王藝帆, 譚成仟

西安石油大學 地球科學與工程學院 西安石油大學陜西省油氣成藏地質(zhì)學重點實驗室, 陜西 西安 710065

0 引言

隨著常規(guī)油氣藏勘探難度不斷增加, 油氣田開發(fā)進入了非常規(guī)時代, 致密油成為重點研究領域[1]。 經(jīng)過多年的勘探開發(fā), 鄂爾多斯盆地鹽池地區(qū)先后提交了三級儲量1.27 億噸, 是近年來非常規(guī)資源產(chǎn)能建設重點目標區(qū)[2]。 鹽池地區(qū)長63儲層作為該區(qū)主力產(chǎn)層之一, 目前儲層微觀特征研究尚不深入, 以往針對常規(guī)油氣資源所采用的儲層分類評價方法并不適用于該區(qū)非常規(guī)資源, 因此, 本文通過巖心觀察及相關(guān)實驗數(shù)據(jù)對鹽池地區(qū)長63儲層巖石學特征、 孔隙結(jié)構(gòu)特征及儲層物性進行了綜合分析, 為鄂爾多斯盆地儲層的研究和開發(fā)提供一定借鑒。

1 區(qū)域地質(zhì)概況

鄂爾多斯盆地是一個復合盆地, 該盆地覆蓋中國陜西、 甘肅、 山西、 寧夏和蒙古, 面積達371 000 平方公里[3-7]。 受印支運動和燕山運動的影響在晚三疊紀由華北克拉通盆地轉(zhuǎn)變而來, 位于克拉通盆地中西部, 盆地邊緣可見較小的斷裂與褶皺, 內(nèi)部整體構(gòu)造活動比較穩(wěn)定。 現(xiàn)今盆地具有伊盟隆起、 渭北隆起、西緣沖斷構(gòu)造帶、 晉西撓褶帶、 天環(huán)坳陷和陜北斜坡等六個一級構(gòu)造單元。 盆地主力產(chǎn)油層為晚三疊系延長組, 依據(jù)沉積旋回特征及油層分布規(guī)律, 延長組地層將劃分為長1—長10, 即10 個油層組。

鹽池地區(qū)位于鄂爾多斯盆地的西部, 區(qū)域面積557 平方公里, 位于天環(huán)坳陷構(gòu)造單元內(nèi)(圖1)。 發(fā)育近東西向逆斷層, 傾向多為南西方向, 地層頂面構(gòu)造呈兩側(cè)高、 中部低的格局[8-11]。 研究區(qū)長63儲層沉積體系為三角洲沉積, 三角洲平原分流河道廣泛發(fā)育。 通過重輕礦物含量判斷沉積物源來自于盆地西北方向的變質(zhì)巖和火成巖。

圖1 鄂爾多斯盆地鹽池地區(qū)位置及區(qū)域構(gòu)造圖(據(jù)黎小偉, 2012; 有改動)Fig.1 Location and regional tectonic map of Yanchi area, Ordos Basin

2 儲層巖石學特征

2.1 巖石結(jié)構(gòu)特征

分析30 口井58 塊樣品的巖心及鑄體薄片, 鹽池地區(qū)長63儲層致密砂巖主要為深灰色、 灰黑色細粒長石砂巖, 其次為少量的巖屑長石砂巖(圖2)。 長63儲層碎屑粒度變化范圍小, 主要為細砂巖, 中細砂巖次之, 中粗砂巖少見。 砂巖分選性較差、 磨圓呈次棱角狀, 點—線接觸, 膠結(jié)類型以孔隙型和薄膜—孔隙型為主。 總體表現(xiàn)為結(jié)構(gòu)成熟度低、 成分成熟度低。

Ⅰ-石英砂巖; Ⅱ-長石石英砂巖; Ⅲ-巖屑石英砂巖;Ⅳ-長石砂巖; Ⅴ-巖屑長石砂巖; Ⅵ-長石巖屑砂巖; Ⅶ-巖屑砂巖

2.2 成分特征

長63儲層砂巖的長石含量較多, 平均含量為36.94%; 石英含量次之, 平均含量為28.36%, 巖屑含量相對較少, 平均含量為7.7%。 巖屑類型以變質(zhì)巖巖屑為主 (占比為5.02%), 其次為火成巖巖屑(占比為1.92%) 和沉積巖巖屑(占比為0.76%)。 變質(zhì)巖巖屑類型有千枚巖巖屑、 石英巖巖屑、 板巖巖屑、 變質(zhì)砂巖巖屑和片巖巖屑等; 火成巖巖屑大部分為酸性噴發(fā)巖巖屑; 沉積巖巖屑以白云巖巖屑為主,少量粉砂巖巖屑、 泥巖巖屑和灰?guī)r巖屑。 長63儲層填隙物種類多樣, 主要包括黏土類、 碳酸鹽類和硅質(zhì),平均含量為15.39%。 其中, 黏土類礦物以高嶺石為主, 占4.4%, 綠泥石、 水云母次之, 分別占2.75%、2.54%, 網(wǎng)狀黏土最少, 占0.14%; 碳酸鹽類膠結(jié)物主要以鐵方解石為主, 占3.18%, 其次為鐵白云石、方解石, 分別占1.09%、 0.28%; 硅質(zhì)膠結(jié)物少見,占填隙物總量的0.86% (圖3)。

圖3 鹽池地區(qū)長63儲層填隙物含量柱狀圖Fig.3 Column diagram of interstision content of Chang 63reservoir in Yanchi area

3 儲層孔隙特征

3.1 孔隙類型及大小

通過觀察巖心、 鑄體薄片和掃描電鏡等資料分析, 研究區(qū)長63儲層孔隙類型有溶蝕孔、 殘余粒間孔、 晶間孔和微裂縫多種類型。 其中, 溶蝕孔、 殘余粒間孔為最主要的儲集空間, 溶蝕孔以長石溶孔為主, 平均含量為1.2%, 其次為巖屑溶孔, 平均含量為0.13%, 還有少量的粒間溶孔和雜基溶孔, 平均含量分別只有0.07%和0.02%; 殘余粒間孔平均含量為0.76%。 晶間孔和微裂縫含量較低, 平均含量分別為0.11%和0.1% (圖4)。 研究區(qū)長63儲層的粒間孔為機械壓實和多種膠結(jié)作用之后剩余的原生粒間孔, 星散狀分布, 可見早期薄膜狀綠泥石膠結(jié)的殘余粒間孔; 溶蝕孔是長石等易溶物質(zhì)發(fā)生不同程度的溶蝕作用形成的孔隙, 長石溶孔含量較多, 主要沿節(jié)理發(fā)育微小溶孔或溶縫, 還有些碎屑主體甚至整體被溶蝕形成粒內(nèi)溶孔或大的鑄模孔; 成巖作用晚期晶間孔被自生伊利石、 自生綠泥石、 自生高嶺石等黏土礦物充填, 研究區(qū)以自生高嶺石的晶間孔最為常見; 微裂縫少量發(fā)育, 形狀較細, 改善了研究區(qū)孔喉之間的連通性(圖5)。

圖4 鹽池地區(qū)長63儲層孔隙類型柱狀圖Fig.4 Pore types of Chang 63reservoir in Yanchi area

a-溶蝕孔及粒間溶孔, 鹽67 井, 2 366.51 m; b-長石碎屑顆粒發(fā)生溶蝕產(chǎn)生溶蝕孔, 鹽36 井, 2 489.76 m; c-高嶺石的晶間孔及溶孔, 鹽87 井, 2 461.02 m; d-部分碎屑溶蝕產(chǎn)生溶孔及溶縫, 鹽96 井, 2 588.36 m; e-粒間伊利石、 高嶺石等黏土礦物及晶間孔隙, 鹽69 井, 2 349.8 m; f-粒間、 粒表高嶺石、 綠泥石等黏土礦物及殘余粒間孔隙、 長石顆粒溶縫, 鹽75 井, 2 388.89 m

研究區(qū)長63儲層平均面孔率為2.38%, 孔隙半徑分布相對集中, 主要分布在100 ～200 μm 范圍內(nèi), 孔隙分級均以小孔隙為主。

3.2 吼道特征

根據(jù)毛管壓力恒壓法實驗結(jié)果表明, 研究區(qū)長63儲層排驅(qū)壓力較小, 為0.957 ～6.953 MPa, 平均2.209 MPa; 中值壓力較低, 為4.043 ～37.867 MPa,平 均 11.769 MPa; 中 值 半 徑 較 小, 為 0.019 ～0.182 μm, 平均0.089 μm, 說明孔喉半徑小, 為細孔喉; 最大進汞飽和度為58.13% ～89.23%, 平均73.673%, 說明儲層儲集能力相對強; 退汞效率較低,為21.809% ～37.93%, 平均29.241%; 分選系數(shù)為1.165～3.46, 平均1.938, 說明孔喉分選差, 分布不均勻。

毛管壓力曲線反映了研究區(qū)喉道半徑分布較為分散, 在0. 1 ～1. 2 μm 范圍內(nèi)均有分布, 喉道分級均以細喉道為主, 孔隙結(jié)構(gòu)均以小孔細喉型為主(表1)。

表1 鹽池地區(qū)長63儲層微觀孔喉結(jié)構(gòu)特征參數(shù)統(tǒng)計表Table 1 Statistical table of microscopic pore-throat structure characteristic parameters of Chang 63reservoir in Yanchi area

3.3 孔隙結(jié)構(gòu)類型

據(jù)儲層孔隙結(jié)構(gòu)分類評價標準[12-14], 結(jié)合毛管壓力測試曲線及微觀孔喉結(jié)構(gòu)特征參數(shù), 研究區(qū)長63儲層孔隙結(jié)構(gòu)可劃分為4 種類型。 Ⅰ類孔隙結(jié)構(gòu), 壓汞曲線具有兩段式或非典型的三段式結(jié)構(gòu), 孔喉半徑大, 發(fā)育大孔, 分選較好, 滲透能力較強; Ⅱ類孔隙結(jié)構(gòu), 壓汞曲線為典型的三段式結(jié)構(gòu), 相比Ⅰ類孔隙結(jié)構(gòu)明顯較短, 發(fā)育中孔、 大孔, 分選中等—差, 孔隙結(jié)構(gòu)連通性相對較差; Ⅲ類孔隙結(jié)構(gòu), 壓汞曲線具有三段式結(jié)構(gòu), 孔喉半徑較小, 發(fā)育小孔和微孔, 分選較差; Ⅳ類孔隙結(jié)構(gòu), 壓汞曲線無平臺結(jié)構(gòu), 孔喉連通性差, 微孔發(fā)育, 物性較差(圖6)。

a-Ⅰ類孔隙結(jié)構(gòu); b-Ⅱ類孔隙結(jié)構(gòu); c-Ⅲ類孔隙結(jié)構(gòu); d-Ⅳ類孔隙結(jié)構(gòu)

其中, Ⅱ類孔隙結(jié)構(gòu)類型是研究區(qū)最為常見的類型, 占比分別為56.52%, Ⅲ類次之、 占比26.09%。 Ⅱ類孔隙結(jié)構(gòu)孔喉半徑主要分布在0.07 ～0.3 μm 范圍內(nèi); Ⅲ類孔喉半徑主要分布在0.04 ～0.2 μm 范圍內(nèi)。

4 儲層物性特征

4.1 孔隙度和滲透率特征

通過對研究區(qū)長63儲層砂巖樣品物性進行數(shù)據(jù)分析, 長63儲層物性較差, 其孔隙度為3.28% ～14.27%, 平均值為9.36%, 孔隙度大于6%的樣品占92.8%, 屬于特低孔儲層; 滲透率為0.01×10-3μm2～1.55×10-3μm2, 平均值為0.24×10-3μm2, 滲透率大于0.1×10-3μm2的樣品占73.42%, 屬于超低滲儲層(圖7)。 根據(jù)碎屑巖儲層物性劃分標準[15-17], 長63儲層物性整體表現(xiàn)為特低孔隙度、 超低滲透率的特征。

圖7 鹽池地區(qū)長63儲層孔隙度、 滲透率分布直方圖Fig.7 Histogram of porosity and permeability distribution of Chang 63reservoir in Yanchi area

4.2 孔隙度和滲透率關(guān)系

進一步分析儲層物性, 由鹽池地區(qū)長63儲層孔滲交匯圖可以看出(圖8), 長63儲層孔隙度和滲透率之間呈指數(shù)關(guān)系, 相關(guān)系數(shù)為0.597 6, 孔隙度主要集中分布在6.00%～12.00%之間, 滲透率主要集中分布在0.1×10-3μm2～0.5×10-3μm2之間, 非均質(zhì)性較強。 隨著孔隙度值的增加, 滲透率值也隨之增大, 反映出研究區(qū)長63儲層孔隙較小, 吼道較細。 部分出現(xiàn)的異常高值可能是微裂縫和微孔隙發(fā)育產(chǎn)生的結(jié)果。

圖8 鹽池地區(qū)長63儲層孔隙度與滲透率關(guān)系圖Fig.8 Relationship between porosity and permeability of Chang 63reservoir in Yanchi area

5 儲層分類與評價

5.1 儲層評價標準

在前人的研究基礎上[18-20], 結(jié)合鉆試測錄等資料, 將研究區(qū)長63巖石學特征、 孔隙類型、 孔隙結(jié)構(gòu)特征、 物性特征作為評價參數(shù), 根據(jù)儲層綜合評價標準, 將鹽池地區(qū)長63致密砂巖儲層進行劃分為3 類,即Ⅰ、 Ⅱ類儲層為優(yōu)質(zhì)儲層, Ⅲ類為一般儲層(表2)。

表2 鹽池地區(qū)長63儲層綜合評價分類表Table 2 Comprehensive evaluation classification table of Chang 63reservoir in Yanchi area

5.2 儲層綜合評價

鹽池地區(qū)長63儲層整體物性較差, Ⅰ類儲層分布面積最小, Ⅲ類儲層分布面積最大。 Ⅰ類儲層儲量在評價參數(shù)中處于優(yōu)勢區(qū)間, 試油可獲得高的工業(yè)油流; Ⅱ類儲層試油產(chǎn)量在5 t ～10 t 之間, 多數(shù)井試排出現(xiàn)油水同出現(xiàn)象; Ⅲ類儲層評價參數(shù)處于產(chǎn)能相對低值區(qū), 試油產(chǎn)量低, 通常小于5 t。

研究區(qū)長63砂體呈北西—南東方向展布, 砂體寬2.0～4.5 km2, 砂體油層疊合度高, 縱向隔夾層多,儲層物性先好后差, 致使Ⅰ類儲層和Ⅱ類儲層發(fā)育面積減小。

6 結(jié)論

(1) 鹽池地區(qū)長63儲層以三角洲平原亞相沉積為主, 分流河道砂體為主要儲集體。 巖石類型主要為長石砂巖, 其次為巖屑長石砂巖。 其中, 長石平均含量為36.94%, 石英平均含量為28.36%, 巖屑平均含量為7.7%; 儲層填隙物主要成分為黏土類、 碳酸鹽類, 以鐵方解石和高嶺石為主; 膠結(jié)類型主要為孔隙型; 分選性較差, 磨圓以次棱狀為主。

(2) 鹽池地區(qū)長63儲層孔隙類型包括溶蝕孔、 殘余粒間孔、 晶間孔和微裂縫, 以長石溶孔和殘余粒間孔為主要儲集空間, 晶間孔和微裂縫少見。 孔隙均以小孔隙、 喉道均以細喉道、 組合均以小孔細喉型為主。

(3) 鹽池地區(qū)長63儲層整體表現(xiàn)為特低孔、 超低滲儲層。 其孔隙度范圍3.28%～14.27%, 平均值9.36%; 滲透率范圍0.01×10-3μm2～1.55×10-3μm2,平均值0.24×10-3μm2。

(4) 鹽池地區(qū)長63儲層按照評價標準劃分3 大類, Ⅰ類、 Ⅱ類儲層試油效果好, 綜合評價為優(yōu)質(zhì)儲層; Ⅲ類儲層試油效果差, 為一般儲層, 是研究區(qū)長63儲層主要儲層類型, 其發(fā)育面積較大, 非均質(zhì)性較強。