莫北2井區(qū)侏羅系三工河組油層儲(chǔ)層特征研究

準(zhǔn)格爾盆地是中國(guó)西部最具潛力的含油氣盆地之一。莫北油氣田于1998年2月發(fā)現(xiàn)莫北2井,經(jīng)過(guò)10余年的勘探開(kāi)發(fā),現(xiàn)已成為準(zhǔn)格爾盆地最具潛力的油田之一。隨著油氣資源開(kāi)發(fā)的逐漸深入,需要更深入了解該研究區(qū)的儲(chǔ)層特征。為此,筆者對(duì)莫北2井區(qū)三工河組油層儲(chǔ)層特征進(jìn)行了研究。

1 區(qū)域地質(zhì)概況

莫北油田位于準(zhǔn)噶爾盆地腹部莫北凸起上,莫北凸起為北東～南西向展布的長(zhǎng)條狀凹中隆起,其北與陸南凸起相接,南與莫索灣凸起相連,東西兩側(cè)分別為準(zhǔn)噶爾盆地2大生油凹陷(東道海子北凹陷和盆一井西凹陷)。莫北油田具有兩面臨凹的特點(diǎn),構(gòu)造位置非常有利 (見(jiàn)圖1)。莫北2井區(qū)三工河組油藏所在圈閉為莫北2井西2號(hào)斷裂、莫北2東斷裂及莫北6井西斷裂夾持所形成的斷塊圈閉。

目的層三工河組為一套辮狀河三角洲沉積體[1-3],總體顯示為細(xì)-粗-細(xì)的沉積特征,自下而上可分為J1 s1、J1s2和J1 s3巖性段,其中J1s2段為目前已開(kāi)發(fā)的油層段。在油層對(duì)比和劃分的基礎(chǔ)上,將J1s2段分為J1s12和J1s22砂層組。

圖1 莫北油田莫北2井區(qū)地理位置圖

2 沉積特征

研究區(qū)J1 s2段砂體主要屬于辮狀河三角洲前緣砂體[4](見(jiàn)圖2),由于河道的頻繁擺動(dòng),砂體單層厚度小,層數(shù)較多。研究表明,J1 s2段發(fā)育水下分流河道、河口沙壩、遠(yuǎn)砂壩、支流間灣和前三角洲泥5個(gè)沉積微相[5],其中水下分流河道和河口沙壩成為油氣藏的主要儲(chǔ)層相帶。

圖2 莫北2單井沉積相綜合柱狀圖

莫北地區(qū)三工河組沉積相特征如下:J1 s1和J1 s3主要由灰色、深灰色泥巖、粉砂質(zhì)泥巖及炭質(zhì)泥巖組成,具低電阻率、高伽馬值電性特征,為非儲(chǔ)層。研究層段J1s2主要由褐灰色、灰色砂礫巖、含礫不等粒砂巖、中細(xì)砂巖及中粗砂巖組成。沉積微相以水下分流河道及河口砂壩為主,局部夾有支流間灣沉積。整個(gè)三工河組反映了一套較為完整的前三角洲-辮狀三角洲前緣-前三角洲沉積相序,表現(xiàn)出湖退-湖侵的過(guò)程。

3 巖石學(xué)特征

莫北地區(qū)J1 s2段儲(chǔ)層巖性主要為長(zhǎng)石質(zhì)巖屑砂巖,其次為巖屑砂巖。砂巖中石英含量22.7%～42.0%,平均 32.5%;長(zhǎng)石含量 17.1%～30.4%,平均 22.3%;巖屑以凝灰?guī)r為主 (36.1%～58.0%,平均45.2%),其次為霏細(xì)巖、硅質(zhì)巖、千枚巖、石英巖及安山巖等。碎屑顆粒以次圓狀為主,其次為次棱角狀和次棱角～次圓狀,分選好～中等。雜基含量1%～6%,平均2.7%,以高嶺石為主,其次為綠泥石及水云母。膠結(jié)物含量2%～6.0%,平均3.3%,主要為方解石,其次為硅質(zhì)等。膠結(jié)類型以壓嵌型為主,其次為孔隙～壓嵌型。顆粒接觸方式主要為線接觸,其次為點(diǎn)～線接觸。

用穩(wěn)定礦物 (石英)與不穩(wěn)定礦物 (巖屑+長(zhǎng)石)含量之比來(lái)衡量研究區(qū)的巖石成分和結(jié)構(gòu)成熟度為0.55,表明該區(qū)巖石成分和結(jié)構(gòu)成熟度為中等偏低,說(shuō)明了該區(qū)具有沉積速度快的特點(diǎn),同時(shí)也反映其沉積物母巖成分復(fù)雜、物源頻繁變化的特點(diǎn)。

4 儲(chǔ)層物性特征

據(jù)常規(guī)物性分析資料,巖心物性分析孔隙度分布范圍為2.30%～19.40%,平均11.93%;滲透率分布范圍為 (0.03～58.20)×10-3μm2,平均1.82×10-3μm2。油層孔隙度分布范圍為11.20%～19.40%,平均13.57%;滲透率分布范圍為 (0.12～58.20)×10-3μm2,平均3.19×10-3μm2。研究層段砂巖總體物性屬中-低孔、低-特低滲儲(chǔ)集層。

5 孔隙類型和結(jié)構(gòu)特征

5.1 孔隙類型

根據(jù)該區(qū)J1 s2段儲(chǔ)層鑄體薄片分析,儲(chǔ)層孔隙類型以原生孔隙中粒間孔為主 (30.0%～84.5%,平均51.7%)(見(jiàn)圖3),其次為次生孔隙中粒間溶孔 (10.0%～55.0%,平均41.3%)(見(jiàn)圖4),少量粒內(nèi)溶孔 (0.5%～24.0%,平均5.3%)和基質(zhì)溶孔 (0.5%～1.0%,平均0.8%)。

圖4 粒間溶孔

圖3 原生粒間孔

5.2 毛管壓力曲線及孔喉分布特征

莫北油氣田三工河組二段砂體儲(chǔ)層屬中-低孔、低-特低滲儲(chǔ)集層,儲(chǔ)層的毛管壓力普遍偏高。根據(jù)毛管壓力曲線歪度和分選性,參考其他特征參數(shù),可將毛管壓力曲線分成3種類型 (見(jiàn)圖5),具體內(nèi)容如下:①Ⅰ類。偏細(xì)歪度,分選中等,分選系數(shù)2.90～3.26,平均3.08。孔喉組合主要以中孔細(xì)喉道為主,孔隙相互連通。排驅(qū)壓力平均 0.085MPa;最大孔喉半徑分布于 8.74～13.9μm,平均10.6μm;中值壓力分布于0.54～6.19MPa,平均3.29MPa。中值半徑分布于0.12～1.36μm,平均0.57μm。②Ⅱ類。細(xì)歪度,分選較差。分選系數(shù)2.30～2.66,平均2.48。孔喉組合主要以小孔細(xì)喉道為主,孔隙相互連通。排驅(qū)壓力平均0.22MPa;最大孔喉半徑分布于2.87～4.03μm,平均3.45μm;中值壓力分布于4.99～5.17MPa,平均5.08MPa。中值半徑分布于0.14～0.15μm,平均0.145μm。③Ⅲ類。細(xì)歪度,分選差。分選系數(shù)1.35～1.95,平均1.72。孔喉組合主要以小孔特細(xì)喉道為主,孔隙相互連通差。排驅(qū)壓力平均0.874MPa;最大孔喉半徑分布于0.53～1.32μm,平均0.963μm;中值壓力分布于7.42～10.2MPa,平均8.97MPa。中值半徑分布于0.07～0.10μm,平均0.082μm。

圖5 莫北2井區(qū)J1 s2段儲(chǔ)層典型毛管壓力曲線

6 結(jié) 論

1)該研究區(qū)儲(chǔ)層由多期辮狀河道快速堆積而成,砂體具有砂體單層厚度小、層數(shù)較多的特征,水下分流河道和河口砂壩為油氣有利儲(chǔ)集場(chǎng)所。

2)該研究區(qū)儲(chǔ)層主要為長(zhǎng)石質(zhì)巖屑砂巖,雜基以高嶺石為主,膠結(jié)物主要為方解石,具有成分和結(jié)構(gòu)成熟度中等偏低的特征。

3)儲(chǔ)層物性具有孔隙度中-低等、滲透率低-特低的特點(diǎn),因而該研究區(qū)儲(chǔ)層屬中-低孔、低-特低滲儲(chǔ)層。

4)儲(chǔ)層孔隙類型主要發(fā)育原生粒間孔和次生粒間溶孔。毛管壓力曲線形態(tài)為偏細(xì)-細(xì)歪度,孔喉分選中-差。

[1]趙澄林.沉積學(xué)原理 [M].北京:石油工業(yè)出版社,2001.

[2]趙澄林.儲(chǔ)層沉積學(xué) [M].北京:石油工業(yè)出版社,1998.

[3]于興河.碎屑巖系油氣儲(chǔ)層沉積學(xué) [M].北京:石油工業(yè)出版社,2002.

[4]趙建章,李雙文,劉洛夫,等.準(zhǔn)噶爾盆地莫北凸起三工河組砂體成因及組合類型 [J].新疆石油地質(zhì),2007,28(5):572-575.

[5]李雙文,劉洛夫,張有平,等.準(zhǔn)噶爾盆地莫北凸起侏羅系三工河組沉積演化及微相構(gòu)成 [J].沉積學(xué)報(bào),2006,24(6):819-828.