鄂尔多斯盆地元托子地区长7储层特征及其控制因素

杨兆伟,郭 峰

西安石油大学 a.地球科学与工程学院、b.陕西省油气成藏地质学重点实验室,陕西 西安 710065

0 引言

由于长7是主力生油层,故长期以来一直对其作为生油层进行研究。以往对盆地的储层研究主要集中在长4+5、长6、长8,所以对长7的储层特征、储层成岩作用,储层的展布研究存在认识不清等问题。长期以来,前人对该地区的研究及认识主要集中在沉积相、物源分析以及油藏特征等方面,综合前人对储层特征的研究[1-15],为了阐明长7储层特征及其主控因素,通过铸体薄片、扫描电子显微镜、高压压汞等对储层岩石类型、物性及孔隙结构进行了综合分析。研究成果对长7储层分布预测及油气富集规律分析具有一定的指导意义。

1 地质背景

鄂尔多斯盆地是中国中部一个被造山带包围的大型多旋回陆内盆地,经历了中到晚更新世的演化、新元古代早期大陆裂谷和增生,随后是新元古代至早奥陶世被动边缘发育,然后作为二叠纪之前华北地块的一部分。盆地延长组根据沉积特征可以分为10段,自上而下为长1到长10。长10到长7为湖盆不断扩张期,长6—长1为湖盆不断减小期,其中长7达到湖盆鼎盛期。长7层段湖盆快速发育,并在长7沉积了大量的优质烃源岩[16-18]。其中以张家滩页岩为典型标志,湖盆快速扩张,形成河流—三角洲体系[19-21]。元托子地区位于鄂尔多斯盆地中部,陕北斜坡西部,长7层段主要发育三角洲前缘亚相,其微相又分为水下分流河道,分流间湾及河口坝微相[22,23]。

2 长7沉积特征

2.1 岩石学特征

根据胡233井等560块岩石薄片统计表明:砂岩碎屑物组分中主要为长石砂岩和岩屑长石砂岩(图2),其中长石含量为40.3%～56.7%,均值为47.2%;石英含量25.4%～28.3%,均值为26.3%;岩屑含量为6.9%～14.7%,均值为13.2%。填隙物含量约为13.69%,其中绿泥石、高岭石、铁方解石和水云母其含量占填隙物总量的86.35% (图 3)。

图2 鄂尔多斯盆地元托子地区长7砂岩组份三角图Fig.2 Triangle diagram of Chang 7 sandstone composition in Yuantuozi area, Ordos Basin

图3 鄂尔多斯盆地延长组长7储层主要填隙物含量Fig.3 Main interstitial content in Chang 7 reservoir of Yanchang Formation, Ordos Basin

2.2 沉积微相

结合前人研究成果,结合测井相分析认为,长7主要发育分流间湾,水下分流河道和河口坝微相(图1)。水下分流河道常发育交错层理、波状层理。沉积物以砂、粉砂为主,泥质含量极少,自然伽马曲线常呈钟型或箱型。分流间湾常发育沙纹层理,沉积物以黏土、粉砂为主,可见生物搅动构造发育。河口坝常发育交错层理、平行层理,测井曲线为漏斗形;沉积物以粉砂、中细砂为主。

图1 鄂尔多斯盆地研究区位置和地层沉积柱状图Fig.1 Location and stratigraphic sedimentary histogram of the study Area

3 储层孔喉特征

3.1 储层孔隙类型

元托子地区长7的储集空间类型主要为残余粒间孔(图4a),以及粒间胶结物或颗粒边缘相互溶蚀形成的粒间溶孔(图4f),粒内溶孔(图4f),泥化膨胀变形的微裂缝(图4b)。

3.2 孔径分布

根据薄片鉴定资料,研究区储层岩石最小孔径小于4 μm,而最大孔径则可达到110 μm,面孔率变化范围在0.1%～10%之间。

不同的层位孔径分布差异性表现为,长71孔径平均值为19.75 μm,面孔率为1.32%;长72孔径平均值为25.99 μm,面孔率为3.56%;长73孔径平均值为30.23 μm,面孔率为4.32%。综合比较,长72孔隙半径和面孔率较长71、长73较大。孔隙半径,面孔率变化范围大,表现出强烈的非均质性[24]。

3.3 储层喉道特征

取175块储层砂岩标本进行压汞参数统计进行综合分析(表2),根据孔隙和喉道大小划分表的分类标准可知研究区长7储层主要为三种孔喉类型(图5)。A类中细喉道型,排驱压力低,分选中等,主要发育于水下分流河道微相。B类微细喉道型,排驱压力中等,分选中等—较差,主要发育于河口坝微相。C类微喉道型,排驱压力高、高饱和中值压力,分选较差,主要发育于分流间湾微相。

图5 不同微相环境下储层毛管压力曲线类型Fig.5 Types of reservoir capillary pressure curves in different microfacies environments

表2 鄂尔多斯盆地元托子地区长7储层砂岩压汞参数统计Table 2 Statistics of mercury intrusion parameters of Chang 7 reservoisandstone in Yuantuozi area, Ordos Basin

3.4 储层物性特征

根据长7段600个岩心物性测试数据分析并综合测井解释表明:研究区长7油层组段渗透率主要分布于0.01×10-3μm2～18.49×10-3μm2。孔隙度主要分布于2.39%～17.55%(图6)。

图6 鄂尔多斯盆地长 7 段孔隙度渗透率分布直方图Fig.6 Porosity and permeability distribution histogram of Chang 7 Member in Ordos Basin

4 储层物性影响因素

4.1 沉积微相是形成物性差异的基础

沉积物矿物成熟度和结构成熟度反映沉积物的环境和水动力条件。长7段沉积体系布局由分流河道,天然堤,河口坝等控制,同时也决定着砂体的发育格局。不同微相类型表现出不同的物性特征,水动力较强的水下分流河道物性好于河口坝,主要因其杂基含量少,而天然堤因粒度较细且含有泥质,物性较差(图7)。

图7 沉积微相对储层物性的影响Fig.7 The influence of sedimentary microscopy on the physical properties of the reservoir

4.2 成岩作用决定后期改造的程度

沉积物成岩之后,砂岩储层主要受各种成岩作用的改造。长7段储层主要经历压实、胶结及溶蚀作用等,根据储层主要成岩作用发育特征和以往成岩作用研究成果将长7段孔隙演化划分为早成岩早期、晚期及中成岩早期、晚期四个阶段[25](图8)。

图8 元托子地区长7储层演化史Fig.8 Evolution history of Chang 7 reservoir in Yuantuozi area

沉积物经过成岩作用后,砂岩储层主要受各种成岩作用的改造。元托子地区长7砂岩储层主要经历压实、胶结及溶蚀作用等。

(1)压实作用:压实作用是降低孔隙空间的重要因素,主要发生在成岩作用的早期阶段。随着地质时间和颗粒受力的不断增加,颗粒表现为在受压处呈线接触,点—线接触或偶见凹凸接触(图4b)。区内长7地层埋深在1 820～2 700 m,压实作用比较强烈。

(2)胶结作用:储层中一些原生和次生孔隙被填充,降低了储层孔隙空间。区内长7胶结作用较为发育,常见胶结物主要为黏土、硅质及碳酸盐岩,可见石英及自生长石,自生黏土矿物。矿物主要为绿泥石和高岭石(图4d)。

图4 元托子地区长7储层典型孔隙类型及其成岩作用铸体薄片Fig.4 Typical pore types and diagenetic cast thin sections of Chang 7 reservoir in Yuantuozi area

表1 鄂尔多斯盆地元托子地区长7储层面孔率与孔径比较Table 1 The porosity and pore size of Chang 7 reservoir in Yuantuozi area, Ordos Basin

(3)溶蚀作用:长石矿物的溶蚀,是改善致密储层物性的重要途径。长石和其他矿物的溶蚀,使得岩石颗粒发生粒内溶孔(图4c)。有效地改善储层的物理性质,使得储层孔渗变好。

(4)绿泥石膜抑制作用:黏土颗粒易吸附在粒度较粗的颗粒表面形成绿泥石膜,使得颗粒抗压能力增强,同时通过阻止石英、长石等自生加大,隔断孔隙水,抑制后期胶结,有利于残余粒间孔保存,常表现为当砂岩中绿泥石所占百分比较高时,砂岩内粒间孔的发育程度也就越高,储层的物性也就越好(图4e、图4f、图9)。

图9 绿泥石含量与面孔率关系Fig.9 The relationship between chlorite content and face ratio

五 结论与认识

(1)元托子地区长7主要发育三角洲前缘沉积,进一步划分为分流间湾、水下分流河道、河口坝微相。储层岩性为岩屑质长石砂岩和长石砂岩,岩屑以变质岩屑和火山岩屑为主,填隙物主要为高岭石、水云母、绿泥石和铁方解石。

(2)长7储层可识别三种喉道类型,即A类。进汞,退汞能力最好,孔隙度、渗透率在本地区最好。B类相比于A类,孔隙度、渗透率略次之。C类所需的排驱压力大,渗透率、孔隙度最差。元托子长7层段喉道类型主要为C类。

(3)影响元托子长7储层物性的因素主要有沉积微相和成岩作用。沉积微相对储层物性具有显著的控制作用,水下分流河道到天然堤物性变差的主要原因为颗粒分选变差,杂基增多,堵塞填充微小孔喉。后期成岩作用对储层物性改造程度较大,主要破坏性成岩作用为压实作用和胶结作用,其中压实作用为主要因素,而建设性成岩作用主要为长石颗粒及部分胶结物的溶蚀作用;绿泥石膜可以抑制压实及胶结作用,有利于原生孔隙保存。