基于成巖儲集相定量分類模式確定特低滲透相對優質儲層①——以AS油田長61特低滲透儲層成巖儲集相定量評價為例

宋子齊 王瑞飛 孫 穎 景 成 何羽飛 張 亮 程國建

(西安石油大學西部低滲-特低滲油田開發與治理教育部工程研究中心 西安 710065)

基于成巖儲集相定量分類模式確定特低滲透相對優質儲層①
——以AS油田長61特低滲透儲層成巖儲集相定量評價為例

宋子齊 王瑞飛 孫 穎 景 成 何羽飛 張 亮 程國建

(西安石油大學西部低滲-特低滲油田開發與治理教育部工程研究中心 西安 710065)

針對陜北斜坡中部特低滲透儲層受沉積環境、成巖作用及構造等因素影響,成巖過程壓實和膠結作用強烈,儲層儲集性能和滲流結構差異大的特點。利用AS油田長61特低滲透儲層成巖儲集相定量分類模式圈定相對優質儲層,分別進行了區塊長61砂巖的成巖作用和孔隙演化分析,建立了不同類別成巖儲集相定量分類模式與綜合評價指標體系。不同類型成巖儲集相成巖過程參數演化及其儲集、滲流特征明顯不同。Ⅰ、Ⅱ類成巖儲集相壓實孔隙損失率30.0%～38.1%;膠結孔隙損失率30.1%～36.0%;溶蝕次生孔隙度增加達9.7%,平均溶蝕增加孔隙度都在5.1%～ 6.5%。它們在低孔、特低滲儲層成巖過程中壓實、膠結損失孔隙相對較少,溶蝕增加孔隙較多,成為定量評價該區長61特低滲透相對優質儲層的成巖儲集相“甜點”標準。

選用區塊各井長61樣品物性分析及儲集空間鑒定結果,沿成巖過程進行孔隙演化分析推演,得出區塊長61各類井成巖階段孔隙演化參數。分別利用壓實損失孔隙度、膠結損失孔隙度、溶蝕增加孔隙度、孔隙度、滲透率及面孔率等特征性參數,通過灰色理論集成,進行被評價參數與評價指標的矩陣分析、標準化、標準指標絕對差的極值加權組合放大及綜合歸一分析處理,綜合成巖過程中參數演化定量分析的多種信息,篩選出Ⅰ、Ⅱ類成巖儲集相“甜點”。它們主要分布在酸源的湖盆中心下伏烴源巖(生油區)附近,處于三角洲前緣多期水下分流河道疊置部位的有利儲集砂體中,成巖過程中壓實、膠結損失孔隙度較小,在其有機酸性水形成時期保留了較多原生孔隙,酸性水容易進入并溶解其中易溶的碎屑顆粒及膠結物,次生濁沸石和長石溶蝕孔隙發育,形成了該區長61特低滲透儲層中含油有利區的相對優質儲層。

通過上述篩選的優質儲層確定出該區湖盆中心向南西方向含油有利區連片的規模和范圍,圈定出該區沉積作用、成巖作用、后期構造作用及流體改造作用形成的有利成巖儲集成因單元,有效地反映出該區特低滲儲層中相對優質儲層形成的地質特點,進一步表征了該區特低滲透儲層含油有利區的分布規律、延伸方向及非均質性特征。從而,提高了該區儲層沉積、成巖特征及其含油有利區分布的認識,為特低滲透油田增儲上產提供了有利目標和井區。

成巖儲集相分類 定量分類模式 特低滲透儲層 成巖過程 孔隙度演化 次生孔隙度 相對優質儲層

AS油田長61儲層總體上處于湖泊三角洲前緣亞相水下分流河道及其前緣末端和前三角洲-淺湖等相帶中,這些相帶中沉積物分選性差,壓實作用和膠結作用強烈,在成巖早期就形成低孔、低滲儲層[1～4]。

鏡下薄片鑒定表明,該區長61儲層主要為一套灰綠色中-細粒巖屑質長石砂巖,長石含量50.24%,石英含量20.29%,云母含量7.28%,碎屑總量88.48%。其中巖屑含量約為9.67%,以火成巖巖屑和變質巖巖屑為主,其次為沉積巖巖屑。沉積巖巖屑主要為泥巖和粉砂巖巖屑,火成巖巖屑主要為噴發巖和隱晶巖巖屑,變質巖巖屑主要為石英巖和千枚巖、片巖、板巖巖屑。該區儲層具有高長石低石英特點,儲層中變質巖柔性巖屑組分較高,易于受壓變形和膠結充填,巖性變致密,儲集性能較差。

該區長61儲層填隙物占11.52%,主要為黏土礦物、碳酸鹽膠結物和濁沸石礦物,其中綠泥石含量4.52%,濁沸石含量2.97%,方解石、硅質、長石質、水云母、混層黏土含量相對較小。綠泥石和濁沸石都是該區長61低孔、特低滲儲層重要的填隙物類型,它們對該區儲層成巖過程參數演化起著至關重要的作用。

綠泥石按產狀可分為薄膜狀綠泥石和充填狀綠泥石。薄膜狀綠泥石在長61儲層最發育,它們在成巖作用中一定程度上起到了阻止石英等礦物的次生加大而擴大有效儲集空間的建設性作用;充填狀綠泥石則對儲層的孔喉主要起堵塞、充填的破壞性作用。

濁沸石是一種含水的架狀結構鋁硅酸鹽礦物,在埋藏酸性介質條件下,濁沸石在成巖作用中溶解形成的次生孔隙成為該區長61儲層十分重要的有效儲集空間;而濁沸石的破壞性成巖作用則表現在呈片狀連晶或斑狀連晶大量充填孔隙,甚至交代長石和長石質巖屑。

通過在陜北斜坡沿25區塊、莊40區塊砂巖成巖作用和孔隙演化分析[4],長6砂巖目前均處于中成巖B期,具有相似的成巖演化階段,但孔隙度的演化明顯不同。其沿25塊濁沸石溶蝕孔隙為有利儲集空間,莊40塊長石、巖屑溶孔為有利儲集空間。在成巖壓實過程中,沿25塊孔隙損失率40.33%,莊40塊孔隙損失率55.45%;膠結過程孔隙損失率:沿25塊46.86%,莊40塊36.51%;后期溶蝕過程中,沿25塊次生溶孔占55.75%,莊40塊次生溶孔占73.51%。因此,不同區塊及其不同類型成巖儲集相帶,其成巖過程中孔隙度參數演化和滲流特征不同,溶蝕過程產生次生溶孔的差異較大[4～6]。為此,研究該區成巖過程參數演化定量分析,基于成巖儲集相分類確定特低滲透優質儲層,有利于提高特低滲透儲層沉積、成巖特征及分布規律和非均質性分布的認識。

1 成巖作用及其孔隙演化分析

1.1 壓實、壓溶作用

砂巖薄片鏡下可見雜基和柔性組分的強烈變形。顆粒之間緊密鑲嵌,部分顆粒呈線接觸、凹凸接觸,造成顆粒的定向和半定向排列。壓溶作用造成早期石英次生加大,一方面使粒間孔隙空間減小;另一方面,早期石英的次生加大膠結又妨礙了再壓實作用的進行。

壓實后砂巖剩余粒間孔隙度主要用于評價壓實作用對原生粒間孔的破壞程度。壓實后剩余粒間孔隙度(φ2)可根據膠結物含量、粒間孔、溶蝕孔的面孔率與物性分析孔隙度的關系求得。這里需要說明的是對于現今孔隙中的膠結物溶孔,其形成過程是先形成膠結物,后期溶蝕是對膠結物的溶蝕。膠結物溶孔所占有的空間是砂巖壓實后剩余粒間孔的一部分[4～6]。

式中,膠結物含量為樣品巖礦分析的膠結物百分含量(%);物性分析孔隙度為樣品進行物性分析所得到的孔隙度值(%)。

壓實損失孔隙度=φ1-φ2

壓實孔隙度損失率=(φ1-φ2)/φ1

1.2 膠結、交代作用

區塊長61段儲層常見的膠結物有碳酸鹽、黏土礦物、石英、長石自生加大和濁沸石膠結物[6～10]。

碳酸鹽膠結作用:主要是方解石、鐵方解石膠結充填。鏡下薄片觀察,方解石呈孔隙狀充填,形成時間與濁沸石同時或稍晚,鐵方解石析出比方解石及濁沸石晚,在水下分流河道頂部形成膠結交代致密層,其形成與濁沸石的大量溶蝕有關。

黏土礦物膠結:從X-衍射分析可知,該區長6段儲層黏土礦物種類主要有綠泥石、伊/蒙混層(混層比<10)、伊利石。其中綠泥石占黏土礦物總量的80.54%;其次為伊利石,平均含量為 14.43%。伊/蒙混層含量5.03%。另外,隨埋深的增加,綠泥石含量逐漸增加,伊/蒙混層礦物逐漸減小。

石英、長石的次生加大:石英、長石次生加大在區塊長61段儲層中比較常見。石英、長石加大后改變了儲層的孔隙結構,使喉道變成片狀、彎片狀或收縮狀,嚴重影響了地下流體的滲流,使儲層的滲透性變差。

濁沸石膠結:濁沸石膠結物呈斑狀分布,充填在孔隙中。含量最高為17%。從膠結特征看,濁沸石的成因可能與鈣長石的鈉長石化及長石的溶蝕有關。濁沸石被溶蝕形成濁沸石溶孔,使儲層的儲集性能得到改善。

交代作用和礦物的轉化:在電鏡下可見石英、長石和濁沸石等顆粒被碳酸鹽及黏土礦物等交代,石英常被方解石交代,長石被黏土礦物交代而向高嶺石轉化。

砂巖壓實、膠結、交代后的剩余粒間孔隙度(φ3)即為物性分析孔隙度中粒間孔隙所具有的孔隙度。

膠結、交代損失孔隙度=φ2-φ3

膠結、交代孔隙度損失率=(φ2-φ3)/φ1

1.3 溶蝕作用

砂巖薄片及掃描電鏡下可見碎屑顆粒(石英、長石)、基質、膠結物受到程度不等的溶蝕,形成次生溶孔。隨著有機質的成熟,大量酸性水進入儲層,導致濁沸石溶蝕形成濁沸石溶孔。正是由于強烈的溶蝕作用使砂巖孔隙結構發生變化,次生孔隙發育[10～13]。

次生孔隙度(φ4)是指總儲集空間中溶蝕孔所占據的那部分儲集空間。

2 成巖儲集相定量分析模式與綜合評價指標體系

2.1 建立成巖儲集相成巖過程參數演化定量分析模式

相對優質儲層是指在普通低孔、低滲儲層中發育物性相對較好的有效儲層,相對優質儲層孔隙度、滲透率沒有一個固定范圍,它可以根據不同研究區儲層特征、產油氣狀況及成巖過程中參數演化確定。在該區特低滲長61儲層中,優質儲層一般指孔隙度大于12%、滲透率大于2 X 10-3μm2、且在成巖過程中具有使儲層物性相對較好的成巖演化參數的有效儲層。

在該區長61儲層來自北東方向同一物源體系內,優質儲層平面分布主要受三角洲前緣有利沉積微相帶控制。特別是多期高能分流河道疊置形成單滲砂層能量厚度很大的部位,儲層溶蝕作用強,其巖性、物性都比較好。它們在成巖過程有機酸性水形成時期保留了較多原生孔隙,酸性水容易進入并溶解其中易溶的碎屑顆粒和膠結物,產生大量次生溶蝕孔隙,形成相對優質的有效儲集層[13-16]。為此,筆者針對上述低孔、低滲儲層成巖過程孔隙演化分析和相對優質儲層形成的沉積-成巖地質因素,采用成巖過程參數演化綜合定量分析方法,在該區低孔、特低滲透長61儲層中利用成巖儲集相“甜點”篩選相對優質儲層。

未固結砂巖初始孔隙度(φ1)(濕砂在地表條件下的分選系數與孔隙度的關系)[17,18]:

式中 S0-特拉斯克分選系數[Trask=(Q1/ Q2)1/2];

Q1-第一四分位數,即相當于25%處的粒徑大小;

Q2-第三四分位數,即相當于75%處的粒徑大小。

不同類型成巖儲集相帶,其成巖過程中孔隙度參數演化和滲流特征明顯不同,我們采用灰色理論篩選成巖儲集相“甜點”的分類分析方法[19,20]。利用區塊代表性11口井的長61樣品物性分析及儲集空間鑒定結果,進行計算初始孔隙度34.9%,沿上述成巖過程進行孔隙演化分析推演,劃分該區低孔、特低滲儲層成巖儲集相Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ、Ⅳ類,給出了儲層各成巖儲集相的各成巖階段孔隙度演化(這里取平均值)值(表1)。

表1 AS油田長61儲層成巖儲集相各成巖演化階段孔隙度演化指標范圍Table1 Porosity evolution index lim itation of Chang 6 reservior diagenetic facies at different diagenetic stage in AS oilfield

Ⅰ類成巖儲集相以區塊塞6、王17-8、王23-9等井區為代表,儲層巖芯面孔率達8.9%,滲透率4.0 X10-3μm2。該類成巖儲集相帶以初始孔隙度34.9%算起,壓實過程損失了10.4%的孔隙度,壓實后剩余孔隙度為24.5%,壓實過程孔隙損失率為30.0%。以綠泥石、碳酸鹽及硅質膠結造成12.5%的孔隙度損失,膠結過程孔隙度損失率36.0%。壓實、膠結后剩余12.0%的原生粒間孔隙度。后期溶蝕作用貢獻了6.5%的孔隙度。溶蝕后,含鐵碳酸鹽(鐵方解石、鐵白云石)膠結造成2.3%的孔隙度損失,含鐵碳酸鹽膠結孔隙度損失率6.6%。合算目前平均孔隙度16.0%。該類成巖儲集相主要分布多期疊置單砂層能量厚度很大的水下分流河道主體部位,處于臨近生油區和酸源的有利儲集相帶的中一細粒長石砂巖中,砂體中成巖過程參數演化定量分析給出的低壓實、低膠結和強溶蝕作用特征。特別是次生孔隙發育,溶蝕增加孔隙度可高達9.7%,具有較好的孔隙結構和滲流、儲集能力,成為該區特低滲儲層中篩選相對優質儲層的“甜點”。

Ⅱ類成巖儲集相以區塊杏4-5、王16-22、侯24-12等井區為代表,儲層巖芯面孔率7.2%,滲透率3.1 X 10-3μm2。該類成巖儲集相以初始孔隙度34.9%算起,壓實過程損失了13.3%的孔隙度,壓實后剩余孔隙度為21.6%,壓實過程孔隙損失率為38.1%。以綠泥石、碳酸鹽及硅質膠結造成10.5%的孔隙度損失,膠結過程孔隙損失率30.1%。壓實、膠結后剩余11.1%的原生粒間孔隙度。后期溶蝕作用貢獻了5.1%的孔隙度,加上后期含鐵碳酸鹽膠結又造成2.0%的孔隙度損失,含鐵碳酸鹽膠結孔隙度損失率5.7%,合計目前平均孔隙度14.1%。該類成巖儲集相主要分布在Ⅰ類成巖儲集相四周及其水下分流河道延伸單滲砂層連片的中-細粒長石砂巖中,砂體中成巖過程參數演化定量分析給出的相對較低壓實、較低膠結和較強溶蝕作用特征,反映儲層次生孔隙仍較為發育,具有相對較好的孔隙結構和滲流、儲集能力,它們也成為該區特低滲儲層篩選相對優質儲層的“甜點”。

Ⅲ類成巖儲集相以區塊塞190、侯22-13、侯20-19等井區為代表,儲層巖芯面孔率6.5%,滲透率2.0 X10-3μm2。該類成巖儲集相以初始孔隙度34.9%算起,壓實過程損失了14.8%的孔隙度,壓實過程孔隙損失率42.3%。以綠泥石、碳酸鹽及硅質膠結造成11.1%的孔隙度損失,膠結過程孔隙損失率31.9%。后期溶蝕作用貢獻了4.3%的孔隙度,加之后期含鐵碳酸鹽膠結又造成1.3%的孔隙度損失,合計目前平均孔隙度12.0%。該類成巖儲集相主要分布在Ⅰ類、Ⅱ類成巖儲集相沿水下分流河道的延伸或河道前緣河口壩及其邊緣,砂體中成巖過程參數演化定量分析給出較高壓實、膠結和較弱溶蝕作用特征,反映儲層具有相對較差的孔隙結構和滲流、儲集能力。

Ⅳ類成巖儲集相以區塊侯8-24、王23-25等井區為代表,儲層巖芯面孔率 5.9%,滲透率0.6 X10-3μm2。該類成巖儲集相以初始孔隙度34.9%算起,壓實過程損失了16.0%的孔隙度,壓實過程孔隙損失率45.9%。以綠泥石、碳酸鹽及硅質膠結造成11.7%的孔隙度損失,膠結過程孔隙度損失率33.3%。后期溶蝕作用貢獻了4.2%的孔隙度,加上后期含鐵碳酸鹽膠結又造成1.4%的孔隙度損失,合計目前平均孔隙度10.1%。該類成巖儲集相主要分布在Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ類儲層周圍及其邊緣地帶,砂體中成巖過程參數演化定量分析給出了較高壓實、膠結和弱溶蝕作用特征,反映儲層孔隙結構和滲流、儲集能力差。

圖1 成巖儲集相各成巖演化階段孔隙演化模式圖Fig.1 Porosity evolution of each diagenetic facies at different diagenetic stage

通過對該區長61儲層四類成巖儲集相孔隙度演化過程的反演,得出各類成巖儲集相各成巖階段孔隙度演化模式[19～21](圖1)。

從上述四類成巖儲集相成巖過程中孔隙演化過程反演的定量分析及其相應圖1模式可以看出,該區長61儲層強烈的壓實作用和膠結作用是形成低孔、特低滲儲層的關鍵,Ⅰ、Ⅱ成巖儲集相成巖過程參數演化給出了相對較低壓實、膠結和較強的溶蝕作用特征,反映儲層具有明顯較好的孔隙結構和滲流、儲集特征,成為該區特低滲透儲層篩選相對優質儲層的成巖儲集相“甜點”。

2.2 成巖儲集相分類的綜合評價指標體系

利用上述各項單一參數值不能準確表征儲層成巖儲集相分類,例如壓實損失孔隙度大和溶蝕增加孔隙度小都有可能導致成巖儲集相變差。因此,利用灰色理論集成,綜合利用上述成巖過程各項參數對油田長61儲層成巖儲集相進行統計[19～21],采用統計平均數據列為巖石成巖儲集相評價劃分指標:

式中,Xoi為統計平均數據列;i為1,2,…,n。

在計算上述各評價參數和劃分指標后,根據該區長61成巖儲集相分布特征及其“甜點”篩選分析方法,利用參數指標準確率與分辨率的組合分析對各項參數賦予不同權值。壓實、膠結和溶蝕作用在篩選“甜點”中起決定性作用,分別賦予較大權重,滲透率、孔隙度、面孔率是形成低滲透儲層根本原因,它決定著成巖作用的類型和強度,分別賦予相應權重,并根據油田不同成巖儲集相反映出“敏感”程度進行參數統計分析與調整,建立起研究區長61特低滲透儲層成巖儲集相及其“甜點”綜合評價的6類參數指標及權值[20～22](表2)。

表2 AS油田長61成巖儲集相及其“甜點”綜合評價指標體系Table2 Comprehensive evaluation indicator of Chang 61 reservoir diagenetic facies and“dessert”in AS oilfield

表中Ⅰ、Ⅱ類成巖儲集相成巖過程壓實和膠結損失孔隙度相對較小,溶蝕作用增加孔隙度較大,其綜合效應使儲層物性相對較好的成巖參數演變影響大,反映儲層具有相對較好的孔隙結構及其孔隙度、滲透率指標,成為該區特低滲儲層篩選相對優質儲層的成巖儲集相“甜點”的標準。

3 成巖儲集相分類及“甜點”篩選的綜合評價方法

利用區塊100多口井長61樣品物性分析及儲集空間鑒定結果,沿上述成巖過程進行孔隙演化分析推演,得出區塊長61各類井成巖階段孔隙演化參數。采用灰色理論成巖儲集相及其“甜點”綜合評價指標體系,分別壓實損失孔隙度、膠結損失孔隙度、溶蝕增加孔隙度、滲透率、孔隙度和面孔率,進行被評價數據的綜合分析處理。采用矩陣分析、標準化、標準指標絕對差的極值加權組合放大技術[21,22],計算灰色多元加權系數:

上述兩式 Pi(k)-數據Xo與Xi在k點(參數)的灰色多元加權系數;

從而可以得出灰色加權系數序列

由于系數較多,信息過于分散,不便于優選,采用綜合歸一技術,將各點(參數)系數集中為一個值,其表達式:

式中 Pi即為灰色多元加權歸一系數的行矩陣。

最后,利用矩陣作數據列處理后,采用最大隸屬原則:

作為灰色綜合評價預測結論,并根據數據列(行矩陣)的數據值,確定評價結論精度及可靠性。

從而,利用灰色理論集成和綜合上述低孔、低滲儲層成巖過程參數演化定量分析的多種信息,實現了對該區長61特低滲儲層成巖儲集相及其“甜點”的綜合評價和定量分析[21～23],確定和劃分出有效儲集層分布和特征。

4 基于成巖儲集相定量分類確定特低滲透相對優質儲層

從該區長61灰色理論儲層成巖儲集相及其“甜點”定量評價成果圖可以看出(圖2),Ⅰ類成巖儲集相“甜點”分布在王窯區塊中部塞6-塞29井區,侯市區塊中部的塞37、塞73井區,以及杏河區塊西南部的杏13-010-塞173井區。該類長61儲層處于單滲砂層能量厚度很大的水下分流河道中有利儲集砂體中,成巖過程中壓實和膠結損失孔隙度相對較小,儲層中保留著較高的殘余粒間孔隙。特別是次生孔隙發育,在臨近生油區和酸源的成巖相帶中,濁沸石和長石溶蝕強烈且溶孔發育。其單滲砂層厚度大,物性好,但面積小,連續性差,多呈較小團塊、豆莢狀分布在疊置河道中央、交匯、轉折和疊置河口壩處,含油狀況好,試油產量均大于10 t/d以上。

Ⅱ類成巖儲集相“甜點”在平面上分布面積增大,分布在Ⅰ類成巖儲集相“甜點”四周及河道延伸區域,包括王窯區塊中部及其西南王窯、侯市連片區域,以及侯市區塊西南塞163-塞185井區一帶,杏河區塊則從北部塞113-塞100-鐮12井區沿西南方向主河道發育區延伸。成巖過程中壓實和膠結損失孔隙度較小,儲層中保留一定殘余粒間孔隙。因主要范圍臨近但離開油源分布區,成巖過程中濁沸石、長石、碳酸鹽等充填礦物溶蝕不夠徹底,殘余一部分濁沸石。其成巖過程依然形成以殘余粒間孔、濁沸石、碳酸鹽溶孔為主,構成了僅次于中部濁沸石強溶帶的又一類長61優質儲層。其單滲砂層厚度較大,物性較好,連續性也變好,多呈窄長條帶、團塊狀分布在疊置河道中央主體延伸部位和疊置河口壩處,試油產量均大于5 t/d以上。

Ⅲ類成巖儲集相則主要分布在侯市區塊中部及王窯、侯市區塊西南延伸的河道區域范圍內,部分分布在王窯區塊北東塞1、塞14、陜137井區以及中部塞170井區。它們一般處于分流河道或側翼延伸、河口壩及其邊緣,成巖過程中壓實和膠結損失孔隙度較大,主要范圍遠離油源分布區,濁沸石、碳酸鹽充填礦物溶蝕較差,殘留濁沸石較多,反映儲層孔隙結構及其滲流和儲集特征總體較差。

Ⅳ類成巖儲集相則分布在該區長61儲層四周。一般都處于主河道周圍及邊緣,以及該區北部漫堤砂泥巖和西南分流河道延伸前緣的席狀砂沉積區,它們分布面積大,但反映儲層孔隙結構及其滲流和儲集特征差。

圖中篩選出的Ⅰ、Ⅱ類成巖儲集相“甜點”分布面積、發育規模和范圍相對較小,但它們具有相對優質儲層的孔隙結構和滲流、儲集能力,集中地反映出該區特低滲透儲層中相對優質儲層及其含油有利區形成的地質特點[23～25]。這些儲層的形成與中成巖早期有機酸性水的溶蝕作用密切相關,它們主要分布在靠近湖盆中心的中期基準面的中下部高能疊置分流河道形成單滲砂能量厚度大的主體部位。其酸性水主要來源于湖盆中心下伏的烴源巖,酸性水主要沿著有利的疊置型水下分流河道運移。從而,在臨近生油區和酸源多期疊置水下分流河道有利儲集砂體中,成巖過程中壓實和膠結損失孔隙度較小(壓實損失孔隙度10.4%～13.3%,膠結損失孔隙度10.5%～ 12.5%),它們在有機酸性水形成時期保留了相對較高的殘余粒間孔隙,形成了酸性水運移通道,酸性水容易進入并溶解其中易溶的碎屑顆粒和膠結物,產生大量次生濁沸石、長石溶蝕孔隙,溶蝕作用增加孔隙度可達9.7%,平均增加孔隙度5.1%～6.5%,形成了控制和圈定該區特低滲儲層含油有利區的相對優質儲層。這些優質儲層反映出湖盆中心向南西方向含油有利區連片的規模和范圍,而且勾畫出湖盆中心油藏與南西部油藏延伸趨勢、形態和特征。

圖2 AS油田長61儲層成巖儲集相定量評價及其“甜點”分布成果圖Fig.2 Quantitative evaluation and“dessert”distribution of Chang 61 reservoir in AS oilfield

5 結論

(1)成巖儲集相“甜點”是多種地質作用的綜合反映,是沉積作用、成巖作用、后期構造作用和流體改造作用形成的有利成巖儲集成因單元,它們具有相對優質儲層的滲流、儲集及含油氣能力,集中地反映出該區特低滲儲層中相對優質儲層形成的地質特點。利用成巖儲集相“甜點”篩選特低滲儲層中的優質儲層,進一步深化了低孔、特低滲儲層表征,提高了該區儲層沉積、成巖特征及其含油有利區分布的認識,為該區特低滲油田增儲上產提供有利目標和井區。

(2)基于AS油田長61特低滲透儲層成巖儲集相“甜點”篩選相對優質儲層,分別進行區塊長61砂巖的成巖作用和孔隙演化分析,建立了區塊長61儲層成巖儲集相綜合評價指標體系。不同類型成巖儲集相成巖過程參數演化及其儲集、滲流特征明顯不同,Ⅰ、Ⅱ類成巖儲集相壓實損失孔隙度10.4%～ 13.3%,膠結損失孔隙度10.5%～12.5%,后期溶蝕次生孔隙度增加可達9.7%。成巖過程中壓實、膠結損失孔隙相對較少,溶蝕增加孔隙較多,形成了該區長61特低滲透儲層篩選相對優質儲層的“甜點”。

(3)在特低滲透儲層中利用成巖儲集相篩選相對優質儲層,實質上是利用灰色理論成巖儲集相定量評價的分類原則和評價方法,分別壓實損失孔隙度、膠結損失孔隙度、溶蝕增加孔隙度及其低孔、低滲儲層滲透率、孔隙度、面孔率對成巖過程參數演化給出不同角度的定量評價。通過區塊各井長61樣品的薄片計點統計分析方法進行孔隙演化分析推演,篩選出Ⅰ、Ⅱ類成巖儲集相“甜點”。它們在成巖過程中壓實和膠結損失孔隙度較小,溶蝕作用增加孔隙度較多,形成了低孔、特低滲儲層中控制和圈定含油有利區的優質儲層。這些優質儲層劃分出湖盆中心向南西方向含油有利區連片的規模和范圍,集中地反映出該區特低滲儲層含油有利區的分布規律、延伸方向及非均質性特征。

References)

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Based on the Quantitative Classification M ode of Diagenetic Reservoir Facies to Filter Relatively Excellent Quality:Taking the quantitative assessment of diagenetic facies of Chang 61reservoir of AS oilfield hyposmosis reservoirs for an example

SONG Zi-Qi WANG Rui-fei SUN Ying JING Cheng HE Yu-fei ZHANG Liang CHENG Guo-jian
(Engineering Research Cener of W estern Low&Ultra-low Permeability Oilfield Development&M anagement,M inistry of Education Xi'an 710065)

The reservoir in Shannbei structural slope is affected by the depositional environment,diagenesis and structural factor,so the compaction and cementation effects are intense in Shanbei slope center.In this paper relative high quality reservoirs of hyposmosis reservoir were filtered,in which diagenetic reservior faciesmode of quantitative classification of Chang 61reservoir in AS oilfield of extra-low permeability was used.With the work of sandstone diagenesis and porosity evolution analysis of Chang 61,different types of diagenetic reservoir faciesmodel of quantitative classification and comprehensive evaluation index system of diagenesis reservoir facieswas established.The evolution parameter of diagenesis in different diagenetic reservior facies and the characteristic of reservoir&flow are obviously not the same.The compaction porosity loss rate of I,IIdiagenetic reservior facies is 5.1%～6.6%;cement prosity loss rate is 30.1%～36.0%;dissolution of secondary porosity increased up to 9.7%with an average of increasing porosity of 5.1%～6.5%.t can be the standard of diagenetic reservior facies“dessert”because of less loss of pore compaction cementation and great increase of dissolution porosity.And these can be used to quantitatively evaluate reservior.

Diagenetic stage of pore evolution parameter of differentwells in Chang 61could get by the results'deduction of pore evolution analysis along diagenetic process,and the results come from thematerial analysis and the identification of pore space of different samples in Chang 61.hough the integration of gray theory of the following parameters,compaction loss porosity,cementation loss porosity,dissolution increased porosity,porosity,permeability and thin section porosity,thematrix analysis of evaluation parameters and evaluation indicator can be normalized,the absolute difference extreme of standard indicators could be weighted combination&lification and integrated analysis and processing.With the integration ofmultiple information in diagenesis,theⅠ,Ⅱtype diagenesis reservoir facies“dessert” was filtered.Theymainly distributed in the vicinity of generating rock of the centre of acidic lake basin,and were located in favorable reservoir sand in overlying location of the underwater distributary channel of delta front sub-facies, more primary porosity was remained in the formation of organic acidswater period in diagenetic process,diffluent clastic particles and cementingmaterialwere dissolved by acidic water,secondary laumontite and feldspar porewas generated.Thus,relative high-quality reservoirswhich controlled and blocked out favorable oil-bearing areas in extra-low permeability Chang 61reservoir were formed。

The scale and scope of favorable oil field with the direction from the center to the southwest in the lake area could be identified by the above mentioned high-quality reservoir.Using sedimentation,diagenesis,post-tectonic and the role of fluid transformation draw the scope of favorable diagenetic reservoir unit,the geological features of high-quality reservoir could be reflect,and with a further characterization of the distribution pattern,extend the direction and characteristics of non-homogeneous in this low permeability oil field.Thus,the awareness of reservoir sedimentation,diagenesis features and the distribution of favorable oil areawas raised,which is benefit to extra-low permeability oil field to reach a high output。

diagenesis reservoir facies classification;quantitative classification model;reservoir with extremely low permeability;diagenesis process;evolution of porosity;secondary porosity;relatively high quality reservoirs

宋子齊 男 1944年出生 教授 石油地質 E-mail:songziqi0827@126.om

TE122.2

A

1000-0550(2011)01-0088-09

①國家自然科學基金項目(批準號:40872087),中國石油天然氣股份有限公司“十二五”科技攻關項目“致密氣藏測井采集處理與儲層評價技術研究”資助。

2009-06-25;收修改稿日期:2009-11-25