延安三角洲延长组下组合长8储层控制因素分析

2015-07-02孟祥振刘绍光何文忠冷丹凤

石油地质与工程 2015年1期

关键词：溶孔粒间储集

孟祥振，刘绍光，何文忠，冷丹凤

(延长油田股份有限公司勘探开发技术研究中心，陕西延安 716000)

延安三角洲延长组下组合长8储层控制因素分析

孟祥振，刘绍光，何文忠，冷丹凤

(延长油田股份有限公司勘探开发技术研究中心，陕西延安 716000)

延安三角洲延长组下组合长8储层主要为曲流河三角洲前缘沉积，其储集岩性主要为细粒长石砂岩，孔隙类型主要为粒间溶孔，物性较差，平均孔隙度8.2%，平均渗透率0.35×10-3μm2，属于特低孔-超低渗储层。储集层性能主要控制因素为沉积作用和成岩作用，沉积作用在宏观上控制着砂体类型、形态、厚度、规模及空间分布，在微观上决定着岩石碎屑颗粒大小、填隙物的多少，对储层起到先天性的控制作用；成岩作用主要表现为压实作用、胶结作用和溶蚀作用，压实作用、碳酸盐岩胶结、黏土矿物胶结和硅质胶结等使储层物性变差，早期绿泥石环边胶结和溶蚀作用等改善储集性能。将研究区划分为4种类型储层，其中II类储层为研究区主要储层。

鄂尔多斯盆地；延长组；储层特征；控制因素；储层评价

1 区域地质背景

鄂尔多斯盆地是一个多旋回沉积型克拉通类含油气盆地，蕴含着丰富的油气资源[1-5]，中生界三叠系延长组长1 ～长10油层组是盆地内重要的含油层系，具有横向上分布面积广、纵向上发育多套含油组合的特点。研究区在区域构造上位于鄂尔多斯盆地的中部伊陕斜坡带东南部，构造相对简单，地层平缓，呈向西倾斜的平缓单斜，以主要发育曲流河三角洲前缘沉积为特征。近几年，在鄂尔多斯盆地的陕北斜坡和天环坳陷等构造带上，延长油田东部老油区部分采油厂在下组合特别是长8储层已经取得发现并获得工业油流[6-12]，但由于下组合储层物性较差，产量递减快，勘探成功率低。

2 岩性及储集空间类型

2.1 储层岩石学特征

根据普通薄片及铸体薄片鉴定结果，研究区下组合长8储层岩石类型主要为细粒长石砂岩，长石占碎屑总量的65.02%～59.26%，次为岩屑长石砂岩，砂岩磨圆度较差，颗粒多为次棱角状，分选一般，结构成熟度较低；岩石的支撑类型为颗粒支撑；碎屑颗粒之间为线接触或凹凸接触。填隙物主要为绿泥石和高岭石，绿泥石平均占黏土矿物总量的63%，高岭石平均占黏土矿物总量的20%，胶结类型以孔隙式胶结为主；方解石为常见的胶结物之一，一般含量为3%～5%；在油层的致密夹层段，钙质含量较高，一般大于15%。

2.2 储集空间类型

根据岩矿薄片、铸体薄片及扫描电镜等分析结果，研究区下组合长8储层的主要储集空间中面孔率为6%～10%，平均为7.6%，其中粒间溶孔占69%～71%，平均70.4%，是研究区下组合长8油层组最主要的一种孔隙类型；其次为剩余粒间孔，约占25%左右；粒内溶孔一般小于5%。

(1)粒间孔。粒间孔包括剩余粒间孔、粒间溶孔。剩余粒间孔是原生粒间孔在机械压实、绿泥石析出、长石和石英次生加大或其它胶结作用充填后的剩余粒间孔隙，未被充填的粒间孔呈三角形或多边形，孔隙边缘整齐平直，这种孔隙对孔隙度的贡献较大。剩余粒间孔隙是研究区下组合较主要的储集空间之一，该类孔隙特征主要出现在中粒、细-中粒、中-细粒砂岩及细粒砂岩中，这种孔隙一般与其它孔隙类型相伴生，不单独出现于岩石中。粒间溶孔是填隙物和长石、岩屑等碎屑颗粒边缘溶蚀而形成的孔隙。被溶蚀的粒间孔边缘极不规则，呈港湾状。溶蚀作用使原生孔隙恢复和扩大，并形成新的次生孔隙，这种孔隙对孔隙度的贡献较大，是研究区下组合最主要的储集空间，常见长石溶孔和岩屑溶孔。

(2)粒内溶孔：主要为长石和岩屑的粒内溶孔，其次为方解石胶结物的粒内溶孔，粒内溶孔多沿节理或裂隙发育。

3 储集层物性

根据研究区取心井物性分析数据统计结果，长8储层孔隙度的主要分布区间为5.0%～13.0%，平均值为8.2%；渗透率主要分布区间为(0.1～0.76)×10-3μm2，平均值0.35×10-3μm2。不同沉积微相物性不同，其中三角洲前缘水下分流河道物性最好(图1)，孔隙度均值11.2%，渗透率均值为0.47×10-3μm2。根据石油与天然气行业标准(SY/T 6285-1997)，研究区长8储层属于特低孔-超低渗储层。

图1 研究区长8储层沉积微相与储层物性关系

4 储集层控制因素

4.1 沉积作用对储层物性的影响

沉积作用在宏观上控制着砂体类型、形态、厚度、规模及空间分布，从而除影响砂体的平面和纵向展布与层间、层内的非均质性，还在微观上因决定着岩石碎屑颗粒大小、填隙物的多少、岩石结构等特征，控制了岩石原始孔、渗性的好坏，因此沉积作用对储层起到先天性的控制作用。不同的沉积环境对应不同的砂岩粒度组成，导致了不同的物性特征。就三角洲沉积体系而言，有利的沉积相带主要由水下分流河道和河口坝等沉积微相组成。由于沉积介质能量大，形成的沉积物通常磨圆度高、分选好，具有相对较高的结构成熟度，且黏土杂基含量低、塑性碎屑如云母类、基性火山岩屑等不稳定颗粒易分解，形成较高的成分成熟度，在进入埋藏成岩环境之前，这类砂质沉积物具有很高的初始孔隙度，从而为优质储层的形成打下基础；另外，这些微相砂体发育，不仅粒度相对较粗，而且受到河流和湖泊波浪的改造作用，颗粒分选性较好，因此物性较好，是形成良好储层物性的前提条件。

4.2 成岩作用对储层物性的影响

成岩作用是改变储层物性的主要因素，其中，对研究区储层物性改造较大的成岩作用主要有压实压溶作用、胶结作用和溶解作用。

4.2.1 压实作用大大降低了储层孔隙度

随着沉积物埋深的加大，压实作用增强，颗粒支撑方式发生变化，颗粒间由点接触转为线接触，孔隙损失较大。研究区下组合砂岩沉积后曾经历了较长的埋藏过程，加之砂岩中抗压实能力较弱的长石、岩屑含量相对较高，导致了砂岩经历了充分的、较强的压实作用，因此常见塑性岩屑定向排列、弯曲变形、颗粒压裂等明显的压实成岩现象。

4.2.2 胶结作用对储集物性的影响

(1)碳酸盐矿物的胶结作用。研究区下组合储层中碳酸盐矿物主要以方解石、铁方解石、白云石和铁白云石胶结物形式存在，它们是储层孔隙重要的封堵物。碳酸盐胶结物充填于孔隙中，将大大降低储层孔隙度和渗透性(图2)，这是因为碳酸盐胶结物在晚成岩阶段，可以强烈交代酸性条件下较稳定的石英、长石、岩屑等骨架碎屑颗粒，形成悬浮飘粒结构，碳酸盐胶结物的大量沉淀又会充填孔隙和堵塞喉道，总的规律是碳酸盐胶结物含量高的砂带和层段孔隙性较差，呈大片的连晶分布，充填大部分甚至全部的粒间孔隙，使原生粒间孔几乎丧失殆尽，而成为致密隔挡层。研究表明，多期碳酸盐胶结的发育是导致储层物性变差的重要原因。然而碳酸盐胶结物对储层物性的影响具有双重性，研究区碳酸盐胶结物主要是以粒间孔隙和次生孔隙内填充物的形式出现，一方面堵塞孔隙使孔隙性能变差，另一方面在储层中沉淀可以起到支撑作用，起抗压实作用，并为酸性水溶蚀和次生孔隙的形成创造有利条件。

图2 长8层碳酸盐含量与渗透率的关系

(2)自生黏土矿物。成岩因素中，填隙物对储层有着重要的影响，从图3可以看出，填隙物含量与渗透率成负相关性。而自生绿泥石胶结与渗透率具有一定的正相关性(图4)，其原因是：一方面早期绿泥石环边胶结作用形成的抗压实作用，抑制或减缓了硅质胶结的形成，保存了一定数量的剩余原生粒间孔；另一方面，自生绿泥石多呈薄膜状，附着在成岩矿物碎屑的周围，环边绿泥石形成之后，岩石骨架颗粒间的相对位置便基本稳定，抗压实能力增强，从而使各种类型的孔隙不再因压实作用而显著减少。

图3 长8层填隙物含量与渗透率关系

图4 长8层绿泥石含量与渗透率关系

(3)硅质胶结作用。研究区储层硅质胶结物主要以石英次生加大形式出现，石英次生加大使原来点接触的颗粒变为线接触，使不接触的颗粒变为点接触以至线接触，破坏原有的储层物性，使储层的孔渗性能降低，储集性能变差；特别是到了成岩晚期阶段，间隙溶液流动不畅或停滞，石英将充填残余粒间孔隙，使储层致密化。

4.2.3 溶解作用对储层物性的影响

溶解作用可以增加储层的孔渗性，其程度与碎屑颗粒大小、成熟度、易溶组分的含量、有机酸的形成与压实作用和胶结作用的配置关系等有关。主要作用的是在早成岩晚期-晚成岩早期有机酸对长石、岩屑等铝硅酸盐矿物的溶解。

5 储层综合评价

结合研究区储层岩性、物性、储层孔隙结构、毛管压力等特征，将研究区长8储层划分为4类，各类储层特征如下(表1)：

I类储层岩性以中-细粒长石砂岩为主，主要储集空间为粒间溶孔，这类储层物性好，主要发育在水下分流河道中心部分，在研究区很少发育；Ⅱ类储层岩性以细粒长石砂岩为主，其次为中-细粒长石砂岩，主要储集空间为粒间溶孔，这类储层物性较好，主要发育在水下分流河道或河口坝，研究区主要以该类储层为主。Ⅲ类储层岩性以细粒长石砂岩为主，其次为细-粉粒长石砂岩，主要储集空间以残余的溶蚀粒间孔为主，这类储层物性较差，主要发育在分流河道边部或席状砂微相中，为研究区的重要储层类型。IV类储层岩性主要为粉砂岩、粉砂质泥岩或泥岩，颗粒多为镶嵌状接触，常见有沥青质充填孔隙，仅见部分长石颗粒有溶蚀，这类储层物性差，一般为非储层，主要发育在分流间湾沉积微相中。