烏南地區儲集層特征及油氣富集規律研究

李婷婷

(西安石油大學油氣資源學院,陜西西安710065)

令狐松

(中國石油測井有限公司,陜西西安710065)

王鳳琴

(西安石油大學油氣資源學院,陜西西安710065)

馬佳國

(中國地質大學(北京)地球科學與資源學院,北京100083)

烏南地區下油砂山組沉積時期處于柴達木盆地第三系湖盆開始收縮階段,表現為河進湖退的特征,區域沉積特征研究表明,烏南地區沉積時處于開闊型的濱淺湖相帶內,以灘壩微相砂體為主。下面,筆者根據巖心、壓汞、鑄體薄片、沉積巖全巖X-射線衍射、測井曲線特征,從沉積的、成巖的以及后期的各種作用的影響,分析了烏南地區的儲層特征。

1 儲層的基本特征

1)巖性特征 沉積巖全巖X-射線衍射分析結果如下:石英含量為23.2%～43%,鉀長石含量為1.9%～18.9%,斜長石含量為11.6%～18.4%,方解石含量為6.9%～33.1%,白云石含量為2.4%～20.6%,方沸石、重晶石、硬石膏、普通輝石含量較少,各平均為1.9%、2.6%、1.5%、3.8%。TCCM(粘土礦物總量)為3.4%～33.5%,平均為14.4%。薄片鑒定巖性為中-細-極細的灰質粉砂巖、灰質極細砂巖、含灰中砂巖、含灰極細砂巖和含灰細砂巖、中砂巖;接觸關系為點-線接觸、線接觸、漂浮接觸和點接觸;分選主要為中等到好[1]。

2)物性特征 基質巖塊具有低孔低滲、細孔微喉等物性特征。巖心物性分析表明,三層組的孔隙度10.2%～22.4%,平均為16.8%;滲透率0.42%～25.4%,平均值為8.4%。膠結類型為孔隙膠結、薄膜膠結;磨圓主要為次棱角狀,少見棱角-次棱角狀。

3)含油性特征 根據巖心觀察,該層段有熒光顯示,該區的測試結果也顯示,各井均含有油氣。

4)電性特征 由于巖性復雜,其電性特征不明顯,但烏南地區中深層復雜砂礫巖儲層的電性特征為:GR中低值,中子低值,電阻率中低值,呈明顯的薄層[2]。這是該區主要的儲層特征,不受其含油氣性的影響[3]。

綜上所述,該區中深層儲層以復雜砂礫巖為主,泥質含量和碳酸鹽巖含量都較高,非均質性強,基質巖塊孔隙度低,儲集空間以粒間孔、次生孔隙為主,含油氣性好,電性特征不明顯。

2 儲層成巖作用

通過巖芯觀察、薄片特征及分析化驗資料的綜合研究,明確烏南成巖作用類型包括機械壓實作用、膠結 (交代)作用和溶蝕作用,其中對儲層物性產生主要影響的成巖作用類型為壓實作用和膠結作用,具體特征如下:

1)壓實作用是儲層孔隙損失的主要因素 (平均減孔量22%) 烏南地區儲層埋深在1000～2500m之間,不同粒度砂巖由壓實作用造成的孔隙度喪失約為65%,由膠結作用造成的孔隙度喪失為10%(此數據為原生孔隙度喪失的絕對含量,即視壓實率和視膠結率)[4],即埋藏成巖過程中壓實作用對儲層影響大于膠結作用。

除了用視壓實率參數外,還用壓實量參數來表達砂巖儲層的壓實程度。壓實量指現今砂巖的視壓實率與砂巖的原始孔隙度的乘積 (壓實量×100%=視壓實率×原始孔隙度)。再由上述得到儲層初始孔隙度經計算,烏南地區儲層,儲集砂巖的視壓實率為65%,壓實量為22.1%,即壓實作用對粉砂巖造成的孔隙度損失為22.1%。壓實作用是影響儲層物性的主要因素。

表1 烏南地區N12儲層平均膠結物含量統計表

2)膠結作用是儲層孔隙損失的重要因素 (平均減孔量5%左右) 由巖石學基本特征及砂巖儲層成巖作用分析可知,烏南地區儲層膠結作用比較普遍,但是膠結物含量不高,以碳酸鹽為主,平均含量為5%,即膠結減孔量平均約為5%(表1)。根據碎屑物質成巖過程中特點,不同粒級砂巖儲層中膠結作用發育程度不同,因此需要區分中砂級、細砂級、極細砂級及粉砂級砂巖儲層膠結物含量與孔隙度關系,并分類為膠結物含量小于5%及膠結物含量在5%～10%之間的儲層,借以區分不同膠結物含量時不同類型儲層的膠結損失比例的變化。

總體來看膠結物含量與儲層孔隙度呈負相關關系,具體分析深度從1000m加深到2000m范圍,膠結物含量小于5%的儲層孔隙度減少量為15%;膠結物含量在5%～10%之間的儲層孔隙度減少量約為10%。說明埋深對膠結物含量較高的儲層造成的孔隙損失較小,即膠結作用抑制壓實作用。而局部膠結物含量不高,但是孔隙度也不高的數據是由于泥雜基含量較高,抑制了成巖期膠結物的發育,也同時充填了孔隙,對物性造成一定的影響。

圖1 烏南地區儲層粒度分布頻率圖

3)粒度對儲層性質具有重要的控制作用 該區主要目的層段儲層巖性主要是細砂巖、極細砂巖、粉砂巖,少量中砂巖,其次在薄片鑒定時還識別出不等粒砂巖,因此研究時主要利用中砂巖、細砂巖、極細砂巖、粉砂巖、不等粒砂巖進行儲層的孔隙度與滲透率相關性分析,整體上隨著孔隙度的增大滲透率也增大,具有正相關性。從圖1中可以看出粒度對滲透率影響比較大,粒度越粗,滲透率越高,對孔隙度具有一定的影響,但相關性不如滲透率明顯。

4)碳酸鹽含量對儲層性質具有重要的控制作用 單從碳酸鹽分析測試來看,目的層內的碳酸鹽含量比較高,含量范圍為13.7%～65%,平均含量為32%,根據實測數據編制碳酸鹽含量與孔隙度、滲透率相關關系圖 (見圖2和圖3),整體看碳酸鹽含量對孔隙度影響比較大,具有較明顯負相關性,而碳酸鹽含量對滲透率影響不大,不具備隨深度變化產生的相關性。測試所得資料中碳酸鹽含量大于50%時仍有樣品孔隙度達15%、滲透率大于10-2μm2,可以說明該區碳酸鹽并不都是以膠結物的形式存在。從鑄體薄片鑒定結果來看儲層中碳酸鹽大部分以巖屑形式為主,少量為以膠結物形式存在。

3 儲層分類

按照流動單元指數法將烏南地區的儲層分為4類,依據綜合分類評價,烏南地區儲層屬低孔低滲、特低滲儲層。其中最好的Ⅰ類儲集層是烏南地區儲層中最好的儲層,屬較好儲層;Ⅱ類儲層次之,屬中等儲層;Ⅲ類屬中-差儲層;Ⅳ類儲層屬差儲層。Ⅰ類、Ⅱ類、Ⅲ類、Ⅳ類儲層分別占物性總樣品數的2.03%、6.76%、9.46%、81.08%。從儲層綜合評價結果來看,該地區屬低孔、特低滲儲層,儲層發育程度受沉積相帶砂體控制,在砂巖發育的主體部位,以壩砂為主,儲層物性非常好,而向兩側過渡到灘砂時,儲層物性逐漸變差,在砂巖欠發育區儲層物性甚至達到了Ⅲ+Ⅳ類。

圖2 碳酸鹽巖含量與孔隙度關系圖

圖3 碳酸鹽巖與滲透率關系圖

4 油藏控制因素及油藏分布

在特低滲透含油層系中,油氣藏的形成明顯受砂巖厚度與儲層物性的變化所制約,而這兩點從根本上講均與沉積相密切相關。層砂巖的主體部位具有滲砂層發育、孔隙條件好、油氣相對富集特點,因而尋找有利相帶、查明砂體主體帶是油藏評價的一條重要經驗,小斷層較多,可以說在找砂巖,就是找油藏。其成藏主要受巖性控制,為構造-巖性油氣藏。

油氣富集基本受砂巖體控制,在同一成藏地質背景下,具有以下2個特點:①砂巖體的規模決定了油藏規模之大小;②砂巖體越厚,儲油物性變好,含油性變好。依照測井曲線將砂體分層,從砂體對比結果來看砂體對比性比較好、分布比較穩定,橫向上砂體厚度變化不大,砂層相對較薄。從砂巖等值線圖和沉積相疊合圖上看,砂巖厚度在30～50m范圍,厚度趨勢變化不大。從沉積相疊合圖上看,大部分為濱淺湖灘壩微相展布區。

[1]于興河.碎屑巖系油氣儲層沉積學 [J].第2版.北京:石油工業出版社,2008.

[2]薛叔浩.油氣儲層評價技術 [M].北京:石油工業出版社,1997.

[3]姚永朝,文志剛.西峰油田長8油藏地質研究及儲層評價 [J].石油天然氣學報(江漢石油學院學報),2005,27(3):419-421.

[4]李元奎,王鐵成.柴達木盆地獅子溝地區中深層裂縫性油藏[J].石油勘探與開發 2001,28(6):12-15.