紅河油田延11儲層特征及主控因素

許艷爭

(中國石化華北油氣分公司勘探開發(fā)研究院，河南鄭州 450001)

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紅河油田延11儲層特征及主控因素

許艷爭

(中國石化華北油氣分公司勘探開發(fā)研究院，河南鄭州 450001)

綜合利用巖心、分析化驗資料中的鑄體薄片、掃描電鏡等測試手段并結合測井資料，研究了鄂爾多斯盆地紅河油田延11儲層的巖石學特征、孔隙結構特征和物性特征；結合沉積作用、成巖作用研究，探討了該區(qū)導致儲層致密的主控因素。結果表明：延11儲層主要為石英砂巖、長石石英砂巖和巖屑石英砂巖，成分成熟度中等，結構成熟度中-好，儲層物性較差，分選好-中等；初始孔隙度平均38.8%，強烈的壓實作用及膠結作用破壞了74.2%的原生孔隙，早期原生孔隙多被壓實作用破壞，溶蝕作用增加了大約 11.9%的次生孔隙度，是改善儲層物性的重要因素；成巖壓實作用和膠結作用導致紅河油田延11儲層致密。

紅河油田；延11油層組；致密砂巖；儲層特征；主控因素

紅河油田位于甘肅省東部，構造上位于鄂爾多斯盆地構造單元天環(huán)坳陷的南部(圖1)[1]。延11儲層以其高石英含量為特點，明顯區(qū)別于下伏延長組地層(以長石巖屑、巖屑長石砂巖為主)，且與上覆延安組(石英砂巖)亦有較大差別。鄂爾多斯盆地紅河油田延11已顯示出良好的開發(fā)前景，并取得了一定的突破。

本文以研究區(qū)紅河油田延11油藏為例，基于大量測試資料分析研究區(qū)致密砂巖儲層巖石學特征、孔隙結構特征以及物性特征，探討研究區(qū)致密砂巖儲層特征及其主控因素，為儲層甜點描述及勘探開發(fā)提供借鑒。

1　儲層特征

1.1巖石學特征

依據(jù)錄井描述、薄片鑒定、鑄體圖象分析及掃描電鏡成果，延11儲層砂巖的巖石類型以石英砂巖、長石石英砂巖、巖屑石英砂巖為主，砂巖碎屑組分以石英、巖屑為主，石英含量為66%～98%，平均含量為85.6%；長石平均含量為3.0%；巖屑含量為13.1%～61.4%，平均含量為11.4%。

延11砂巖粒度以中粒、中-細粒為主，磨圓度以次棱、次圓次棱、次棱次圓為主，分選好到中等，成分成熟度中等，結構成熟度中-好，顆粒支撐，接觸關系以線、凹凸接觸為主，膠結類型以孔隙膠結為主；儲層填隙物成分以黏土礦物為主，其次是白云石、自生石英，填隙物總含量一般為2.0%～28.2%，平均含量12.3%。

圖1　研究區(qū)構造位置

1.2孔隙結構特征[2]

對研究區(qū)19區(qū)塊壓汞資料整理分析結果表明：平均孔隙半徑為0.22～1.93 μm，均值為 0.63 μm；平均喉道半徑為0.21～3.11 μm，均值為 0.89 μm，孔喉較小。

從典型樣品毛管壓力曲線(圖2)可知，Ⅰ類儲層喉道毛細管壓力曲線排驅(qū)壓力較低，壓汞曲線顯示有較緩的平臺，且位置較低，表明喉道相對較大，分選較好，物性較好。Ⅱ、Ⅲ類儲層表明喉道相對Ⅰ類較小，分選較Ⅰ類差，物性較差。綜合研究表明，儲層的主要孔隙結構類型為特小孔-微細喉型儲層。

圖2　紅河油田延11儲層典型壓汞曲線

1.3物性特征

根據(jù)紅河油田鉆井的巖心實測孔隙度、滲透率分析結果，紅河油田延11砂巖呈單峰態(tài)，最小孔隙度7%，最大孔隙度18.2%，平均孔隙度為13.4%；主要分布區(qū)間為10%～16%，平均為14.3%；最小滲透率0.1×10-3μm2，最大滲透率為40.2×10-3μm2，平均滲透率為2.45×10-3μm2，主要分布區(qū)間為 (0.5～5.0)×10-3μm2。按照中國石油天然氣行業(yè)標準(SY/T6285-1997)，結合研究區(qū)的孔隙結構和物性特征，可以判斷紅河油田延11砂巖為低孔特低滲致密型儲層(圖3)。

2　致密砂巖儲層主控因素

2.1沉積作用

三疊紀末的印支運動使盆地整體抬升，延長組頂部遭受強烈風化及河流侵蝕等地質(zhì)作用，形成水系廣布、溝壑縱橫、丘陵起伏的古地貌景觀[3-5]。研究區(qū)延11是侏羅系最早沉積的地層，沉積方式為河道充填沉積。

圖3　紅河油田延11孔隙度、滲透率分布頻率

為了確定未固結砂巖初始孔隙的多少及后期孔隙的演化，需要對初始孔隙度進行恢復。Beard 和 Weyl 提出[6-7]，在潮濕的地表條件下，未固結砂巖初始孔隙度和分選系數(shù)具有如下關系：

φ1= 20.91+22.90 /S0

(1)

根據(jù)粒度分析結果，分選系數(shù)為1.16～1.65，平均為1.29，分選好。根據(jù)前人經(jīng)驗公式，恢復砂巖初始孔隙度為34.8%～40.6%，平均38.8%，初始孔隙度整體較高。

通過對取心井巖心觀察、對化驗資料的分析并結合特殊測井及常規(guī)測井資料分析認為，紅河油田延11沉積相為辮狀河沉積體系，主要發(fā)育心灘和河道砂巖。對紅河油田 37口井的不同沉積微相測試段統(tǒng)計表明：分流河道、心灘兩種微相為主要出油微相類型。其中，心灘占 51.4%，分流河道占29.7%。二者的日產(chǎn)油能力分別為2.26 t、1.92 t， 說明油氣主要富集在心灘、分流河道等有利儲集相帶中。

2.2成巖作用

后期成巖作用對深層致密砂巖儲層的改造直接導致了現(xiàn)今的儲層微觀孔隙結構格局，是儲層致密、低孔特低滲的一個重要原因[8]。基于鑄體薄片、掃描電鏡研究，研究區(qū)成巖作用類型主要有：壓實-壓溶作用、膠結作用、溶蝕作用和破裂作用。

2.2.1壓實-壓溶作用

壓實作用是導致延11砂巖儲層致密的一個最重要因素。紅河油田延11油層組砂巖儲層的機械壓實、壓溶作用發(fā)育普遍，在薄片觀察時明顯表現(xiàn)在：①一些剛性碎屑(石英、長石和巖屑)表面的脆性微裂紋和剛性碎屑之間的重新排列；②碎屑間的緊密接觸，碎屑間主要以線接觸為主，局部表現(xiàn)為凹凸接觸(圖4a)；③骨架顆粒的壓溶以及次生加大的形成(圖4a)。壓實-壓溶作用對砂巖物性的降低起了主要的作用。

借鑒陳大友[9]等人的研究成果，壓實作用對砂巖孔隙度的減少量可以用公式進行計算：

φ3=φ1-φ2

(2)

φ2=Ct+φrφp/φt

(3)

式中：φ3——壓實作用減少的孔隙度，%；φ1——初始孔隙度，%；φ2——壓實作用后剩余粒間孔隙度，%；Ct——膠結物含量，%；φr——剩余粒間孔面孔率，%；φt——總面孔率；φp——實測孔隙度。

經(jīng)過計算，研究區(qū)原生孔隙度的減少量最大為36.8%，最小為8.7%，平均18.6%；平均47.9%的孔隙度在壓實作用下遭到破壞。因此，可以認定壓實作用是研究區(qū)儲層致密的最重要因素。

2.2.2膠結作用

研究區(qū)延11油層組砂巖的膠結作用明顯，常見的膠結物以黏土礦物和硅質(zhì)膠結物為主。黏土礦物以高嶺石為主，常以集合體的形式充填孔隙(圖4b)，堵塞喉道，減少了原生粒間孔隙體積，導致儲層物性降低[10]；另一方面高嶺石的大量發(fā)育，常常意味著大量次生溶蝕型孔隙的產(chǎn)生，且有時自生高嶺石顆粒堆積疏松，晶間孔隙也會比較發(fā)育。伊利石是僅次于高嶺石的黏土礦物，呈不規(guī)則的帶棱角的薄片薄膜或絲縷狀(圖4c)；絲縷狀伊利石對儲層保護起負面作用；自生伊利石會堵塞喉道，造成儲層滲透率降低，物性變差。目前有研究表明[11]，顆粒包膜伊利石可以阻止石英次生加大的形成，從而保護原生孔隙，高嶺石的伊利石化作用能促進鉀長石的溶解形成次生孔隙(圖4d)。因此，伊利石的發(fā)育在一定程度上增強了儲層物性的非均質(zhì)性，而綠泥石因其含量較少，對儲層物性影響較小。

硅質(zhì)膠結物多以石英自生加大產(chǎn)出(圖4e)，石英的自生加大充填孔隙并堵塞喉道，降低了儲層的滲流性能。膠結作用對砂巖孔隙度的減少量大致與膠結物的含量相當，膠結作用減少的孔隙度為1%～27.5%，平均10.2%。平均26.3%的原生孔隙是因膠結作用被破壞，膠結作用是本區(qū)域僅次于壓實作用的破壞性成巖作用。

2.2.3溶蝕作用

紅河油田延11儲層溶蝕作用較為強烈，以鉀長石溶蝕作用為主，多沿長石雙晶進行溶蝕，常見長石基本溶蝕殆盡形成鑄模孔，僅留黏土包殼(圖4f、圖4g)。溶蝕孔發(fā)育與儲層滲透率具有較好的相關性，表明溶蝕作用對儲層孔喉，特別是喉道半徑的改善具有重要意義[12-14]，而巖屑溶蝕相對較弱。次生溶蝕孔隙可通過下列公式計算：

φ4= φdφp/φt

(4)

式中：φ4——溶蝕作用增加的孔隙度，φd——溶蝕孔面孔率。

計算發(fā)現(xiàn)，溶蝕作用增加的次生孔隙度平均值為4.6%，溶蝕作用的增孔率為11.9%。溶蝕作用增加的孔隙度占實測孔隙度的1/3，是研究區(qū)延11儲層物性變好的重要成巖作用。

2.2.4破裂作用

成巖作用形成的裂縫在紅河油田主要有成巖收縮縫(圖4h)和水平層理縫(圖4i)兩種。成巖縫分布受層理限制，多平行層面分布，不穿層，往往呈單個或成層分布，張開度小，縫面常彎曲，形狀不規(guī)則，有時有分枝現(xiàn)象。成巖縫可有效改善儲層物性，但在紅河油田該裂縫不發(fā)育，僅個別井可見。

2.2.5成巖階段劃分

根據(jù)2003年修訂并頒發(fā)的碎屑巖成巖作用階段劃分新標準(SY/T5477-2003)，前人研究認為，碎屑巖的成巖階段可劃分為同生成巖作用階段、早成巖作用階段、中成巖作用階段、晚成巖作用階段和表生成巖作用階段[15]。

按照新標準，結合以上對成巖作用類型及成巖序列等分析研究，認為紅河油田儲層砂巖的成巖階段處于早成巖到中成巖A期。

3　結論

(1)紅河油田延11儲層巖石類型主要為石英砂巖、長石石英砂巖、巖屑石英砂巖，儲集空間為原生孔隙和次生溶蝕孔；成巖演化階段集中在早成巖階段到中成巖階段A期。

(2)紅河油田延11砂巖成分以石英為主，分選較好，證實物源較遠，初始孔隙度較高，平均可達38.8%。

(3)儲層發(fā)育受沉積作用和成巖作用綜合影響。沉積環(huán)境控制了儲層的規(guī)模和范圍，通過巖石粒度、碎屑組分以及泥質(zhì)含量等因素對儲層的性質(zhì)產(chǎn)生重要的影響；壓實-壓溶作用和膠結作用是造成該區(qū)儲層致密的主要原因，47.9%的原生孔隙被壓實作用破壞，26.3%的原生孔隙被膠結作用破壞；原生孔隙殘余25.8%，仍是該區(qū)域的主要孔隙類型。成巖作用后期溶蝕作用形成的次生孔隙占11.9%，有效改善了致密儲層的物性，因此，成巖壓實作用和膠結作用導致紅河油田延11儲層致密。

圖4　紅河油田成巖類型

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編輯：趙川喜

1673-8217(2016)05-0048-05

2016-04-20

許艷爭，工程師，碩士，1983年生，現(xiàn)從事石油開發(fā)工作。

國家科技重大專項“鄂爾多斯盆地碎屑巖層序大中型油氣富集規(guī)律與勘探方向”(2011ZX05002)。

TE112.23

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