红河油田延11储层特征及主控因素

2016-10-27许艳争

石油地质与工程 2016年5期

关键词：喉道红河成岩

许艳争

(中国石化华北油气分公司勘探开发研究院，河南郑州 450001)

红河油田延11储层特征及主控因素

许艳争

(中国石化华北油气分公司勘探开发研究院，河南郑州 450001)

综合利用岩心、分析化验资料中的铸体薄片、扫描电镜等测试手段并结合测井资料，研究了鄂尔多斯盆地红河油田延11储层的岩石学特征、孔隙结构特征和物性特征；结合沉积作用、成岩作用研究，探讨了该区导致储层致密的主控因素。结果表明：延11储层主要为石英砂岩、长石石英砂岩和岩屑石英砂岩，成分成熟度中等，结构成熟度中-好，储层物性较差，分选好-中等；初始孔隙度平均38.8%，强烈的压实作用及胶结作用破坏了74.2%的原生孔隙，早期原生孔隙多被压实作用破坏，溶蚀作用增加了大约 11.9%的次生孔隙度，是改善储层物性的重要因素；成岩压实作用和胶结作用导致红河油田延11储层致密。

红河油田；延11油层组；致密砂岩；储层特征；主控因素

红河油田位于甘肃省东部，构造上位于鄂尔多斯盆地构造单元天环坳陷的南部(图1)[1]。延11储层以其高石英含量为特点，明显区别于下伏延长组地层(以长石岩屑、岩屑长石砂岩为主)，且与上覆延安组(石英砂岩)亦有较大差别。鄂尔多斯盆地红河油田延11已显示出良好的开发前景，并取得了一定的突破。

本文以研究区红河油田延11油藏为例，基于大量测试资料分析研究区致密砂岩储层岩石学特征、孔隙结构特征以及物性特征，探讨研究区致密砂岩储层特征及其主控因素，为储层甜点描述及勘探开发提供借鉴。

1　储层特征

1.1岩石学特征

依据录井描述、薄片鉴定、铸体图象分析及扫描电镜成果，延11储层砂岩的岩石类型以石英砂岩、长石石英砂岩、岩屑石英砂岩为主，砂岩碎屑组分以石英、岩屑为主，石英含量为66%～98%，平均含量为85.6%；长石平均含量为3.0%；岩屑含量为13.1%～61.4%，平均含量为11.4%。

延11砂岩粒度以中粒、中-细粒为主，磨圆度以次棱、次圆次棱、次棱次圆为主，分选好到中等，成分成熟度中等，结构成熟度中-好，颗粒支撑，接触关系以线、凹凸接触为主，胶结类型以孔隙胶结为主；储层填隙物成分以黏土矿物为主，其次是白云石、自生石英，填隙物总含量一般为2.0%～28.2%，平均含量12.3%。

图1　研究区构造位置

1.2孔隙结构特征[2]

对研究区19区块压汞资料整理分析结果表明：平均孔隙半径为0.22～1.93 μm，均值为 0.63 μm；平均喉道半径为0.21～3.11 μm，均值为 0.89 μm，孔喉较小。

从典型样品毛管压力曲线(图2)可知，Ⅰ类储层喉道毛细管压力曲线排驱压力较低，压汞曲线显示有较缓的平台，且位置较低，表明喉道相对较大，分选较好，物性较好。Ⅱ、Ⅲ类储层表明喉道相对Ⅰ类较小，分选较Ⅰ类差，物性较差。综合研究表明，储层的主要孔隙结构类型为特小孔-微细喉型储层。

图2　红河油田延11储层典型压汞曲线

1.3物性特征

根据红河油田钻井的岩心实测孔隙度、渗透率分析结果，红河油田延11砂岩呈单峰态，最小孔隙度7%，最大孔隙度18.2%，平均孔隙度为13.4%；主要分布区间为10%～16%，平均为14.3%；最小渗透率0.1×10-3μm2，最大渗透率为40.2×10-3μm2，平均渗透率为2.45×10-3μm2，主要分布区间为 (0.5～5.0)×10-3μm2。按照中国石油天然气行业标准(SY/T6285-1997)，结合研究区的孔隙结构和物性特征，可以判断红河油田延11砂岩为低孔特低渗致密型储层(图3)。

2　致密砂岩储层主控因素

2.1沉积作用

三叠纪末的印支运动使盆地整体抬升，延长组顶部遭受强烈风化及河流侵蚀等地质作用，形成水系广布、沟壑纵横、丘陵起伏的古地貌景观[3-5]。研究区延11是侏罗系最早沉积的地层，沉积方式为河道充填沉积。

图3　红河油田延11孔隙度、渗透率分布频率

为了确定未固结砂岩初始孔隙的多少及后期孔隙的演化，需要对初始孔隙度进行恢复。Beard 和 Weyl 提出[6-7]，在潮湿的地表条件下，未固结砂岩初始孔隙度和分选系数具有如下关系：

φ1= 20.91+22.90 /S0

(1)

根据粒度分析结果，分选系数为1.16～1.65，平均为1.29，分选好。根据前人经验公式，恢复砂岩初始孔隙度为34.8%～40.6%，平均38.8%，初始孔隙度整体较高。

通过对取心井岩心观察、对化验资料的分析并结合特殊测井及常规测井资料分析认为，红河油田延11沉积相为辫状河沉积体系，主要发育心滩和河道砂岩。对红河油田 37口井的不同沉积微相测试段统计表明：分流河道、心滩两种微相为主要出油微相类型。其中，心滩占 51.4%，分流河道占29.7%。二者的日产油能力分别为2.26 t、1.92 t，说明油气主要富集在心滩、分流河道等有利储集相带中。

2.2成岩作用

后期成岩作用对深层致密砂岩储层的改造直接导致了现今的储层微观孔隙结构格局，是储层致密、低孔特低渗的一个重要原因[8]。基于铸体薄片、扫描电镜研究，研究区成岩作用类型主要有：压实-压溶作用、胶结作用、溶蚀作用和破裂作用。

2.2.1压实-压溶作用

压实作用是导致延11砂岩储层致密的一个最重要因素。红河油田延11油层组砂岩储层的机械压实、压溶作用发育普遍，在薄片观察时明显表现在：①一些刚性碎屑(石英、长石和岩屑)表面的脆性微裂纹和刚性碎屑之间的重新排列；②碎屑间的紧密接触，碎屑间主要以线接触为主，局部表现为凹凸接触(图4a)；③骨架颗粒的压溶以及次生加大的形成(图4a)。压实-压溶作用对砂岩物性的降低起了主要的作用。

借鉴陈大友[9]等人的研究成果，压实作用对砂岩孔隙度的减少量可以用公式进行计算：

φ3=φ1-φ2

(2)

φ2=Ct+φrφp/φt

(3)

式中：φ3——压实作用减少的孔隙度，%；φ1——初始孔隙度，%；φ2——压实作用后剩余粒间孔隙度，%；Ct——胶结物含量，%；φr——剩余粒间孔面孔率，%；φt——总面孔率；φp——实测孔隙度。

经过计算，研究区原生孔隙度的减少量最大为36.8%，最小为8.7%，平均18.6%；平均47.9%的孔隙度在压实作用下遭到破坏。因此，可以认定压实作用是研究区储层致密的最重要因素。

2.2.2胶结作用

研究区延11油层组砂岩的胶结作用明显，常见的胶结物以黏土矿物和硅质胶结物为主。黏土矿物以高岭石为主，常以集合体的形式充填孔隙(图4b)，堵塞喉道，减少了原生粒间孔隙体积，导致储层物性降低[10]；另一方面高岭石的大量发育，常常意味着大量次生溶蚀型孔隙的产生，且有时自生高岭石颗粒堆积疏松，晶间孔隙也会比较发育。伊利石是仅次于高岭石的黏土矿物，呈不规则的带棱角的薄片薄膜或丝缕状(图4c)；丝缕状伊利石对储层保护起负面作用；自生伊利石会堵塞喉道，造成储层渗透率降低，物性变差。目前有研究表明[11]，颗粒包膜伊利石可以阻止石英次生加大的形成，从而保护原生孔隙，高岭石的伊利石化作用能促进钾长石的溶解形成次生孔隙(图4d)。因此，伊利石的发育在一定程度上增强了储层物性的非均质性，而绿泥石因其含量较少，对储层物性影响较小。

硅质胶结物多以石英自生加大产出(图4e)，石英的自生加大充填孔隙并堵塞喉道，降低了储层的渗流性能。胶结作用对砂岩孔隙度的减少量大致与胶结物的含量相当，胶结作用减少的孔隙度为1%～27.5%，平均10.2%。平均26.3%的原生孔隙是因胶结作用被破坏，胶结作用是本区域仅次于压实作用的破坏性成岩作用。

2.2.3溶蚀作用

红河油田延11储层溶蚀作用较为强烈，以钾长石溶蚀作用为主，多沿长石双晶进行溶蚀，常见长石基本溶蚀殆尽形成铸模孔，仅留黏土包壳(图4f、图4g)。溶蚀孔发育与储层渗透率具有较好的相关性，表明溶蚀作用对储层孔喉，特别是喉道半径的改善具有重要意义[12-14]，而岩屑溶蚀相对较弱。次生溶蚀孔隙可通过下列公式计算：

φ4= φdφp/φt

(4)

式中：φ4——溶蚀作用增加的孔隙度，φd——溶蚀孔面孔率。

计算发现，溶蚀作用增加的次生孔隙度平均值为4.6%，溶蚀作用的增孔率为11.9%。溶蚀作用增加的孔隙度占实测孔隙度的1/3，是研究区延11储层物性变好的重要成岩作用。

2.2.4破裂作用

成岩作用形成的裂缝在红河油田主要有成岩收缩缝(图4h)和水平层理缝(图4i)两种。成岩缝分布受层理限制，多平行层面分布，不穿层，往往呈单个或成层分布，张开度小，缝面常弯曲，形状不规则，有时有分枝现象。成岩缝可有效改善储层物性，但在红河油田该裂缝不发育，仅个别井可见。

2.2.5成岩阶段划分

根据2003年修订并颁发的碎屑岩成岩作用阶段划分新标准(SY/T5477-2003)，前人研究认为，碎屑岩的成岩阶段可划分为同生成岩作用阶段、早成岩作用阶段、中成岩作用阶段、晚成岩作用阶段和表生成岩作用阶段[15]。

按照新标准，结合以上对成岩作用类型及成岩序列等分析研究，认为红河油田储层砂岩的成岩阶段处于早成岩到中成岩A期。

3　结论

(1)红河油田延11储层岩石类型主要为石英砂岩、长石石英砂岩、岩屑石英砂岩，储集空间为原生孔隙和次生溶蚀孔；成岩演化阶段集中在早成岩阶段到中成岩阶段A期。

(2)红河油田延11砂岩成分以石英为主，分选较好，证实物源较远，初始孔隙度较高，平均可达38.8%。

(3)储层发育受沉积作用和成岩作用综合影响。沉积环境控制了储层的规模和范围，通过岩石粒度、碎屑组分以及泥质含量等因素对储层的性质产生重要的影响；压实-压溶作用和胶结作用是造成该区储层致密的主要原因，47.9%的原生孔隙被压实作用破坏，26.3%的原生孔隙被胶结作用破坏；原生孔隙残余25.8%，仍是该区域的主要孔隙类型。成岩作用后期溶蚀作用形成的次生孔隙占11.9%，有效改善了致密储层的物性，因此，成岩压实作用和胶结作用导致红河油田延11储层致密。

图4　红河油田成岩类型

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编辑：赵川喜

1673-8217(2016)05-0048-05