渤中凹陷A2－1構造東營組儲層物性控制因素分析

朱文森，王清斌，劉士磊，宋章強，王雪蓮，陳延芳

(中海石油(中國）有限公司天津分公司渤海油田勘探開發(fā)研究院，天津 300452）

渤中凹陷A2－1構造東營組儲層物性控制因素分析

朱文森，王清斌，劉士磊，宋章強，王雪蓮，陳延芳

(中海石油(中國）有限公司天津分公司渤海油田勘探開發(fā)研究院，天津 300452）

根據(jù)巖石薄片、掃描電鏡、物性和測井等資料，分析了渤中凹陷A2－1構造東營組砂巖儲層品質(zhì)控制因素，探討了測試段產(chǎn)能差異的原因。通過分析認為:渤中凹陷古近系東營組儲層物性主要受壓實作用、沉積條件、碳酸鹽膠結、溶蝕作用和黏土轉化階段控制。在負膠結物投點圖上，大部分砂巖都落在壓實作用區(qū)間，顯示了壓實作用是減少孔隙的主要因素;沉積條件對儲層物性的影響突出體現(xiàn)在粒度和泥質(zhì)含量方面的影響，隨著粒度變細、泥質(zhì)含量增加，滲透率明顯降低。儲層中普遍含碳酸鹽膠結物且含量較高，是DST2測試段滲透率低、產(chǎn)能差的重要原因之一。兩測試段儲層中溶蝕作用普遍存在，主要體現(xiàn)在對長石的溶蝕，DST2測試段是強超壓的半封閉系統(tǒng)，溶出物不能有效帶出系統(tǒng)而沉淀在孔隙和喉道中，對儲層物性破壞較大。黏土轉化階段與滲透率的快速降低段有較好的對應關系，滲透率變差段主要出現(xiàn)在伊蒙混層有序混層帶以下。

渤中凹陷;東營組;儲層物性;控制因素;渤海灣盆地

渤中凹陷古近系東營組儲層發(fā)育，是渤中凹陷重要勘探目的層系之一。該區(qū)A2－1構造已鉆探了兩口井，初步證實館陶組—東營組油氣顯示活躍，具多套含油層系。A2－1－2井在東營組喜獲工業(yè)油氣流，進一步揭示了渤中凹陷東營組勘探潛力，也揭示出一些問題:該井進行了3次DST測試，DST2測試產(chǎn)能極低，DST3測試獲得高產(chǎn)，測試段產(chǎn)能差別大;物性資料表明，兩測試段巖心滲透率差別大。因此，落實該構造東營組儲層物性主控因素對指導該區(qū)帶東營組勘探具有重要意義。

1 區(qū)域地質(zhì)特征

A2－1構造位于石臼坨凸起與427構造相交處邊界大斷層下降盤的坡折帶上(圖1），具有滾動性質(zhì)的半背斜構造，構造緊鄰渤中西次洼，油源充足，成藏條件優(yōu)越。

圖1 A2－1構造區(qū)域位置Fig.1 Location of structure A2－1

2 儲層物性影響因素

圖2 A2－1－2井DST3(紅色）和DST2(藍色）測試段儲層物性(205個樣品）ig.2 Reservoir properties of DST3(red）and DST2(blue）of well A2－1－2(205 data point）

從兩測試段實測孔滲結果(圖2）可以看出，DST3測試段孔滲整體上要比DST2測試段好。DST3測試段以中孔中滲和中孔低滲為主，DST2測試段以中孔低滲和中孔特低滲為主。兩測試段孔隙度相近，滲透率相差大。與渤中整體物性相比，DST2測試段物性更低。本文主要在巖石薄片、掃描電鏡、物性和測井等資料的分析基礎上，從壓實作用、沉積條件、碳酸鹽膠結作用、溶蝕作用和黏土演化等方面分析對儲層物性的影響。

2.1 壓實作用對儲層物性的影響

沉積物在埋藏過程中，在上覆沉積物的重荷下，礦物顆粒發(fā)生重新排列、排出粒間水，密度增加、孔隙度減小，即為壓實作用，該過程是不可逆的［1］。A2－1－2井東營組埋深超過3 000 m，整體壓實作用強，在負膠結物投點圖上大部分砂巖都落在壓實作用區(qū)間，顯示了壓實作用是減少孔隙的首要因素。碳酸鹽膠結物含量主要分布在5% ～20%之間，部分樣品落在了膠結作用區(qū)間，膠結作用對儲層孔隙度的影響也較明顯(圖3）。

圖3 A2－1－2井負膠結物投點Fig.3 Minus-cement point diagram of well A2－1－2

2.2 沉積條件對儲層物性的影響

不同沉積相帶儲層物性均有差異，同一沉積相帶中，由于水動力條件的變化，沉積物成分及結構也有變化，也會導致滲透率的差異［2－4］。沉積作用控制了砂巖的粒度、分選、單砂層厚度、雜基含量、砂泥配置關系等，這些對儲層物性均有明顯的影響。儲層以三角洲前緣為主，該區(qū)沉積條件對儲層物性的影響突出體現(xiàn)在粒度和泥質(zhì)含量上。

2.2.1 粒度的影響

在整體三角洲的大背景下，顆粒相對較粗的砂巖沉積水動力強，填隙物含量低，顆粒支撐作用強，孔隙大、孔喉大，孔隙流體運移活躍，影響儲層保持孔滲，尤其對滲透率影響更大。圖4顯示，A2－1－2井取心段粒度中值在0.06～0.18 mm之間，并與孔隙度呈弱正相關，與滲透率呈明顯正相關。統(tǒng)計表明細砂巖滲透率的高值段集中在(5～50）×10－3μm2，部分滲透率超過 100 ×10－3μm2，細砂級以下砂巖整體滲透率均較低，滲透率的高值段集中在(0.1～5） ×10－3μm2(圖5）。從兩測試段取心情況看，DST3高產(chǎn)能測試段主要以細砂為主，DST2測試段主要以極細砂為主，由于兩者粒度的差異導致滲透率的差異是兩測試段產(chǎn)能差異的主要原因之一。

圖4 A2－1－2井取心段粒度中值與孔隙度和滲透率的關系Fig.4 Relations between median size and porosity or permeability of coring interval of well A2－1－2

圖5 A2－1－2井取心段極細砂(左）和細砂(右）滲透率分布直方圖Fig.5 Distribution histogram of permeability of very fine sand(left）and fine sand(right）of coring interval in well A2－1－2

2.2.2 泥質(zhì)含量的影響

泥質(zhì)含量較高的砂巖在埋藏條件下，泥質(zhì)會在壓實作用下以假雜基形態(tài)堵塞孔隙和喉道，使?jié)B透性變差。A2－1－2井DST3測試段砂巖巖心掃描自然伽馬平均值為102API，DST2測試段砂巖巖心掃描自然伽馬平均值為136API，DST2測試段整體泥質(zhì)含量高對儲層滲透率影響較大。

2.3 碳酸鹽膠結對儲層物性的影響

碳酸鹽膠結作用是影響儲層質(zhì)量的重要因素之一，高碳酸鹽膠結物含量帶常對應低孔隙度發(fā)育帶［5］。A2－1－2井兩測試段碳酸鹽含量均較高，薄片統(tǒng)計顯示碳酸鹽平均值大于15%，局部超過40%，碳酸鹽膠結物的含量與孔隙度和滲透率都呈較強的負相關性(圖6），碳酸鹽膠結作用是影響儲層品質(zhì)的另一重要原因。碳酸鹽膠結物主要有鐵方解石、白云石、菱鐵礦。菱鐵礦一般認為是早成巖期的膠結物［6］。研究區(qū)東營組菱鐵礦以假雜基形態(tài)和團塊狀為主，菱鐵礦發(fā)育位置的顆粒主要以點接觸為主，反映了菱鐵礦主要形成于砂巖原生孔隙發(fā)育的早成巖期(圖7a、7b）。鐵方解石和白云石以充填壓實后殘余孔隙為主，應主要形成于埋深較大的成巖期，這類碳酸鹽堵塞孔隙及喉道對儲層物性影響較大(圖7c、7d）。從薄片統(tǒng)計情況來看，DST3測試段砂巖碳酸鹽含量低于10%的比例超過40%，而DST2測試段砂巖碳酸鹽含量低于10%的樣品不超過10%，一般碳酸鹽含量大于10%對儲層物性影響較大，碳酸鹽的分布差異性也是造成兩測試段滲透率差異、產(chǎn)能差異的重要原因之一。

圖6 A2－1－2井取心段碳酸鹽膠結物含量與孔隙度和滲透率的關系Fig.6 Relations between content of carbonate cement and porosity or permeability of coring interval in well A2－1－2

圖7 A2－1－2井儲層中碳酸鹽膠結物薄片照片F(xiàn)ig.7 Thin section photo of carbonate cement in sandstone reservoirs of well A2－1－2

2.4 溶蝕作用對儲層物性的影響

東營組儲層大部分處在伊蒙間層的有序混層帶。伊蒙間層的有序混層帶是蒙脫石大量脫去晶間水向伊利石轉化的深度帶，脫水的過程中把泥巖生成的有機酸帶入儲層中，產(chǎn)生溶蝕作用［7－9］。研究區(qū)東營組以長石砂巖為主，少量巖屑長石砂巖。長石含量較高，為溶蝕作用提供了物質(zhì)基礎［10］(圖8）。掃描電鏡和薄片下都見到了大量長石顆粒的溶蝕現(xiàn)象，部分顆粒完全溶蝕形成鑄?？?圖9）。兩測試段都見到了明顯的長石溶蝕現(xiàn)象，但兩測試段的滲透率和產(chǎn)能差別較大，這說明溶蝕作用并不能成為儲層品質(zhì)改善的決定性作用。高產(chǎn)能的DST3測試段為正常壓力系統(tǒng)，與系統(tǒng)外流體交換頻繁，溶出物能夠有效帶出或重新分配;低產(chǎn)能的DST2測試段為強超壓系統(tǒng)，壓力系數(shù)1.6，在強超壓的半封閉系統(tǒng)中，溶出物不能有效帶出系統(tǒng)而沉淀在孔隙和喉道中，反而對儲層物性破壞較大。

圖8 長石溶蝕Fig.8 Dissolution of feldspar

圖9 顆粒溶蝕Fig.9 Dissolution of grains

2.5 黏土轉化階段對儲層物性的影響

黏土礦物對儲層物性有著重要的影響，黏土礦物的演化階段對儲層滲透率影響較大［11］。隨著成巖階段加深，伊利石的大量生成往往是滲透率快速降低的重要原因。高產(chǎn)的DST3測試段主要位于I/S的有序混層帶，DST2測試段主要位于I/S的超點陣有序混層帶，I/S中蒙脫石含量均在15%以下，這一因素可能也是造成儲層品質(zhì)差異的原因之一。

3 結論

(1）渤中凹陷A2－1構造東營組儲層埋深超過3 000 m，整體壓實作用強，壓實作用是減少孔隙的首要因素。沉積條件對該構造物性的影響突出體現(xiàn)在粒度和泥質(zhì)含量上。隨著粒度變細、泥質(zhì)含量增加，滲透率快速降低，是造成低產(chǎn)層的主要原因。

(2）儲層中普遍含碳酸鹽膠結物且含量較高是DST2測試段滲透率低、產(chǎn)能差的重要原因之一。進入I/S的超點陣有序混層帶后，大量生成的伊利石堵塞孔喉，使?jié)B透率快速降低，也是造成產(chǎn)能差的重要原因。

(3）溶蝕作用不是該構造儲層品質(zhì)改善的決定性作用，儲層品質(zhì)整體改善還受其它因素制約，DST2測試段強超壓的半封閉系統(tǒng)，溶出物不能有效帶出系統(tǒng)，而沉淀在孔隙和喉道中，對儲層物性破壞較大。

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Analysis on the controlling factors of reservoir property in Dongying formation of structure A2－1 in Bozhong Sag

ZHU Wensen，WANG Qingbin，LIU Shilei，SONG Zhangqiang，WANG Xuelian，CHEN Yanfang
(Exploration and Development Research Institute of Bohai Oil Field of Tianjin Limited，CNOOC，Tianjin 300452，China）

On the basis of thin section analysis，electron microprobe scanning，physical properties and logging data，this paper studies on controlling factors of reservoir in Paleogene Dongying formation of structure A2－1 in Bozhong Sag and discusses the reasons for different productions between the test sections.Through the analysis concerned，sandstone reservoir properties of Dongying formation in Bozhong Sag are mainly controlled by compaction，depositional environment，carbonate cementation，dissolution and clay transformation stage.In the minus-cement point diagram，most of the points are in the lower left corner，meaning compaction is the major factor of decreasing porosity.Influence of depositional environment on reservoir properties reflected most outstandingly in respect of grain size and clay content.With decreasing of grain size and increasing of clay content，permeability is rapidly decreasing.Those are the major causes of low yield.One of the reasons of low permeability and productivity of DST2 is that reservoirs generally contain carbonate cement.Dissolution which mainly reflected in the dissolution of feldspar generally exists in two test sections，DST2 test section is semi-closed system with strong overpressure，dissolving objects can＇t be effectively brought out from the system and deposit in pore and throat which destroyed reservoir properties a lot.Clay transformation stage has a good corresponding relationship with permeability，and permeability becomes worse when I/S(S%）is less than 15%.

Bozhong Sag;Dongying formation;reservoir properties;controlling factors;Bohai Bay Basin

TE122.2+3

A

10.3969/j.issn.1008－2336.2011.04.059

1008－2336(2011）04－0059－04

國家科技重大專項“近海富烴凹陷資源潛力再評價和新區(qū)、新領域勘探方向”(2008ZX05023－001－004）;中海石油(中國）有限公司天津分公司“十一五”重大基礎研究項目“渤海灣地區(qū)古近系層序地層及隱蔽圈閉分布預測”(SC06TJ－TQL－004－BH02）。

2011－05－26;改回日期:2011－05－30

朱文森，女，1985年生，助理工程師，2008年畢業(yè)于長江大學資源勘查工程專業(yè)，現(xiàn)主要從事地層、儲層綜合研究工作。E-mail:zhuws@cnooc.com。