渤南油田四區(qū)沙三段儲(chǔ)層特征及其控制因素

范瑞峰，董春梅，吳 鵬，祝 鵬，曲麗麗，邢新亞

（1.中國石油大學(xué)（華東）地球科學(xué)與技術(shù)學(xué)院，山東青島266580；2.中國石化勝利油田分公司濱南采油廠，山東濱州256600；3.中國石油冀東油田分公司南堡作業(yè)區(qū)，河北唐山063200）

渤南油田四區(qū)沙三段儲(chǔ)層特征及其控制因素

范瑞峰1，2，董春梅1，吳 鵬2，祝 鵬1，曲麗麗3，邢新亞1

（1.中國石油大學(xué)（華東）地球科學(xué)與技術(shù)學(xué)院，山東青島266580；2.中國石化勝利油田分公司濱南采油廠，山東濱州256600；3.中國石油冀東油田分公司南堡作業(yè)區(qū)，河北唐山063200）

利用巖心觀察、鑄體薄片、掃描電鏡和分析化驗(yàn)等資料，對渤南油田四區(qū)沙河街組沙三段儲(chǔ)層特征及其控制因素進(jìn)行研究，結(jié)果表明：研究區(qū)沙三段儲(chǔ)層砂巖成分成熟度和結(jié)構(gòu)成熟度較低，物性較差，儲(chǔ)集空間以次生溶蝕孔隙為主，具有沉積作用宏觀主控，成巖作用微觀改造的特點(diǎn)。壓實(shí)作用是導(dǎo)致其物性變差的主要原因，膠結(jié)作用次之；溶蝕作用較為發(fā)育，改善了其儲(chǔ)集性能。在成巖作用研究及成巖相分析的基礎(chǔ)上，將該區(qū)沙三段儲(chǔ)層劃分為壓實(shí)殘余剩余粒間孔—不穩(wěn)定組分溶蝕、次生高嶺石晶間孔—石英自生加大、充填/半充填微裂縫—碳酸鹽膠結(jié)交代和強(qiáng)壓實(shí)—雜基充填4種成巖相組合類型。據(jù)鉆井資料揭示研究區(qū)優(yōu)質(zhì)儲(chǔ)層主要分布于壓實(shí)殘余剩余粒間孔—不穩(wěn)定組分溶蝕成巖相。

儲(chǔ)層特征 控制因素 成巖相 優(yōu)質(zhì)儲(chǔ)層 沙三段 渤南油田

儲(chǔ)層特征受沉積條件、成巖作用、構(gòu)造運(yùn)動(dòng)、油氣充注、異常高壓等多種因素控制，其中沉積條件和成巖作用是最主要的控制因素［1-2］，沉積條件控制儲(chǔ)層發(fā)育，成巖作用改造儲(chǔ)層物性，成巖相對儲(chǔ)層物性具有明顯控制作用，確定成巖相組合類型、分布特征及其對儲(chǔ)層物性的影響，為明確儲(chǔ)層在縱向上以及平面上的發(fā)育分布規(guī)律提供理論依據(jù)［3-7］。筆者在對渤南油田四區(qū)沙三段儲(chǔ)層特征研究的基礎(chǔ)上，從沉積、成巖兩個(gè)方面對儲(chǔ)層控制因素進(jìn)行綜合分析，進(jìn)而探討成巖相組合類型與優(yōu)質(zhì)儲(chǔ)層的匹配關(guān)系，以期為研究區(qū)后期的高效合理開發(fā)、提高最終采收率提供科學(xué)依據(jù)。

1 區(qū)域地質(zhì)概況

渤南油田位于濟(jì)陽坳陷沾化凹陷中部的渤南洼陷，四區(qū)為渤南油田東北部的一個(gè)小斷塊，位于渤南洼陷南部緩坡帶的中部凹陷，南以控洼斷層渤深4斷層?xùn)|段為界，東與義118區(qū)塊相鄰，西與三區(qū)相鄰，北到義34塊南界斷層。研究區(qū)沙三段埋深為3 300～3 500m，屬于扇三角洲沉積，發(fā)育水下分流河道、河口壩、水下溢岸、前緣席狀砂等沉積微相。

2 儲(chǔ)層發(fā)育特征

2.1 巖石組成

巖心及巖石鑄體薄片資料分析結(jié)果表明，渤南油田四區(qū)沙三段儲(chǔ)層的成分成熟度和結(jié)構(gòu)成熟度較低，主要顆粒組分包括石英、長石和巖屑；巖性以巖屑質(zhì)長石細(xì)—中砂巖為主，巖屑質(zhì)長石粗—粉砂巖次之。石英含量相對較高，為35%～45%；長石含量為30%～40%，以斜長石為主；巖屑含量為15%～40%，以沉積巖為主，其次為變質(zhì)巖及少量火山巖。膠結(jié)物類型較多，以晚期鐵方解石和鐵白云石鈣質(zhì)膠結(jié)為主，局部可見白云石和菱鐵礦等。雜基類型主要為泥質(zhì)雜基，含量變化較大，為1.8%～8.5%，平均值為5.8%。巖石顆粒磨圓度中等，以次棱角狀為主、次圓狀為輔；分選中等—差，以中砂、細(xì)砂為主，其次為粗砂、粉砂，平均粒度中值大多約為0.2mm。

2.2 儲(chǔ)集空間類型

鏡下觀察發(fā)現(xiàn)，研究區(qū)沙三段儲(chǔ)層儲(chǔ)集空間類型多樣，以次生溶蝕孔隙為主，包括粒間溶孔、粒內(nèi)溶孔、晶間孔和微裂縫4種類型。

粒間溶孔 粒間溶孔主要由粘土雜基和鈣質(zhì)膠結(jié)物溶蝕形成，礦物邊緣粘土雜基溶蝕嚴(yán)重，粒間溶孔發(fā)育，鈣質(zhì)膠結(jié)物溶解，擴(kuò)大了粒間孔隙體積，殘余的鈣質(zhì)膠結(jié)物多零星分布于粒間孔隙內(nèi)（圖1a）。

圖1 渤南油田四區(qū)沙三段儲(chǔ)層顯微圖像特征Fig.1 Optical microscope and SEM photographs of the E s3reservoir in Area 4，Bonan oilfield

顆粒及粒內(nèi)溶孔 顆粒及粒內(nèi)溶孔主要由顆粒邊緣或內(nèi)部不穩(wěn)定組分溶蝕形成。溶蝕作用強(qiáng)烈，甚至形成鑄?？准俺罂祝▓D1b），長石、巖屑顆粒、碳酸鹽膠結(jié)物及粘土雜基為該區(qū)溶蝕的主要對象，其中以長石顆粒溶蝕為主，其次為巖屑顆粒溶蝕，石英顆粒溶蝕少見。

晶間孔 長石蝕變后多形成一些自形程度較高的粘土礦物，其晶體之間發(fā)育的微孔隙對儲(chǔ)層物性的改善作用較小，具有微弱的滲透能力。由于粘土礦物常充填于孔喉內(nèi)生長，容易堵塞喉道，導(dǎo)致儲(chǔ)層滲透率整體變差［7］。該區(qū)沙三段儲(chǔ)層多見自生高嶺石晶間孔（圖1c，圖1d）。

微裂縫 研究區(qū)沙三段儲(chǔ)層局部發(fā)育具有一定延伸方向的微裂縫，且隨其延伸距離的增大呈尖滅狀展布。部分早期形成的微裂縫在成巖作用影響下扭曲變形，部分被瀝青質(zhì)半充填或全充填（圖1e），未被充填的微裂縫具有很好的滲透性，改善了儲(chǔ)層物性。溶蝕流體容易沿著微裂縫發(fā)生非選擇性溶蝕［2］，因此微裂縫周圍常伴隨著溶蝕孔隙發(fā)育。

3 儲(chǔ)層發(fā)育控制因素

3.1 沉積條件

沉積條件宏觀上控制儲(chǔ)層的空間分布、砂體規(guī)模及厚度，決定了巖石的組成成分、結(jié)構(gòu)構(gòu)造、填隙物含量等特征，進(jìn)而影響儲(chǔ)層的原始物性特征［8］。沉積作用對儲(chǔ)層發(fā)育的控制作用主要反映在沉積微相上，不同沉積微相其水動(dòng)力條件不同，因此其成巖作用各具特色，時(shí)空展布也不盡相同，不同沉積微相的砂體具有不同的物性特征和不同的儲(chǔ)層變化規(guī)律。研究區(qū)沙三段扇三角洲沉積中以水下分流河道和河口壩微相的儲(chǔ)層物性相對較好，水下溢岸微相次之，前緣席狀砂微相最差。

3.2 成巖作用

機(jī)械壓實(shí)作用 研究區(qū)沙三段儲(chǔ)層以巖屑質(zhì)長石砂巖為主，巖屑、雜基等塑性顆粒含量較高，導(dǎo)致儲(chǔ)層抗壓能力較差，容易被壓實(shí)致使孔隙變小；其次，該區(qū)沙三段儲(chǔ)層埋深大，上覆地層壓力大，機(jī)械壓實(shí)作用強(qiáng)烈，導(dǎo)致儲(chǔ)層孔隙度減小，滲透率變差。碎屑顆粒呈線性—凹凸接觸，泥巖、頁巖巖屑、泥質(zhì)雜基、云母等塑性顆粒擠壓變形、扭曲、假雜基化，受強(qiáng)烈壓實(shí)作用影響在顯微鏡下可見石英、長石等剛性顆粒波狀消光甚至被壓碎、壓裂（圖1f）。

膠結(jié)作用 研究區(qū)沙三段儲(chǔ)層膠結(jié)物以鈣質(zhì)膠結(jié)為主，其次為泥質(zhì)膠結(jié)和硅質(zhì)膠結(jié)。早期方解石膠結(jié)較少，多為晚期鐵方解石和鐵白云石膠結(jié)（圖1e）。碳酸鹽含量為0.2%～15.6%，平均含量為3.89%，高含量的碳酸鹽致使該區(qū)沙三段儲(chǔ)層滲透性變差。早期方解石膠結(jié)作用雖然減少了孔隙體積，但也減緩了壓實(shí)作用，并為后期有機(jī)酸涌入地層形成次生孔隙提供了物質(zhì)基礎(chǔ)；晚期成巖環(huán)境由酸性條件向堿性條件演化，含鐵碳酸鹽膠結(jié)物的出現(xiàn)使孔隙空間減少，并堵塞儲(chǔ)層滲流通道［9］，導(dǎo)致該區(qū)沙三段儲(chǔ)層滲透性變差。

溶蝕作用 研究區(qū)沙三段儲(chǔ)層溶蝕作用主要來自于有機(jī)質(zhì)演化過程中形成的有機(jī)酸及酸性水。沙一段沉積時(shí)期—明化鎮(zhèn)組沉積時(shí)期有機(jī)質(zhì)成熟導(dǎo)致大量有機(jī)酸釋放，在熱對流作用下，流動(dòng)于儲(chǔ)層孔隙中的有機(jī)酸及酸性水對儲(chǔ)層進(jìn)行強(qiáng)烈改造，早期形成的碳酸鹽、長石及酸性巖屑顆粒被大量溶解，形成次生溶蝕孔隙帶（圖2）。該區(qū)沙三段儲(chǔ)層的溶蝕作用普遍發(fā)育，既有粒內(nèi)溶孔，又有粒間膠結(jié)物溶蝕，形成的溶蝕孔隙及溶蝕裂縫改善了儲(chǔ)層儲(chǔ)集性能，在研究區(qū)沙三段儲(chǔ)層低滲透背景下，形成了局部甜點(diǎn)儲(chǔ)層分布區(qū)。

圖2 渤南油田四區(qū)沙三段儲(chǔ)層孔隙演化示意Fig.2 Porosity evolution sketch of the E s3reservoir in Area 4，Bonan oilfield

3.3 成巖相

3.3.1 成巖相組合類型劃分

綜合分析前人研究成果［10-14］，利用巖心觀察以及鏡下薄片資料，結(jié)合研究區(qū)沙三段儲(chǔ)層的壓實(shí)程度、溶蝕作用類型及強(qiáng)弱、膠結(jié)作用類型及程度、儲(chǔ)集空間類型及組合關(guān)系等因素，將渤南油田四區(qū)沙三段儲(chǔ)層劃分為壓實(shí)殘余剩余粒間孔—不穩(wěn)定組分溶蝕成巖相、次生高嶺石晶間孔—石英自生加大成巖相、充填/半充填微裂縫—碳酸鹽膠結(jié)交代成巖相和強(qiáng)壓實(shí)—雜基充填成巖相4種不同的成巖相組合類型，不同的成巖相組合類型對應(yīng)不同的儲(chǔ)層發(fā)育特征。

壓實(shí)殘余剩余粒間孔—不穩(wěn)定組分溶蝕成巖相 一般見于水下分流河道微相中—細(xì)砂巖中，顆粒分選中等—差，中等壓實(shí)，顆粒多呈線接觸，膠結(jié)物含量小于10%，次生溶蝕孔隙發(fā)育，粒間溶孔、顆粒及粒內(nèi)溶孔發(fā)育，甚至可見長石完全被溶蝕形成的鑄模孔及超大孔隙。該類成巖相組合是該區(qū)沙三段次生孔隙發(fā)育的主要成巖相。

次生高嶺石晶間孔—石英自生加大成巖相一般見于河口壩、水下分流河道微相側(cè)緣，巖性從細(xì)砂巖到粉砂巖均有分布，分選程度中等—差，強(qiáng)壓實(shí)，顆粒間呈線接觸—凹凸接觸，儲(chǔ)層膠結(jié)物含量為10%～20%。該類成巖相組合是該區(qū)沙三段較有利儲(chǔ)層發(fā)育的成巖相。

充填/半充填微裂縫—碳酸鹽膠結(jié)交代成巖相 一般見于前緣席狀砂和水下溢岸微相，巖性主要為粉砂巖，顆粒分選中等—差，孔隙基本不發(fā)育，發(fā)育有構(gòu)造成因的被瀝青質(zhì)充填或半充填的微裂縫。該類成巖相組合儲(chǔ)層孔滲性很差，多屬于致密儲(chǔ)層。

強(qiáng)壓實(shí)—雜基充填成巖相 一般常見于水下分流河道邊緣及水下溢岸微相，巖性主要以細(xì)砂巖、粉砂巖為主，碎屑顆粒粒度較小，粘土雜基含量較高，分選中等，強(qiáng)壓實(shí)，顆粒間呈線接觸—凹凸接觸，膠結(jié)物含量小于10%，該類成巖相組合孔喉發(fā)育較差，孔滲性較差。

3.3.2 成巖相組合類型與優(yōu)質(zhì)儲(chǔ)層的匹配關(guān)系

優(yōu)質(zhì)儲(chǔ)層是指在普遍低孔、低滲透儲(chǔ)層中發(fā)育的物性相對較好的甜點(diǎn)儲(chǔ)層，其孔隙度和滲透率沒有固定范圍，主要據(jù)其油氣產(chǎn)出情況確定［15］。將研究區(qū)沙三段成巖相組合類型與生產(chǎn)井投產(chǎn)初期的產(chǎn)能（用投產(chǎn)初期無注水開發(fā)時(shí)期的平均累積采油強(qiáng)度表征［16］）進(jìn)行對比發(fā)現(xiàn)（圖3），在生產(chǎn)工藝措施基本相同的情況下，壓實(shí)殘余剩余粒間孔—不穩(wěn)定組分溶蝕成巖相產(chǎn)能最高，基本大于1 t/（d·m）；次生高嶺石—石英自生加大成巖相產(chǎn)能次之，為0.5～1.2 t/（d·m）；強(qiáng)壓實(shí)—雜基充填成巖相較差；充填/半充填微裂縫—碳酸鹽膠結(jié)交代成巖相最差，基本低于0.3 t/（d·m）。

圖3 不同成巖相產(chǎn)能與聲波時(shí)差的關(guān)系Fig.3 Scatter diagram of productivity and AC for different diagenetic facies

4 結(jié)論

渤南油田四區(qū)沙三段巖石類型主要為巖屑質(zhì)長石砂巖，砂巖成分成熟度和結(jié)構(gòu)成熟度較低，物性總體較差，儲(chǔ)集空間以次生溶蝕孔隙為主，其儲(chǔ)層發(fā)育特征受沉積、成巖雙重作用影響，強(qiáng)烈的壓實(shí)作用和膠結(jié)作用是造成研究區(qū)沙三段儲(chǔ)層物性普遍較差的主要原因，而溶蝕作用在一定程度上改善了儲(chǔ)層物性，在低滲透背景下形成局部“甜點(diǎn)”儲(chǔ)層。在此基礎(chǔ)上通過成巖相特征分析將沙三段儲(chǔ)層劃分為4種成巖相組合類型，生產(chǎn)實(shí)踐結(jié)果表明優(yōu)質(zhì)儲(chǔ)層大部分為壓實(shí)殘余剩余粒間孔—不穩(wěn)定組分溶蝕成巖相組合。

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編輯 單體珍

Reservoir characteristics and its control factors of E s3member in Area 4，Bonan oilfield

Fan Ruifeng1，2，Dong Chunmei1，Wu Peng2，Zhu Peng1，Qu Lili3，Xing Xinya1

（1.School of Geosciences，China University of Petroleum（East China），Qingdao City，Shandong Province，266580，China；2.Binnan Oil Production Plant，Shengli Oilfield Company，SINOPEC，Binzhou City，Shandong Province，256600，China；3.Nanpu Operation Area，Petro China Jidong Oilfield Company，Tangshan City，Hebei Province，063200，China）

The characteristics of reservoir and its control factors of E s3member in Area 4，Bonan oilfield were studied using data of core observation and description，casting thin sections，scanning electron microscope and core laboratory analysis. The analysis results show that the reservoir of E s3member is characterized by low compositional maturity and textural maturity of sandstone，poor physical property and development of secondary dissolution pore，which is controlled by deposition macroscopically and by diagenetic reform microcosmically.The main reason leading to the poor reservoir physical property is compaction，followed by cementation.Dissolution developswell to improve reservoir performance.On the basis of diagenesis study and diagenetic facies analysis，the reservoir diagenetic facies in the study area were divided into 4 types：residual inter granular pore after compaction-unstable component dissolution facies，secondary kaolinite intergranular pore-quartz overgrowth facies，filling and half-filling microfracture-carbonate cementation facies，severe compaction-matrix filling facies.The drilling data in the area reveal thathigh-quality reservoirs mainly distribute in residual intergranular pore-unstable component dissolution diagenetic facies.

reservoir characteristics；control factors；diagenetic facies；high-quality reservoirs；E s3member；Bonan oilfield

TE122.2

A

1009-9603（2015）04-0064-05

2015-05-05。

范瑞峰（1991—），男，山東濱州人，在讀碩士研究生，從事油氣田開發(fā)地質(zhì)方面的研究。聯(lián)系電話：18654386287，E-mail：fanruifeng@gmail.com。

國家科技重大專項(xiàng)“復(fù)雜油藏剩余油分布預(yù)測”（2011ZX05009-003）。