孤北洼陷沙三段储层物性控制因素探讨

2018-01-09张在鹏滕宝刚薛宝丽

中国石油大学胜利学院学报 2017年4期

张在鹏, 寇静, 滕宝刚, 丁坤, 薛宝丽

(1.中国石化胜利油田分公司桩西采油厂,山东东营 257237; 2.中国石化胜利油田分公司现河采油厂,山东东营 257200)

孤北洼陷是在中生界区域构造背景上发育起来的新生界断陷湖盆,西部为埕东凸起,东部为长堤潜山,南北分别为孤岛凸起、桩西潜山,具体可分为桩南鼻状构造、孤北鼻状构造两个正向构造单元。孤北洼陷石油地质储量为5 465万t,发现东营、沙河街组油层,其中沙三段是主力烃源岩层系,也是最主要的含油层,已发现的储量占全区70%。但前人对孤北洼陷沙三段储层特征研究较少,且沙三段发育不同沉积相类型,物性和成岩作用多变,导致勘探难度加大。笔者借助铸体薄片及扫描电镜等测试资料,分析岩石学特征、孔隙类型、储层物性等,通过灰色关联分析法研究对储层物性控制因素提出新的见解。

1 储集空间类型

1.1 储层岩石学特征

孤北洼陷沙三段处于深陷期,为裂陷活动的鼎盛时期,气候潮湿,湖平面快速上升。东部的长堤凸起物源口发育扇三角洲,南部的孤北凸起物源口和东南部的垦东凸起物源口发育三角洲,西部埕东凸起物源口主要发育近岸水下扇和扇三角洲,一般随大断裂展布,且多分布在湖盆陡坡的一侧[1](图1)。

东部的长堤物源和南部的孤岛物源以变质岩岩屑为主,其含量大于60%;东南部的垦东物源和西部的埕东物源岩浆岩岩屑和变质岩岩屑的含量接近(图2)。

图1 孤北洼陷沙三段沉积相模式

孤北和长堤物源砂岩碎屑颗粒以棱角-次棱角状为主,分选性中等-差,颗粒以线-凹凸接触为主;孤岛和垦东物源岩石成熟高,结构成熟度中-高等,以次圆状为主,分选好。填隙物主要为杂基-胶结物为主,含量11.2%～17.3%,主要有泥质杂基(水云母、高岭石、铁泥石),碳酸盐(方解石,铁方解石,白云石及铁白云石)[2], 增生石英,少量黄铁矿。其中,东西扇体泥质含量高于北部扇体,白云石及增生石英在全区都有少量发育。

图2 孤北洼陷沙三段储层岩石成分分类

1.2 储层储集空间类型特征

通过扫描电镜分析及铸体薄片观察等手段,综合考虑成因、孔隙大小、形态认为,研究区砂体的储集空间主要有4种类型。

1.2.1 粒间原生孔隙

指压实改造过的原生孔隙,包括原生粒间孔和未被填隙物(如加大石英、黏土等)充填满的粒间孔。由于研究区沙三段扇体离物源区较近,受到埋藏压实,仅有极少量原生孔隙未被胶结物充填,原生孔隙的保存率低。

1.2.2 溶蚀次生孔隙

溶蚀成因的次生孔是研究区的主要储集孔隙空间,溶蚀孔可以分为粒间溶蚀孔、粒内溶蚀孔、铸模孔,粒间溶蚀孔为颗粒之间填隙物或颗粒溶蚀[3];粒内溶蚀孔为颗粒内部被溶蚀;铸模孔主要为颗粒或填隙物被完全溶蚀剩下外部形状,研究区较常见长石颗粒溶蚀铸模孔。其次还包括少量碳酸盐胶结物的溶蚀孔隙。孤北洼陷沙三段主要发育四个次生孔隙带:孤北物源沙三上次生孔隙带Ⅰ:发育深度2 850～3 030 m,孔隙度平均值为16.1%;次生孔隙带Ⅱ：发育深度3 190～3 320 m,孔隙度平均值为12.6%。埕东物源次生孔隙带Ⅲ:发育深度3 090～3 225 m,孔隙度平均值为10.86%;次生孔隙带Ⅳ:发育深度4 020～4 190 m,孔隙度平均值为9.45%(图3(a))。

1.2.3 微孔隙

微孔隙的孔径小于2 μm,包括原生杂基微孔隙、后期经过溶蚀颗粒或胶结微孔隙,碳酸盐等胶结物内半径小于0.5 μm的晶间微孔隙。晶间微孔隙包括胶结物晶格间的微孔隙和自生矿物的细小晶间孔,如绿泥石、高岭石等晶间微孔隙(图3(e)～(f))。

1.2.4 裂缝

在岩心、薄片中可见裂缝[4],一般直径为0.1～0.2 mm,可见原油充填。裂缝多分在孤北洼陷东西部,受到边界断层强烈活动的影响,形成的构造缝,为有利流体渗流通道,形成溶蚀储集空间。收缩缝是在构造抬升、地温下降,岩石体积缩小,形成的沿着颗粒边缘的贴粒缝。孤北洼陷沙三中上时期,受到喜山运动二期的影响,构造抬升,多发育裂缝及收缩缝。此外碳酸岩和黏土矿的相变,由于体积的缩小,也可形成收缩缝(图3(d))。

(a)桩30井,3 468.39 m,次生孔隙;(b)桩30井,长石砂岩2 510 m,方解石基底式胶结;(c) 桩241井,3 227.35 m,粒内溶蚀及铸模孔;(d)桩30井,3 468.39 m,裂缝;(e)桩30井,3 215.39 m,高岭石;(f)桩30井,3 258.39 m,伊利石图3 孤北洼陷沙三段储层微观特征

1.3 储层物性特征

孤北洼陷沙三段储层孔隙度在4个物源分区中显示出差异,埕东物源孔隙度平均值8.63%,渗透率平均值为10.85×10-3μm2;长堤物源孔隙度平均值9.45%,渗透率平均值为36×10-3μm2;孤岛物源孔隙度平均值15.3%,渗透率平均值为80.5×10-3μm2;垦东物源孔隙度平均值12.3%,渗透率平均值为90.0×10-3μm2。浊积扇孔隙度平均值为11.18%,渗透率平均值12.57 μm2。总体上,埕东物源砂体为低孔低渗;孤岛和垦东物源砂体为中孔中渗。

2 储层成岩作用

2.1 成岩作用类型

2.1.1 压实作用

压实作用使颗粒紧密排列,原生孔隙度降低。研究区的压实作用主要表现为：云母、泥质岩屑受压弯曲,形成假杂基;颗粒之间由点接触转变为线接触再到凹凸接触;刚性颗粒如石英等,形成冷面体解理或长石形成解理面破裂;细小颗粒,表现出定向排列。

2.1.2 胶结作用

胶结物由孔隙水经化学沉淀而成,充填原生孔隙、堵塞喉道,但在早期对颗粒具有胶结黏结作用,可减缓压实作用,保护原始孔隙。埕东和长堤物源砂体一般颗粒粗分选差,方解石胶结相对较弱,泥质更多,但埕东物源区,铁方解石尤为发育,主要为晚期形成,多为长石溶蚀后的呈充填粒间、溶孔和连片式胶结,与泥质混杂。孤岛和垦东扇体颗粒细,分选较好,方解石及铁方解石胶结更发育,部分呈基底式胶结,是早成岩浅埋藏的产物,局部为嵌晶方解石及铁方解石胶结,为中成岩演化产物。孤北物源方解石呈细晶-中晶,发育巨晶方解石连晶式胶结,可见生物灰岩。在垦东物源区,方解石、铁方解石显示微晶-中晶,出现粗晶及连晶式胶结,可见灰岩。长堤物源方解石微晶-中晶局部发育。

2.1.3 交代与蚀变作用

交代作用是指一种矿物代替另一种矿物的现象。研究区孤北洼陷沙三段常见的交代蚀变作用主要为方解石、铁方解石交代长石及部分石英。方解石部分或者完全交代长石颗粒。长石颗粒自身也发生蚀变。进一步的蚀变可以转化为高岭石充填于粒间[5- 6]。

2.1.4 溶蚀作用

溶蚀作用是指岩石组分与周围溶液发生反应,伴随物质的带入和淋出,并产生新矿物,新矿物与原岩石组分之间具有成分上的继承性。溶蚀作用的结果导致了砂岩中次生孔隙的形成。孤北洼陷沙三段储层发育的溶蚀作用以酸性溶蚀为主,主要表现形式为长石及岩屑的较强烈溶蚀,以及部分碳酸盐胶结物的溶蚀。长石可发生粒内及粒间溶蚀,显示岩屑颗粒的粒内及粒间溶蚀。研究区铸模孔少见,发育少量碳酸盐胶结物的溶蚀,代表相对更强的溶蚀作用[7]。

2.2 储层成岩作用阶段

结合研究区各种分析化验数据及研究成果,判定储层成岩阶段(图4)。

图4 孤北洼陷沙三段砂岩成岩序列

(1)自生矿物分布、形成顺序。储层自生矿物发育有菱铁矿、高岭石胶结、含铁方解石胶结、石英次生加大。

(2)黏土矿物的组合、转化及结晶。储层中黏土矿物以伊蒙混层矿物,高岭石为主,且在镜下可见到呈书页状、蠕虫状的高岭石集合体。

(3)岩石的结构、构造特点及孔隙类型。储层岩石致密,中等风化程度,分选中等,磨圆次棱状,接触关系以点-线接触为主。孔隙类型以次生溶蚀孔隙为主,主要有粒间溶孔、粒内溶孔、铸模孔等。

(4)有机质成熟度。主要通过镜质体反射率等数据来反映有机质成熟度。镜质体反射率平均为0.44,处于0.36～0.59之间,有机质处于未成熟-低成熟阶段。

综合分析,孤北洼陷沙三段成岩阶段为早成岩B到中成岩A1阶段。但各区带具有一定差异性。埕东孤北物源分区,早期发生压实作用-泥晶碳酸盐的胶结-部分黄铁矿胶结-石英次生加大-长石岩屑颗粒溶蚀-自生高岭石胶结-细晶方解石胶结-粗晶方解石胶结-方及时交代长石石英-铁方解石粒间胶结-铁白云石粒间胶结-方解石部分溶蚀。长堤垦东物源分区早期压实作用-泥晶碳酸盐胶结-部分黄铁矿胶结-石英次生加大-细晶方解石胶结-粗晶方解石胶结-长石岩屑颗粒溶蚀-自生高岭石胶结-方解石交代长石石英-铁白云石胶结-铁方解石胶结-方解石部分溶蚀。由于在发育起始深度发育时间长短上的不同,部分成岩序列顺序会有差异。

3 储层控制因素评价

灰色关联分析是从系统上定量描述分析事物的发展规律和变化。通过系统内的各个变量的定量分析,找出各个变量的相互关系,及其对总体的影响。通过规定性、整体性、对称性和接近性远程,确定参考数列和比较数列之间的关联度和关联系数。本文储层研究选取参数:深度、平均粒度、杂基含量、胶结含量等4个参数,以深度为母序列,其余为子序列。按照灰度关联度和权重系数将各个影响因子排序,得到相关关联序[7]。关联序为:埋深>沉积>成岩。此外,从压实作用和胶结作用对孔隙度影响演化评价图可知,粒间孔隙大部分处于3%～12%之间,胶结物含量在2%～7%之间,胶结作用造成10%的原始孔隙损失,而岩石压实作用造成原始孔隙损失大约80%,说明埋深压实是降低岩石初始孔隙度的主要原因,成岩作用对原始岩石孔隙度影响因素最低(图5)。