中東M IS構造Asmari組碳酸鹽巖儲層新認識

王維斌 劉曉鵬 高平 楊賢洲 黃婷婷

川慶鉆探工程公司地質勘探開發研究院

中東M IS構造Asmari組碳酸鹽巖儲層新認識

王維斌 劉曉鵬 高平 楊賢洲 黃婷婷

川慶鉆探工程公司地質勘探開發研究院

過去受技術條件、資料完整性及準確性等的限制,對中東M IS構造儲層的認識存在一定的局限性。為此,根據最新的野外露頭調查和新鉆井獲得的巖心普通薄片、鑄體薄片、電鏡掃描、CT掃描、EM I測井以及裂縫預測等成果資料,對該區A smari組碳酸鹽巖儲層進行了深入研究與評價,獲得了新的認識:①儲層的主要巖性為早期白云化作用形成的細—粉晶白云巖巖類;②主要儲集空間為晚期溶蝕作用形成的大量次生溶蝕孔、洞,白云巖類儲層溶蝕孔、洞發育,物性好;③整體上,Asmari組上部基質儲層在縱向上呈層狀、多層疊置分布,橫向上主要儲層段具連續、連片分布的特征;④阿爾卑斯造山運動形成的構造張裂縫發育,主要為與構造走向(N45°W)一致的縱裂縫,在不同構造部位及不同層段,裂縫發育程度差異較大;⑤不同產狀的構造裂縫組合構成了裂縫網絡系統,裂縫與溶洞相互關聯、配搭,形成了良好的縫—洞儲滲系統,溶蝕孔、洞與構造裂縫配搭形成了良好的裂縫—孔(洞)隙型儲層。

中東 M IS構造 碳酸鹽巖 新近紀—古近紀 儲滲空間特征 儲層評價 測井解釋 裂縫—孔(洞)隙型儲層

M IS構造地理位置位于伊朗西南部,構造位置位于Zagros山前陸褶皺帶中部,產層為新近系—古近系的A smari組海相碳酸鹽巖。A smari組頂界構造為不對稱的狹長狀背斜。M IS構造于1918年開始鉆探,目前已鉆200多口井,開發時間已過百年。由于開發年代早,開發時間長,受技術條件、資料完整性及準確性等的限制,對儲層的認識存在一定的局限性。據新鉆的開發評價井資料,對A smari組儲層、油氣藏開發潛力進行了評價研究,對儲層特征有了新的認識,認為該構造的油氣藏還有較大的開發潛力。目前部署、完成的幾口水平井獲得了高產油氣流,效果顯著。

1 儲集巖、儲集空間類型

1.1 儲集巖主要為白云巖類

M IS構造新近系—古近系的A smari組為海相碳酸鹽巖沉積。從上至下劃分為 6個亞段(Zone1—Zone6),厚度約為 320 m(圖 1)。Zone6—Zone4、Zone3—Zone1主要由2個海退沉積旋回即開闊臺地—局限臺地—蒸發臺地相組成。Zone4為蒸發臺地上鹽湖沉積的硬石膏。Zone2下部—Zone3、Zone5—Zone6為局限臺地的澙湖沉積,巖性主要為石灰巖、含粒屑灰巖、白云巖及泥質灰巖。Zone1中部—Zone2上部為開闊海臺地內的粒屑灘相沉積,生屑種類多,主要為有孔蟲、棘皮、珊瑚藻、纖維海綿、瓣鰓、苔蘚蟲等,生屑個體大小懸殊、混雜,含量介于55%～80%。

據新鉆井巖心、測井資料,Zone1—Zone 5發育儲層,Zone6主要為泥質灰巖,沒有儲層。儲層主要發育在白云巖類及粒屑灘相層段。儲層巖性以含團粒、砂屑、角礫、生物碎屑等的細—粉晶白云巖、灰質白云巖、云質灰巖為主,這些巖類的次生溶蝕孔、洞隙發育,孔隙度、滲透率較高;次為含團粒、砂屑、角礫、生物碎屑等的泥—粉晶灰巖,主要發育溶洞及在生屑體腔內發育少量孔隙,局部見晶間微孔,孔、洞隙分布不均勻,孔隙度相對較低、滲透性較差。

根據測井解釋(表1),白云巖類儲層所占比例高,孔隙度、滲透率高,物性好,是主要的儲集巖類,這與M IS構造Asmari組主要為石灰巖儲層的傳統認識有差別[1]。

圖1 Asmari組綜合柱狀圖

表1 不同巖類的儲層物性數據表

M IS構造A smari組的白云石化作用對儲層的發育有著重要的影響。根據薄片鑒定的巖石學特征分析,白云石主要有3種類型:①泥晶白云石,分布于臺地內局限澙湖區,主要形成泥晶云巖類,白云巖中的生物種類單調,含量少,巖層厚度較薄,橫向分布不穩定;也常見這種白云石組成膏質泥晶云巖、泥晶云巖砂屑和礫屑;②半自形—自形的粉晶—粗粉晶白云石,主要分布在砂屑、礫屑、生屑等粒屑間,形成的白云巖主要分布Zone1中部—Zone2上部粒屑灘層段;③中—粗晶白云石,僅極少分布在溶蝕洞及裂縫中。根據白云石晶體形態、大小、分布等特征分析認為,第一種白云石是準同生期的滲透回流白云化作用形成的;第二種白云石形成的時間較第一種白云石形成的時間晚,屬于成巖期的滲透回流白云化作用形成[2],相對高能的粒屑灘沉積物具有回流的良好通道,粒屑間的膠結物被白云石交代[3];第三種白云石為晚期白云化形成,白云石較少,未能形成白云巖,對儲層性能的影響不大。

1.2 儲集空間主要為溶蝕孔、洞

根據巖心和EM I測井等資料證實,M IS構造A smari組儲層的主要儲集空間是晚期溶蝕作用形成的大量的溶蝕孔、洞;構造張裂縫發育,為次要的儲集空間,主要是作為流體的滲濾通道,儲層類型為裂縫—孔(洞)隙型,與傳統上認識的A smari組為裂縫型儲層有別。

1.2.1 多種類型的次生溶蝕孔、洞發育

1.2.1.1 孔隙

根據巖心鑄體薄片、電鏡掃描分析,A smari組孔隙類型豐富多樣,以次生孔隙為主;原生孔隙極少,在成巖作用過程中幾乎破壞殆盡。孔隙主要為晚期溶蝕作用形成的白云石晶間溶孔、粒屑鑄模孔、粒間及粒內溶孔、膏溶孔或膏模孔。其中,白云石晶間溶孔,生屑、砂屑等碳酸鹽巖粒屑被溶蝕或選擇性溶蝕形成的鑄模孔、粒內或粒間溶孔以及膏溶孔等,分別占各類孔隙的36%;白云石、少量方解石的晶間微孔占16%;粒間孔、粒內孔、生屑體腔孔、殼壁孔等原生孔隙以及其他類型的孔隙僅占12%(圖2)。

圖2 孔隙類型餅狀圖

溶孔在白云巖層段較發育,分布較均勻,連通性較好,面孔率為10%左右,局部可達20%;在石灰巖層段發育則較差,分布極不均勻,面孔率介于2%～5%。根據巖心觀察、EM I測井解釋、CT掃描資料,部分溶孔的發育、分布與構造裂縫密切相關,特別是在石灰巖層段,溶孔常沿裂縫分布,孔、縫連通較好。

1.2.1.2 溶洞

根據溶洞的分布特征及與孔、縫間的關系,可分為孔隙性溶洞和裂縫性溶洞。孔隙性溶洞即溶洞是溶孔被進一步溶蝕擴大后形成(圖3-a),這些溶洞周圍常密集分布溶孔,孔、洞也常呈層狀分布,相互間連通性好;裂縫性溶洞即溶洞是構造縫及少量成巖壓溶縫被局部溶蝕擴大形成的,溶洞常沿裂縫呈串珠狀或長條狀分布,縫、洞連通性好(圖3-b、c、d)。以小型溶洞為主,占82%,中型溶洞占13%,大型溶洞占5%。在白云巖層段中、小型溶洞相對發育,而在石灰巖層段大型溶洞發育。在 EM I測井剖面中,大型溶洞的高度可達0.5 m。在鉆井中常出現鉆時降低、放空、井漏顯示,如某井放空0.3 m,EM I測井反映溶洞特征明顯(圖3-c)。在不同的構造部位,溶洞的發育程度差異明顯, V 3井區Zone1—Zone2的溶洞層段明顯比V 1、V 2井區發育,厚度為V 1、V 2井的1.5～2.0倍,表明從構造的西南段向東北段溶蝕作用有減弱的趨勢。同時,據巖石學特征、溶蝕孔洞內幾乎沒有充填以及溶孔、溶洞與裂縫的密切關系,認為溶蝕作用是在構造裂縫形成之后發生的。

圖3 成像測井縫洞響應特征圖

1.2.1.3 孔、洞隙層分布特征

整體上,孔、洞隙具層狀分布的特征。縱向上, Zone1—Zone5均發育不同類型、不同厚度的溶蝕孔、洞層,但70%的都發育在距Asmari組頂部110 m的Zone1—Zone2內。Zone1—Zone2及Zone5頂部的主要孔、洞隙層在橫向上分布相對穩定,對比性較好; Zone3—Zone4的孔、洞層在橫向上分布的穩定性較差。

1.2.2 主要發育縱向裂縫

在新近紀末,Zagros盆地受到阿爾卑斯造山運動北東—南西向強烈的擠壓力的作用,形成巨型褶皺帶,位于褶皺中部的M IS構造A smari組碳酸鹽巖同期產生了構造裂縫。新鉆井取得了Zone1—Zone5巖心、EM I測井資料,為研究和描述裂縫提供了新信息。成果表明,裂縫類型有構造裂縫、成巖(壓溶)縫及晚期溶蝕裂縫,以構造作用形成的構造張裂縫為主。

1.2.2.1 裂縫類型

根據與M IS構造同屬 Zagros構造帶、相距11 km、具有相似構造特征的A smari山出露的A smari組構造裂縫的觀察分析,主要發育縱向、橫向和斜交3種類型的構造裂縫,這與J.H.Halsey的結論基本一致[4]。A smari山的縱向裂縫的延伸方向與背斜軸向平行或近平行,走向主要為N 45°W;橫向裂縫走向主要為N40°E,近垂直于背斜軸向;斜交裂縫的走向介于縱、橫向裂縫之間,走向主要為N10°W。M IS構造A smari組EM I測井解釋,裂縫的走向主要為N45°W,與M IS構造的軸向一致,與測井解釋的M IS構造的最大水平應力的方向垂直,與A smari山縱向裂縫的走向基本一致,說明M IS構造主要發育的是縱向裂縫。這一認識似乎與在Zagros構造帶垂直于構造軸向的裂縫規模大的認識有別[5]。

縱向上,裂縫多終止于泥質巖層或泥質薄層、泥質條帶及巖層面等,主要為分布在層內、垂直層面的高角度的構造縫,約占80%,與A smari山觀察、測量的結果基本一致。這一特征在油氣藏的開發過程中也體現了出來,當揭開的儲層段越多,單井的累積產量越高。揭開Zone1—Zone2的單井比只揭開Zone1單井的累積產量高一倍多;揭開 Zone1—Zone3的單井比只揭開Zone1—Zone2單井的累積產量高一倍多;同時,在上部產層段產量降低后,通過加深鉆井,揭開新產層后,單井日產量及累積產量均大幅增加。說明構造裂縫在縱向上對儲集體的溝通受限。

據巖心及EM I測井描述、解釋,裂縫間距介于0.1～0.8 m,平均為0.5 m左右;92%為張開的構造裂縫,僅8%被方解石、硬石膏、白云石全充填裂縫。未被改造的裂縫寬度介于0.1～0.5 mm;大多數裂縫經過了溶蝕改造,使張開度增大,寬度為 0.02～4.0 mm,平均為0.9 mm。

1.2.2.2 裂縫網絡系統

從巖心、EM I測井宏觀分析,裂縫主要為成組平行分布,仍常見“X”型成組分布的裂縫;對巖心樣品進行CT掃描,發現巖心內部具有斷續、平行分布的及呈“X”型分布的微裂縫。從宏觀到微觀,均說明了裂縫間相互連通,形成了裂縫網絡系統。在這個系統中,縱裂縫延伸長、張開度大,規模大,一條縱裂縫往往溝通了多條橫裂縫和斜交裂縫,起到了主導作用。因此, Asmari組的裂縫形成了以縱裂縫為主導的、大型的網絡系統。但這些裂縫網絡系統主要是形成于某一裂縫發育部位的某一層段或某幾個層段,造成儲層的滲透能力在縱橫向上的較大差異,凸顯出儲層的非均質性特征。

1.2.2.3 裂縫分布特征

縱裂縫主要分布于背斜核部和翼部,橫裂縫主要發育于背斜翼部,斜交裂縫在背斜的傾沒端相對發育。在不同的構造部位,裂縫在縱向上的發育程度差異較大,總體上,Zone1—Zone2及Zone5上部裂縫相對發育。這可能與Zone1之上為大套的硬石膏、鹽巖層及Zone4具硬石膏層有關。當地層發生形變時,與其相鄰的Zone1—Zone2、Zone5更容易產生形變而使裂縫更發育。根據FTEC軟件預測裂縫,在M IS構造兩翼的肩部或地層陡緩變化部位,裂縫更發育,裂縫發育區主要呈條帶狀,平行于軸向分布,這些裂縫發育區也是高產井分布區。

1.2.3 縫—洞系統構成了良好的儲滲體

資料表明,溶洞與構造裂縫密切相關,特別是沿著構造裂縫或者是在構造裂縫發育的層段,常常分布著大型的溶洞。構造裂縫被局部溶蝕、改造、擴大的現象普遍,溶洞的一部分就是原來的裂縫,剖面上溶洞呈串珠狀、長條狀。這些構造裂縫、溶洞相互關聯、配搭,連通性好,形成了縫—洞系統,成為Asmari組很好的縫—洞儲滲體。根據單井測試產量、累積產量,結合測井解釋的縫—洞層段對比分析表明,凡是鉆遇縫—洞儲滲體的單井日產量、累積產量都高。如某井縫—洞段厚度為4.4 m,產油954 m3/d,累計產油404.6× 104m3。

2 儲層分類評價及分布特征

2.1 基質儲層

根據對儲層物性下限以及儲集空間類型、孔洞縫相互配搭關系、孔滲關系、壓汞曲線特征及相關參數的系統分析研究,確定了A smari組基質儲層有效孔隙度下限為5%,滲透率下限為0.1 mD,儲層可分為Ⅰ—Ⅲ類(表2)。Ⅰ—Ⅲ類儲層平均孔隙度為10.0%,平均滲透率為9.9 mD。其中,Ⅲ類儲層占總厚度的52%,平均孔隙度為8.9%,平均滲透率為0.2 mD;Ⅱ類儲層占總厚度的27.0%,平均孔隙度為12.7%,平均滲透率為0.73 mD;Ⅰ類儲層占總厚度的21.0%,平均孔隙度為18.4%,平均滲透率為51.5 mD。

表2 基質儲層評價分類表

2.2 裂縫儲層

據巖心、EM I測井,應用裂縫綜合概率法處理解釋獲得了裂縫儲層參數,縫隙度平均為0.38%,裂縫滲透率平均為1 342 mD。據37口井Zone1—Zone2產層段106次生產測試資料,計算單井有效滲透率平均為1 221 mD,有效滲透率與產能匹配較好,單井累產平均達到296.3×104m3。分析認為,測試滲透率主要反映的是裂縫系統的有效滲透率。由此看出,裂縫主要作為流體的滲濾通道,鉆遇裂縫系統能夠確保單井高產。

2.3 儲層分布特征

據測井解釋儲層以及對縫、洞發育帶的分布預測,基質儲層主要發育在距A smari組頂界110 m內的Zone1—Zone2層段,約占儲層總厚度的70%,儲地比達到0.7,單層厚度介于3.0～10.0 m,最大連續厚度可達35.0 m,且儲層在橫向上連續性好。Zone3— Zone4儲層單層厚度較薄,一般小于4.0 m,在橫向上連續性較差,主要為透鏡狀分布。Zone5頂部儲層一般為5.0 m左右,橫向分布較穩定。整體上,A smari組基質儲層在縱向上多層疊置分布,在平面上具連片分布的特征。構造裂縫主要發育在構造兩翼的肩部或地層陡緩變化部位,其次是在軸部和傾沒端。裂縫發育區主要呈條帶狀,平行于構造軸向分布。

3 結論

1)M IS構造A smari組儲層巖性以含團粒、鮞粒、砂屑、生物碎屑等的粉晶粒屑云巖、灰質云巖為主。

2)A smari組儲集空間以溶孔、溶洞為主,層內高角度、縱裂縫發育,儲層類型為裂縫—孔(洞)隙型。

3)Asmari組基質儲層主要分布在Zone1—Zone2,縱向上多層疊置分布,橫向上具連片分布的特征;裂縫主要發育在構造兩翼的肩部,其次是在軸部和傾沒端發育,裂縫發育區呈條帶狀平行于構造軸向分布。

4)對Asmari組基質儲層、裂縫發育及分布特征的新認識,有利于油氣藏的挖潛和二次規模、高效開發。

[1]童曉光,張剛,高永生.世界石油勘探開發圖集(中東地區分冊)[M].北京:石油工業出版社,2004.

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Characteristics of Asmaricarbonate reservoirs in the M IS structure,M iddle East

Wang Weibin,Liu Xiaopeng,Gao Ping,Yiang Xianzhou,Huang Tingting
(Research Institute of Geological Exp loration&Development,Chuanqing D rillng Engineering Co.,L td., Chengdu,Sichuan 610051,China)

NATUR.GAS IND.VOLUM E 31,ISSUE 7,pp.16-20,7/25/2011.(ISSN 1000-0976;In Chinese)

Previous understandingsof the Asmari carbonate reservoir in the M IS Structure,M iddle East,are restricted by technical conditions,data availability and accuracy.A thorough study isperfo rmed on this reservoir by using the new ly available data including outcrop observation,ordinary thin section,cast,scanning electron microscope,scanning CT,image logging and fracture p rediction. The follow ing new understandings are obtained.(1)The main reservoir rocks are fine to very fine crystalline dolomites formed by early dolomitization.(2)Notonly do the dominant typesof reservoir space have secondary dissolution po resand vuggs resulted from late dissolution;but the dolomite reservoirs w ith well-developed dissolution po res and vugs have a good petrophysical p roperty. (3)As a whole,the matrix reservoirs in the upper Asmari Formation are characterized by vertical superimposition of multi-layered reservoir intervals and lateral continuous distribution of themajor reservoir intervals.(4)Tension structural fractures resulted from Alpine orogeny are well developed and are dominated by vertical fracturesw ith orientation in parallelw ith structural trend(N45°W). However,the levelsof fracture development are different at either structural locationso r reservoir intervals.(5)The combinations of fractures of different occurrences constitute fracture netwo rks.The fracture netwo rks in connection w ith dissolution po res and vuggs fo rm good fracture-vug seepage flow system,leading to the fo rmation of high quality fracture-vuggy carbonate reservoirs.

M iddle East,M IS structure,carbonate,Neogene-Paleogene,characteristicsof reservoir space,reservoir evaluation,log interp retation,fracture-vuggy reservoir

王維斌等.中東M IS構造A smari組碳酸鹽巖儲層新認識.天然氣工業,2011,31(7):16-20.

DO I:10.3787/j.issn.1000-0976.2011.07.004

王維斌,1962年生,高級工程師,碩士研究生;長期從事油氣地質綜合研究工作。地址:(610051)四川省成都市建設北路1段83號地質勘探開發研究院。電話:(028)86015141。E-mail:ww b9229@163.com

2011-04-06 編輯 羅冬梅)

DO I:10.3787/j.issn.1000-0976.2011.07.004

Wang Weibin,senior engineer,bo rn in 1962,has long been engaged in comp rehensive research of petroleum geology.

Add:No.83,Sec.1,No rth Jianshe Rd.,Chengdu,Sichuan 610051,P.R.China

Tel:+86-28-8601 5141 E-mail:ww b9229@163.com