姬塬地區(qū)長(zhǎng)8油層組儲(chǔ)層特征分析

廖宇斌, 李濤, 于志棟, 肖驍, 王守志, 劉國(guó)文

(1.吉林大學(xué)地球科學(xué)學(xué)院, 長(zhǎng)春 130061; 2.長(zhǎng)江大學(xué)地球科學(xué)學(xué)院油氣資源與勘探技術(shù)教育部重點(diǎn)實(shí)驗(yàn)室, 武漢 430100;3.中國(guó)石油長(zhǎng)慶油田公司長(zhǎng)慶實(shí)業(yè)集團(tuán)有限公司, 西安 710018)

長(zhǎng)慶油田開發(fā)超低滲透儲(chǔ)層油氣藏盡管儲(chǔ)量規(guī)模巨大,長(zhǎng)8地區(qū)為致密砂巖儲(chǔ)層,孔隙度與時(shí)間、溫度、深度、壓力函數(shù)關(guān)系對(duì)物性進(jìn)行厘定,兩期油氣充注物性,儲(chǔ)層發(fā)生亞中的致密化過程[1]。鄂爾多斯盆地作為大型坳陷湖盆,在一系列長(zhǎng)8、長(zhǎng)6時(shí)期湖盆通過坳陷擴(kuò)張?zhí)€(wěn)定的收縮運(yùn)動(dòng)最終形成了河流-湖泊三角洲沉積,構(gòu)造運(yùn)動(dòng)在該時(shí)期平緩較弱,對(duì)致密油氣儲(chǔ)集的影響很小,且儲(chǔ)層埋深較長(zhǎng),成巖壓實(shí)作用強(qiáng),孔隙結(jié)構(gòu)復(fù)雜化,非均質(zhì)性各異,迫使儲(chǔ)層評(píng)價(jià)工作難度大。

中國(guó)油氣儲(chǔ)量主要?jiǎng)恿κ莵碜蚤_發(fā)低滲透油氣資源[2],具有較高的評(píng)價(jià)開發(fā)潛力但產(chǎn)量相對(duì)較低。國(guó)外學(xué)者[3]將低孔滲儲(chǔ)層孔隙度定位在50 mD,而根據(jù)國(guó)內(nèi)行業(yè)標(biāo)準(zhǔn):10～50 mD為低孔滲儲(chǔ)層,目前小于10 mD為特低孔滲儲(chǔ)層,由于儲(chǔ)層物性影響因素較多包括孔隙在壓實(shí)膠結(jié)作用、溶蝕作用對(duì)儲(chǔ)層進(jìn)行破壞。黏土礦物中,伊利石、高嶺石和膠結(jié)物作用是影響儲(chǔ)層滲透率的關(guān)鍵,石英顆粒表面的綠泥石保護(hù)了原生粒間隙,溶蝕作用對(duì)儲(chǔ)層起到改善作用[4-5]。許多學(xué)者利用測(cè)井、巖心測(cè)試、鑄體薄片、高壓壓汞、掃描電鏡以及利用大量的物性資料來量化鄂爾多斯盆地姬塬地區(qū)延長(zhǎng)組長(zhǎng)8油層組儲(chǔ)層特征及主控因素,但這些方法都常用于長(zhǎng)4+5、長(zhǎng)6、長(zhǎng)7等油層,而針對(duì)長(zhǎng)8油層研究相對(duì)較少[6-9],針對(duì)這一現(xiàn)狀對(duì)此開展研究,利用鑄體薄片、壓汞曲線等手段對(duì)微觀孔隙結(jié)構(gòu),對(duì)儲(chǔ)層的沉積和沉積后期成巖變化進(jìn)行定量分析,理清油氣運(yùn)移模式及儲(chǔ)集提供條件[10-15]從而研討長(zhǎng)8油層儲(chǔ)層的控制因素。研究表明,長(zhǎng)8儲(chǔ)層中含有大量的長(zhǎng)石及方解石,其余易溶礦物含量較多,溶蝕為長(zhǎng)8油層提供物質(zhì)基礎(chǔ),長(zhǎng)石和方解石多見在破裂縫、溶蝕孔為溶蝕流體運(yùn)移提供空間,長(zhǎng)8靠近長(zhǎng)7儲(chǔ)層一側(cè)含有豐富的有機(jī)質(zhì)礦物,在成熟過程中沿垂向運(yùn)移,導(dǎo)致長(zhǎng)8儲(chǔ)層溶蝕嚴(yán)重從而發(fā)育不同顆粒不同溶蝕作用形成的粒間孔、內(nèi)溶孔這些溶蝕現(xiàn)象是致密儲(chǔ)層中重要的儲(chǔ)集條件,對(duì)儲(chǔ)層孔滲條件改善意義重大。

前人不同角度建立了盆地模擬、孔隙度演化,但是目前研究工作集中在盆地西部及西南部地區(qū),對(duì)儲(chǔ)層油氣富集研究較少,對(duì)勘探上造成了一定阻礙,長(zhǎng)8儲(chǔ)層為致密砂巖油藏,砂巖儲(chǔ)層經(jīng)過壓實(shí)、膠結(jié)作用使孔隙、滲透率物性變差。現(xiàn)通過巖石學(xué)特征、孔隙類型、儲(chǔ)層物性特征、成巖過程對(duì)降低孔隙度因素的剖析,判斷成巖階段,恢復(fù)孔隙特征,深化對(duì)姬塬地區(qū)長(zhǎng)8儲(chǔ)層認(rèn)識(shí),推動(dòng)油田勘探開發(fā)給出合理的建議。

1 區(qū)域地質(zhì)概況

鄂爾多斯地區(qū)為克拉通盆地,晚三疊系時(shí)期沉積。沉積時(shí)期的湖盆這個(gè)地區(qū)的特點(diǎn)是面積廣、水域?qū)掗煛⒌匦纹教埂⑸疃葴\,且缺乏明顯分隔。長(zhǎng)8西側(cè)為天環(huán)坳陷,東側(cè)為伊陜斜坡,北部伊盟隆起,南部渭北隆起總的來看為不對(duì)稱的矩形形態(tài),而環(huán)江-劉茂塬地區(qū)位于姬塬地區(qū)西南部位置,物源方向北東部向外推進(jìn),此次研究的長(zhǎng)8油層組如圖1所示主要為湖泊三角洲及湖泊沉積體系。

圖1 鄂爾多斯盆地姬塬地區(qū)長(zhǎng)8油層位置圖(據(jù)文獻(xiàn)[16-17]修改)Fig.1 Location map of Chang 8 reservoir in Jiyuan Area, Ordos Basin(modified accoring to ref.[16-17])

2 儲(chǔ)層特征

2.1 巖石學(xué)特征

基于127口井的365塊砂巖樣品分析鑒定結(jié)果表明,本區(qū)長(zhǎng)8油層組砂巖粒度特征表現(xiàn)為平均粒徑為0.15～0.36 mm,砂巖粒度類型多為細(xì)粒砂巖,個(gè)別為粉砂巖或中砂巖。顆粒磨圓以次棱-次圓為主,接觸關(guān)系以點(diǎn)接觸為主。局部出現(xiàn)線接觸[18]對(duì)比長(zhǎng)4、5組粒度較大。姬塬地區(qū)長(zhǎng)8油層組主要為長(zhǎng)石巖屑砂巖如圖2所示。其絕對(duì)含量總體表現(xiàn)為石英含量略高,其次為長(zhǎng)石含量,巖屑含量相對(duì)最低。

圖2 姬塬地區(qū)長(zhǎng)8油層組巖石類型三角圖Fig.2 Triangular diagram of rock type s of Chang 8 oil-bearing group in Jiyuan Area

具體礦物組分特征表現(xiàn)為:石英鏡下含量最小值為12%,最大值為47%,一般位于22.4%～36.5%,平均為29.7%,鏡下石英多為單晶,部分波狀消光;長(zhǎng)石含量最小值為8.3%,最大值為51%,一般位于24%～35%,平均為26.2%;巖屑含量最小值為8.5%,最大值為47%,一般位于16.8%～30%,平均為23.4%。其中,巖屑以變質(zhì)巖巖屑為主,其次為巖漿巖巖屑,較少出現(xiàn)沉積巖巖屑,與前人測(cè)算量近似一致[19]。云母含量占碎屑組分最小值為0.25%,最大值為15.6%,一般位于3%～7%,平均為5.8%,云母以白云母居多,含少量黑云母。這些特征反映了研究區(qū)長(zhǎng)8油層組砂巖礦物成分成熟度較低。統(tǒng)計(jì)表明,研究區(qū)長(zhǎng)8油層組砂巖礦物成分成熟度指數(shù)最小為0.25,最大為1.28,平均為0.6;并表現(xiàn)為由北西向南東,砂巖礦物成分成熟度指數(shù)逐漸增高的特點(diǎn),說明研究區(qū)長(zhǎng)8油層組以西北部物源為主。

2.2 儲(chǔ)層物性特征

實(shí)驗(yàn)365塊樣品數(shù)據(jù)分析表明可知,長(zhǎng)8儲(chǔ)層中孔隙度為5.6%～17.1%,平均孔隙度多集中在5%～15%。滲透率一般在長(zhǎng)81孔隙度為5.6%～16.3%,平均為9.2%;滲透率為0.1×10～3.9×10-3μm2;孔隙度多集中在5%～15%;滲透率一般在0.3×10-3μm2以下。長(zhǎng)82孔隙度為6.3%～17.1%,平均為11.06%;滲透率為0.1×10-3～7.67×10-3μm2;平均為1.6×10-3μm2。

當(dāng)儲(chǔ)層孔隙度在10%～15%時(shí),滲透率0.3×10-3μm2以下。縱向上對(duì)比來看,平均孔隙度長(zhǎng)8比長(zhǎng)81、82高,分布空間大,平均滲透率長(zhǎng)8比長(zhǎng)81、82縱向上對(duì)比來看,平均孔隙度長(zhǎng)8比長(zhǎng)81、82高,分布空間大,平均滲透率長(zhǎng)8比長(zhǎng)81、82高,分布空間基本相同,滲透率大多在0.3×10-3μm2以下。

大部分優(yōu)質(zhì)儲(chǔ)層出現(xiàn)在長(zhǎng)8油層的水下分流河道和河口壩沉積砂體在中心部位的物性為最好。縱向上孔隙度、滲透率隨深度變化顯示出兩個(gè)高孔滲帶2 400 m、2 900 m,正好與長(zhǎng)8層發(fā)育長(zhǎng)81和長(zhǎng)82兩個(gè)含油層相對(duì)應(yīng)如圖3所示。

圖3 鄂爾多斯盆地姬塬地區(qū)長(zhǎng)8油層組孔隙度、滲透率與埋深交會(huì)圖Fig.3 Intersection diagram of porosity, permeability and burial depth of Chang 8 reservoir in Jiyuan Area, Ordos Basin

2.3 儲(chǔ)層孔隙結(jié)構(gòu)特征

2.3.1 孔隙類型

根據(jù)實(shí)驗(yàn)樣品300塊鑄體薄片資料鏡下鑒定資料統(tǒng)計(jì),主要孔隙類型如圖4由粒間孔,溶孔、微孔、微裂隙組成,巖石中粒間孔比例最大,溶孔占比例為25%,微孔占5%,微裂隙占12%可見巖石內(nèi)部發(fā)育幾種不同孔隙類型,其中粒間孔面孔率為0.1%～10.8%,平均1.36%,總面孔率的平均值為58.62%;溶孔面孔率為0～3.9%,平均1.19%,占總面孔率的平均值為37.83%;微孔孔面孔率為0～0.5%,平均0.08%,占總面孔率的平均值為2.4%;微裂隙面孔率為0～1.3%,平均0.04%,占總面孔率的平均值為3.6%,如表1和圖4所示。

表1 孔隙組合類型參數(shù)

圖4 孔隙類型面孔率直方圖Fig.4 Histogram of hole ratio of pore types

2.3.2 儲(chǔ)層孔隙結(jié)構(gòu)

根據(jù)孔隙分析及壓汞數(shù)據(jù)對(duì)鄂爾多斯姬塬地區(qū)長(zhǎng)8油層組孔隙類型主要為殘余粒間孔與粒間溶孔如圖5(a)所示,和少量較大的長(zhǎng)石溶孔如圖5(b)所示;中值喉道半徑一般大于0.33 μm,溶蝕后的孔隙縮小,一小部分喉道變窄。壓實(shí)后喉道被擠壓破壞使孔滲降低;此類孔隙結(jié)構(gòu)樣品排驅(qū)壓力低,一般小于0.5 MPa;孔喉分布為單峰,分選好到中等,分選系數(shù)最小1.54,最大2.92,平均2.11;滲透率最低0.84×10-3μm2,最高7.76×10-3μm2,平均2.31×10-3μm2。孔喉在巖石中分布粗滲透率變好,儲(chǔ)層儲(chǔ)集空間及性能也隨之改善[20]。

圖5 鄂爾多斯姬塬地區(qū)長(zhǎng)8油層組壓汞曲線Fig.5 Mercury injection curve of Chang 8 reservoir group in Jiyuan Area, Ordos

盆地內(nèi)發(fā)育單孔型和復(fù)孔型兩種孔隙組合類型,其中單孔型包括粒間孔、溶孔、微孔,其頻率系數(shù)分別為4.48%、13.43%、51.49%頻率系數(shù),可以看出,孔隙率越大,滲透率越大,粒間孔孔徑為53.333 μm高于溶孔、微孔,粒間孔占孔隙中主導(dǎo)地位。而復(fù)孔型多為組合型孔隙類型,包含了粒間孔和溶孔、粒間孔和微孔、溶孔和粒間孔、溶孔和微孔,其中粒間孔和溶孔頻率系數(shù)為12.44%,其面孔率最高4.67%,溶孔和粒間孔孔隙半徑最大在復(fù)孔型類型中占比例最多,可以提高孔隙滲率[21]。

3 儲(chǔ)層孔隙特征主控因素分析

盆地內(nèi)有典型的致密砂巖儲(chǔ)層,對(duì)于不同儲(chǔ)層有著孔隙度不同的差異,通過多長(zhǎng)8油層組的儲(chǔ)層微觀分析認(rèn)為長(zhǎng)8油層組是優(yōu)質(zhì)的儲(chǔ)層其中被沉積條件以及成巖作用的控制所影響[22]。

3.1 沉積作用

沉積作用控制了砂體沉積后的形態(tài),時(shí)間和空間上的分布,沉積也決定了儲(chǔ)層巖石中碎屑顆粒成分以及填隙物在巖石中所組成的形態(tài)等,從而對(duì)儲(chǔ)層巖石起到了控制的作用使儲(chǔ)層具有原始的孔隙度和滲透率。

3.1.1 主河道與側(cè)緣粒度不同造成物性差異

三角洲前緣分流間灣與水下分流河道微相,水下分流河道主要為沉積中儲(chǔ)集砂體的河道。沉積相平面上物源方向呈條帶狀南北向展布,砂體方向則與沉積方向一致可見受控于砂體展布特征。

羅200井位于河道中心地區(qū),相較于河道兩側(cè),砂體分布范圍大。砂地比可以反映沉積時(shí)搬運(yùn)介質(zhì)的平均能量,而泥質(zhì)含量則反映了水介質(zhì)對(duì)搬運(yùn)載荷的簸選能力。在這種情況下,砂地比越高、泥質(zhì)含量越低,表明沉積過程中碎屑的粒度相對(duì)較大,孔隙度和滲透率更高,地質(zhì)條件更加有利。如圖6和表2所示。

表2 水下分流河道不同部位粒度、物性統(tǒng)計(jì)表Table 2 Statistics of particle size and physical properties of different parts of the underwater distributary channel

圖6 水下分流河道中央與側(cè)緣的粒度差異Fig.6 The difference in particle size between the center and the side edges of the underwater distributary channel

羅220井河道邊緣水下分流河道砂巖厚度較小,最小為7.3 m,最大厚度29 m,長(zhǎng)8油層組中砂巖厚度較厚為致密砂巖儲(chǔ)層砂地比較低(小于0.6),(孔隙度大于80%,滲透率一般高于0.4 mD)水下分流河道不同部位粒度砂巖厚度不同,砂巖厚度較大的孔隙度、滲透率較差,砂巖厚度較小的孔隙度、滲透率較好。

3.1.2 軟組分含量對(duì)儲(chǔ)層原始孔滲性的影響因素

儲(chǔ)層壓實(shí)的過程中,埋深程度加深和地層沉積時(shí)期上覆地層壓力碎屑中的塑性軟組分(包括云母、噴發(fā)巖和沉積巖等巖屑)會(huì)發(fā)生強(qiáng)烈的變形。具體表現(xiàn)為,在白32井和羅24井中,這些軟巖屑在單偏光鏡下呈現(xiàn)假雜基化的充填狀態(tài)如圖7所示。

圖7 軟組分變形充填粒間孔隙Fig.7 Soft component deformation fills intergranular pores

中成巖早期軟組分壓實(shí)變形使粒間孔隙充填程度提高,甚至往往完全封閉了原生粒間孔隙,孔隙封閉晚期流體無法進(jìn)入影響溶蝕效果[23],因此軟組分的含量極大地影響著儲(chǔ)層質(zhì)量。軟巖屑含量越高,儲(chǔ)層壓實(shí)越強(qiáng),儲(chǔ)層物性越差。

3.2 成巖作用

成巖作用中隨著地層埋深不斷地加大對(duì)儲(chǔ)層物性影響主要表現(xiàn)為:壓實(shí)作用、碳酸鹽膠結(jié)物對(duì)儲(chǔ)層物性影響,不同期次、不同含量、不同產(chǎn)狀對(duì)儲(chǔ)層物性具有不同的影響使儲(chǔ)層物性變差,破壞儲(chǔ)層的儲(chǔ)集性能,長(zhǎng)石溶蝕可以改善儲(chǔ)層物性變化[24-25]。

3.2.1 機(jī)械壓實(shí)作用對(duì)儲(chǔ)層影響

經(jīng)過長(zhǎng)時(shí)間的沉積埋藏的過程中顆粒本身的變形作用表現(xiàn)在塑性顆粒的彎曲和顆粒形態(tài)變化,有的塑性碎屑形成假雜基狀。機(jī)械壓實(shí)作用有時(shí)也可以導(dǎo)致剛性碎屑顆粒的破裂,形成顆粒裂縫以及定向排列、線接觸等明顯的壓實(shí)現(xiàn)象如圖8所示。

圖8 機(jī)械壓實(shí)作用機(jī)理及特征Fig.8 Mechanism and characteristics of mechanical compaction

姬塬地區(qū)長(zhǎng)8油層組受埋深程度影響孔隙度在壓實(shí)過程中破壞程度不同,孔隙度不相同。埋深程度相同孔隙度也不同,埋深相同孔隙發(fā)育各有差異,沉積微相不同發(fā)育導(dǎo)致孔隙度也不相同[26]。隨著埋深增加儲(chǔ)層低孔滲其中壓實(shí)作用造成的原生孔隙量損失率如表3所示,儲(chǔ)層總體壓實(shí)強(qiáng)度較大,儲(chǔ)層壓實(shí)強(qiáng)度屬中等-強(qiáng)壓實(shí),出現(xiàn)頻率分別是59%和26%;而含鈣或鈣質(zhì)砂巖為弱壓實(shí)到中等壓實(shí),出現(xiàn)損失率為22%～64%,是導(dǎo)致致密儲(chǔ)層的原因。

表3 碎屑巖壓實(shí)強(qiáng)度分級(jí)標(biāo)準(zhǔn)

3.2.2 膠結(jié)物作用對(duì)儲(chǔ)層影響

膠結(jié)物含量較高,膠結(jié)物為黏土礦物、顆粒之間形成新的礦物,堵塞粒間孔隙,不同的顆粒膠結(jié)在一起,使巖石固化[27]。黏土礦物以自生長(zhǎng)石、石英膠結(jié)、自生高嶺石膠結(jié)、自生綠泥石膠結(jié)、自生伊利石膠結(jié)和自生碳酸鹽膠結(jié)為主。自生石英巖碎屑石英顆粒同軸生長(zhǎng),這種類型的巖石變化通常發(fā)生在中等成巖階段或以后。巖石的晚期壓實(shí)過程中,石英會(huì)發(fā)生次生加大,但由于綠泥石薄膜的存在,石英邊緣的次生加大受到了阻礙,從而使孔隙被填充。

自生長(zhǎng)石也有因加大而形成形態(tài)變化。相對(duì)于石英的次生加大程度,自生長(zhǎng)石的加大程度要明顯低得多,一般是在中等成巖階段以后出現(xiàn)的。自生長(zhǎng)石的加大同樣會(huì)導(dǎo)致孔隙滲透率的降低。

高嶺石通常以粒間充填的形式出現(xiàn),原有的顆粒間孔隙進(jìn)行了堵塞,高嶺石晶體之間形成了晶間微孔。綠泥石的含量略高于高嶺石。綠泥石以薄膜狀分布于碎屑顆粒表面,在一些情況下也會(huì)呈現(xiàn)出集合體的充填形態(tài)填充了顆粒間的孔隙。綠泥石薄膜的加強(qiáng)增強(qiáng)了顆粒在壓實(shí)作用下的抗壓能力,對(duì)孔隙的保護(hù)也發(fā)揮了重要的作用。綠泥石薄膜的晚期增加,喉道也逐漸縮小,從而導(dǎo)致儲(chǔ)層孔滲度降低。

自生伊利石是一種普遍發(fā)育的黏土礦物,呈現(xiàn)單晶針狀或片狀。伊利石以薄膜狀分布于碎屑顆粒表面,在一些情況下也會(huì)呈現(xiàn)出集合體的充填形態(tài)填充了顆粒間的孔隙。由于自生伊利石的存在,孔隙會(huì)被堵塞并導(dǎo)致孔滲度變差。

自生碳酸鹽是本區(qū)最發(fā)育的一種成巖礦物,自生碳酸鹽是本區(qū)最發(fā)育的一種成巖礦物,包括方解石和白云石兩種類型,其中,以鐵方解石為主,鐵白云石較少鐵方解石顆粒一般較大,達(dá)12 mm呈聯(lián)晶狀膠結(jié)多個(gè)碎屑顆粒,鐵白云石含量明顯減少,形態(tài)呈單晶菱面體,為早成巖時(shí)期。不同時(shí)期的膠結(jié)物對(duì)儲(chǔ)層物性影響不同,膠結(jié)物不同對(duì)儲(chǔ)層破壞程度也各不相同。表3膠結(jié)物造成了原生孔隙的損失率為22%～64%,是使得儲(chǔ)層質(zhì)量降低的重要原因。

3.2.3 溶蝕作用對(duì)儲(chǔ)層影響

溶蝕作用主要以巖石內(nèi)部長(zhǎng)石以及巖屑進(jìn)行溶蝕,溶蝕過程中孔隙度被改善,儲(chǔ)層整體上孔隙度、滲透率變好[28]。砂巖薄片觀察,砂巖溶蝕作用貫穿于整個(gè)成巖演化過程中。

4 長(zhǎng)8油層儲(chǔ)層發(fā)育區(qū)預(yù)測(cè)

物源方向、沉積體系分布規(guī)律可以看出該地區(qū)以長(zhǎng)石、石英和巖屑為主,巖性有長(zhǎng)石砂巖、巖屑砂巖、巖屑長(zhǎng)石砂巖和長(zhǎng)石巖屑砂巖。其中以長(zhǎng)石巖屑砂巖為主,占53%,其次為巖屑長(zhǎng)石砂,占42%。說明長(zhǎng)8地層為一套內(nèi)陸湖泊—三角洲沉積。水下分流河道和河口砂壩在微相上主要由中、細(xì)粒砂巖組成;而水下天然堤、水下決口扇和遠(yuǎn)砂壩則主要由粉砂巖、粉質(zhì)泥巖和泥質(zhì)粉砂巖組成。分流間灣則主要由灰黑色和黑色泥巖以及粉質(zhì)泥巖組成[29]。羅20井區(qū),存在著三角洲前緣水下分流河道間薄層砂微相、天然提、決口扇、遠(yuǎn)砂壩微相等沉積微相,這些微相對(duì)于勘探來說是有利的儲(chǔ)層帶如圖9所示。這些儲(chǔ)層具有原生的顆粒間孔隙。

圖9 姬塬地區(qū)長(zhǎng)8儲(chǔ)層有利區(qū)預(yù)測(cè)(據(jù)文獻(xiàn)[30]修改)Fig.9 Prediction of favorable area of Chang 8 reservoir in Jiyuan Area(modified according to ref.[30])

5 結(jié)論

(1)砂巖儲(chǔ)層以細(xì)粒砂巖為主,分選性中-好顆粒磨圓以次棱-次圓為主,鏡下觀察到巖石巖屑顆粒多為點(diǎn)接觸,小部分為線接觸。膠結(jié)作用類型綠泥石薄膜增強(qiáng)了顆粒在壓實(shí)作用中的抗壓能力使儲(chǔ)層得到保護(hù)而過多的綠泥石使儲(chǔ)層喉道堵塞影響孔滲。

(2)長(zhǎng)8油層組為低孔滲儲(chǔ)層, 儲(chǔ)層的物性受到沉積作用的影響,同時(shí)也經(jīng)歷了明顯的成巖作用改造,其中包括溶蝕作用對(duì)儲(chǔ)層孔隙滲透性的改造,含油性受到次生孔隙的影響。優(yōu)質(zhì)儲(chǔ)層多在于水下分流河道和河口壩沉積,特別是砂體中心部位儲(chǔ)層物性是最好的。

(3)長(zhǎng)8油層組儲(chǔ)集性能和滲流性能均較好的孔隙組合類型主要有三種,即粒間孔型、粒間孔+溶孔型和溶孔+粒間孔型。而溶孔型、粒間孔+微孔型兩種孔隙組合類型的滲流性能較差。微孔型和溶孔+微孔型兩種孔隙組合類型的儲(chǔ)集空間主要由半徑極小的微孔構(gòu)成,連通性較差,同時(shí)由于其較大的孔隙內(nèi)表面積和滲流阻力,其儲(chǔ)集性能和滲流性能均較差。

(4)儲(chǔ)層中黏土礦物受到了壓實(shí)作用的影響使儲(chǔ)層孔隙度在強(qiáng)壓實(shí)中破壞,不同膠結(jié)作用對(duì)儲(chǔ)層物性有很強(qiáng)的破壞作用,是長(zhǎng)8油層中致密砂巖儲(chǔ)層形成的關(guān)鍵因素。而溶蝕作用對(duì)長(zhǎng)8儲(chǔ)層中孔滲改善不明顯。

(5)有利儲(chǔ)層預(yù)測(cè)主要分布于三角洲前緣水下分流河道間薄層砂微相、天然提、決口扇、遠(yuǎn)砂壩微相這些沉積微相是儲(chǔ)層有利勘探區(qū)帶,有利區(qū)分布范圍較大,基本上圍繞預(yù)測(cè)有利區(qū)分布,羅20井區(qū)為原生粒間孔隙儲(chǔ)層。