特征探討了儲層主控因素, 但對于更為細致的納米級微孔隙、 三維可視化以及不同沉積微相低滲透儲層可動流體及其約束因素特征需要進一步探索。