八连沟-金庄地区长6―长4+5油组储层特征研究

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　　摘要:八连沟-金庄地区长6―长4+5油组储层岩石类型以细粒到粗粉砂长石砂岩或岩屑长石砂岩为主,胶结物类型主要为绿泥石、方解石及石英次生加大及浊佛石。孔隙类型主要为残余粒间孔隙、溶蚀粒间孔隙、溶蚀粒内孔隙、溶蚀填隙物微孔隙及微裂缝孔等5种类型;储层孔喉结构以中排驱压力―中喉道型及高排驱压力―细喉道型为主。储层在埋藏过程中经历了不同程度的压实作用、胶结作用及溶蚀作用;胶结作用是该区最主要的成岩作用,胶结作用和压实作用是导致储层物性变差的最主要原因。沉积作用及成岩作用是控制储层非均质性的主要因素。
　　关键词:八连沟-金庄地区 鄂尔多斯盆地 延长组 储层特征 成岩作用
　　
　　八连沟-金庄地区位于鄂尔多斯盆地伊陕斜坡带的东南部,区域构造表现为东高西低的大单斜构造,坡降为6～8m/km。长6及长4+5沉积期属于三角洲沉积体系中的前缘亚相沉积,可细分出水下分流河道、河口坝、前缘席状砂、水下天然堤、水下决口扇及水下分流间湾等六种微相类型[1]。该区砂体走向与构造走向相交,有利于形成构造―岩性油藏。长6及长4+5油组地层埋藏深度为600m～1000m,储层非均质性强。为了更精确地预测有效储集层的分布及其内部储集性能的差异,特对该区长6及长4+5的储层特征进行了研究。
　　
　　1 储层岩石学特征
　　八连沟-金庄地区长6―长4+5油组储层主要为一套灰绿色粉砂―中砂质长石砂岩、褐灰色粉砂质长石砂岩沉积。岩石颗粒粒径一般在0.05～0.2 mm左右,以细砂～粗粉砂为主,次为细粉砂及中砂。碎屑颗粒中石英含量37.5%～54%,平均44.5%,石英以单晶石英为主,大多具均一消光,少量具带状消光或者波状消光,部分颗粒表面有条带状裂纹,具港湾状溶蚀边缘;长石含量范围分别为26.4%～41.2%,平均36.2%,有中等或较强溶蚀现象;岩屑含量一般为13.8%～32.6%,平均19.3%,常见的有泥质岩屑、千枚岩屑及石英岩屑等;储层填隙物含量一般为6%～28%,平均13.4%,胶结物以衬边式绿泥石、石英或长石次生加大、方解石及伊利石为主,偶见沸石胶结物。杂基主要为泥质岩、粉砂泥质岩。碎屑颗粒结构成熟度中等,分选较好,成分成熟度中等-较好。
　　
　　2 储层特征
　　2.1 孔隙度分布特征
　　八连沟-金庄地区长6―长4+5油组储层的测井孔隙度资料表明,有近75%的样品孔隙度分布在6%～10%之间,有8.5%的样品,岩石孔隙度在10%～12%之间,整体表现为低孔。
　　2.2 渗透率分布特征
　　八连沟-金庄地区长6―长4+5油组储层的渗透率参数统计,有46.5%样品的渗透率小于0.5×10-3μm2,大于2.5×10-3μm2的样品仅占0.25%。
　　2.3 孔隙度和渗透率相关性特征
　　运用钻井取心测试的砂岩参数进行计算、作图,发现八连沟-金庄地区地区长6―长4+5油组储层的孔隙度和渗透率两者之间具有较好的相关关系。区别之处在不同砂层段砂岩的孔隙度样品频率分布不尽相同,但显示出了它们的相对好差程度。
　　2.4 孔隙类型
　　(1) 残余粒间孔隙。研究区目标层段这类孔隙约占20%～60%。充填此类孔隙空间的多为绿泥石薄膜、石英与长石加大边和孔隙式充填的方解石等,此类孔隙连通性较好(图1A)。
　　(2)溶蚀粒间孔隙。指砂岩中的残余粒间孔隙在成岩过程中碎屑间颗粒因部分碎屑和填隙物发生溶解而被改造扩大形成的储集空间,此类孔隙占主要类型,约为10%～65%,主要以碎屑颗粒及胶结物溶蚀为主(图1B)。
　　(3)溶蚀粒内孔隙。指砂岩中部分碎屑在埋藏成岩中内部原有部分孔隙空间因溶蚀作用而产生储集空间的孔隙类型。溶蚀粒内孔隙多见于长石和部分岩屑内,但少数石英颗粒内也存在。此类孔隙大约为16%～45%,其分布很不均匀,估计与条带状溶蚀区分布有关(图1C)。
　　(4)溶蚀填隙物内孔隙。指易溶填隙物内部局部溶解而形成的溶蚀孔隙。可细分为溶蚀胶结物内晶间孔隙,为胶结物内在成岩过程中结晶的胶结物晶体内部遭到溶解而形成的溶蚀孔隙;填隙物内微孔隙为杂基内因收缩作用形成微小空间。这类孔隙空间虽细小,但其数量相对较大。因此,可作为一种孔隙类型而存在,本区少见,且分布不均一(图1D、E)。
　　(5)溶蚀微裂缝。由于对裂缝(裂隙)局部溶蚀作用形成的储集空间,本区局部溶蚀作用较强,有形此类孔隙的条件,其特点是溶蚀裂缝一般较为细小,一般在电镜下才能发现,裂缝边缘多呈踞齿状,且有少量自生矿物充填,溶蚀裂缝(裂隙)的存在可大大改善储层的孔渗条件(图1F)。
　　A:P158井长63,残余粒间孔隙,10×; B:P156井长4+52,溶蚀粒间孔隙,10×;
　　C:P156井长4+51,溶蚀粒内孔隙,10×;D:P158井长63,溶蚀填隙物内孔隙,10×;
　　E:P156井长4+52,溶蚀沸石粒间孔隙; F:P156井长61,溶蚀微裂隙
　　图1 八连沟-金庄地区长6―长4+52油组储层的主要孔隙类型
　　
　　2.5 孔喉分布特征
　　根据孔喉半径、汞饱和度直方图及渗透率贡献值累积曲线频率分布直方图分析,八连沟-金庄地区长6―长4+5油组储层的孔喉分布大多具双峰型特征,其次为单峰型,峰位变动范围较宽,孔喉半径主要分布在0.040-4.00μm之间。
　　(1) 单峰型。单峰型分布一般具较粗孔喉峰态,表现为砂岩孔喉主体以较粗孔喉分布为主的分布特点,主峰位多处于2.52-4.41μm之间,喉道中值半径在0.30-0.70μm范围内,主要分布在细砂岩中。
　　(2) 双峰型。当孔喉分布为双峰型时,常表现为其中一个峰为主峰,而另一个峰为次要峰,孔喉分布具不对称性,峰态较明显,主峰值偏向粗孔喉一侧,次峰值位于细孔喉一侧。从薄片或电镜下观察,认为它们往往是由两种(较粗孔和微孔)或两种以上孔隙类型出现在同一岩样中的反映,两个峰的峰值差异视砂层组不同有所差别。对比分析发现在八连沟-金庄地区长6―长4+5油组储层中,主峰峰值相对较高,主峰峰值位于0.25～0.44μm处,喉道中值半径在0.10～0.30μm之间。
　　(3) 单峰偏细型。峰态不明显,主峰峰值和次峰峰值含量相差不大,主峰峰值位于0.038～0.044μm处,喉道中值半径约为0.02μm。镜下薄片观察证实,具此种孔喉分布特点的砂岩中胶结物发育,孔喉连通性很差。
　　上述孔喉分布类型不同程度地反映了八连沟-金庄地区长6―长4+5油组储层中不同砂岩类型之间孔隙结构的多变性、复杂性及非均质性。
　　
　　3 储层影响因素分析
　　3.1 沉积作用对储层储集特征的影响
　　(1) 对砂体分布的控制。在不同的沉积环境中,砂体分布具有不同的分布规律,这主要体现在沉积体系和沉积相对砂体分布的控制[2]。不同级别的沉积相,控制着不同级别的砂体分布。
　　整体上八连沟-金庄地区长6―长4+5油组储层以粗粉砂岩、细砂岩为主,粒度相对比较细,泥质含量较高,主要为三角洲前缘水下分流河道、河口砂坝砂体。
　　八连沟-金庄地区长6―长4+5油组储层在北部发育此类砂体,向南西方向延伸,沉积的突出特征是以水下分流河道砂体为骨架,沿顺流方向呈带状分布,剖面呈顶平底凹,嵌于分流间湾泥质沉积之中。在多数情况下,分流河道砂体直接与分流间湾泥质沉积呈冲刷接触。
　　(2) 对砂体孔隙度、渗透率的控制。颗粒的分选性是控制岩石孔隙度、渗透率性能的最重要的因素之一。颗粒的分选性好坏反映了岩石中颗粒分布的均一程度。若组成岩石的颗粒粒径大小不等,不同粒径的颗粒则组成了复杂的排列,大颗粒之间构成的大孔隙会被小颗粒所充填,使得孔隙变小,岩石孔隙度和渗透率降低。
　　由铸体薄片和物性统计资料可以看出,八连沟-金庄地区长6―长4+5油组储层的平均面孔率与粒度大小呈一定的正相关关系,说明八连沟-金庄地区储层岩性与面孔率关系密切。
　　3.2 成岩作用对储层储集特征的影响
　　铸体薄片、扫描电镜等资料表明,八连沟-金庄地区长6―长4+5油组目的层位储层所经历的成岩作用主要有压实作用、胶结作用及溶蚀作用。
　　(1) 压实作用对储层的影响。八连沟-金庄长6―长4+5油组储层既发育机械压实作用又发育化学压实作用,浅埋藏以机械压实作用为主,深埋藏则以化学压实作用为主,压实作用强度与深度间呈指数关系。早期成岩阶段发生的机械压实作用可导致砂岩颗粒的紧密排列、位移及再分配,云母类及塑性岩屑发生膨胀及塑性变形,导致粒间孔隙大量丧失[3]。部分石英碎屑的压溶作用表现为石英边缘呈现港湾状溶蚀边,由此产生的石英的次生加大也导致了一部分孔隙的丧失及渗透率的降低;压溶作用在富含云母和伊利石的砂岩中较发育,并使储层物性进一步变差。
　　(2) 胶结作用对储层的影响。储层内胶结物含量的增加,会导致岩石孔隙度降低。八连沟-金庄地区长6―长4+5油组储层的胶结作用是最主要的成岩作用之一,胶结作用和压实作用是导致储层物性变差的最主要原因。
　　(3)碳酸盐胶结作用降低储层物性。储层胶结作用非常显著,主要是碳酸盐胶结物充填部分或大部分孔隙空间,使孔隙度近一步降低,也导致渗透率大大降低。八连沟-金庄地区长6―长4+5油组储层的碳酸盐胶结物主要是方解石,方解石主要为孔隙式胶结。大量的碳酸盐胶结物使储层层内非均质性大大增强[4]。
　　(4) 次生石英、长石胶结堵塞孔隙喉道。八连沟-金庄地区长6―长4+5油组储层最常见的硅质胶结物就是石英的次生加大,砂岩中石英次生加大属Ⅰ~Ⅱ级。铸体薄片下还观察到,石英次生加大较普便,石英次生加大边与碎屑石英间以很薄的粘土膜分开,自形晶面发育,有的见石英小晶体。在扫描电镜下,多数颗粒表面被较完整的自形晶面所包裹,有的自生晶体向孔隙空间生长,交错相嵌,堵塞孔隙。八连沟-金庄地区长6―长4+5油组储层中长石加大表现为次生长石加大边充填孔隙。通过铸体薄片镜下观察发现,碳酸盐胶结物分布于次生石英加大边之外,抑制了次生加大的进一步形成。石英、长石的自生加大充填孔隙并堵塞喉道,降低了储层的孔隙度、渗透率性能。
　　(5) 溶蚀作用有效地改善了储层物性。储层的溶蚀作用可形成各种类型的溶蚀孔隙,作为八连沟-金庄地区长6―长4+5油组储层主要的孔隙类型,溶蚀作用产生的各种孔隙对改善储层的储集性能起到了建设性的作用。据铸体薄片及扫描电镜分析,八连沟-金庄地区长6―长4+5油组储层溶蚀作用主要发生在长石颗粒表面及内部,其次为岩屑发生溶蚀。颗粒的溶蚀有两种情况:一种是长石、岩屑等不稳定颗粒直接溶蚀形成溶蚀粒内孔隙;另一种是长石及岩屑等颗粒先为碳酸盐矿物交代,再发生溶蚀而使颗粒间接被溶蚀,常形成溶蚀粒间孔隙及溶蚀粒内孔隙。
　　
　　4 结语
　　八连沟-金庄地区长6―长4+5组储层岩石类型以细粒到粗粉砂粒长石砂岩或岩屑长石砂岩为主,胶结物主要为绿泥石、方解石及石英次生加大及浊佛。孔隙类型主要有残余粒间孔隙、溶蚀粒间孔隙、溶蚀粒内孔隙、溶蚀填隙物微孔隙及微裂缝孔等5种类型;储层孔喉结构以中排驱压力―中喉道型及高排驱压力―细喉道型为主;储层在埋藏成岩过程中经历了不同程度的压实作用、胶结作用及溶蚀作用,压实作用,碳酸盐、粘土矿物的胶结作用是破坏储层孔隙度、降低渗透率的主要因素。
　　
　　参考文献
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　　[3] 史基安,王金鹏,毛明陆等.鄂尔多斯盆地西峰油田三叠系延长组长6-8段储层砂岩成岩作用研究[J].沉积学报,2003,21(3):373-379.
　　[4] 焦养泉,李思田,李祯等.碎屑岩储层物性非均质性的层次结构[J].石油与天然气地质,1998,19 (02):89～92.

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