丁晓琪,张哨楠,刘朋坤,邓礼正

(成都理工大学油气藏地质及开发工程国家重点实验室,四川成都610059)

0 引言

麻黄山地区位于鄂尔多斯盆地西缘冲断带中段,向东与天环拗陷中段衔接过渡[1](图1)。延长组为一套河湖相沉积,地层厚度为800～1 000 m[2-7]。三叠世末,受西南印度洋板块碰撞挤压,鄂尔多斯盆地西南部、西部开始抬升,形成延长组顶部侵蚀地貌和从西向东的侵蚀河谷。早侏罗世延安期构造运动平静,开始接受沉积,前期形成的侵蚀河谷开始填平补齐,延9形成广覆型补偿沉积,古地形被夷平,演化为沼泽化平原环境[8-9]。延安期末期,受燕山运动影响整体抬升,延安期顶部受到不同程度的剥蚀。

近年来,研究区多口钻井在延8储层获高产油流,具有良好的油气勘探前景,但目前对该区延8储层特征及优质储层的分布不清楚,制约了下一步的勘探。笔者试图从岩石学特征、沉积相类型及储层特征等角度分析该地区优质储层的控制因素,为弄清其分布提供参考。

图1 麻黄山地区地理位置Fig.1 Location Map of Mahuangshan Area

1 沉积相特征

延8储层主要为一套灰黑色-黑色泥岩与灰白色中-细砂岩的互层,夹有大量的煤线。在砂岩中发现大量的菱铁矿砂屑(图2a、b),菱铁矿砂屑对水深有严格的要求,如果水变深,则为黄铁矿,水变浅,则极易被氧化成褐铁矿,说明当时的沉积水体有一定的深度;在砂岩中发现大量的碳化植物茎干,植物茎干可垂直、平行或斜交于层面,碳质泥岩与煤线极为发育;地震剖面上发现延安组存在前积现象;生物扰动作用强烈,潜穴发育,说明研究区延8储层沉积期位于河湖交汇处,为三角洲平原沉积。研究区的主要砂体为三角洲平原的分流河道砂岩,决口扇砂岩,能够作为储集条件的砂岩只有分流河道砂岩。一个完整的分流河道砂体自下而上常常由含细砾平行层理粗砂岩相、平行层理中砂岩相、板状交错层理细砂岩相、平行层理细砂岩相及变形层理细-粉砂岩相组成(表1)。分流河道砂岩在岩芯上表现为多期河道的叠置,底冲刷现象不明显。可见砂岩由多个向上变细的旋回组成,在测井曲线上,分流河道砂岩常常表现为箱形、箱形+钟型和圣诞树形,单砂体厚度为2～14 m。

2 岩石学特征

2.1 碎屑物

研究区北部以长石石英砂岩为主(图2c、图3),岩屑长石砂岩次之,并夹有长石砂岩。研究区中部及南部则主要是岩屑石英砂岩(图2d、图3),偶夹长石岩屑砂岩,说明延8储层沉积期,研究区物源来自不同的区域。岩屑成分有变石英岩、千枚岩、泥板岩、中基性火山岩、硅质岩,偶见花岗岩、云母碎屑等,硅质岩屑主要分布在研究区中部。

表1 麻黄山延8储层分流河道砂岩岩相类型Tab.1 Type of Reservoir Distributary Channel Lithofacies of Yan-8 Formation of Mahuangshan Area

2.2 填隙物

以水云母杂基与胶结物共同填隙为主,纯胶结物填隙次之。第一世代胶结物有菱铁矿、微晶方解石、粉晶铁白云石。第一世代胶结物形成之后充填粒间孔隙(包括剩余原生孔及次生粒间孔)的二世代胶结物以硅质、高岭石为主,铁白云石次之,低铁方解石少量,重晶石、硬石膏偶见。

2.3 结构特征

砂岩以中粒为主,细粒次之,偶见粗粒;分选中等,磨圆以次棱角状为主。研究区北边成分成熟度低,而中部及南部成分成熟度较高。结构成熟度均中等偏低。颗粒支撑、孔隙式胶结;以线—凹凸接触为主,点—线接触次之。

图2 麻黄山地区延8储层岩石成分及孔隙类型Fig.2 Typical Rock Composition and Pore of Yan-8 Formation in Mahuangshan Area

图3 延8储层岩石分类三角Fig.3 Ternary Diagram of Yan-8 Formation Sandstone

3 储层物性特征

3.1 储层空间类型

根据钻井岩芯、薄片、扫描电镜观察,将延8砂岩储层空间分为粒间孔隙(图 2e)、粒内溶孔(图2f)、铸模孔(图2g)、溶蚀缝和超大孔(图2h) 5个大类17个小类(表2),主要的储层空间为粒间孔隙和粒内溶孔。

3.2 储层物性特征

延8储层孔隙度范围为0.9%～19.3%,平均值为12.8%,孔隙度主要分布范围为8%～18%,渗透率范围为(0.047～495)×10-3μm2,渗透率主要分布范围为(0.1～1)×10-3μm2及大于10× 10-3μm2两区间,平均值为40.7×10-3μm2。孔隙度与渗透率不呈正态分布,均有偏大的趋势(图4),通过薄片观察发现,这是因为大量长石、岩屑等被溶所致,这部分溶孔很大一部分由微孔组成,对渗透率的贡献不大,而真正对渗透率起贡献的是粒内蜂窝状溶孔和粒内晶间孔。孔渗之间有明显的线性关系,受裂缝的影响不明显。

图4 麻黄山地区延8储层孔隙度与渗透率分布Fig.4 Porosity and Permeability of Yan-8 Formation in Mahuangshan Area

3.3 孔隙结构特征

延8段的最大连通孔喉半径为10.17μm,平均孔喉半径为2.63μm,大于0.2μm的孔喉体积分数可视为岩石中可能的最大含油饱和度[10],延8段平均值65.77%。这样,相应得到的束缚水饱和度为34.23%。延8段高束缚水饱和度主要与孔隙类型有密切关系,粒内晶间微孔提供了大量的微孔,增加了储层的孔隙度,但由于高比表面,造成高束缚水饱和度。由于这部分水是不可动水,在生产过程中,并不会使产水率上升,如宁东3井,实测含水饱和度53%,试油含水率3%;宁东5井,实测含水饱和度41%,试油含水率1%,均为高含水饱和度,低含水率。

表2 延8储层孔隙类型特征Tab.2 Characteristics of Reservoir Pore Types of Yan-8 Formation

4 储层物性控制因素分析

4.1 砂体厚度对储层物性的控制

图5 砂体厚度与孔隙度关系Fig.5 Relationship Between Thickness and Porosity of Sandstone

图5为本区4口井15个取芯层段的砂岩厚度与孔隙度的交汇图。从图5可以看出,当砂体厚度低于10 m时,随着砂体厚度的增加,孔隙度增加明显,而当砂体厚度超过10 m时,随着砂体厚度的增加,孔隙度缓慢增加。砂体厚度与孔隙度呈现一种正相关关系,厚砂体主要发育于三角洲平原的主河道中,强水动力对沉积物有较强地分选和带出细粒的作用,沉积物粒度粗、分选好、泥质含量低,储集物性相对较好。

4.2 岩相对储层物性的控制作用

图6表明,平行层理中砂岩相的孔隙度最好,平均孔隙度(Φ)为15.5%;次为粗砂岩相和交错层理细砂岩相,平均孔隙度分别为11.8%和11.0%;含砾粗砂岩相和平行层理细砂岩相最差。结合沉积微相分析可知,物性最好的为分流河道的中部,底部的含细砾粗砂岩相和顶部的平行层理细砂岩相对较差。

4.3 成岩作用对储层的控制作用

成岩相可为储层在时空分布、评价和预测提供重要依据,这已为碎屑岩储层研究者所接受[11-14]。延8地层中的储层与非储层成岩相类型差别较大。

图6 不同岩相类型的孔隙度分布区间及平均孔隙度Fig.6 Average and Distribution of Porosity of Different Lithofacies

有利成岩相主要表现为压实弱、胶结弱或无胶结,长石及易溶岩屑蚀变严重,形成大量次生孔隙,之后形成的自生矿物少,对孔隙的破坏性不强;不利成岩相主要表现为塑性岩屑高,压实强、酸性水不活跃,中成岩B期—晚成岩期大量含铁方解石析出,热水矿物(重晶石、异形白云石、硬石膏)的析出充填各类次生孔隙及剩余原生粒间孔隙,致使储层物性变差。

通过薄片观察结合扫描电镜,宁东4井区硬石膏胶结严重,储层物性较差,而宁东2、3、5井区胶结作用相对较弱,长石碎屑溶蚀强,储层物性好。

5 结语

(1)研究区延8储层岩石学特征具有南北分带性,北边富长石,南边富石英,反映出延8储层沉积期受不同物源的控制。

(2)储层的主要储集空间为粒间孔隙和粒内溶孔,长石、岩屑等大量被溶,大大增加了储层的孔隙度,但对渗透率起贡献的主要是粒内蜂窝状溶孔和粒内晶间孔,微孔的存在增加了束缚水饱和度,最终导致高含水饱和度的储层不产水,只产油。

(3)砂岩厚度、岩石相和成岩作用共同控制着储层的物性。厚砂体、弱胶结的中砂岩具有高的孔隙度和渗透率。

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