張俊杰,郭艷琴,吳珍珍,相金元,李百強,趙靈生,王 琦,樊平天,李 平

(1.西安石油大學 地球科學與工程學院/陜西省油氣成藏地質學重點實驗室,陜西 西安 710065;2.中國石油集團西部鉆探工程有限公司 工程技術處,新疆 烏魯木齊 830011;3.合肥工業(yè)大學 資源與環(huán)境工程學院,安徽 合肥 230009;4.油氣地球化學與環(huán)境湖北省重點實驗室(長江大學資源與環(huán)境學院),湖北 武漢 430100;5.中國石油長城鉆探工程有限公司 蘇里格氣田分公司,遼寧 盤錦 124010;6.延長油田股份有限公司 南泥灣采油廠,陜西 延安 716000)

引 言

中生界上三疊統(tǒng)延長組長6油層組是鄂爾多斯盆地重要的含油層位之一,儲層總體表現(xiàn)出低孔、特低滲、孔隙結構復雜且非均質性較強的特點[1]。儲層特征差異直接影響油藏開發(fā)方式和產(chǎn)能,尤其是低孔低滲油藏的開發(fā),更需要對其儲層特征進行精細分類表征,并深入探討其控制因素[2]。目前,眾多學者通過巖心觀察、粒度分析、鑄體薄片和掃描電鏡觀察以及高壓壓汞分析等研究方法,對鄂爾多斯盆地中西部的吳起地區(qū)、西部姬塬地區(qū)、中東部富縣—志丹等地區(qū)的長6儲層巖石學特征、孔隙類型、孔隙結構以及成巖作用等做了大量研究[3-12],認為沉積相是影響儲層特征的首要因素,沉積相控制著砂體的分布規(guī)律,處于河道位置的儲層物性較好。此外,成巖作用對儲層特征影響顯著,在成巖作用中,壓實作用在早期成巖階段對儲層破壞較大,是導致儲層物性變差的最主要因素。膠結作用相對于壓實作用影響較小。早期綠泥石膠結可以支撐儲層孔隙,起到抗壓實作用,對儲層孔隙起到一定的保護作用,而在中期成巖階段,膠結作用也是影響儲層特征的重要因素。溶蝕作用則可以有效改善儲層物性。王曉琳等[13-15]利用Scherer M[16]研究得出的砂巖孔隙度預測模型分別對鄂爾多斯盆地中南部長8油層組、胡尖山地區(qū)長6油層組以及馬海東地區(qū)下干柴溝組致密砂巖儲層孔隙度進行定量恢復,并分析了不同成巖作用對儲層物性的影響。南泥灣油田南212井區(qū)位于伊陜斜坡中部偏東南,構造平緩,局部發(fā)育小型鼻狀隆起。長6油層組是研究區(qū)的主要產(chǎn)油層位之一。其中,長62是當前重要的產(chǎn)層段,厚度29～40 m,主要為三角洲平原亞相沉積,又可進一步細分為分流河道和河道間2種沉積微相[17]。但不同區(qū)域、不同層段的儲層特征存在較大差異,研究區(qū)長6儲層不同孔隙類型在成巖階段中的演化規(guī)律尚不明確。

針對該現(xiàn)狀,在前人研究的基礎上,綜合鑄體薄片鑒定、掃描電鏡、高壓壓汞、核磁共振以及X-衍射等實驗分析測試資料,開展南泥灣油田南212井區(qū)長62致密砂巖儲層的巖石學特征、孔隙類型及結構、物性特征和成巖作用等精細表征,并分析致密砂巖儲層的主要影響因素,為研究區(qū)有利建產(chǎn)區(qū)預測和優(yōu)選及后期高效開發(fā)提供地質依據(jù)。

1 巖石學特征

研究區(qū)長62油層亞組儲集層巖石類型主要為長石砂巖,其次為巖屑長石砂巖(圖1)。173個薄片的鑒定數(shù)據(jù)統(tǒng)計分析結果顯示,砂巖碎屑為69.00%～85.00%,平均85.40%,主要為石英、長石、巖屑和云母碎屑。其中,石英體積分數(shù)為15.00%～41.00%,平均23.40%;長石體積分數(shù)在32.00%～63.00%,平均49.00%;巖屑體積分數(shù)在7.00%～29.00%,平均13.00%。填隙物體積分數(shù)5.00%～31.00%,平均14.60%,其中雜基較少,以膠結物為主,雜基體積分數(shù)平均0.80%。膠結物類型豐富,主要包括方解石(4.00%),綠泥石(2.80%)和伊利石(0.30%)等黏土礦物,濁沸石(3.40%),石英質(1.00%),長石質(0.54%),其次為少量泥鐵質(0.50%)、菱鐵礦(0.66%)和瀝青質(0.57%)。砂巖顆粒分選好(22.60%)—中等(77.40%),磨圓以次棱狀為主(96.50%),砂巖為顆粒支撐,膠結類型主要為薄膜膠結(44.50%),其次為孔隙膠結(30.10%),表明長62砂巖成分成熟度較低、結構成熟度相對較高。

圖1 南212井區(qū)長62砂巖分類Fig.1 Classification of sandstone in Chang 62 reservoir of Nan 212 wellblock

2 物性特征

研究區(qū)長62油層組的物性統(tǒng)計結果表明,實測樣品(共162塊)孔隙度整體在2.20%～11.40%,峰值位于8.00%～11.00%,平均8.05%;測井解釋的孔隙度(122口井)一般為4.72%～11.76%,峰值位于8.00%～10.00%,平均8.66%(圖2)。實測樣品的滲透率一般(0.02～0.97)×10-3μm2,峰值位于(0.10～0.50)×10-3μm2,平均0.32×10-3μm2,測井解釋的滲透率一般(0.09～1.00)×10-3μm2,峰值位于(0.10～0.50)×10-3μm2,平均0.40×10-3μm2(圖3)?？紫抖群蜐B透率實驗測試值與測井解釋值相關性好。依據(jù)石油天然氣總公司碎屑巖儲層物性分級標準(SY/T 6285-1997),研究區(qū)長62儲層屬于低孔、特低孔—特低滲儲層,孔隙度與滲透率呈正相關,交會圖所得兩者相關系數(shù)為0.513 4(圖4),反映儲層孔隙結構相對較復雜。

圖2 長62孔隙度分布Fig.2 Porosity distribution of Chang 62 reservoir

圖3 長62滲透率分布Fig.3 Permeability distribution of Chang 62 reservoir

圖4 長62孔滲關系Fig.4 Relationship between porosity and permeability of Chang 62 reservoir

3 孔隙結構

3.1 孔隙類型

鑄體薄片鑒定及掃描電鏡觀察結果表明,研究區(qū)長62儲層孔隙類型以粒間孔和溶蝕孔隙為主,溶蝕孔隙主要為長石溶孔,其次為巖屑和雜基溶孔,少量濁沸石溶孔,孔隙組合類型主要為溶蝕孔-粒間孔型?？偯婵茁?.50%～10.00%,平均5.70%,其中,粒間孔最高,為1.00%～7.50%,平均4.08%,長石溶孔次之,在0.20%～3.00%,平均0.85%,雜基溶孔和巖屑溶孔最少,0.20%～1.00%,平均分別為0.38%和0.29%。

(1)粒間孔

粒間孔賦存于碎屑顆粒之間,形狀多為三角形、多邊形或不規(guī)則形,顆粒邊緣多發(fā)育綠泥石薄膜充填孔隙(圖5(a)),掃描電鏡下,綠泥石薄膜呈玫瑰花狀或葉片狀,常見自生石英礦物顆粒充填粒間孔(圖5(b))。

圖5 南212井區(qū)長62儲層孔隙鏡下特征Fig.5 Microscopic characteristics of pores in Chang 62 reservoir of Nan 212 well block

(2)溶蝕孔

溶蝕孔隙類型較多,主要包括粒間溶蝕孔與粒內(nèi)溶蝕孔,其中,長石溶孔最為發(fā)育,其次為巖屑溶孔,溶孔形狀不規(guī)則,多為港灣狀,常與粒間孔相連。長石溶孔沿解理面發(fā)育,部分溶孔幾乎相互連通,孔徑一般10～15 μm,巖屑溶孔相對較少,常與粒間孔和其他粒內(nèi)溶孔相互連通,粒內(nèi)溶孔多呈孤立狀分布,孔徑相對更小,一般在2～5 μm(圖5(c)—(f))。

3.2 孔隙結構

表征孔隙結構的參數(shù)較多,常見的主要為孔喉大小、孔喉形態(tài)、孔喉連通狀況及其配置關系。

郭艷琴等[18-20]通過薄片鑒定、掃描電鏡觀察、高壓壓汞測試及核磁共振實驗等方法,采用排驅壓力、最大進汞飽和度、中值壓力、可動流體飽和度、T2譜值等參數(shù)分別對鄂爾多斯盆地上古生界二疊系石盒子組8段、中生界三疊系延長組長9致密砂巖儲層孔隙結構特征進行研究,認為上述參數(shù)可作為劃分致密砂巖儲層孔隙結構的有效指標。本文基于11個樣品的高壓壓汞測試結果,結合8個樣品的核磁共振T2譜值,將南212井區(qū)長62儲層孔隙結構劃分為大孔-中細喉型(Ⅰ類)、中孔-微細喉型(Ⅱ類)和小孔-微喉型(Ⅲ類)3種類型(表1、圖6)。其中,以Ⅱ類孔隙結構為主(56.25%),Ⅰ類孔隙結構次之(31.25%),Ⅲ類孔隙結構發(fā)育最少。

表1 研究區(qū)長62儲層高壓壓汞、核磁共振參數(shù)Tab.1 High-pressure mercury injection and nuclear magnetic resonance parameters of Chang 62 reservoir in the study area

圖6 南212井區(qū)長62壓汞曲線分類Fig.6 Classification of mercury pressure curves of Chang 62 reservoir in Nan 212 well block

Ⅰ類：發(fā)育此類孔隙結構的砂巖儲層孔隙度一般為9.56%～13.35%,滲透率通常(0.37～0.88)×10-3μm2,排驅壓力<1 MPa,中值半徑0.04～0.13 μm,可動流體飽和度>50%。核磁共振T2譜值分布曲線一般呈單峰形態(tài)(圖7(a))且T2譜峰值相對較高,經(jīng)過離心后T2譜峰值與飽和狀態(tài)下的峰值有明顯差異,表明大、中孔隙較發(fā)育,孔、喉連通性較好[17]。

Ⅱ類：發(fā)育此類孔隙結構的砂巖儲層孔隙度一般7.12%～11.43%,滲透率(0.09～0.68)×10-3μm2,排驅壓力高于Ⅰ類,一般在1～3 MPa,中值半徑相對較小,為0.02～0.04 μm,可動流體飽和度在40%～50%。核磁共振T2譜值分布曲線一般呈左低右高的雙峰形態(tài),T2譜峰分布范圍相對較大,經(jīng)過離心后T2譜曲線右峰與飽和狀態(tài)下的峰值相比大幅下降,而左峰幾乎無變化(圖7(b)),表明雖然中孔比例較高,但孔喉連通性較差。

Ⅲ類：發(fā)育此類孔隙結構的砂巖儲層孔隙度一般在4.59%～7.12%,滲透率(0.02～0.19)×10-3μm2,排驅壓力最高,大于3MPa,最大進汞飽和度和中值半徑均最小,中值壓力最大,可動流體飽和度小于40%(表1)。核磁共振T2譜值低值占比增加,經(jīng)過離心后左右峰相比飽和狀態(tài)下無明顯變化(圖7(c)),反映小孔隙數(shù)量增多,且孔喉連通性變差。

圖7 南212井區(qū)長62核磁共振T2譜分布Fig.7 NMRT2 spectral distributions of Chang 62 reservoir in Nan 212 well block

4 成巖作用及成巖階段

4.1 成巖作用

薄片鑒定、掃描電鏡及陰極發(fā)光等實驗資料分析研究表明,長62儲層成巖作用類型主要包括壓實壓溶作用、膠結作用以及溶蝕作用。

(1)壓實壓溶作用：長62儲層壓實作用明顯,主要表現(xiàn)為石英、長石等礦物的定向排列以及云母等塑性顆粒的壓彎變形等,在強烈的壓實、壓溶作用下,砂巖顆粒接觸方式主要表現(xiàn)為線狀接觸(圖8(a))。

(2)膠結作用：長62儲層膠結作用較強,以碳酸鹽膠結、黏土礦物膠結和硅質膠結為主,其次有少量泥鐵質、菱鐵礦和瀝青質膠結。碳酸鹽膠結物以方解石為主,在陰極發(fā)光下主要呈橙紅色(圖8(b));黏土礦物主要為綠泥石,其次為伊/蒙混層,顯微鏡下,綠泥石呈薄膜狀(圖8(a)),掃描電鏡下,綠泥石呈葉片狀或玫瑰花狀(圖8(c),伊/蒙混層呈蜂窩狀或卷片狀(圖8(d));石英次生加大作用以Ⅱ～Ⅲ級為主,在顯微鏡下表現(xiàn)為顯著的次生加大邊(圖8(e))。在掃描電鏡下為自生石英晶體充填粒間孔。

(3)溶蝕作用：溶蝕作用主要表現(xiàn)為粒內(nèi)和粒間溶蝕,形成長石粒內(nèi)、粒間溶孔、巖屑和雜基溶孔,為儲層發(fā)育提供了良好的儲集空間,長62以長石溶孔為主,沿解理最為發(fā)育,其次為巖屑溶孔(圖8(c)、圖8(f))。

圖8 南212井區(qū)長62成巖作用特征Fig.8 Diagenesis characteristics of Chang 62 reservoir in Nan 212 well block

4.2 成巖作用階段劃分

鄂爾多斯盆地延長組古地溫為90～120 ℃,Ro為0.57%～0.98%,平均0.75%[19]。研究區(qū)長62儲層溶蝕孔隙發(fā)育,石英次生加大以Ⅱ～Ⅲ級為主,碳酸鹽膠結以方解石為主,黏土礦物主要為綠泥石和伊/蒙間層(I/S),黏土礦物總體積分數(shù)12.20%～24.50%,平均16.98%。其中,綠泥石體積分數(shù)為7.29%～13.48%,平均10.18%,相對體積分數(shù)49.00%～77.00%,平均60.40%,伊/蒙間層(I/S)體積分數(shù)為3.38%～11.03%,平均6.80%,相對體積分數(shù)23.00%～51.00%,平均39.60%,伊/蒙間層混層比為5.00%(表2),參考《石油天然氣行業(yè)標準SY/T5477-2003碎屑巖成巖階段劃分》,研究區(qū)長62儲層成巖作用已普遍進入中成巖階段A期。

表2 研究區(qū)長62X-射線衍射黏土礦物分析數(shù)據(jù)Tab.2 X-ray diffraction analysis data of clay minerals in Chang 62 reservoir of the study area

5 儲層物性控制因素

5.1 沉積相及砂體厚度

研究區(qū)長62儲層主要發(fā)育三角洲平原亞相沉積,包括分流河道和河道間兩種沉積微相。分流河道主河道砂巖為中-細砂巖,河道側翼砂巖粒度較細,主要為細-粉砂巖,河道間巖性以泥巖、泥質粉砂巖和粉砂巖為主。優(yōu)質砂體主要分布于分流河道沉積微相,分流河道水動力較強,砂巖粒度相對較粗、分選好,其儲層物性好。不同沉積微相環(huán)境的砂巖孔隙度和滲透率統(tǒng)計數(shù)據(jù)表明,分流河道砂體孔隙度平均9.90%,滲透率平均0.37×10-3μm2,河道間孔隙度、滲透率平均值分別為8.10%和0.16×10-3μm2(表3)。

沉積相控制著砂體展布規(guī)律,受沉積相影響,儲層單砂體厚度與儲層物性有密切關系。分流河道水動力較強,通常沉積粒度較粗、分選較好、厚度較大的單砂體,而河道側翼或河道間水動力較弱,沉積粒度較細、厚度較小的單砂體。

對研究區(qū)長62儲層332個單砂體的厚度和物性進行統(tǒng)計分析,結果表明,儲層物性受單砂體厚度影響,即儲層孔隙度和滲透率隨單砂體厚度增大而增大。厚度大于5 m的單砂體孔隙度為7.54%～9.12%,平均8.24%,滲透率為(0.51～1.05)×10-3μm2,平均0.89×10-3μm2;厚度為3～5 m的單砂體孔隙度分布在7.41%～8.97%,平均8.04%,滲透率分布在(0.44～1.04)×10-3μm2,平均0.77×10-3μm2;厚度為1～3 m的單砂體孔隙度為6.37%～8.37%,平均7.52%,滲透率分布在(0.34～0.78)×10-3μm2,平均0.65×10-3μm2;厚度小于1 m的單砂體孔隙度集中分布在5.80%～7.57%,平均6.30%,滲透率集中分布在(0.16～0.59)×10-3μm2,平均0.39×10-3μm2(表4)。

5.2 成巖作用的影響

5.2.1 壓實壓溶作用

隨著上覆地層壓力的不斷增大,儲層中廣泛發(fā)育的黑云母、變質巖巖屑會發(fā)生變形彎曲并充填于原生粒間孔中,導致儲層原始孔隙遭到破壞,此外,黑云母在壓實作用條件下也會發(fā)生蝕變作用,堵塞孔隙和喉道,從而使儲層孔隙度降低。利用Scherer M[16]研究得出的公式,計算得到儲層中砂巖的原始孔隙度,并可通過殘余粒間孔和膠結物含量來計算壓實作用后損失的孔隙度[13-15]。

表4 長62儲層單砂體厚度與物性統(tǒng)計Tab.4 Thickness and physical property statistics of single sand bodies in Chang 62 reservoir

Φ1=20.91+22.90/C,

(1)

Φ2=P1/Pt×Φm+ω,

(2)

Φc1=(Φ1-Φ2)×100%,

(3)

Fa=Φc1/Φ1×100%。

(4)

5.2.2 膠結作用

綠泥石、伊/蒙混層等黏土礦物充填于粒間孔隙中會堵塞儲層孔喉,隨著地層埋深的增加,云母類礦物(如黑云母)發(fā)生蝕變作用形成蒙脫石、黏土礦物等,以及黏土礦物之間的轉化都會為流體提供Fe2+、Mg2+,為后期碳酸鹽礦物的形成提供物質基礎[21-22],同樣會充填于粒間孔中,進一步使孔隙減小,使儲層物性進一步變差,儲層孔隙度和滲透率與黏土及碳酸鹽膠結物體積分數(shù)均表現(xiàn)為明顯的負相關關系(圖9)。

圖9 研究區(qū)長62膠結物與孔、滲相關性Fig.9 Relationships between volume fraction of cements and physical property of Chang 62 reservoir in Nan 212 well block

由于膠結作用使部分粒間孔以及早期溶孔被膠結物充填,導致儲層孔隙減少,故一般認為膠結作用損失的孔隙度與膠結物體積分數(shù)大致相同,即經(jīng)過膠結作用后損失的孔隙度計算如下：

Φ3=P1/Pt·Φm,

(5)

Φc1=(Φ2-Φ3)×100%=ω×100%,

(6)

Fb=ω/Φ1×100%。

(7)

式中：Φ3為經(jīng)歷過壓實壓溶作用和膠結作用之后的孔隙度,%;Φc1為膠結作用后損失的孔隙度,%;Fb為膠結孔隙度損失率,%。

計算結果表明,長62儲層膠結作用導致孔隙度減小6.00%～23.00%,平均減小了10.56%,膠結孔隙度損失率14.73%～54.12%,平均25.77%(表5)。

5.2.3 溶蝕作用

研究區(qū)長石、巖屑以及濁沸石等礦物在酸性條件下發(fā)生溶蝕形成的溶蝕孔可以有效改善儲層物性,溶蝕作用增加的孔隙度計算如下：

Φ4=P2/Pt·Φm,

(8)

Fc=Φ4/Φ1×100%。

(9)

式中：Φ4為經(jīng)溶蝕作用后增大的孔隙度,%;P2為溶蝕孔面孔率,%;Fc為溶蝕作用增孔率,%。

計算結果表明,溶蝕作用使長62儲層孔隙度增加1.68%～5.26%,平均增加2.96%,溶蝕作用增孔率為3.96%～12.86%,平均7.29%(表5)。

表5 研究區(qū)孔隙度演化與成巖作用的關系Tab.5 Relationship between porosity evolution and diageneses of Chang 62 reservoir in the study area

6 結 論

(1)南212井區(qū)長62儲層巖石類型以長石砂巖為主,其次為巖屑長石砂巖,膠結物主要包括方解石、綠泥石、伊利石、濁沸石和長英質,其次為少量泥鐵質、菱鐵礦和瀝青質。分選好—中等,磨圓以次棱狀為主,長62儲層的成分成熟度較低、結構成熟度相對較高;儲層孔隙度2.20%～11.76%,平均8.31%,滲透率在(0.02～1.00)×10-3μm2,平均0.35×10-3μm2,屬于低孔、特低孔-特低滲儲層。

(2)孔隙以粒間孔和長石溶孔為主,孔隙類型組合主要為溶蝕孔-粒間孔型;孔隙結構可劃分為大孔-中細喉型(Ⅰ類)、中孔-微細喉型(Ⅱ類)和小孔-微喉型(Ⅲ類)3類。研究區(qū)以中孔-微細喉型(Ⅱ類)最為發(fā)育。成巖作用主要有壓實壓溶作用、膠結作用和溶蝕作用,成巖階段為中成巖A期。

(3)長62物性主要受沉積環(huán)境和單砂體厚度以及成巖作用影響。分流河道物性較好,且儲層單砂體厚度越大,儲層的物性越好。壓實作用、膠結作用是導致研究區(qū)儲層物性變差的主要原因,其造成的減孔量平均分別為23.21%、10.56%,溶蝕作用有效改善了儲層物性,其增孔量平均為2.96%。