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志丹油田寺崾岘区延长组长6储层特征研究

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发布日期:2019-01-23 17:04

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  摘 要:基于岩心观察及测试资料,研究了寺崾岘区延长组长6储层特征。研究表明,区内长6层岩性以长石为主,填隙物以方解石、伊利石、绿泥石、泥铁质为主,总体属于矿物成分成熟度低,结构成熟度高的砂岩储层。储层以原生粒间孔为主,次为长石溶孔,属溶孔-粒间孔型储层。孔隙度平均值9.7%,渗透率平均值0.37×10-3μm2,以特低孔-超低渗为主。成岩作用强烈,主要的成岩作用有早期机械压实作用、压溶作用、自生矿物充填胶结作用、晚期溶蚀作用等。各小层孔隙度平面非均质性较弱,渗透率平面非均质性较强。
  关键词:寺崾岘区;志丹油田;鄂尔多斯盆地;长6;储层特征
  1区域概况
  志丹油田寺崾岘区处于鄂尔多斯盆地伊陕斜坡带中部。伊陕斜坡为盆地主体,为西倾平缓单斜,倾角一般不足l°[1,2]。区内主要含油层位为三叠系延长组长6油层组,可进一步细分为长61、长62、长63、长64四个亚组,其中,长61和长62含油性最好。寺崾岘区的构造相对简单,仅局部发育由差异压实形成的低幅度鼻状构造,对油气聚集具有一定的控制作用[3]。油气分布主要受岩性和物性的控制,油藏类型总体为岩性油气藏,配以局部构造辅助,驱动方式为弹性―溶解气驱。
  2 岩石学特征
  岩心观察及室内岩石薄片鉴定结果表明,长6储层粒径一般0.08mm~0.25mm。砂岩成份以长石为主(38%~65%),石英次之(13%~28.0%),岩屑含量5%~25%。岩性致密,风化程度弱到中等,颗粒分选较好,磨圆度以次棱为主,胶结类型有孔隙型、薄膜型、次生加大型等,以孔隙型为主。填隙物以方解石、伊利石、绿泥石为主,还含有少量的菱铁矿、硅质、沥青质,总体属于矿物成分成熟度低,结构成熟度高的砂岩储层。
  图1 志丹油田寺崾岘地区延长组长6砂岩组份三角图
  图2 志丹油田寺崾岘区延长组长6填隙物成分直方图
  3 物性特征
  根据志丹油田寺崾岘区10口井248块岩心样品物性分析结果,区内长6油层组储层孔隙度2.6%~17.1%,平均值9.7%,渗透率0.03~3.15×10-3μm2,平均值0.37×10-3μm2,有效厚度下限以上平均孔隙度10.19%,平均渗透率0.43×10-3μm2,综合评价以特低孔-超低渗为主。
  4 成岩作用特征
  4.1 压实及压溶作用
  研究区长6砂岩经历比较强烈的机械压实作用,是引起储层孔隙度降低的主要原因之一。早期的机械压实作用使碎屑颗粒发生转动、重排、呈定向排列。云母及泥质等塑性岩屑被挤压发生变形,而刚性岩屑颗粒有时发生挤压变形或破裂,形成线接触或凹凸状接触及缝合线接触。压实作用的后期,进一步转化为晚期化学压溶作用为主,表现为颗粒接触处发生溶蚀现象,颗粒间由原先点、线接触→凹凸接触、甚至少量缝合线接触,同时石英及长石出现次生加大现象。压实、压溶作用对原生孔隙破坏性较强,使原始孔隙大量丧失,而残余很少量原生孔隙。
  4.2 胶结充填作用
  本区长6砂岩中主要胶结物类型为粘土矿物、碳酸盐矿物、水云母及膏石等。
  粘土矿物:早期的绿泥石薄膜现象极为普遍,对长6砂岩储层具有双重作用;伊利石以不规则片状、弯曲状及丝缕状披盖在颗粒表面或填充于孔缝中,在残留粒间缝中可见伊利石搭桥现象;粘土混层胶结物含量甚少,但可见到蜂窝状绿蒙混层及片状、蜂巢结构伊蒙混层。这些粘土混层多充填于粒间孔隙中,或与自生矿物相并存。
  碳酸盐胶结物:具有明显的多期次形成特征。早成岩期方解石、白云石胶结物为孔隙式胶结,附着在碎屑颗粒表面而生长,造成储层中部分原生粒间孔隙被封闭或半封闭,同时后期溶蚀作用比较弱,形成了难以改造的致密砂岩储层。晚成岩期连生结构的方解石、白云石等胶结物充填于次生溶蚀孔隙中,形成于深埋藏环境。
  4.3 硅质胶结作用
  硅质胶结作用改变了储层的孔隙结构,使储层的喉道变成片状或弯片状喉道,严重减弱流体的渗流能力,使储层渗透性变差。而自生石英胶结物占据孔隙空间,减小了面孔率,也降低了孔隙度。
  4.4 溶蚀作用
  本区长6油层组砂岩储层的溶蚀作用是形成次生孔隙的关键原因,对改善砂岩储层的储集性能起到了积极作用,属于建设性成岩作用。本区长6砂岩以长石溶蚀为主,次生孔隙(溶蚀孔隙)主要表现为粒间溶孔和粒内溶孔。长石、岩屑沿其解理缝、微裂缝及颗粒边缘被溶蚀形成溶蚀粒间孔;局部层段的长石颗粒等受溶蚀强烈,形成铸模孔。溶孔直径从数微米至数十微米,使得孔隙喉道的发育及孔喉间的连通性得到改善。
  5 孔隙结构特征
  借鉴邻区双河区铸体薄片分析,长6油层组储层发育的孔隙类型主要有残余粒间孔、溶蚀孔(粒间溶孔、长石溶孔、岩屑溶孔)、晶间孔、微裂隙等。
  粒间孔隙发育于颗粒碎屑之间,是本区重要的空隙类型。由于较强的成岩作用,原生粒间孔隙往往受成岩作用改造,成为缩小的残余原生粒间孔。次生溶蚀孔隙是区内另一重要孔隙类型,次生溶蚀孔隙主要有长石溶孔、岩屑溶孔。石英或长石次生加大作用形成的晶间孔隙或晶间缝。
  6 非均质性特征
  6.1 平面非均质性
  志丹油田寺崾岘区平面上水下分流河道及河口坝复合砂体沉积与河道间湾泥质沉积相间分布,砂体呈带状、条带状展布。储层横向上具有较强的非均质性,表现为砂岩厚度、砂/泥比值、以及储层物性均变化较大。此外,平面薄、厚砂带的相间分布,增强了区内储层平面非均质性,同时也进一步控制着油藏的分布及形态。统计数据表明,各小层孔隙度平面非均质性较弱,渗透率平面非均质性较强。
  6.2层间非均质性
  志丹油田寺崾岘区长6分层系数0.65~2.6不等。砂岩密度介于20~64之g。垂向上,长6油层储层物性变化较小,渗透率介于0.27~0.46之间,各小层间变异系数0.6~1.03,非均质性中等偏强。垂向上,从长7到长2及延长组,埋深不断变浅,油层物性逐渐变好。长61、长62油性较好且接近,砂体层间非均质性较弱;长63、长7油层物性较差。
  6.3层内非均质性
  层内非均质性一般用变异系数、突进系数和级差反映,根据志丹油田寺崾岘区各油层组层内非均质评价参数,志丹油田寺崾岘区层内非均质性较强。层理有平行层理、交错层理等影响砂岩的垂向渗透率。夹层频率平均为0.18~0.32层/m;平均每层夹层数2~4条,夹层厚度大都小于2.0m,夹层薄且不发育,主要为泥质夹层和钙质夹层。邻区资料表明,垂向渗透率为水平渗透率的44%,且与水平渗透率呈正相关关系。
  7.结论
  (1)区内长6层岩性以长石为主,石英次之,岩屑含量5%~25%;填隙物以方解石、伊利石、绿泥石、泥铁质为主;总体属于矿物成分成熟度低,结构成熟度高的砂岩储层。
  (2)区内长6储层均以原生粒间孔为主,含量3.0%~6.0%,次为长石溶孔,属溶孔-粒间孔型储层。孔隙度平均值9.7%,渗透率平均值0.37×10-3μm2,有效厚度下限以上平均孔隙度10.19%,平均渗透率0.43×10-3 μm2,以特低孔-超低渗为主。
  (3)区内长6层成岩作用强烈,主要的成岩作用有早期机械压实作用、压溶作用、自生矿物充填胶结作用、晚期溶蚀作用等。
  (4)区内长6层砂岩储层多韵律层复合叠加,各小层孔隙度平面非均质性较弱,渗透率平面非均质性较强。
  参考文献
  [1] 王道富,朱义吾,李忠兴,等.鄂尔多斯盆地低渗透油气田开发技术[M].北京:石油工业出版社,2003:36~37
  [2] 杨俊杰.鄂尔多斯盆地构造演化与油气分布规律[M].北京:石油工业出版社,2002:39
  作者简介
  王廷有(1978-),男,本科,工程师,志丹采油厂朱家湾采油队队长。
  (作者单位:延长油田股份有限公司志丹采油厂)

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