乌南地区储集层特征及油气富集规律研究

李婷婷

(西安石油大学油气资源学院,陕西西安710065)

令狐松

(中国石油测井有限公司,陕西西安710065)

王凤琴

(西安石油大学油气资源学院,陕西西安710065)

马佳国

(中国地质大学(北京)地球科学与资源学院,北京100083)

乌南地区下油砂山组沉积时期处于柴达木盆地第三系湖盆开始收缩阶段,表现为河进湖退的特征,区域沉积特征研究表明,乌南地区沉积时处于开阔型的滨浅湖相带内,以滩坝微相砂体为主。下面,笔者根据岩心、压汞、铸体薄片、沉积岩全岩X-射线衍射、测井曲线特征,从沉积的、成岩的以及后期的各种作用的影响,分析了乌南地区的储层特征。

1 储层的基本特征

1)岩性特征 沉积岩全岩X-射线衍射分析结果如下:石英含量为23.2%～43%,钾长石含量为1.9%～18.9%,斜长石含量为11.6%～18.4%,方解石含量为6.9%～33.1%,白云石含量为2.4%～20.6%,方沸石、重晶石、硬石膏、普通辉石含量较少,各平均为1.9%、2.6%、1.5%、3.8%。TCCM(粘土矿物总量)为3.4%～33.5%,平均为14.4%。薄片鉴定岩性为中-细-极细的灰质粉砂岩、灰质极细砂岩、含灰中砂岩、含灰极细砂岩和含灰细砂岩、中砂岩;接触关系为点-线接触、线接触、漂浮接触和点接触;分选主要为中等到好[1]。

2)物性特征 基质岩块具有低孔低渗、细孔微喉等物性特征。岩心物性分析表明,三层组的孔隙度10.2%～22.4%,平均为16.8%;渗透率0.42%～25.4%,平均值为8.4%。胶结类型为孔隙胶结、薄膜胶结;磨圆主要为次棱角状,少见棱角-次棱角状。

3)含油性特征 根据岩心观察,该层段有荧光显示,该区的测试结果也显示,各井均含有油气。

4)电性特征 由于岩性复杂,其电性特征不明显,但乌南地区中深层复杂砂砾岩储层的电性特征为:GR中低值,中子低值,电阻率中低值,呈明显的薄层[2]。这是该区主要的储层特征,不受其含油气性的影响[3]。

综上所述,该区中深层储层以复杂砂砾岩为主,泥质含量和碳酸盐岩含量都较高,非均质性强,基质岩块孔隙度低,储集空间以粒间孔、次生孔隙为主,含油气性好,电性特征不明显。

2 储层成岩作用

通过岩芯观察、薄片特征及分析化验资料的综合研究,明确乌南成岩作用类型包括机械压实作用、胶结 (交代)作用和溶蚀作用,其中对储层物性产生主要影响的成岩作用类型为压实作用和胶结作用,具体特征如下:

1)压实作用是储层孔隙损失的主要因素 (平均减孔量22%) 乌南地区储层埋深在1000～2500m之间,不同粒度砂岩由压实作用造成的孔隙度丧失约为65%,由胶结作用造成的孔隙度丧失为10%(此数据为原生孔隙度丧失的绝对含量,即视压实率和视胶结率)[4],即埋藏成岩过程中压实作用对储层影响大于胶结作用。

除了用视压实率参数外,还用压实量参数来表达砂岩储层的压实程度。压实量指现今砂岩的视压实率与砂岩的原始孔隙度的乘积 (压实量×100%=视压实率×原始孔隙度)。再由上述得到储层初始孔隙度经计算,乌南地区储层,储集砂岩的视压实率为65%,压实量为22.1%,即压实作用对粉砂岩造成的孔隙度损失为22.1%。压实作用是影响储层物性的主要因素。

表1 乌南地区N12储层平均胶结物含量统计表

2)胶结作用是储层孔隙损失的重要因素 (平均减孔量5%左右) 由岩石学基本特征及砂岩储层成岩作用分析可知,乌南地区储层胶结作用比较普遍,但是胶结物含量不高,以碳酸盐为主,平均含量为5%,即胶结减孔量平均约为5%(表1)。根据碎屑物质成岩过程中特点,不同粒级砂岩储层中胶结作用发育程度不同,因此需要区分中砂级、细砂级、极细砂级及粉砂级砂岩储层胶结物含量与孔隙度关系,并分类为胶结物含量小于5%及胶结物含量在5%～10%之间的储层,借以区分不同胶结物含量时不同类型储层的胶结损失比例的变化。

总体来看胶结物含量与储层孔隙度呈负相关关系,具体分析深度从1000m加深到2000m范围,胶结物含量小于5%的储层孔隙度减少量为15%;胶结物含量在5%～10%之间的储层孔隙度减少量约为10%。说明埋深对胶结物含量较高的储层造成的孔隙损失较小,即胶结作用抑制压实作用。而局部胶结物含量不高,但是孔隙度也不高的数据是由于泥杂基含量较高,抑制了成岩期胶结物的发育,也同时充填了孔隙,对物性造成一定的影响。

图1 乌南地区储层粒度分布频率图

3)粒度对储层性质具有重要的控制作用 该区主要目的层段储层岩性主要是细砂岩、极细砂岩、粉砂岩,少量中砂岩,其次在薄片鉴定时还识别出不等粒砂岩,因此研究时主要利用中砂岩、细砂岩、极细砂岩、粉砂岩、不等粒砂岩进行储层的孔隙度与渗透率相关性分析,整体上随着孔隙度的增大渗透率也增大,具有正相关性。从图1中可以看出粒度对渗透率影响比较大,粒度越粗,渗透率越高,对孔隙度具有一定的影响,但相关性不如渗透率明显。

4)碳酸盐含量对储层性质具有重要的控制作用 单从碳酸盐分析测试来看,目的层内的碳酸盐含量比较高,含量范围为13.7%～65%,平均含量为32%,根据实测数据编制碳酸盐含量与孔隙度、渗透率相关关系图 (见图2和图3),整体看碳酸盐含量对孔隙度影响比较大,具有较明显负相关性,而碳酸盐含量对渗透率影响不大,不具备随深度变化产生的相关性。测试所得资料中碳酸盐含量大于50%时仍有样品孔隙度达15%、渗透率大于10-2μm2,可以说明该区碳酸盐并不都是以胶结物的形式存在。从铸体薄片鉴定结果来看储层中碳酸盐大部分以岩屑形式为主,少量为以胶结物形式存在。

3 储层分类

按照流动单元指数法将乌南地区的储层分为4类,依据综合分类评价,乌南地区储层属低孔低渗、特低渗储层。其中最好的Ⅰ类储集层是乌南地区储层中最好的储层,属较好储层;Ⅱ类储层次之,属中等储层;Ⅲ类属中-差储层;Ⅳ类储层属差储层。Ⅰ类、Ⅱ类、Ⅲ类、Ⅳ类储层分别占物性总样品数的2.03%、6.76%、9.46%、81.08%。从储层综合评价结果来看,该地区属低孔、特低渗储层,储层发育程度受沉积相带砂体控制,在砂岩发育的主体部位,以坝砂为主,储层物性非常好,而向两侧过渡到滩砂时,储层物性逐渐变差,在砂岩欠发育区储层物性甚至达到了Ⅲ+Ⅳ类。

图2 碳酸盐岩含量与孔隙度关系图

图3 碳酸盐岩与渗透率关系图

4 油藏控制因素及油藏分布

在特低渗透含油层系中,油气藏的形成明显受砂岩厚度与储层物性的变化所制约,而这两点从根本上讲均与沉积相密切相关。层砂岩的主体部位具有渗砂层发育、孔隙条件好、油气相对富集特点,因而寻找有利相带、查明砂体主体带是油藏评价的一条重要经验,小断层较多,可以说在找砂岩,就是找油藏。其成藏主要受岩性控制,为构造-岩性油气藏。

油气富集基本受砂岩体控制,在同一成藏地质背景下,具有以下2个特点:①砂岩体的规模决定了油藏规模之大小;②砂岩体越厚,储油物性变好,含油性变好。依照测井曲线将砂体分层,从砂体对比结果来看砂体对比性比较好、分布比较稳定,横向上砂体厚度变化不大,砂层相对较薄。从砂岩等值线图和沉积相叠合图上看,砂岩厚度在30～50m范围,厚度趋势变化不大。从沉积相叠合图上看,大部分为滨浅湖滩坝微相展布区。

[1]于兴河.碎屑岩系油气储层沉积学 [J].第2版.北京:石油工业出版社,2008.

[2]薛叔浩.油气储层评价技术 [M].北京:石油工业出版社,1997.

[3]姚永朝,文志刚.西峰油田长8油藏地质研究及储层评价 [J].石油天然气学报(江汉石油学院学报),2005,27(3):419-421.

[4]李元奎,王铁成.柴达木盆地狮子沟地区中深层裂缝性油藏[J].石油勘探与开发 2001,28(6):12-15.