安塞油田王界油区长8储层特征及其物性影响因素分析

2011-02-20张添锦张金良

陕西科技大学学报 2011年5期

张添锦, 李斌, 张金良

(1.延安大学能源学院, 陕西延安 716000; 2.延长油田股份有限公司杏子川采油厂, 陕西延安 716000)

0 引言

安塞油田主要位于陕西省安塞县、志丹县、子长县及延安市的宝塔区境内，王界油区是安塞油田的重要区块之一，本区块合理有效的开发对安塞油田的增储上产有着重要的指导意义.长8油层组又是研究区的主要含油层位，其岩石学特征、成岩作用及储层物性的影响因素是本套储层研究的基础.

1 储层岩石学特征

1.1 组分特征

通过对岩心常规薄片、铸体薄片、阴极发光和扫描电镜资料的观察和分析，研究了目的储层的岩石学特征.研究区长8储层以细粒长石砂岩为主(图1)，含少量中-细粒长石砂岩；长石含量平均为47.26%，石英含量平均为21.14%，岩屑含量平均为10.28%，岩屑主要由岩浆岩、变质岩岩屑组成；胶结物含量较高，平均为18.37%，一般为10%～30%，主要以浊沸石、绿泥石、方解石及石英为主，其中浊沸石为主要的胶结物，变化范围较大，平均含量为7.81%，个别样品含量高达18%；粘土矿物以绿泥石为主，其相对含量为60%，其次为伊利石和伊蒙混层，其相对含量为40%；杂基含量相对较低，平均为0.09%(图2).

1.2 结构特征

通过对长8储层碎屑颗粒粒度的分析统计，研究区长8储层粒径平均为0.15 mm，分布范围0.09～0.20 mm，C值0.29，M值0.16，σ值为0.50.粒度概率曲线以两段式为主，跳跃组分含量占85%～95%，跳跃总体斜率为50°左右，分选中等-好，悬浮总体含量少(<10%).颗粒磨圆程度一般，圆度以次棱角状为主，颗粒间以薄膜、孔隙、接触复合胶结为主，局部呈基底式胶结，颗粒以线接触为主，局部有点接触和凹凸接触，颗粒支撑.

图1 安塞油田王界油区长8砂岩分类图图2 安塞油田王界油区砂岩组分图

2 孔隙结构特征

2.1 孔隙类型

借助铸体薄片的观察与鉴定、图像分析、阴极发光分析、电镜扫描等研究手段的分析与统计并结合邻区的研究成果，可将研究区储层孔隙类型划分为原生孔隙、次生孔隙和微裂隙3大类(图3、图4).

图3 安塞油田王界油区孔隙类型

图4 长8储集空间类型分布图

(1)原生孔隙包括残余粒间孔隙和填隙物内微孔隙.残余粒间孔隙在研究区储层中占主导地位，其未被充填的粒间孔多呈三角形或多边形，孔隙边缘整齐平直，薄膜式胶结的绿泥石充填物抑制了长石等岩屑的次生，加大保护了原生孔隙的有效储集空间[1]；填隙物内微孔隙在研究区经过压实作用的改造已部分消失，含量甚微，仅有极少部分分布于泥质含量较高的粉细砂岩中，其孔隙个体小分布不均匀且连通性差(图3a).

(2)次生孔隙主要以溶蚀型次生孔隙为主.主要为溶蚀粒间孔隙，是研究区延长组储集层的一种主要孔隙类型，溶解组分主要为长石、浊沸石、方解石，被溶蚀的颗粒边缘极不规则，此类孔隙连通性较好[2]；溶蚀粒内孔隙，多见于长石、云母和部分岩屑内，其常与溶蚀粒间孔隙伴生分布，且互相连通，但分布很不均匀(图3b)；铸模孔隙，研究区砂岩中的铸模孔隙较少，主要为长石铸模孔隙.

(3)微裂隙.主要为颗粒间缝隙和云母碎屑、长石碎屑的解理缝，其对粒间孔隙与粒内孔隙的连通起了重要作用；另一种是砂岩在外力作用下发生破裂而形成的裂缝，属次生孔隙类[3]，其研究区储层较发育，分布具有很强的不均一性，是长8油层的主要储集空间类型(图3c).

表1 薄片孔隙特征参数表

2.2 孔喉大小与分布特征

本区铸体薄片孔隙特征参数统计结果表明(表1)，长8油层总面孔率平均为5.05%，平均孔隙直径45.48μm，最小值22.60μm，最大值93.73μm.其孔隙类型主要有溶蚀粒内孔，占总面孔率的35.6%，次为裂隙孔和沸石溶孔，分别占总面孔率的22%和20%，残余粒间孔约为17.5%，此外还有少量的铸模孔，孔隙组合主要是残余粒间孔-裂隙孔-溶孔复合孔型.

表2 安塞油田王界油区延长组孔隙结构参数表

图5 多峰分散型孔喉特征图(星2井)

长8油层排驱压力分布在0.11～12.556 MPa 之间，平均为2.04 MPa，对应的最大连通孔喉半径为0.53～2.26μm，平均为1.05μm，饱和度中值压力分布在0.06～6.63 MPa之间，平均为1.62 MPa，中值半径为0.05～0.37μm，平均为0.20μm，平均孔喉半径分布在0.02～0.13μm之间，平均为0.33μm,分选系数分布在0.01～1之间，平均为0.27，相对分选系数分布在0.9～1.27之间，平均为1.09，孔喉歪度大于零，分布范围为1.5～2.46，平均为1.85(表2).

孔喉分布极不均匀，没有明显的优势孔喉范围(图5)，其中最常见的为一高一低的两个宽缓的峰态，两个峰态分布区间因各个样品孔隙结构及物性差异而游走不定，反映了两期成岩后生作用形成的次生孔隙的分布状态.物性一般为中等—较好.

3 储层物性成因分析

3.1 沉积相对储层物性的控制作用

研究区长8储层位于三角洲沉积相带的三角洲前缘亚相带，属于长流程浅水台地型曲流河三角洲，主要储集体为三角洲前缘水下分流河道砂体[4].河道砂体主要沿东北-西南方向展布，受河道砂体的展布控制作用长8油层组主要发育灰色细粒长石砂岩，砂体具有正粒序结构，下部以细砂岩为主，向上变细为粉砂岩、泥质砂岩及泥岩，砂体发育板状和槽状交错层理、平行层理、块状层理，导致储集层物性也随着河道展布、粒度结构序列和层理类型的变化而不同[5]，位于河道中部储层物性较好，向两侧物性变差.

3.2 成岩作用对储层物性的控制作用

3.2.1 压实胶结降低孔隙

机械压实导致碎屑颗粒转动，颗粒间呈稳定性紧密的线接触，使得原始粒间孔损失[6]；随着上覆压力的增大，压实作用逐渐过渡为以化学作用为主的压溶作用，压溶作用是破坏粒间孔隙的最主要因素之一，表现为颗粒间由线状接触过渡为凹凸接触，使储层孔隙度进一步减小(图6a).

长8砂岩储层中含有很多方解石等碳酸盐胶结物，而发育的碳酸盐连晶胶结区块往往含油性很差.碳酸盐连晶胶结结果导致储层的有效空间大量消失，形成致密型孔隙组合关系[7](图6b).

图6 安塞油田王界油区成岩作用特征a.压实压溶致使颗粒间凹凸镶嵌接触(星29，1 280 m);b.方解石交代长石 (星32,1 590.72 m);c.(坪240,1 331.07 m,致密交接);d.蜂窝状浊沸石溶蚀孔(星29，1 290.3 m);e.泥质胶结绿泥石薄膜(坪128-1,1 515.9 m); f.裂缝云母层间缝(坪128-1,1 512.63 m)

长8砂岩以细粒砂岩为主，其填隙物杂基含量较低，一般在1%左右.此类砂岩在埋藏成岩过程中发生强烈压实，原生粒间孔隙基本消失殆尽，其结果造成该类砂岩以泥质杂基内微孔隙为主[8]，孔隙个体小，连通性很差，形成致密型孔隙组合关系(图6c).此类成岩相在砂岩中分布较少，其含油性很差.

3.2.2 浊沸石的溶蚀和绿泥石的胶结改善储层物性

由碳酸盐含量与孔隙度和渗透率的关系图(图7、图8)也可以看出，当碳酸盐含量大于5%时，碳酸盐含量越高，物性越差，成岩后期的溶蚀作用产生了很多次生孔隙，才使砂岩的孔隙度、渗透率得到一定的恢复.

图7 碳酸盐含量与孔隙度相关图图8 碳酸盐含量与渗透率相关图

首先长8储层中含有浊沸石溶蚀孔隙，它是在碎屑沉积物沉积时形成的.此类砂岩储层在埋藏成岩过程中，先期胶结的浊沸石发生了强烈的溶蚀作用,其结果导致储层的有效空间得到极大改善，形成浊沸石溶蚀孔隙网络，成为油气主要储集空间(图6d)；其次储层中普遍发育高含量的自生绿泥石胶结物，多在成岩早期呈绿泥石膜保护碎屑颗粒，阻碍了碎屑颗粒与孔隙水的接触，使原生粒间孔大部分得以保留，形成残余孔隙型组合关系[9]，并且均一性相对较好，是油气的主要储集空间(图6e).

3.3 裂缝对储层物性的影响

裂缝对储层物性的影响主要表现在对渗透率的影响上，对孔隙度一般影响不大，根据本区及邻区岩芯及镜下薄片观测(图6f)，裂缝及微裂缝虽然仅占砂岩总孔隙的2%～5%，但分布较广泛，对渗透率具有较大影响，岩芯测试凡具有垂向微裂缝的样品，渗透率较相邻层位高200%～300%.区域资料研究证实，长8油层近于北东东-南西西向的微裂缝较普遍，微裂缝的存在改变了储层渗透能力，使油井可能高产.