鄂尔多斯盆地富县地区延长组主要油层组储层特征

第27卷第6期 石 油 实 验 地 质 2005年12月PETROLEUMGEOLOGY&EXPERIMENT

Vol.27,No.6

Dec.,2005

文章编号:1001-6112(2005)06-0575-08

鄂尔多斯盆地富县地区延长组主要油层组储层特征

谢正温1,谢 渊2,王 剑2,王生朗3,李春玉3,李令喜3,吕小理3

(1.西北大学地质系,西安 710069;2.成都地质矿产研究所沉积与能源地质研究室,成都 610082;

3.中原石油勘探局,河南濮阳 457001)

摘要:富县是鄂尔多斯盆地东南部延长组油气勘探程度相对较低的一个地区,储层问题是制约该区延长组油气勘探的关键。在前人工作的基础上,利用露头、岩心、测井及多种微观分析资料对富县地区延长组储集砂体沉积成因及其展布、储层岩石学特征、储层孔隙结构及物性特征等进行系统研究得出,该区延长组主要为典型的特低孔渗致密储层,长2,长6,长8是延长组储层相对较为发育的3个主要油层组。

关键词:储层沉积成因;储层岩石特征;储层孔隙结构;储层物性;三叠系;鄂尔多斯盆地中图分类号:TE122.2 文献标识码:A

富县地区是鄂尔多斯盆地东南部三叠系延长组油气勘探程度相对较低的地区,在构造上处于盆地陕北斜坡一级构造单元东南(图1),面积近4000km2。自20世纪70

年代在该区西侧发现了盆地石油会战

以来的第一个延长组油田)))直罗油田起,经过40多年油气勘探,目前富县地区延长组初产获工业油流的钻井有12口,见油气显示井101口。该区紧邻延长组生油凹陷,其邻区已发现志丹、安塞及下寺湾等多个延长组低孔渗地层)岩性圈闭油藏(油田)[2~10],预示着该区延长组具良好油气勘探潜力。然而,现今该区延长组仍面临/井井见油,口口不流0及/三低一无0(低压,低产,低渗,无气)的困境,其原因主要在于该区延长组沉积相变频繁,储层空间展布复杂且非均质性强,储层主要为低孔渗、小孔喉砂岩,主要发育隐蔽性强、勘探难度大的岩性)地层圈闭。归根到底,储层是制约该区油气勘探进展的关键。

针对储层这一关键问题,本文在前人研究的基础上,通过露头、岩心、测井及多种分析测试资料,对致密砂岩储层的沉积成因及其展布、储层岩石学、储集物性及孔隙结构等储层特征进行系统分析,从而为该区延长组深入油气勘探提供重要的科学依据。

[6,10]

[1]

1 地质背景

鄂尔多斯盆地在经历早)中三叠世克拉通内陆

图1 鄂尔多斯盆地东南部富县地区位置简图

1.古陆;2.河流;3.延长组厚度等值线;4.富县地区

拗陷晚期沉积后,到晚三叠世延长期因受印支期构造运动的影响而与华北地台解体分离,在构造载荷作用下形成挤压前渊盆地[12],发育厚逾1000m(图1)的延长组;其后,受印支)燕山期构造运动的

[1,11,12]

Fig.1 SketchmapshowingthelocationoftheFuxianareainErdosBasin

收稿日期:2005-03-27;修订日期:2005-09-27。

作者简介:谢正温(1969-),男(汉族),甘肃环县人,博士,高级工程师,主要从事沉积学、矿物学、矿床学及油气藏增产措施研究。:

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岩夹泥岩,上部为深灰色粉砂岩与灰黑色泥岩、碳质泥岩近等厚互层,顶部为黑色泥岩、页岩、砂质泥岩(俗称/李家畔页岩0)[1],是电阻率相对较高的区域性生油岩标志层。

长10油层组厚140~210m,为灰色厚层块状中细砂岩、深灰色泥质粉砂岩及灰黑色泥岩,底部为粗砂岩,局部见铝土岩,与下伏纸坊组呈平行不整合接触。

影响,盆地一度整体抬升遭受剥蚀,到早侏罗世早期,

盆地转为沉降而开始侏罗系河流)湖泊相沉积[1,11]。在晚三叠世延长期,鄂尔多斯湖盆具有面积大、水域广、地形平坦和分割性较弱的特点,物源补给充足,从盆地中北部至东南部围绕湖盆边缘依次发育有盐池、定边、吴旗、志丹、安塞、延安、富县和黄陵等几个较大规模的湖泊三角洲,均呈向湖盆强烈推进的朵状或鸟足状,富县地区即处于富县三角洲与黄陵三角洲之间。

延长组为一套巨厚的含煤、生)储)盖层发育的陆源碎屑沉积建造,构成一个完整的河流→湖泊三角洲→湖沼相内陆湖盆沉积演化旋回[1,10,13],自上而下可分为长1至长10共10个油层组。在富县地区,长1油层组多数保存不全或缺失,长2油层组保存较好(仅局部遭受剥蚀),其它各油层组保存完整。各油层组的岩性特征存在明显区别[10]。

长1油层组厚0~340m,与上覆侏罗系呈不整合接触。其下部为深灰、黄绿色泥岩、粉砂质泥岩与粉细砂岩互层,上部为深灰、灰绿色泥岩、灰黑色碳质泥岩夹页岩及煤线。

长2油层组厚113~180m,岩性为灰绿、灰、浅灰色中细砂岩夹粉砂质泥岩、暗色泥岩,可见较完整的新芦木叶干化石,是油气勘探主要目的层之一。

长3油层组厚80~165m,为灰、深灰色泥岩、砂质泥岩、页岩夹浅灰绿色细砂岩或略等厚互层,局部夹煤线,见少量斑状含油或油气显示。

长4+5油层组厚80~90m,由浅灰色粉细砂岩与暗色泥岩互层组成,泥岩含砂且常见碳化植物碎片,常发育透镜状、波状层理,可见包卷变形层理及块状层理等。

长6油层组厚80~150m,为灰、灰黑色泥岩、粉砂岩、中细粒砂岩互层,间夹黑色碳质泥岩、页岩及极少量煤线,具块状层理、平行层理、交错层理、包卷变形层理等,砂岩底部含砾并发育冲刷构造,含植物茎干、叶脉化石,是主要勘探目的层之一。

长7油层组厚87~139m,下部为少量灰色细砂岩、粉砂岩与泥岩互层,中上部为深灰、绿灰色泥岩、油页岩夹泥质粉砂岩,顶部为灰黑色泥岩、页岩、油页岩,有/张家滩页岩0之称,是盆地极为重要的区域性生油岩标志层。

长8油层组厚100~198m,为暗色泥岩、砂质泥岩与灰色粉细砂岩、细砂岩不等厚互层,向下泥岩增加,偶夹水云母粘土岩,砂岩具交错层理,局部含油、含砾,是盆地延长组主要勘探目的层之一。

[1]

[13]

[13]

2 富县地区长2,长6,长8油层组储

层沉积成因类型

富县地区延长组主要为一套三角洲、湖泊相沉积,其中,长2,长6,长8油层组是3套主要的储集砂体发育层位,储层沉积成因类型以三角洲前缘亚相河口砂坝、远砂坝和分流河道微相以及平原亚相分流河道微相砂体为主[6,10](图2,3)。

长2油层组储集岩主要发育于三角洲平原亚相分流河道微相(图2A,图3),其次为前缘亚相的河口砂坝和分流河道微相的中细砂岩,再次为粉砂岩。储层单层厚度较大,粒度较粗。

长6油层组主要发育前缘亚相河口砂坝和分流河道微相细砂岩储层(图2B,2C),其次为粉砂岩;砂岩厚度较大,平面分布稳定。比较而言,富县东部牛

图2 FG1井延长组不同沉积成因储集砂体沉积序列

及其电测井响应

Fig.2 Sedimentarysequenceandelectricloggingresponseofthereservoirsandsofdifferentdepositional

gin1

第6期 谢正温等:鄂尔多斯盆地富县地区延长组主要油层组储层特征

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图3 富县地区ZF26井延长组长2油层组三角洲平原分流河道微相储集砂体沉积序列柱状图Fig.3 SedimentarysequencecolumnofthereservoirsandsofdeltaplainfaciesinChang2ReservoirinWellZF26

图4 富县地区延长组砂岩成分成因分类图

Ⅰ.石英砂岩;Ⅱ.长石石英砂岩;Ⅲ.岩屑石英砂岩;Ⅳ.长石砂岩;

Ⅴ.岩屑长石砂岩;Ⅵ.长石岩屑砂岩;Ⅶ.岩屑砂岩

Fig.4 Classificationmapofthecompositionalgenesisof

sandstoneinYanchangGroupinFuxianarea

武地区砂岩平均粒径0.25mm,粒度较粗;西部直罗)张村驿地区水动力条件较弱,岩石相对较细,平均粒径0.15mm。

长8油层组主要发育三角洲前缘亚相河口砂坝、分流河道储集砂体。其中牛武一带主要发育前缘河口砂坝、分流河道微相细砂岩、粉砂岩储层,岩石相对较粗;直罗)张村驿一带主要发育前缘远砂坝微相粉砂岩和少量细砂岩储层,粒度较细。

最大达0.45mm(表1)。局部面孔率1%~2%,次

生孔隙为1%~3%。砂岩累计厚度多为75~90m,单层平均厚1.5~6.5m,最厚达28m。平面上,牛武地区砂岩最发育并以细、中砂岩为主,累计厚度一般约为85m;直罗及其南部地区发育细砂岩和粉砂岩储层,累计厚度在80m以上;其它地区以粉砂岩储层为主。

长6油层组主要发育含泥质长石细砂岩储层,其次为粗粉砂岩、中)细粒长石砂岩储层。石英含量平均为40%,长石含量平均为50%,部分岩石云母含量平均为3%,岩屑平均为7%;主粒级区间为0.1~0.25mm,部分为0.03~0.5mm和0.1~0.15mm(表1)。见少量粒间孔,局部面孔率为1%~4%。牛武和直罗南部ZF26)ZF28井区岩石相对较粗,主粒级为0.1~0.25mm,可见中粒砂岩(最大达0.5mm),石英含量较低,长石含量偏高;直罗ZF22井区粒度相对较细,石英含量略高,长石含量偏低;其它地区岩石粒度相对较细,且石英含量较低,长石含量偏高。砂岩一般累计厚度为50~80m,单层平均厚3~8.6m,最厚可达24m。牛武地区砂岩最发育,累计厚度一般在75m以上,发育细砂岩和少量中砂岩储层;直罗地区细砂岩也较发育,累计厚度一般在70m以上;其它地区以粉砂岩为主,厚度多数<60m。

长8油层组主要发育细粒长石砂岩、长石粗粉砂岩储层。石英含量平均为38%,长石含量平均为49%,岩屑含量平均为7%;主粒级为0.1~0.25mm,其次为0.05~0.1mm(表1)。局部可见~3 富县地区长2,长6,长8油层组储

层岩石特征及其分布

3.1 储集砂岩岩石特征

富县地区延长组长2,长6,长8油层组砂岩成分主要包括石英、长石、岩屑等碎屑与杂基、胶结物等填隙物。按照刘宝珺[14]的砂岩分类方案,延长组砂岩主要为长石砂岩、岩屑长石砂岩(图4),少量为长石岩屑砂岩、长石石英砂岩(长8油层组中)。长石砂岩约占碎屑岩的80%以上,总体上具有明显的低成分成熟度(Q/(F+R)=0.5~0.7)的特点。砂岩粒级主区间为0.1~0.25mm,以粉)细粒为主,少量中粒,分选性中等)较好,多呈棱角)次棱角状。颗粒间以线接触为主,局部为凹凸接触、点接触,接触式和孔隙式胶结。总体上,长2,长6,长8油层组砂岩结构成熟度属中等)差。

3.2 储集砂岩分布特征

长2油层组储集岩主要为细粒长石砂岩和少量中粒长石砂岩。石英含量平均42%,长石平均含量

为;

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表1 富县地区延长组长2,长6,长8油层组砂岩碎屑成分与粒度统计

Table1 ThecompositionandgrainsizeofthesandstoneclasticsinChang2,Chang6andChang8reservoirs

油层组长2长6长8

样品数/个204640

石英,% 范围 平均 24~5818~7022~52

424038

长石,% 范围 平均 40~6128~7132~70

505049

岩屑,% 范围 平均 3~131~253~15

677

粒度/mm

主要粒级 次要粒级 0.1~0.250.1~0.250.1~0.25

0.03~0.50.03~0.50.05~0.1

两地岩石粒度相对较粗,主要粒级区间为0.1~0.25mm,石英含量较低,长石含量较高;两地之间的牛武南部、直罗东部一带岩石粒度较细,主要粒级区间为0.0625~0.125mm,石英含量有所增加。细砂岩储层一般累计厚度为16~50m,单层厚1.8~7.5m;粉砂岩储层一般累计厚8~45m。牛武地区砂岩最发育,并以细砂岩为主,夹少量中粒砂岩;而直罗地区主要为粉砂岩,仅ZF22)ZF26井区发育细砂岩储层。

可见,长2油层组储层砂岩比长6,长8粒度偏粗,厚度偏大,长2油层组储层最发育。

发育残余粒间孔和杂基内微孔2种。

残余粒间孔是富县地区延长组储层的主要孔隙类型之一,呈三角形和不规则多边形,包括早期绿泥石包膜或包壳胶结作用,石英和长石次生加大作用,以及浊沸石或粘土矿物充填胶结等形成的残余粒间孔隙。

杂基内微孔在区内延长组中较为常见,一般赋存于伊利石、蒙脱石、绿泥石基质与蚀变火山岩、泥质岩屑中,孔径一般<0.001mm。在原生粒间孔隙不发育的低渗透砂岩中,这类孔隙可对储层孔隙度有所贡献,因而对低渗透砂岩储层而言,其意义不可忽视。次生孔隙主要是在原生孔隙基础上进一步经过成岩演化,尤其是溶蚀作用改造而形成的孔隙[14]。区内延长组砂岩中次生孔隙较为发育,主要是由岩石颗粒、填隙物等发生多类溶解溶蚀等作用形成的粒间溶孔、粒内溶孔、胶结物内溶孔等。

粒间溶孔系粒间胶结物、杂基及颗粒边缘选择性溶蚀形成的孔隙。区内粒间溶孔较为发育,主要由长石颗粒、方解石胶结物等溶蚀形成。孔隙多呈不规则状,边缘为锯齿状或港湾状;孔喉相对较粗大,连通性好;孔径为0.02~0.4mm,面孔率为1%~10%。

粒内溶孔主要是在酸性水介质中,包括沿长石解理和双晶面选择性溶蚀或由岩屑中不稳定组分溶蚀而成的孔隙,其大小不等,形态不规则,边缘为锯

4 富县地区长2,长6,长8油层组储

层孔隙结构特征

4.1 储层主要孔隙类型

富县地区长2,长6,长8油层组碎屑岩孔隙类型包括原生孔隙、次生孔隙及裂缝3大类(表2),其特征和发育程度不同。

原生孔隙是岩石在沉积形成之后没有遭受过溶蚀或胶结等成岩作用重大改造的孔隙[14]。但在生产和科研中,常把岩石沉积形成之后经过机械压实和胶结等作用改造而形成的减小了的残余粒间孔,也归为原生孔隙。富县地区延长组中原生孔隙主要

表2 富县地区长2,长6,长8油层组砂岩孔隙分类表

Table2 ClassificationoftheporesinthesandstoneinChang2,Chang6andChang8reservoirs

孔隙类型

粒间孔

原生孔隙

杂基内微孔粒间溶孔

次生孔隙

粒内溶孔胶结物内溶孔构造应力缝

裂 缝

层理缝

平行层面弯曲线形

宽一般<0.5

全充填

方解石、沥青

不规则形不规则形近圆形、斑点状三角形、多边形、不规则形长直线形、略弯曲线形

<0.010.02~0.400.01~0.050.005~0.05宽一般<1

未充填部分充填部分充填少部分充填全充填

方解石、杂基铁质、石英

(铁)方解石(铁)白云石、石英次生粘土矿物方解石、沥青

形状三角形、不规则形

孔径/mm0.01~0.20

充填程度部分充填

充填成分

方解石、杂基、铁质、石英

第6期 谢正温等:鄂尔多斯盆地富县地区延长组主要油层组储层特征

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齿状或港湾状。区内延长组中,此类孔径一般为0.02~0.2mm,面孔率较低。

胶结物内溶孔主要包括早期方解石胶结物被溶蚀形成的孔隙,以及少量浊沸石溶蚀孔,孔径一般为0.005~0.05mm。但由于该区延长组储层经历了早、晚2次方解石胶结,同时形成浊沸石和绿泥石等自生矿物,因此该类孔隙在区内不很普遍。区内延长组砂岩中,少量颗粒可见因机械压实破裂或沿解理缝裂开形成的裂隙,或岩石被挤压或拉张形成的构造缝以及沉积物沉积时形成的层理缝。构造裂缝主要有垂直和斜交2组,其中垂直裂缝较发育,延伸长一般为1.5~15cm,宽一般<1mm。但总体上区内裂隙、微裂缝数量较少,宽度较窄,且几乎全被方解石等胶结物所充填,对储层改善意义不明显。

4.2 储层孔隙结构特征4.2.1 储层孔隙结构类型

根据铸体薄片和图像、扫描电镜及压汞等测试

分析,按孔径大小可把富县地区延长组长2,长6,

长8油层组砂岩划分为大孔(\35Lm)、中孔(15~35Lm)及微小孔(<15Lm)3类孔隙;据喉道均值大小可分为粗喉(\7Lm)、中喉(1~7Lm)、细喉(0.1~1Lm)及微细喉(<0.1Lm)4类喉道,由各类孔隙与不同喉道以某种方式的沟通和连接组合形成的孔隙结构主要可归纳为3种类型:

1)大孔中)细喉型是区内孔渗性较好但不多见的一类孔隙结构类型,主要是分选性好)较好,杂基含量低的中)细砂岩,可见于长2油层组三角洲平原水上分流河道微相与长6油层组三角洲前缘水下分流河道微相砂体中(图5A,5B)。孔隙类型以残余粒间孔、粒间溶孔为主,占孔隙总量的60%以上,其次为粒内溶孔等。喉道以细喉为主,孔喉比为100~200,孔隙的连通性较好。

2)中孔细)微细喉型是区内孔渗性中等且较发育的一类孔隙结构,发育于分选中等)较好并含有一定数量杂基的细粒砂岩和粗粉砂岩中,

普遍见于

图5 富县地区延长组主要油层组储集砂岩典型压汞曲线特征图

Fig.5 Typicalmercury-injectioncurvesofthereservoir

s

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退汞率平均为26.89%,表明喉道以微细喉为主,其次为细喉、微喉及少量中喉,孔隙喉道分选性差。

长8油层组储集砂岩压汞曲线多为偏细歪度,曲线呈斜状(图5D),排驱压力平均为3.3@10Pa,平均喉道半径均值0.128Lm,表明长8油层组砂岩孔隙结构总体较差,属于中小孔)细喉型,局部发育中小孔)中喉型,孔隙喉道分选性差。

上述表明,富县地区延长组储层以残余粒间孔、粒间溶孔为主,孔喉组合以小孔)细喉型、小孔)微喉型为主,其中,长2油层组砂岩孔隙结构相对好于长6,长8油层组,整体属于中孔)细喉型、细孔)微喉型,局部发育小孔中喉型,孔喉连通性中等。

6

延长组三角洲前缘水下分流河道、河口砂坝及远砂坝甚至分流间湾砂体中(图5C)。孔隙类型主要为残余粒间孔、粒间溶孔,约占孔隙总量的40%左右;其次为粒内溶孔、铸模孔及多类微小孔隙等。孔径分选较差,但多为连续变化。喉道以片状细喉、微细喉为特征,半径为0.09~0.4Lm。

3)小)微孔)微细喉组合类型是区内孔渗性较差而又最发育的一类孔喉组合。主要发育粘土杂基、自生粘土矿物晶间微孔、碳酸盐胶结物晶间微孔,占总孔隙度的70%以上,仅具少量残余粒间孔、粒间溶孔;孔径均值<0.02Lm,分选中等)较差,标准偏差0.8~0.9,偏度略负偏。喉道以片状微细喉、微喉为特征,半径均值0.02~0.1Lm,孔喉比达250~750。岩石类型以分选中等)较差、富含粘土(含量>10%)或碳酸盐胶结物(含量>15%)的致密细砂岩、粉)细砂岩及粉砂岩为主,属于很差)非有效储层(图5D)。

4.2.2 孔隙结构特征参数

富县地区延长组长2,长6,长8油层组砂岩压汞曲线、铸体薄片图像等资料获得的孔隙结构特征参数(表3),较好地定量表征了储层孔喉发育程度及其连通性等储集特征。

长2油层组砂岩压汞曲线多为偏粗歪度,曲线呈短平台状(图5A),排驱压力(Pc)平均为1.285@106Pa,平均喉道半径(Ro)均值为0.261Lm,退汞率(SHg平均为22.36%,表明喉道以微细喉为主,次为细喉、微喉及少量中喉,孔喉分选性较好。

长6油层组砂岩压汞曲线多为偏粗歪度)细歪度,曲线呈斜状和短平台状(图5B,5C),排驱压力平均为3.69@10Pa,平均喉道半径均值0.365Lm,

6

5 富县地区长2,长6,长8油层组储

层物性特征

常规物性、压汞及铸体薄片测试资料统计分析得出,富县地区延长组长2,长6,长8油层组砂岩孔隙度一般为1%~17.5%,平均为9.42%,渗透率为(0.01~6.5)@10-3Lm2,平均0.402@10-3Lm2,岩石物性普遍较差,总体属于较低孔渗储层。长2油层组岩石物性条件相对较好,主要为中)低孔渗储层,长6油层组次之,长8油层组储层物性条件最差。

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