鄂尔多斯盆地A油田低渗透储层物性特征及其主控因素

白玉彬,张 海,2

(1.西安石油大学油气资源学院,陕西 西安 710065;2.延长油田股份有限公司靖边采油厂,陕西 榆林 719000)

鄂尔多斯盆地A油田低渗透储层物性特征及其主控因素

白玉彬1,张 海1,2

(1.西安石油大学油气资源学院,陕西 西安 710065;2.延长油田股份有限公司靖边采油厂,陕西 榆林 719000)

鄂尔多斯盆地A油田长 2储层岩性主要为细粒长石砂岩。储层类型为低孔低渗型,平均孔隙度为 12.6%,平均渗透率为 10.7×10-3μm2。长 2储层物性主要受沉积微相、成岩作用、裂缝发育程度与规模控制:辫状河河道砂坝中-细砂岩具有较高的孔隙度和渗透率,天然堤粉细砂岩和细砂岩的孔隙度和渗透率较低;压实作用是导致长 2储层砂岩孔隙度降低的主要原因;胶结作用进一步破坏孔隙度,碳酸盐岩是砂岩孔隙度降低的主要胶结物;溶解作用一定程度上改善了长 2储层物性,裂缝对砂岩渗透率的提高有重要贡献。

鄂尔多斯盆地;A油田;长 2储层;储集物性;主控因素

A油田位于鄂尔多斯盆地陕北斜坡带上,长 2储层为其主力含油层系,自上而下分为长 21、长 22、长 23等 3个砂层组。本文通过铸体薄片、图像粒度、扫描电镜等分析测试手段,对研究区长 2储层砂岩的岩石学特征和物性特征进行了详细分析,揭示了影响长 2储层物性特征的主要控制因素,为该区长 2储层有利区预测提供依据。

1 长 2储层岩石学特征

根据岩心观察和薄片鉴定结果,长 2储层主要为浅灰色、灰白色、灰褐色细粒长石砂岩,其次为粉-细粒长石砂岩及中-细粒长石砂岩 (图 1)。成份以长石为主,石英次之,暗色矿物少量,分选好。整体具有矿物成分成熟度低,结构成熟度高,成岩作用强烈,属致密砂岩储集层的岩石学特征。

长 2砂岩中,石英含量一般为 20%～50%,平均 27%;长石含量最高,一般为 27%～66%,平均47%;岩屑含量一般为 5%～20%,平均 11%;云母普遍可见,变化范围较大,多为 2%～17%,平均含量8.1%。

长 2储层的填隙物主要为泥质、方解石、绿泥石,次为石英及长石。泥质含量最高,平均为9.1%;方解石和绿泥石次之,含量分别为 3.8%和3.9%;而石英和长石含量分别为 1.5%和 1.6%。

图 1 长 2储层砂岩分类三角图1.石英砂岩;2.长石质石英砂岩;3.岩屑质石英砂岩;4.长石砂岩;5.岩屑质长石砂岩;6.长石质岩屑砂岩;7.岩屑砂岩Fig.1 Triangular diagram of the Chang-2 sandstone reservoirs1=quartz sandstone;2=feldspathic quartz sandstone;3=lithic quartz sandstone;4=feldspar sandstone;5=lithic feldspar sandstone;6=feldspathic lithic sandstone;7=lithic sandstone

长 2储层粒度以细粒为主,分选性中等-好,磨圆度以次圆-次棱角状为主,接触关系以点-线状为主,凹凸接触和点接触次之。胶结类型主要为薄膜-孔隙式。颗粒具定向排列结构,黑云母常沿层面富集。

2 长 2储层物性特征

根据 4636件物性资料统计结果,长 2储层孔隙度主要分布在 12.0%～18.0%之间,最大值为 22.41%,平均值为 12.60%,中值为 13.50%;长 2储层渗透率的分布呈双峰状态,主峰渗透率一般在 0.5～4.0×10-3μm2之间,次峰主要分布在 10.0～40.0×10-3μm2,最大渗透率可达 767.93 ×10-3μm2,平均值为 10.70 ×10-3μm2,中值为 2.20 ×10-3μm2(表 1,图 2)。由此可见,本区长 2储层主要为低孔、低渗储层。

表 1 长 2储层砂岩物性统计表Table 1 Statistics of the porosity and permeability of the Chang-2 sandstone reservoirs

图 2 长 2储层孔隙度 (a)、渗透率 (b)分布直方图Fig.2 Bar charts of the porosity(a)and permeability(b)of the Chang-2 sandstone reservoirs

3 长 2储层物性主控因素

3.1 沉积微相

沉积微相对储层的控制作用,实质上表现为沉积环境对砂体类型及其孔渗特征的控制。因为不同的沉积环境其水动力条件也有所不同,成岩演化特征也有差异。因而所形成的砂体在成分、粒度、分选性、杂基含量及砂体的组合类型等方面各具特色,时空展布也不尽相同。结果导致不同沉积微相的砂体具有不同的物性特征和不同的储层变化规律。

长 2储层沉积时期,陕北斜坡不同地区沉积环境差异较大[1]。A油田长 2时期主要为辫状河流相沉积,储层砂岩的沉积微相类型主要有河道砂坝和堤岸沉积。对长 2储层不同沉积微相的砂体物性资料统计表明,河道砂坝砂体的物性明显好于其它微相的砂体,其次为河道侧翼沉积与天然堤沉积(表2)。

3.2 成岩作用

根据对大量砂岩样品的铸体薄片、扫描电镜、X-射线衍射分析,长 2储层中的成岩作用主要包括压实作用、压溶作用、胶结作用和溶解作用。强烈的机械压实作用是孔隙结构变差的主要因素之一[2,3]。对长 2储层物性影响最为严重的为压实作用,溶解作用在一定程度上改善长 2储层物性。

压实作用在长 2储层砂岩中的表现有:塑性颗粒 (云母、泥岩、浅变质岩、火山岩岩屑)的塑性变形、扭曲及假杂基化;刚性颗粒 (石英、长石等)表面的脆性微裂纹及其位移和重新排列;压实定向组构,长石、云母常沿长轴方向定向排列;碎屑颗粒的紧密填集 (图 3a,图 3b)。成岩作用中压实作用是导致长 2储层物性差的最重要的原因。

碳酸盐胶结作用在长 2储层砂岩中较为发育,

是影响本区储层物性的主要胶结物类型之一。砂岩薄片鉴定结果表明,95%以上的砂岩样品中含有数量不等的碳酸盐胶结物,成分主要为方解石,含量为1%～4%,最大可达 25%,偶见铁白云石胶结 (图3b)。

表 2 长 2储层沉积微相物性分布特征Table 2 D istribution of the physical properties in sed imentary m icrofacies of the Chang-2 sandstone reservoirs

图 3 长 2储层主要成岩作用显微照片a.水平层理,层面富集黑云母且压实变形,F171井,长 2,347.6m,×100;b.压实作用使长石沿解理缝压开,F139井,长 2,345.48m,×100;c.铁白云石、方解石胶结,含白云岩碎屑,F325井,长 2,585.4m,×100;d.局部微裂隙,沿微裂隙长石溶蚀显著,F173,长 2,625.4m,×100Fig.3 Microphotographs showing the diagenesis in the Chang-2 sandstone reservoirsa.Compaction and defor mation of biotite on the bedding plane,F-171 well,347.6 m in the Chang-2 sandstone reservoirs,×100;b.Compaction of feldspar,F-139 well,345.48 m in the Chang-2 sandstone reservoirs,×100;c.Cementation of ankerite and calcite,F-325 well,585.4 m in the Chang-2 sandstone reservoirs,×100;d.Dissolution of feldspar alongmicrofissures,F-173 well,625.4 m in the Chang-2 sandstone reservoirs,×100

3.3 裂缝及其对储层物性影响

裂缝在鄂尔多斯盆地三叠系延长组低渗透储层中广泛发育,在长 2、长 3、长 6、长 8储层中均有发现[4,5],特别是长 2储层中岩心观察见到较多的高角度裂缝。

长 2储层砂岩裂缝比较发育。仅就所观察的 9口井而言,其中裂缝较发育的就有 F14、F15、F42、F63、F91、F4等 6口井,占观察井数的 67%。未发现裂缝或裂缝不发育的只有 F74、F85、L8等 3口井。

本区已发现的裂缝多为垂直缝或高角度缝 (裂缝的延伸方向与岩心轴线垂面的夹角 ＞70)(图 4)。裂缝面多光滑平整,反映为构造成因的剪切缝或压扭缝。

裂缝的纵向切深变化范围较大,从 5～20cm至100～200cm(如 F14井、F15井 )不等。F15井长 2储层段的垂直缝,垂向延伸可达 3.6m;L4井裂缝的垂向延伸为 1.7m;F42井裂缝垂向延伸约 1.2m。但大多数裂缝集中在 10～30cm范围内,缝宽多在0.01～0.2mm之间。镜下鉴定表明,微裂隙在长 2储层中较为发育,沿着微裂隙可以加速长石颗粒的溶蚀作用 (图 3d)。

图 4 长 2储层典型垂直缝岩心照片a.长 2高角度-垂直缝发育,含油好。F42井,678.5m;b.长 2垂直缝发育,含油好。F15井,588.4mFig.4 Vertical fissures in the Chang-2 sandstone reservoirsa.High-angle to vertical fissures,678.5 m through the F-42 well;b.Vertical fissures,588.4 m through the F-15 well

4 结 论

(1)鄂尔多斯盆地 A油田长 2储层岩性主要为细粒长石砂岩,具有成分成熟度低,结构成熟度高的特点。

(2)长 2储层为低孔、低渗储层,平均孔隙度为12.6%,平均渗透率为 10.7 ×10-3μm2。

(3)沉积微相对长 2储层物性有较明显的控制作用,石油主要储集在河道砂坝砂体中。

(4)压实作用、黑云母碎屑的早期成岩变形和膨胀、碳酸盐胶结物及次生石英加大,是导致砂岩孔隙度降低的主要原因。

(5)溶解作用是砂岩物性得以改善的重要途径。

(6)裂缝对长 2储层孔隙度影响小,但在提高砂岩的渗透率方面起了重要作用。

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[5] 南珺祥,王素荣,姚卫华,等.鄂尔多斯盆地陇东地区延长组长6-8特低渗透储层微裂缝研究[J].岩性油气藏,2007,19(4):40-43.

Physical properties and ma in controll ing factors for the low-permeability reservoirs from A oil field in the Ordos Bas in

BA I Yu-bin1,ZHANG Hai1,2
(1.School of O il and Gas Resources,Xi’an University of Petroleum,X i’an710065,Shaanxi,China;2.Yanchang O il Field Co.,Ltd.,Yulin719000,Shaanxi,China)

The Chang-2 reservoirs in A oil field in the Ordos Basin dominantly consist of fine-grainded feldspar sandstoneswhich have low porosity and low-per meability,with an average porosity of 12.6% and an average permeability of 10.7 ×10-3μm2,respectively.The physical properties are mainly controlled by sed imentary microfacies,diagenesis and fissure development and scales.The braided channel bar medium-to fine-grainded sandstones have higher porosity and permeability,while the natural levee siltstones and fine-grainded sandstones have lower porosity and per meability.The mechanical compaction in the early diagenetic phase and cementation of carbonate cements serve as a main cause of the loss of the porosity in the Chang-2 reservoirs.The dissolution may improve the physical properties of the Chang-2 reservoirs. The fissures may contribute to the increase of the permeability of the sandstones.

OrdosBasin;A oil field;Chang-2 reservoirs;physical property;controlling factor

1009-3850(2010)03-0104-06

2009-11-10;改回日期2009-11-19

白玉彬 (1981-),男,教师,主要从事油气成藏及油藏描述的教学和科研工作

TE122.2+4

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