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    下寺灣油田柴窯區(qū)延長組長6儲層特征研究

    2012-03-29 01:10:02張庭姣張庭學付國民
    陜西科技大學學報 2012年2期
    關鍵詞:柴窯粒間長石

    張庭姣, 張庭學, 付國民

    (1.長安大學 地球科學與資源學院,陜西 西安 710054; 2. 陜西甘谷驛采油廠,陜西 延安 716005)

    0 引 言

    下寺灣油田地處陜西省延安市與甘泉縣交界處的下寺灣鎮(zhèn)境內.在構造區(qū)帶上,該油田位于鄂爾多斯盆地東部陜北斜坡南部.柴窯井區(qū)位于下寺灣油田東南部,是下寺灣油田重要的區(qū)塊之一,長6段是該區(qū)主要的含油層段.本區(qū)塊合理有效的開發(fā)對下寺灣油田的增儲上產有著重要的指導意義.

    1 儲層巖石學特征

    1.1 組分特征

    通過對巖心常規(guī)薄片、鑄體薄片、陰極發(fā)光和掃描電鏡等資料的觀察和分析,研究了目的儲層的巖石學特征.

    柴窯區(qū)長6油層組儲層主要為一套淺灰色-灰綠色長石細砂巖(圖1),其次為粉-細粒長石砂巖及中-細粒長石砂巖,碎屑顆粒約占84%,以長石為主,其次為石英、碎屑、云母和少量的重礦物.其中長石含量為40%~56%,平均47.1%,以鉀長石和酸性斜長石為主;石英含量19%~34%,平均23.6%;巖屑含量5%~9%,平均7.0%,以變質巖巖屑為主;云母含量一般為0%~2%;重礦物含量0.3%~1.8%,成分主要有綠簾石、石榴石和榍石及少量的鋯石、電氣石;填隙物含量10%~30%,平均含量13.9%,組分以膠結物為主,成分主要有方解石(平均3.9%)、綠泥石(平均3.6%)、濁沸石(平均2.3%),其次為水云母、硅質、長石質等,雜基含量極少.砂巖成分成熟度較低,大多數(shù)砂巖分選性、磨圓度中等-較好,以次棱角狀為主,呈顆粒支撐,點-線接觸為主,結構成熟度較高.

    圖1 下寺灣油田柴窯區(qū)長6油層組砂巖組分三角圖 圖2 水下分流河道粒度概率累積曲線(柴55井)Ⅰ-石英砂巖;Ⅱ-長石石英砂巖;Ⅲ-巖屑石英砂巖;Ⅳ-長石砂巖;Ⅴ-巖屑長石砂巖;Ⅵ-長石巖屑砂巖;Ⅶ-巖屑砂巖

    1.2 結構特征

    由柴55井長6段的粒度概率累積曲線可知(如圖2),曲線為兩段式,細截點3.25φ,跳躍體含量(中砂0.82%,細砂84.7%)85.22%,懸浮體含量為14.78%,曲線的斜率較高,反映了水動力相對較強,為水下分流河道沉積.細砂巖顆粒磨圓度一般,多為次棱角狀,分選好,少數(shù)分選中等.膠結類型以薄膜-孔隙式為主,還有部分的再生-孔隙式和壓嵌-孔隙式.主要為點-線接觸關系,有少量的點接觸和線接觸.

    2 孔隙結構特征

    2.1 孔隙類型

    根據(jù)柴窯區(qū)延長組儲層的巖石鑄體薄片、圖像孔隙、掃描電鏡和壓汞等資料分析,該區(qū)延長組儲層砂巖中主要發(fā)育以下幾種孔隙類型:

    (1)原生孔隙:為機械壓實、長石及石英的次生加大和多種膠結作用充填后剩余的原生粒間孔,也稱為殘余粒間孔或剩余粒間孔.包括早期薄膜狀綠泥石、伊利石膠結之后的殘余粒間孔,石英、長石次生加大之后的殘余粒間孔,方解石、粘土礦物充填膠結之后的殘余粒間孔等,其中前者孔徑較大,可達60~100μm.殘余粒間孔是本區(qū)延長組儲層砂巖中最主要的一種孔隙類型(如圖3a).

    (2)次生孔隙:主要為溶蝕作用產生的溶蝕孔隙,其次為自身礦物之間的晶間孔.次生孔隙對改善本區(qū)延長組儲層的物性起著非常重要的作用.次生孔隙包括溶蝕孔隙(又可分為粒間溶孔、粒內溶孔、膠結物溶孔和雜基溶孔)、晶間孔和裂隙孔(如圖3b).

    (3)微裂隙:主要為顆粒間縫隙和云母碎屑、長石碎屑的解理縫,其對粒間孔隙與粒內孔隙的連通起了重要作用;另一種是砂巖在外力作用下發(fā)生破裂而形成的裂縫,屬次生孔隙類(如圖3c).

    圖3 柴窯油區(qū)孔隙類型

    2.2 孔喉大小與分布特征

    柴窯區(qū)長6儲層粒度細,填隙物含量較高,成巖作用較強,但后期溶解作用相對較強,使其儲層孔隙度和滲透率有很大地改善,平均面孔率4.3%,平均孔徑51.5μm ,平均喉道半徑0.18μm,孔隙大小均一,分布均勻,連通性較好,屬于中孔微喉型.孔隙類型主要為粒間孔,次為長石、沸石和巖屑溶孔.

    表1 下寺灣油田柴窯區(qū)長6油層組孔隙度、滲透率統(tǒng)計表

    對柴窯區(qū)抽取的14口井進行巖石毛管壓力測定,結果顯示毛管壓力曲線總體特征表現(xiàn)為平緩段較明顯,基本在中部偏下,反映該區(qū)儲層孔喉分選性好.排驅壓力為0.1~8.6 MPa,平均為2.42 MPa,喉道半徑為0.02~0.72μm,平均為0.16μm,平均喉道分選系數(shù)2.70,為中等-好.中值壓力1.9~30.9 MPa , 平均為12 MPa.偏度均大于0,平均為1.74,屬正偏,表現(xiàn)為喉道偏粗(如圖4).

    圖4 下寺灣油田柴窯柴44井區(qū)長6儲層典型毛管壓力曲線圖

    3 儲層物性特征

    根據(jù)柴窯區(qū)的巖心分析孔隙度、滲透率資料的統(tǒng)計結果趨勢表明,其總體呈現(xiàn)正態(tài)分布.儲層物性變化較大,長6孔隙度主頻范圍主要分布在4%~12%之間,孔隙度最小值為2.0%,最大值為15.8%,平均值為8.35%,中值為8.6%,下限以上的平均孔隙度為10.4%;長6滲透率主頻范圍較寬,主要分布范圍在0.01×10-3~1.5×10-3μm2之間,滲透率最小值為0.001×10-3μm2,最大值為3.8×10-3μm2,平均值為0.47×10-3μm2,中值為0.21×10-3μm2,下限以上平均滲透率為0.74×10-3μm2(如圖5).長6油層組儲層總體屬于特低孔、特低滲儲層.

    (a) 長6砂巖儲層孔隙度分布直方圖 (b) 長6砂巖儲層滲透率分布直方圖圖5 柴窯油區(qū)長6砂巖儲層孔滲分布直方圖

    4 儲層物性成因分析

    4.1 沉積因素

    沉積環(huán)境主要影響儲層砂巖的粒度、分選性、碎屑成分、泥質雜基的含量,導致不同沉積微相儲層物性差異明顯[1].柴窯區(qū)延長組長6沉積期,湖盆開始收縮,下沉作用減緩,沉積補償大于沉降,為湖泊三角洲的主要建設期.該區(qū)處于富縣三角洲前緣相帶,水下分流河道及分流間灣沉積發(fā)育,河口壩沉積常因水下分流河道的截切或沖刷改造而保存不完整.河道砂體主要沿東北-西南方向展布,受河道砂體的展布控制作用,長6油層組主要發(fā)育灰色細粒長石砂巖,砂體具有正粒序結構,下部以細砂巖為主,向上變細為粉砂巖、泥質砂巖及泥巖.儲集層物性也隨著河道展布、粒度結構序列和層理類型的變化而不同,位于河道中部儲層物性較好,向兩側物性變差.砂體主要發(fā)育板狀和槽狀交錯層理、平行層理、塊狀層理.

    4.2 成巖作用

    4.2.1 壓實作用

    壓實作用是沉積物在上覆重力和靜水壓力作用下,使原來存在粒間的孔隙水排出,碎屑顆粒重新排列,沉積物密度變大,孔隙度減小,同時云母及其他軟組分擠入孔隙,使孔隙體積進一步減小,滲透率變差.長6油層組砂巖在埋藏成巖過程中經(jīng)歷了不同程度的壓實作用.在壓實作用早期綠泥石薄膜的析出和初步固結作用,有效的保護了儲層砂巖的原生孔隙,并為后期溶蝕型次生孔隙的形成提供了有效的通道和空間(柳益群等,1996;Baker等, 2000;黃思靜、謝連文等,2004;呂正祥等,1999).隨著上覆沉積物的增加,壓力、溫度升高,壓溶作用發(fā)生,形成鑲嵌狀接觸關系,長石和石英加大邊形成,使原生孔隙度進一步減小,喉道半徑縮小,孔滲特性變差(如圖6a,b).

    圖6 柴窯油區(qū)成巖作用特征

    4.2.2 成巖自生礦物析出及其膠結作用

    (1)粘土膠結作用.包括綠泥石、伊利石、伊-蒙混層、高嶺石的膠結作用,其中綠泥石的膠結作用最為普遍,占粘土膠結物總量的三分之二左右.自生綠泥石膠結物多在成巖早期呈綠泥石膜保護碎屑顆粒,阻礙了碎屑顆粒與孔隙水的接觸,使原生粒間孔大部分得以保留,形成殘余孔隙型組合關系.綠泥石膠結物除以孔隙襯邊和薄膜包殼狀產出外,部分呈孔隙充填狀產出,多數(shù)充填殘余粒間孔,部分充填溶蝕孔隙,表明這部分綠泥石形成時間較晚,發(fā)生在溶蝕作用之后(如圖6c).

    (2)碳酸鹽膠結作用.碳酸鹽膠結作用在延長組儲層砂巖中較為發(fā)育,是影響柴窯區(qū)儲層物性的主要膠結物類型之一.砂巖薄片鑒定結果表明,90%以上的砂巖樣品中含有數(shù)量不等的碳酸鹽膠結物,成分主要為方解石、鐵方解石,偶見白云石膠結.碳酸鹽膠結物主要呈大片的連晶分布,充填大部分甚至全部的粒間孔隙并交代長石、巖屑等碎屑顆粒及填隙物,使原生粒間孔幾乎喪失殆盡而成為致密隔擋層(圖如6d).

    (3)濁沸石膠結作用.濁沸石多分布在粒度較粗、分選較好、雜基含量較低的部位,在砂巖中以膠結物或以交代長石、火山碎屑的形式產出,它們的析出使砂巖中的原生孔隙大部分被充填,在降低原始孔隙度方面起了主要作用.另一方面,濁沸石是一種不穩(wěn)定的礦物,在流體的物化條件發(fā)生變化時,特別是流體的性質由堿性向酸性轉化時,可被不同程度地溶蝕,形成眾多次生溶蝕孔縫而改善儲層砂巖的孔滲性[2],因此濁沸石的存在對柴窯區(qū)長6儲層物性的改善具有積極的一面(圖6e).

    4.2.3 溶蝕作用

    溶蝕作用是形成次生孔隙,改善柴窯區(qū)延長組儲層砂巖儲滲條件的主要成巖方式之一.溶蝕作用主要表現(xiàn)為碎屑顆粒(長石、巖屑、云母)的溶蝕和填隙物(濁沸石、方解石、粘土)的溶蝕(圖如6f).

    4.2.4 破裂作用

    在巖心觀察和薄片鑒定時,??梢妿r石失穩(wěn)破裂形成的各種裂縫,包括構造裂縫、層間張裂縫、壓裂縫等多種成巖類型.裂縫的產生規(guī)模不等,既有肉眼可明顯觀察的顯縫,也有顯微鏡下才能描述的微縫,以及在顯微鏡下都難以觀察的隱蔽縫或超微縫[3].裂縫的發(fā)育對改善儲層砂巖的孔滲性極為重要,亦是造成該區(qū)延長組儲層具較強非均質性特征的重要因素(如圖7、8).

    圖7 巖心裂縫照片 圖8 巖石微裂縫顯微薄片照片(柴43,726.10 m)

    5 結論

    延長組長6沉積期,柴窯區(qū)處于富縣三角洲前緣相帶,主要的砂體成因類型為水下分流河道和水下分流河道側緣等不同微相類型的砂體.本區(qū)儲層巖性主要為一套淺灰色-灰綠色長石細砂巖,其次為粉-細粒長石砂巖及中-細粒長石砂巖;儲集類型以殘余粒間孔為主,次為濁沸石、長石和巖屑溶孔,其余為晶間孔和裂隙孔;孔隙組合主要是溶孔-粒間孔型,孔喉大小均一,分布均勻,連通性較好,屬于中孔微喉型.影響本區(qū)砂巖儲層物性的因素為沉積相、成巖作用和裂縫改造,其中沉積相及成巖作用是主要因素.

    參考文獻

    [1] 梅志超,彭榮華,楊 華,等.陜北上三疊統(tǒng)延長組含油砂體的沉積環(huán)境[J].石油與天然氣地質,1988,9(3):261-266.

    [2] 朱國華.陜北濁沸石次生孔隙砂體的形成與油氣關系[J].石油學報,1985,6(1):1-8.

    [3] 曾聯(lián)播.低滲透砂巖油氣儲層裂縫及其滲流特征[J].地質科學, 2004, 39(1): 11-17.

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