商河油田古近系碎屑岩储层及同沉积断层对其控制作用

李尊芝,杨志军,纪友亮,李亚辉,王思文,康 云,张竹林

(1.中国石油化工股份有限公司胜利油田分公司临盘地质研究所,山东临盘 251507; 2.中国石油大学(北京),北京昌平 102249)

商河油田古近系碎屑岩储层及同沉积断层对其控制作用

李尊芝1,杨志军1,纪友亮2,李亚辉1,王思文1,康 云1,张竹林1

(1.中国石油化工股份有限公司胜利油田分公司临盘地质研究所,山东临盘 251507; 2.中国石油大学(北京),北京昌平 102249)

商河地区为自北向南成明显阶梯状分布的多级构造调节带及多级坡折带,受其构造特征影响,储层特征也表现出明显的规律性。通过对商河地区大量储层物性数据的统计,结合镜下薄片观察发现商河油田具有同一层位,自北向南,商一区、商二区、商三区、商四区储层物性依次变差的特点;而对于同一地区,整体上自上向下随深度增加储层物性逐渐变差;同一层位不同沉积微相的储层具有不同的物性特征,三角洲前缘河口坝砂体储层物性最好,水下分支河道较好,而远砂坝、席状砂砂体储层物性相对较差。经综合研究分析认为储层特征主要受沉积相及成岩作用共同影响,储层成岩作用主要受地层埋深的影响,而由于商河地区的分界大断层主要为同沉积断层,地层厚度和沉积相分布主要受同生断层活动的影响,因此构造作用的同沉积断层是商河地区储层物性的主要控制因素。

商河油田;碎屑岩储层特征;沉积相;成岩作用;构造坡折带;同沉积断层

商河油田构造位置属于渤海湾盆地济阳坳陷惠民凹陷中央隆起带临商帚状断裂体系,位于临南洼陷和中央隆起带的东端(图1),其构造格局是在临邑二级大断层控制下伴生了一系列的三级断层,向南形成依次下掉的断阶构造,为多级构造调节带及多级坡折带,据林畅松,韩作振等研究认为这些断裂多为同沉积断裂,活动频繁[1-2]。三级断层近东西向展布,依据断层分界将其划分为4个区,自北向南依次为商一、商二、商三、商四区。

图1 惠民凹陷及研究区区域构造Fig.1 The location and regional structure of Shanghe oilfield in Huimin depression

研究区古近系自下而上依次分为孔店组(Ek)、沙河街组(Es)和东营组(Ed),沙河街组自下而上又分为沙四段(Es4)、沙三段(Es3)、沙二段(Es2)和沙一段(Es1)。沙二段为本文的重点研究层位,岩性以细砂岩、粉砂岩为主。前人对商河地区沙二下亚段沉积相及构造成因进行分析后认为研究区主要发育三角洲前缘亚相,并且沉积微相的展布受多级构造调节带和多级坡折带的联合控制[2-3]。杨剑萍等对沙三段基山砂体沉积体系进行研究后认为基山砂体为深水浊积扇砂体,物源来自北部的埕宁隆起[4]。伍泰荣,赵彦超等对商一区沙二下的岩石物理相的平面展布进行了研究[5-6],但对商河不同地区、不同沉积类型及不同埋深储层物性特征及其控制因素还缺乏系统深入的研究。由于目前油田已到了开发的中后期,储层物性特征是油气田开发效益好坏的重要影响因素,因此笔者通过对大量物性数据的整理与分析,结合薄片观察及构造研究,对商河不同地区、不同层位及沉积类型储层变化规律进行了研究,并对该区储层物性差异的影响因素进行了探讨,最终认为同沉积断层是该区储层物性差异最主要的控制因素。研究此类构造储层的特征对今后研究其它类似构造储层物性预测具有借鉴意义,同时也是构造沉积响应应用于储层物性预测的一种新的尝试[7-8]。

1 商河地区储层物性特征

1.1 同一层段不同地区储层物性特征

商河不同地区同一层段地层厚度变化自北向南具有明显的规律性,其物性特征在平面上的分布亦存在相似的变化规律。商河地区同一层位地层北部较薄,南部较厚,储层自北向南呈明显的阶梯状,相应的商一区,商二区,商三区,商四区储层的孔渗也呈明显的阶梯状,表现为从北向南依次变差。以沙二下为例,从商一区至商四区平均孔隙度依次为24.7%、22.5%、19.9%、19.1%,逐渐变差;同样渗透率依次变为186.5、173、32.3、6.0×10-3μm2,也是逐渐变差的。其它层位储层的物性差异亦有相同的变化规律(表1)。

1.2 同一地区不同层位储层物性特征

商河油田同一地区随深度和沉积相的变化,储层物性亦存在变化,整体上随深度增加,储层物性是变差的。以商三区为例,下部的沙三上为半深湖环境浊流相沉积,储集体类型为浊积扇,孔隙度为19.2%,渗透率13.4×10-3μm2,向上沙二下过渡为三角洲前缘亚相沉积,储层物性变好,孔隙度19.9%,渗透率33.8×10-3μm2;而沙二上上部1～3砂组为三角洲平原相沉积,4、5砂组为三角洲前缘沉积,物性明显变好,孔隙度23.4%,渗透率144.8×10-3μm2,至沙一段下部为滨浅湖砂质滩坝沉积,沙一段上部为浅水碳酸盐沉积;由于储层类型主要为碳酸盐,孔隙类型主要为孔、洞、缝,对于较大的孔洞和裂缝在样品中无法反映,因此测出的样品的储层物性较低,孔隙度平均19%,渗透率平均1.8×10-3μm2,属于中—低孔、低—特低渗储层,不能完全代表储层的实际情况(图2)。所以,商河地区在不同的沉积相演化阶段,从深变浅储集体的储集物性存在着逐渐变好的趋势。

表1 商河不同地区储层特征对比Tab.1 The comparison of reservoir for different area in Shanghe oilfield

图2 商三区不同层位物性对比Fig.2 The physical pro perty correlation of different horizons in Shang 3 area

1.3 同一沉积相不同微相储层特征

相同的沉积相内不同的沉积微相由于其沉积物碎屑颗粒的大小、分选、磨圆及泥质含量不同,其物性亦存在差异。通过对商三区沙二下三角洲前缘亚相不同沉积微相300多个样品,500多个数据点的统计发现,同一地区三角洲前缘河口坝微相砂体孔隙度、渗透率较高,物性最好,多为高孔渗或中等孔渗储层;前缘水下分流河道次之;前缘席状砂及远砂坝储层物性较差,以中低孔渗为特征(图3)。

根据统计,商三区沙二下砂体的平均孔隙度在各微相间存在细微的变化,河口坝平均孔隙度为20.04%、水下分流河道为18.93%,前缘席状砂为17.31%。孔隙度有从河口坝向水下分流河道、前缘席状砂逐渐降低的趋势。同样本区各微相平均渗透率变化较大,更明显反映出受沉积微相控制的规律,由河口坝、水下分流河道向前缘席状砂平均渗透率依次为41.88、17.98、9.91× 10-3μm2,平均渗透率按顺序明显降低。以上三角洲前缘亚相不同微相物性变化说明同一深度段沉积微相的变化规律控制着储层孔渗的变化。

2 储层物性控制因素分析

综合研究认为,储层物性影响因素主要有两个,一个是沉积相带,它控制着砂岩的粒度、分选性、成分成熟度及泥质含量等;另一个是成岩作用,它受地层埋深的影响,随埋深增大,储层物性逐渐变差。商河地区储层物性特征受其所处的成岩作用和沉积相的共同影响,沉积相是先天条件,成岩作用是后天因素,两者综合作用影响着储层的物性变化。

图3 商三区沙二下不同沉积微相物性对比Fig.3 The physical property correlation of different sedimentary microfacies of lower Es2in Shang 3 area

2.1 沉积相带对储层的影响

沉积环境不同,岩石类型、粒径、分选及泥质含量也不同,物性差异也很大。经统计,商河地区储层孔隙度与分选系数呈明显负相关,与粒度中值呈明显的正相关。经综合分析,商河地区同一层位储层的物性差异主要受不同的沉积微相类型的控制。从图4中可以看出,研究区沙二下亚段自西北向东南依次发育水下分流河道、河口坝、远砂坝、席状砂微相,中间以分流间湾相隔。从图5中也可以看出,自北向南,商一区至商四区储层物性是依次变差的。因此,商河油田沙二下储层物性与沉积微相类型有较好的对应关系,并且三角洲河口坝砂体储层物性最好,前缘水下分支河道次之,而远砂坝和席状砂砂体储层物性相对较差,这主要与粒度较细、泥质及碳酸盐胶结物含量较高有关。

尽管沉积类型对储层物性有影响,但相同沉积微相在不同深度储层物性差别明显:埋深越大,物性越差。随着深度的增加,各种沉积类型储层的物性都是变差的(图3),这种现象说明储层在埋藏成岩过程中,压实作用对储层性质的影响是绝对的、永恒的。

2.2 成岩作用的影响

图4 商河油田沙二下沉积微相展布(据韩作振,2007)Fig.4 Diagram showing the sedimentary microfacies for lower Es2in Shanghe oilfield

图5 商河油田各区块沙二下渗透率平面变化Fig.5 The variation of permeability for lower Es2of different area in Shanghe oilfield

不同孔隙类型的储集空间在储层中的分布除受沉积相控制外,还与储层的成岩作用密切相关。对孔隙发育影响较大的成岩作用包括压实作用、胶结作用和溶解作用。压实作用和胶结作用使储层物性变差,而溶解作用及裂缝的发育,则可改善物性。在这三者之中,成岩压实作用对储层性质的影响最大或最普遍。

2.2.1 压实作用对储层物性的影响

压实作用是成岩事件中最常见的一种作用,其结果改变了原始沉积的颗粒排列方式,随压实程度的加强,颗粒由游离状、点接触状变为线接触或缝合线状接触,孔隙大量损失,物性变差。一般说来,压实作用强度与埋藏深度呈正相关,即随埋藏深度增加,压实作用增强。压实强度还与填隙物的类型、形成时间及颗粒成分有关。

造成商河不同地区同一层位储层物性差异大的原因主要是压实作用,而压实作用主要受埋深的影响。受同沉积断层的影响,不同地区同一层位储层埋深差异大,导致压实作用差异大,进而导致储层物性逐渐变差。例如,商一区储层(主要为沙二上、沙二下)埋深在1 400～2 000 m,商二区储层受构造运动影响,埋深较商一区深,为1 600～2 500 m,最深可达2 800 m,因此,压实作用较一区强烈,从压实曲线来看,商二区储层孔隙度变化与压实作用的相关性较好(图6)。

图6 商一区(上)和商二区(下)砂岩孔隙度与埋深关系Fig.6 The relationship between sandstone porosity and buried depth in Shang 1 area(up)and Shang 2 area(down)

2.2.2 胶结作用对储层物性的影响

储层砂岩粒度偏细,泥质杂基含量相对较高。除原生泥质杂基外,还存在自生胶结矿物,胶结物主要为碳酸盐矿物、硅质胶结物以及自生黏土矿物等。

(1)碳酸盐胶结作用:根据统计结果,储层孔隙度和碳酸盐含量成负相关(图7)。它是使储层孔渗降低的重要因素(图8a)。

(2)硅质胶结物:硅质胶结作用主要表现为石英、长石碎屑颗粒的次生加大现象,镜下石英、长石碎屑颗粒环带状加大边发育,严重破坏了原生孔隙。研究还发现石英次生加大现象广泛存在的同时常伴有长石的强烈溶蚀现象,既说明硅质增生的丰度,也反映了较强的溶解作用和次生孔隙的发育程度(图8b)。上述胶结物的存在,一方面使物性变差,另一方面增强了岩石的抗压实能力,同时又为次生孔隙的产生提供了条件。

(3)自生黏土矿物:主要成分为为高岭石、伊/蒙混层、伊利石和蒙脱石。黏土矿物一般呈衬边状附着在砂粒的表面,高岭石自形程度较高,在流体作用下易发生迁移,从而易堵塞孔喉。

图7 商河油田商三区沙二上碳酸盐含量与物性关系Fig.7 The relationship between sandstone porosity and carbonate content for upper Es2in Shang 3 area

2.2.3 溶解作用对储层物性的影响

溶解作用主要表现为碳酸盐胶结物和易溶颗粒(长石和岩屑)的溶解(图8b),矿物发生溶解后可见到溶解残余。从图8b中可看出长石和岩屑的溶解,有的颗粒边缘溶解成港湾状,颗粒边缘溶解形成次生扩大孔隙,或特大孔隙,同时还可见石英、长石次生加大边。溶蚀作用可以使孔隙度增加5%～20%,是使储集物性得到改善的建设性作用,在改造储层孔渗性过程中占有一定作用。

图8 商河油田砂岩岩心薄片Fig.8 The core wafer of sandstone of Shanghe oilfield

3 同沉积断层对地层厚度及沉积相分布的控制作用

3.1 断层对地层的控制作用

商河地区分界断层是持续活动的断层,储层埋深的差异主要是受同生断层的影响,因此商河地区储层物性主要受压实作用影响。

商河地区是在断层的控制下自北向南形成节节下调的台阶状构造(图9)。商河断层是长期活动的同沉积断层,为临商帚状大断裂在本区的分支,从基底断至浅层新近系,其主要活动期是沙三段～东营组沉积时期。商河地区中央隆起带为“构造调节带”和“构造坡折带”,因此商河地区地层的分布明显受商河断层控制,北部较薄,南部较厚,自北向南地层是逐渐变厚的(表2)。以商二区沙二上段为例,下降盘沙二上段地层完整,层位连续,沉积厚度较大,一般为170～300 m,而上升盘沙二上段地层厚度140～200 m。由此可见,商河断层对沙二上段的沉积具有明显的控制作用。

3.2 构造调节带/构造坡折带对沉积的控制作用

商河油田位于中央隆起带的东部,构造形态呈西北部高,南部顺断层呈阶梯状下降的多级构造调节带。多级构造调节带和多级坡折带联合控制了商河砂体的沉积相带展布和古水系的方向[2,9]。

调节带是指调节应变和使断层位移守恒(或有规律变化)的构造带,是为保持区域伸展应变守恒而产生的伸展变形构造变换体系。其广泛存在于伸展盆地构造体系中,并影响入盆水系、沉积体系的分布,对油气的分布有重要影响[2,9-12]。在断陷盆地中,根据一、二、三级断层,相应划分出一、二、三级调节带。

构造坡折带是指同沉积构造长期活动引起的沉积斜坡明显突变的地带,由于同沉积构造的长期活动,构造坡折带对盆地充填的可容空间和沉积作用产生重要的影响,制约着盆地沉积相域的空间分布。在断陷盆地中,沿陡坡或缓坡带常发育同沉积的断裂坡折带(同沉积断层)。

图9 商河地区滚动构造典型剖面Fig.9 The typical sections for the rolling structures in Shanghe area

表2 商河不同地区不同层位地层厚度变化Tab.2 The variation of bed thickness for different formation of different area in Shanghe oilfield

由阳信—陵县断层形成的一级凸起—陡坡边缘断裂坡折带,控制了商河砂体主体三角洲相沉积体系的发育和物源方向[2,9];由临商断层形成的二级陡坡—洼陷断裂坡折带的临商二级调节带控制了三角洲进入商河油田水系的方向及商河三角洲朵叶群的排列方向和亚相带的分布(图10);由临商断层分支断层形成的三级断裂坡折带和三级调节带控制了更小的分支水系进入沉积区的方向及三角洲微相类型和单个朵叶体的分布范围和排列方向[2,9]。

图10 商河油田构造坡折带沉积体系分布模式Fig.10 The sedimentary model for tectonic slope belt of Shanghe oilfield

因此,整体上商河油田砂体的时空展布与构造坡折带的“山—沟—坡—面”[7,13]的空间配置有明显的对应关系,这些砂体的发育部位与盆缘沟谷有一定对应关系,而砂体的展布方向明显受控于坡折断裂的走向,砂体厚度也受坡折带的发育程度的控制,进而是储层性质差异的决定性控制因素。

4 结论

(1)商河油田不同地区、不同沉积类型及不同埋深储层具有不同的物性特征:同一层位,自南向北,商一区、商二区、商三区、商四区储层的物性表现依次变差的特点;同一地区,整体上自上向下随深度增加储层逐渐变差;同一层位不同沉积微相储层,三角洲前缘河口坝砂体储层物性最好,水下分支河道较好、而远砂坝、席状砂砂体储层物性相对较差。

(2)商河地区储层特征受沉积相和成岩作用的共同影响:沉积环境不同,岩石类型、粒径、分选及泥质含量也不同,物性差异也很大。压实作用、胶结作用和溶解作用中压实作用是最主要的影响因素。同一层位储层物性差别主要是沉积微相的影响,而不同地区同一层位和同一地区不同层位物性差异主要受地层埋深的影响。

(3)商河地区沉积相分布及不同地区的地层埋深主要受商河分界大断层的控制,因此同沉积断层是储层差异的决定性控制因素。系统深入研究此类构造沉积响应下的储层特征及影响因素对今后类似储层的预测具有重要的借鉴意义。

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Paleogene clastic reservoir which mainly controlled by the syndepositional faults in Shanghe Oilfield

Li Zunzhi1,Yang Zhijun1,Ji Youliang2,Li Yahui1,Wang Siwen1,Kang Yun1,Zhang Zhulin1
(1.Institute of Linpan Geology of SINOPEC Shengli Oil Field Co.Ltd,Linpan251507;2.China University of Petroleum(Beijing),Beijing102249)

Because Shanghe oilfield is the multistage tectonic belts and the multi-level slope belt,clastic reservoir properties has its regular pattern.By analyzing a large amount of data of reservoir properties, combined with thin-section petrograph,it is considered that the same stratum in the Shanghe oilfield is gradually getting worse and worse which from north to south from Shang 1 area,Shang 2 area,Shang 3 area to Shang 4 area.But in the same area,the reservoir properties are getting worse and worse with increasing burial depth.Reservoir properties of rocks in different sedimentary facies of the same area are different:delta-front subaqueous mouth dam have the most effective reservoir properties,secondly is the deltafront subaqueous distributary channel,the worst is the far-forth dam.It is considered that reservoir character is affected by both sedimentary facies and diagenesis,and diagenesis are affected by the depth.Because boundary faults of the Shanghe oil field are sedimentary faults,the stratum depth and sedimentary facies distribution are controled by the active faults,so the sedimentary faults of the constructure is the the main controlling factor of the Shanghe oilfield.

Shanghe oilfield;clastic reservoir properties;sedimentary facies;diagenesis;structural slope-break zone;syndepositional faults;

book=9,ebook=155

TE122.2+3

A

10.3969/j.issn.1008-2336.2010.03.034

1008-2336(2010)03-0034-08

2010-04-16;改回日期:2010-06-09

李尊芝,1981年生,女,硕士,助理工程师,2004年毕业于中国石油大学(华东)资源勘查工程专业,2007年获矿产普查与勘探专业硕士学位,现从事储层地质、油藏描述及层序地层学的工作。E-mail:lizunzhi@126.com。