吴起油田白河北部长8储层特征及其控制因素研究

张文奕,高胜利,廖保江,孙兵华,白 江

(1.西安石油大学 地球科学与工程学院/陕西省油气成藏地质学重点实验室,陕西 西安 710065;2.延长油田股份有限公司吴起采油厂,陕西 延安 717600)

0 引言

储层特征研究作为油气勘探的重要环节之一,是对低渗透油气藏勘进行探开发的关键点,储层评价的结果会影响到对油藏的整体评价[1],研究区位于吴起县城西北部,长8油层为特低渗透储层,前人对鄂尔多斯盆地长8段的储层特征研究多在于合水地区、西部庆阳、东部富县等地区[2-6],前人对白河地区的储层特征的研究多也在于延9、延10、等层位,对目的区的储层特征、成岩作用存在认识不清等问题[7-12]。为了阐明研究区长8的储层特征通过利用研究区内岩石薄片、铸体薄片、高压压汞以及物性特征等资料,研究储层的岩石学特征、孔隙结构及类型、孔渗特征等,并对影响储层物性的因素简要总结[13-16]。

1 地质背景

吴起白河油区位于吴起县城西北部,研究区目的层构造活动较弱,构造形态简单,处于一级构造单元伊陕斜坡带的西部。在此背景上发育了多排局部略高的微幅度鼻状隆起[2]。这些微幅度鼻状隆起,在平面上呈隆凹相间的条带状分布。地层岩性多呈砂泥岩互层,在成岩期压实的作用下,在垂直方向上具有继承性发育的特点,然而在水平方向上每层的构造高点都有轻微的移动。以上的局部构造的为油藏的构造构型奠定了良好的基础,对油气的分布有控制作用[3]。

2 储层岩石学特征

2.1 岩石结构特征

研究区地层由泥岩、砂岩等各类型陆源碎屑岩组成。通过实验分析,研究范围内储层的岩性主要表现为灰、浅灰色的细粒长石砂岩和岩屑长石砂岩(图1)。实验分析得,长8砂岩以极细砂-细砂长石砂岩为主,分选好-中,呈现次棱状磨圆度。粒间点-线接触。主要胶结类型为孔隙式,薄膜-孔隙式次之。

图1 白河油区长8油层组储集砂岩三角分类图

2.2 成分特征

长石是研究区砂岩的主要矿物成分之一含量在41%～54%,平均47.9%;第二位是石英其含量在36%～44%之间,平均为39.9%;含量末位的岩屑其含量在8.0%～18%之间,平均12.2%。存在的长石类型有钾长石和斜长石,岩屑主要为变质岩岩屑及云母,次为火成岩岩屑(表1)。碎屑颗粒内的间隙物主要为杂基和胶结物。储集砂岩中的杂基主要是泥质,含量在1%～6%,平均含量3.06%;胶结物含量为1%～11.5%,平均6.5%,常见铁方解石、自生高岭石和自生伊利石,平均含量分别为2.2%、1%、3.2%(表1)。

表1 白河油区长8油层组储集砂岩组分统计表 %

3 储集空间类型

3.1 孔隙类型

在成岩过程中白河油区长8储集岩有多种孔隙类型形成,粒间孔隙、岩屑溶孔、长石溶孔为主要的孔隙表现类型,其次为晶间孔,其中可观察到的微裂隙数目较少。

3.1.1 矿物基质孔隙

(1)粒间孔隙:研究区主要的孔隙类型,其孔径大,连通性好,但在成岩作用下,孔隙受到改造;(2)长石溶孔:由于白河长8砂岩中较高长石含量,所以长石溶孔为目前主要储集空间之一;(3)晶间孔:晶间孔隙多见于粘土矿物中,如绿泥石、伊利石等矿物之间存在的晶间孔(图2)。

(a)吴71井,2 341.06 m,粒间孔,(b)吴101井,2 149.62 m吴101井,2 145.0 9m,长石溶孔,(c)吴101井,2 149.6 m,伊利石晶间孔(d)吴93井,2 090.15 m,云母的层间隙(e)吴101井,2 149.36 m,微裂隙

3.1.2 缝隙

白河油区成岩缝发育程度较差,在研究区内其主要有两种类型:(1)颗粒间缝隙和碎屑的解理缝:可观察到,其中部分中充填着沥青质,这些缝隙成型较早,分布也比较广,起到了重要的连通作用。(2)压实微裂缝:溶蚀孔隙发育阶段发现较多。(图2)

3.2 孔隙结构

通常依据常规压汞实验分析结果(表2)来刻画孔隙结构特征。

表2 白河油区长8油层组砂岩样品压汞分析数据(部分)

3.2.1 孔喉大小

排驱压力越小,反映的储层渗透性越好。根据该区的统计数据得该区域排驱压力主要在0.61～5.26 MPa之间,均值1.99 MPa。排驱压力一般,孔隙结构较差。根据统计数据看,该区域,最大孔喉半径为0.14～1.22 μm,平均为0.51 μm。所以,该区域孔喉类型为微细孔喉与细孔喉。

3.2.2 孔喉分选特征

(1)均值系数α:指所有孔喉分布的平均位置,孔喉分布均匀,其值则大。其白河长8砂岩均值系数在0.130～0.196之间,平均为0.162;(2)分选系数SP:分类标准如下:值低于0.35说明分选极好,白河北部的选系数为0.025～0.21,平均值为0.09。说明该区孔喉分选性极好;(3)歪度Skp:指孔喉大小的分布相对于孔喉均值是偏粗还是偏细。研究范围内砂岩Skp值范围在1.67～2.49,均值2.16。

综上所述,可得研究区长8,孔喉具有极好的分选属性但是,分布不均,极大的影响了研究区的物性。

3.2.3 孔喉连通性及控制流体特征

进汞饱和度和退出效率反映孔隙特征,进汞饱和度和退出效率高,则储层物性好。研究范围中砂岩的进汞效率一般,其最大进汞饱和度为58.4%～73.7%,平均值为67.3%;孔喉均质性越好,退出效率越高,研究区退出效率为27.5%～39.3%,平均值为33.0%。可得出该区域退汞效率平平,表明样品中存在一定数量的微观盲孔隙。

4 储层物性特征

由孔隙度、渗透率的分布范围以及均值(图3,表3)可知,长8储层各小层中,长822的平均孔隙度、渗透率是这些小层物性中最好的,长811的储层物性最差。总体来看,研究范围内储层是特低孔、超低渗致密储层(图3)。由孔隙度和渗透率交汇图可以看出,各小层孔隙度与渗透率均呈现不同程度的正相关性,相关性较好的是长822和长821储层,可能主要与成岩等因素有关。总体呈现正相关,但仍有部分样品孔、渗关系偏离了总体趋势,渗透率明显偏大,说明样品中存在一定数量的微裂缝,特别是在长822储层中。

表3 白河北部长8综合参数表

图3 长8储层中822 ,821,812,811对应的孔隙度分布直方图、渗透率分布直方图和孔隙度渗透率交汇图

说明不仅仅是基质孔隙与喉道影响砂岩的渗流能力,不均匀分布的微裂缝也有助于储层的渗流能力。

5 储层物性影响因素

5.1 沉积相的影响

沉积微相是形成物性差异的基础,白河北部各小层沉积微相发育情况见(表3)沉积环境的不同最终导致了储层物性的不同。水下分流河道微相于储层的发育最为有利,河口坝微相较之次之,水下分流间湾微相的沉积环境最不利于储层发育[14]。在研究范围内,水下分流河道沉积在长821及长812小层最为发育,长822、长811小层次之。

5.2 成岩作用的影响

(1)压实、压溶作用:长时间的埋藏过程中的长8油层组砂岩,较高含量的长石和岩屑,造成砂岩在埋藏中经历了充分且强烈的压实作用,以点-线接触为主要的颗粒间接触关系,且呈定向或半定向排列,云母碎屑受挤压发生不同程度的变形等(图2)。

(2)胶结作用:具有破坏性成岩作用,研究区长8油层组砂岩碳酸盐胶结矿物以铁方解石胶结为主,白河地区长8储层砂岩中伊利石多形成于较晚成岩阶段。

(3)溶蚀作用:是一种具有益的成岩作用,影响次生孔隙的形成,一定程度上可以明显的改变储集层的物性。(图2)。

(4)交代作用:研究范围内长8储集砂岩中常见铁方解石交代。(图2)。

6 结语

(1)通分析鉴定,探究范围中以浅灰、灰色细粒长石砂岩和岩屑长石砂岩为长8储层岩性主要表现(图2)。砂岩的主要矿物成分占比依次为,长石、石英、岩屑。长8砂岩以极细砂-细砂长石砂岩为主,分选好-中,磨圆度呈次棱状。粒间颗粒支撑、点-线接触。孔隙式为主要胶结类型,薄膜-孔隙式次之。孔隙于细孔微细喉型,细一微孔微细喉一微喉型孔隙类型多见粒间孔隙、长石溶孔、岩屑溶孔,晶间孔数量较少,偶见少量的微裂隙。

(2)研究范围内总体为特低孔、超低渗致密储层,在长8储层各小层中,长822储层物性最好,孔隙度,最大为17.8%,最小为1.2%,平均在8.98%。集中分布在在8%～10%区间内。渗透率最大值在74×10-3μm2最小值0.1×10-3μm2,平均为8.93×10-3μm2,集中分布在(5～10)×10-3μm2区间。

(3)沉积和成岩这两大作用对白河北部长8的储层分布具有明显的控制作用,沉积微相对储层物性的影响显而易见,分析得出物性较好的储层分布在水下分流河道砂体,分流间湾中的砂体物性最差;压实及胶结作用仍是造成储层致密的原生孔隙大量丧失的首要因素,虽然成岩作用中溶蚀作用虽然能改善储层储集性,但是仍是杯水车薪。