陕北斜坡长71砂组沉积体系及勘探前景

2010-09-29孙宏晶

石油地质与工程 2010年6期

关键词：砂组岩性油层

杨敏,孙宏晶,罗旋

(1.长江大学地球化学系,湖北荆州434023;2.中国石油冀东油田公司钻采工艺研究院;3.长江大学地球物理与石油资源学院)

陕北斜坡长71砂组沉积体系及勘探前景

杨敏1,孙宏晶2,罗旋3

(1.长江大学地球化学系,湖北荆州434023;2.中国石油冀东油田公司钻采工艺研究院;3.长江大学地球物理与石油资源学院)

鄂尔多斯盆地陕北斜坡中部地区长71砂组目前勘探程度较低,随着吴420长63油藏的发育,该层位的勘探潜力引起了勘探家们的重视。研究区长7是鄂尔多斯的主力烃源岩,总体上向南西变厚,向北东尖灭的分布特征,岩性圈闭是油藏形成的主控因素。通过沉积展布研究,在成岩和沉积研究的基础上,对储层进行了评价,通过沉积、储层评价、构造图、已发现油层平面展布图的叠加,查明了研究区的有利勘探区域,认为7-1R岩性圈闭和7-2R岩性圈闭及7-3R岩性圈闭是有利的勘探区。

鄂尔多斯盆地;岩性圈闭;储层展布;沉积相;勘探前景

研究区位于鄂尔多斯盆地陕北斜坡中部,处于安五油田和靖安油田之间,勘探面积2978km2。随着早期发现的长62以上层位开发程度的加强,目前主要面临着寻找新的有利勘探区块和层位的任务。研究区长71砂组勘探程度较低,该层位是半深水-深水湖泊沉积,沉积厚度多达百米;近三年来,在吴420区块长63砂组探明储量面积38.75km2,探明储量894×104t;因此,陕北斜坡长71沉积体系描述及勘探前景研究,对挖掘新层位的勘探潜力,对增储上产,具有重要的现实意义。

1 地质背景

鄂尔多斯盆地位于中国大陆中西部,西至银川、六盘山断陷,东达吕梁山,北抵河套断陷,南以渭河断陷为界,轮廓呈矩形,面积约25×104km[1],地跨陕、甘、宁、蒙、晋5省区。现今的鄂尔多斯盆地边缘断裂褶皱较发育,而盆地内部构造相对简单,地层平缓,一般倾角不足1°[1]。盆地内无二级构造,三级构造以鼻状褶曲为主,很少见幅度较大,圈闭较好的背斜构造[1]。根据盆地现今构造形态,基底性质及构造特征,鄂尔多斯盆地可划分出伊盟隆起、渭北隆起、晋西挠褶带、陕北斜坡、天环坳陷及西缘冲断构造带6个一级构造单元[1]。

延长组沉积期,鄂尔多斯盆地处于内陆盆地阶段,湖盆经历了湖盆初始发育、湖盆扩张、湖盆持续发展、湖盆收缩、湖盆消亡5个主要阶段[2-3]。长7达到湖盆扩张的全盛时期,盆地广大范围被湖水淹没,形成大面积的半深水-深水湖泊,沉积厚度愈百米,发育富含有机质的黑色泥质岩及油页岩,生油条件好,为盆地提供了丰富的油源,是盆地最主要的油气来源[4-5];长6时期为湖盆持续稳定下沉阶段,此时沉积速率与盆地沉降速率基本持平或前者略大于后者,因此长6时期在湖盆周缘形成一系列大型建设性河控湖泊三角洲沉积,三角洲前缘逐渐向湖盆进积[2-3],砂岩发育,范围广,厚度大,物性好,为油气成藏提供了良好的储集条件[6]。

长7沉积期,研究区物源主要来自北东部,受安塞河流三角洲体系的影响明显,沉积体系总体上呈北东-南西展布。

综上所述,从区域背景分析,研究区长71砂组形成于湖盆全盛时期,是以志靖-吴旗河三角洲体系物源为主,发育在安塞河流三角洲体系控制下的三角洲前缘-浅湖相沉积。

2 长71沉积相展布

通过单井相分析,剖面相分析,在砂岩厚度(图1)基础上,结合砂岩百分含量分析,编制了研究区长71沉积相平面图(图2)。

图1 研究区长71砂岩厚度

图2 研究区长71沉积相展布

从沉积相图分析表明,研究区长71沉积期,两大物源体系明显。西部新63-吴420一带处于志靖-吴旗河流三角洲沉积体系,沉积体系呈北北东-南南西展布,分流河道主体部位位于吴465-元35-新63井一线,吴420区块主要为远端砂坝沉积。

3 长71勘探前景

研究区长71总体上处于单斜构造背景,圈闭构造不发育。综合分析表明,研究区油气成藏的主控因素是储层和岩性圈闭。因此,分析中,在沉积研究的基础上,通过储层评价图与构造图的叠加,来进行有利勘探区分析。

3.1 长71构造特征

研究区处于伊陕斜坡带上,断裂和褶皱不发育,主要发育的是鼻状构造和岩性圈闭。

研究区上发育4个构造圈闭和3个岩性圈闭,分别是7-1、7-2、7-3和7-4构造圈闭,7-1R、7-2R和7-3R岩性圈闭(图3)。7-1号构造发育于虎狼峁区块,是一个继承性背斜构造;7-2号构造发育于高22-高48区域,为鼻状构造;7-3号构造发育于吴420区块,为背斜构造;7-4号构造发育于新58-新27-塞264-塞545井区域,为鼻状构造。7-1R为三角洲前缘席状砂沉积,上倾方向由于相变为浅湖泥沉积而遮挡,侧上方由于发育致密砂岩形成的差至非储层而遮挡,从而形成7-1R岩性圈闭。7-2R为三角洲前缘分流河道前端至席状砂沉积,上倾方向由于砂岩强钙质胶结,发育致密砂岩形成的差至非储层而遮挡,侧上方由于相变为浅湖泥沉积而遮挡,从而形成7-2R岩性圈闭。7-3R为三角洲前缘分流河道前端至席状砂沉积,周边由于相变而发育差至非储层,从而形成7-3R岩性圈闭。

图3 研究区长71构造图

3.2 长71储层展布特征

统计研究区各井岩石薄片鉴定样品表明:研究区长71以长石砂岩为主;出现的胶结物主要有方解石、铁方解石、铁白云石、硅质、长石质、浊沸石、黄铁矿、高岭石,不同层位胶结物的成份有所不同。

研究区1400～2300m深段范围内砂岩的孔隙度总体上低于20%,渗透率总体低于100×10-3μm2,属于低渗储层。孔隙度和渗透率总体上呈良好的正相关关系,而随深度变化上,没有明显的关系。

通过分析各井长71砂组物性的平均值统计表明(表1):长71取心段砂岩的孔隙度平均值5.2%～9.4%,渗透率(0.0776～0.541) ×10-3μm2,属于低孔低渗-特低渗储层,孔隙度和渗透率呈较好的正相关关系。

表1 各井取心段岩心物性平均值分层统计

以沉积相为基础,结合成岩相的展布特征,对储层进行评价和预测。根据成岩作用和沉积相与储层物性的关系分析,建立了储层的评价和预测标准(表2)。

表2 储层评价标准

以储层评价标准为基础,根据现有薄片资料分析,结合测井解释成果进行储层的评价和预测。

评价和预测中,考虑到取心段的局限性,在取心段标定的基础上,将测井解释级别油层、水层、干层和致密层与胶结作用与类型结合起来对储层进行评价。

根据胶结作用与类型的组合,研究区可划分为四类成岩相,分别是:强钙质胶结相、弱钙质胶结相、泥质充填-胶结相和绿泥石薄膜胶结相。

强钙质胶结相:基底式或孔隙式钙质胶结,主要发育于分流河道近湖岸区。铸体薄片下不见孔隙,测井解释多为致密层。以元35井长82砂组4039～4047m取心段为例,岩心孔隙度平均5.4%,渗透率平均0.189×10-3μm-2,测井解释为致密层。

泥质充填-胶结相:泥质胶结或充填,砂岩压实较强,铸体薄片可见微孔发育,粒间孔和溶蚀孔不发育,主要发育于席状砂、分流河道间及砂坝下部,测井解释多为干层。以新63井长63砂组2284～ 2288m砂层为例,测井解释为干层,测井解释孔隙度11.04%,渗透率 0.078 ×10-3μm-2,为低孔特低渗储层。

弱钙质胶结相:不均匀孔隙式钙质胶结,在钙质胶结弱的区域粒间孔或晶间孔发育,主要发育于河口砂坝上部、水下分流河道区和远端砂坝中部,测井解释多为水层或油层。以新4井长63砂组1998～2001m砂层为例,测井解释为水层,测井解释孔隙度10.9%,渗透率2.62×10-3μm-2,岩心孔隙度为8.8%,渗透率0.221×10-3μm-2为低孔低渗-特低渗储层。

绿泥石薄膜胶结相:绿泥石在孔隙中呈薄膜式胶结,粒间孔发育,主要发育于分流河道、河口砂坝及周缘席状砂中,测井解释多为水层或油层。以新4井长62砂组1891～1895m砂层为例,测井解释为油层,测井解释孔隙度10.38%,渗透率2.06×10-3μm-2,岩心孔隙度为11.7%,渗透率 0.68×10-3μm-2为低孔低渗-特低渗储层。

根据成岩相的特征和储层评价标准,结合测井解释成果,可建立研究区目的层段砂岩储层的预测模型:好储层为绿泥石胶结相,发育于水下分流河道或河口砂坝上部,泥质含量低于10%,测井解释成果为油层或水层;中等储层为弱钙质胶结相,发育于河口砂坝上部、水下分流河道和远端砂坝中部,泥质含量低于15%,测井解释成果为油层或水层;差储层为泥质充填-胶结相,发育于席状砂、分流河道间及砂坝下部,泥质含量高于15%,测井解释多为干层;非储层为强钙质胶结相,主要发育于分流河道近湖岸区,测井解释多为致密层。

通过以上分析,查明了研究区长71储层的平面展布特征(图4)。