富县西部长2油层组储层控制因素分析

富县西部长2油层组储层控制因素分析X高文俊1,薛天飞2,马　飞1,张　庆3,周　康3(1.延长石油勘探公司,陕西延安　716000;2.延长石油王家川采油厂,陕西延安　717100;3.延长石油研究院,陕西西安　710069) 摘　要:通过岩心薄片鉴定、扫描电镜和物性等分析资料,对富县西部长2段储层岩石学特征、孔隙类型和物性特征等进行研究,分析影响储层储集性能的主要控制因素。

研究表明:以三角洲前缘的水下分流河道沉积的长2储层具有较低的成分成熟度和较高的结构成熟度,是控制储层发育的沉积因素;孔隙类型以粒间孔、溶蚀孔、微孔隙和裂隙为主,次生溶孔和微裂隙的存在为储层提供了储集空间和渗流通道;本区的成岩阶段已进入晚成岩A 期,主要的成岩作用有压实-压溶、碳酸盐岩充填和溶解作用,不同成岩阶段的成岩作用对储层物性的改造不同,因此也控制着储层的储集性能。

关键词:储层控制因素;成岩作用;成岩期次;储集性能;鄂尔多斯盆地;富县西部长2段 中图分类号:P 618.130.2 文献标识码:A 文章编号:1006—7981(2012)02—0122—04 富县西部地区位于鄂尔多斯盆地东南部,构造上属于鄂尔多斯盆地东部斜坡带,2004年以前陕西延长石油集团对该区延长组进行了勘探,在长2发现较好的油气显示,但试油效果一直未取得突破。

因此,对本区长2储层物性特征及其控制因素的研究,对于重新认识富县西部长2储层大有裨益。

富县西部长2为三角洲前缘亚相沉积,主要的沉积微相有:水下分流河道、分流间湾相,储层砂体顺沿河道,呈北东-南西向展布,本区延长组储层物性整体较差,油藏类型为特低孔、特低渗油藏。

针对该区长2储层特低孔渗的特点,从储层岩石学特征、孔隙结构、砂体展布、物性、含油性等方面,并结合样品测试、化验结果入手,分析影响长2储层物性的主要控制因素。

1　富县西部长2储层地质特征1.1　长2储层岩石学特征富县西部长2储层主要为灰色-灰白色岩屑长石细砂岩、岩屑长石质砂岩。

碎屑颗粒主要是石英、长石和岩屑。

长石主要为钾长石和斜长石,岩屑主要为岩浆岩、变质岩和沉积岩岩屑。

石英含量16～65%,平均为59%;长石含量5～25%,平均为13%,偶尔可见到云母。

填隙物主要有杂基和胶结物,杂基主要为泥质,胶结物主要为绿泥石、方解石,其中绿泥石成膜状包绕在矿物碎屑边缘(图1)。

另外还可见到高岭石、伊利石等。

矿物的成分成熟度明显较低(0.5-0.7)。

1.2　长2储层孔隙类型长2储层孔隙发育四种类型:粒间孔、溶蚀孔、微孔隙和裂隙。

粒间孔主要是岩石碎屑经过沉积成岩作用后,残余的孔隙。

溶蚀孔隙主要是可溶性岩石组分在地层条件下经过溶蚀作用形成的孔隙,主要是长石溶蚀形成的长石溶孔。

从扫描电镜上可以观察到粒间孔隙被粘土矿物、碳酸盐矿物充填,部分石英颗粒在成岩作用下形成的石英次生加大,在一定程度上影响储层储渗性能[1-3]。

另外长石颗粒的部分溶蚀,形成的溶蚀孔(图2),又起到积极作用。

图1　颗粒线接触,孔隙连通差(样品A17-1,90-) 图2　矿物充填、长石溶孔(样品A17-2,1063X)*收稿日期作者简介高文俊(6—),男,陕西省延川县人,大学本科,在陕西延长集团勘探公司工作,工程师,从事油藏评价方面的研究。

:2011-12-18:1941.3　长2储层成岩作用研究沉积环境为砂岩储层发育提供了基础,对砂岩原始孔隙的形成具有控制作用,但砂体能否最终成为有效储集体,其经历的成岩作用则是关键,其对原始孔隙的改造最终决定储层的好坏[4-5]。

富县西部长2储层处于晚成岩A 期,主要的沉积作用有:压实和压溶作用、碳酸盐胶结作用、交代作用和溶解作用。

压实-压溶作用:本区压实作用主要表现为碎屑颗粒呈线接触或凹凸接触,并可见缝合接触,压实作用较强烈,导致原始孔隙度降低,压实作用对储层储集性的影响十分明显,压溶作用和压实作用是统一物理—化学作用的两个阶段,该区压溶作用较明显。

碳酸盐矿物胶结作用:碳酸盐矿物胶结作用(主要是方解石)在储集岩中十分普遍,强度变化较大,胶结物含量一般为0.5- 2.5%,但局部分布相对集中,含量最高可达40%,对储层物性影响较为明显,碳酸盐胶结物含量越高,储层越致密(图3)。

胶结形式主要表现为充填孔隙和充填裂缝两种形式,粒间胶结物多呈显晶质,表明胶结程度高,常见胶结物交代碎屑(如长石、石英)等现象,而裂缝中方解石胶结物呈充填脉状,为早成岩晚期初期产物。

图3　长2储层碳酸盐胶结物含量与物性关系图 交代作用:本区长2储层交代作用主要包括方解石交代石英、长石等碎屑颗粒及碎屑的蚀变作用。

一般表现为方解石沿碎屑颗粒边缘或解理缝交代。

交代作用对孔隙演化的影响十分复杂。

但总的说来对孔隙影响不大。

溶蚀作用:溶蚀作用是改善该区砂岩孔渗性最重要的成岩作用之一。

本区主要的溶蚀矿物是长石颗粒,在溶蚀过程中沿解理、破裂缝发生溶解,根据矿物的溶蚀程度,部分溶蚀形成蜂窝状粒内溶孔,完全溶蚀则形成铸模孔。

1.4　长2储层物性特征长2储层孔隙度一般介于2.6%～16.4%之间,平均为11.12%;渗透率k 一般介于0.01～6.27×10-3L m 2,平均为1.03×10-3Lm 2,储层孔隙度主要为低孔、低渗。

孔渗频率分布特征为:孔隙度分布呈双峰值,孔隙度主要集中在7～8%以及12～13%之间;渗透率分布具有多峰型的特征,最大主峰频率区间在～6×3L 之间,次主峰频率区间在6～×3L 之间。

孔渗相关性约为%,相关性较好。

　富县西部长储层主控因素分析控制储层发育的主要因素是沉积作用、成岩作用和构造运动的改造[6-7]。

它们对储层的控制是相互联系的,但作用又各不相同。

2.1　沉积作用的控制沉积作用控制着岩石碎屑矿物含量、砂岩结构等方面特性,进而对储层物性造成影响,研究区长2期主要为三角洲前缘亚相[8],发育水下分流河道砂体,其中物性较好的沉积微相为水下分流河道,主体部位砂体厚度大,储集物性好,向两侧的间湾地区物性逐渐变差。

2.1.1　不同部位碎屑矿物含量变化的控制平面上,在三角洲前缘水下分流河道微相中,砂岩发育,砂地比含量普遍大于30%;在分流间湾微相中,普遍发育粉砂质泥岩、泥质粉砂岩、泥岩。

由分流河道向间湾,泥质含量增大。

纵向上,矿物含量变化不太明显,但受沉积后成岩作用的影响,储层物性有一定变化(表1)。

　砂岩结构的控制岩石碎屑的粒度、分选、磨圆、排列方式及其含量控制了原始的孔渗性。

颗粒粒度本身与孔隙度没有必然的联系,但是颗粒粒径和孔隙度大小呈正比0.040.010-m 20.00.110-m 281.222 2.1.2关系,这意味着颗粒粒径越大,渗透率也越大,因为渗透率与孔隙度的大小平方呈正比[9],这里的孔隙度为有效孔隙度。

同时,在其它条件相同的情况下,颗粒分选程度越好,抗压性越强,孔隙度愈高。

表1　富县西部长2储层物性统计层位孔隙度(%)渗透率(×10-3Lm2)砂岩结构最大值最小值平均值最大值最小值平均值分选磨圆粒度长2116.2 3.211.69 6.570.011.13较好次圆-次棱0.27长2215.4 2.210.95 6.020.010.98较好-好次棱-次圆0.18长2317.6 2.410.73 6.230.011.00中等-较好次棱0.25平均16.4 2.611.12 6.270.011.04中等次圆0.1-0.3 2.2　成岩作用的控制成岩作用是影响储层储集物性的主要因素,不同成岩阶段的成岩作用对沉积储层的作用机理都不同[10-11],其结果是严重地影响了孔隙空间,一方面破坏了原始的颗粒间孔隙,另一方面由于溶蚀等成岩作用产生了次生孔隙,增加了孔渗空间,因此对岩石的孔渗也具有一定的积极作用。

另外,由于孔隙结构的不同,不同的孔喉组合造成了孔隙结构的非均质性,影响储层物性。

2.2.1　机械压实作用破坏了储层原生粒间孔隙随着埋深的逐渐增大,压实、压溶作用增强,颗粒间的接触方式发生改变,颗粒有点接触向线接触、面接触转变,甚至成缝合线接触,岩石逐渐致密化,原生粒间孔隙被破坏,孔隙损失严重。

本区不发育碎屑颗粒的凹凸接触和缝合线接触,也没有进入压溶阶段。

从压实作用的阶段考虑,绝大多数情况下,本区储层砂岩所经历的成岩阶段不会超过晚成岩早期。

2.2.2　粘土矿物胶结对储层的改造胶结作用是使储层孔隙度降低的重要因素,它的成岩效应是堵塞孔隙,但不减小粒间体积,这与压实作用的成岩效应有所差别。

通过X-衍射测试,本区长2砂岩储层中的粘土矿物有绿泥石(23%)、高岭石(28%)、伊利石及伊蒙混层(35%)等矿物。

早期形成的绿泥石薄膜在石英颗粒表面形成了一层保护膜,阻止了石英的次生加大。

在镜下,几乎看不到粘土膜中的石英颗粒有次生加大现象。

另外,这种粘土膜的形成,也可增强砂岩的抗压实程度,在一定程度上,起到了保护粒间孔的作用。

同时,粘土膜自身要占据一定空间,它们的存在还可使原生粒间孔明显变小。

且粘土矿物的形成,常常占据孔隙喉道,使喉道变细甚至消失,从而降低砂岩渗透率,增强了储层的非均质性。

3　压实作用及胶结作用对储层物性影响胶结作用虽然堵塞孔隙,但不减少粒间体积,一旦孔隙流体与岩石之间的平衡被破坏,这些自生胶结物仍可被溶解而再次成为孔隙,但无论怎样,胶结作用如果进行得较快,压实作用就会受阻。

本区延长组储集层中因压实作用不可逆地减小岩石的粒间体积,是造成孔隙度下降的最直接、最重要的因素。

从层位上看,压实作用随深度的变化而变化,显然深度越深,被压实作用减小的原始孔隙百分比也越多(表2);胶结作用对储层的影响与埋深也有一定的关系,总体上随埋深加大,胶结作用有所减弱。

表2　长石溶孔面孔率统计地层长21长22长23总计长石溶孔面孔率最大值(%) 2.20 1.96 2.00 2.05长石溶孔面孔率最小值(%)0.000.000.000.00长石溶孔面孔率平均值(%) 1.09 1.02 1.04 1.05 2.2.4　溶蚀作用对储集性能的改善在延长组的砂岩中,有大量的长石、石英、岩屑、浊沸石、方解石等多种易溶组分,上述几种作用都能导致砂岩组分溶解;且在不同成岩阶段,会有某几种作用对组分的溶蚀起到主要作用。

图4　富县西部区不同层位长石溶孔(面孔率)分布直方图长石溶蚀:本区长2油层组储层砂岩中的长石含量最大可达25%,随着孔隙水中有机酸含量的增加、地温的增加,长石发生溶蚀现象,产生较多的次生孔隙(图2)。

相对本区延长组其他层位,长2具有较低的由长石溶蚀的面孔率(图4),事实上,在长1、长2等上部油层组,单个长石几乎被溶尽,如果不是少量残留长石的存在,很难判断它们是因长石溶解产生的次生孔隙。

2.2.5　交代作用对储层性能的影响交代作用是指一种矿物代替另一种矿物的现象。