鄂尔多斯盆地姬塬西部长8_1致密储层特征及孔隙度演化分析

<正>目前,世界油气资源勘探开发对象逐渐转向非常规油气,致密砂岩油气成为研究热点。在我国,一般认为孔隙度小于10%,覆压渗透率小于0.1×10-3μm2的储层即为致密砂岩储层,其油气资源丰富,广泛分布于鄂尔多斯、四川、松辽等盆地[1]。鄂尔多斯盆地三叠系延长组为低渗透—特低渗透储层。姬塬西部长81油层组,由于致密砂岩油气藏的致密过程复杂,关于储层致密与油气成藏的先后顺序存在以下3种观点:[2][3][4]     

鄂尔多斯盆地上三叠统延长组超低渗储层油气成藏启动压力研究

近10年来,非常规油气资源在全球能源格局中的地位愈发重要,低渗透—致密油已成为目前勘探的热点,在我国具有可观的前景。而对于低渗透油气成藏启动压力的研究一直是一个难点,目前仍处于起步阶段,它的完善直接关系到低渗透乃至致密油气成藏的理论研究及勘探。本文首先以鄂尔多斯盆地延长组岩心为基础进行覆压孔隙度、渗透率实验研究,分析储层物性随覆压的变化关系;其次,结合喉道半径与孔、渗的关系,研究喉道半径随有效应力的变化关系,并探讨不同成藏机制的致密油藏的启动压力;最后详细分析鄂尔多斯盆地华池—合水地区上三叠统延长组长7致密油藏的成藏启动压力及成藏下限。结果表明:超低渗储层的孔、渗与有效应力间存在较好的乘幂关系,拟合函数的系数与地表的物性值相关性较好;喉道半径与孔、渗的相关性较好,与孔隙度呈指数关系,与渗透率呈乘幂关系;对于先致密后成藏类型油气藏来说,以渗透率建立的启动压力计算方法可靠,而先成藏后致密或边成藏边致密类型油气藏,启动压力计算方法还有待深入研究。华池—合水地区延长组长7致密油藏成藏时储层渗透率为0.00473×10-3μm2~0.52832×10-3μm2,平均0.01380×10-3μm2;孔隙度为1.458%~10.851%,平均7.224%;储层的平均喉道半径为0.0033~0.3769μm。该区属先致密后成藏,成藏的实际启动压力为0.0788~13.0022 MPa,平均2.1025 MPa。长7源岩的最大埋深为3000 m,原油的充注压力为6.06 MPa,油藏条件下充注的喉道半径下限为8.576×10-3μm,渗透率下限为0.00486×10-3μm2。     

鄂尔多斯盆地姬塬油区铁边城区块长8储层成岩致密化及其与油气成藏关系

通过铸体薄片、扫描电镜、阴极发光、X衍射、高压压汞和流体包裹体等多种测试分析,系统研究了鄂尔多斯盆地姬塬油区东南部铁边城区块延长组长8油层组致密砂岩储层的岩石物性、成岩作用和致密化过程及其与油气充注成藏的时序关系。结果表明,研究区长8储层岩石类型以细粒岩屑长石砂岩为主,成分成熟度和结构成熟度低,储集性能较差,平均孔隙度为7.34%、平均渗透率为0.11×10~(-3)μm~2,属于较为典型的(特)低孔-超低渗致密储层,成岩作用类型以压实、胶结和溶蚀作用为主,成岩演化阶段主体已进入中成岩A期;储层成岩-致密化过程先后经历了早成岩A-B期压实+胶结减孔、中成岩A_1期溶蚀增孔+胶结减孔、中成岩A_2期胶结减孔3个主要阶段。早白垩世末(100 Ma)最大埋深之前的压实和胶结作用是储层致密化的根本原因,造成孔隙度分别降低了21.14%和14.0%,溶蚀增加的孔隙度仅为1.76%;早白垩世中期2个主要幕次(123 Ma和105 Ma)的大规模烃类充注-成藏事件开始发生时,储层孔隙度已在晚期胶结作用影响下降至7.82%,成为典型的(特)低孔-超低渗致密砂岩储层,因而具有"先致密、后成藏"的特征。     

鄂尔多斯盆地A油田低渗透储层物性特征及其主控因素

鄂尔多斯盆地A油田长2储层岩性主要为细粒长石砂岩。储层类型为低孔低渗型,平均孔隙度为12.6%,平均渗透率为10.7×10-3μm2。长2储层物性主要受沉积微相、成岩作用、裂缝发育程度与规模控制:辫状河河道砂坝中-细砂岩具有较高的孔隙度和渗透率,天然堤粉细砂岩和细砂岩的孔隙度和渗透率较低;压实作用是导致长2储层砂岩孔隙度降低的主要原因;胶结作用进一步破坏孔隙度,碳酸盐岩是砂岩孔隙度降低的主要胶结物;溶解作用一定程度上改善了长2储层物性,裂缝对砂岩渗透率的提高有重要贡献。     

鄂尔多斯盆地镇泾地区长8段致密砂岩油藏成藏孔隙度下限研究

鄂尔多斯盆地镇泾地区长8段现今含油储层孔隙度和渗透率下限分别为4%和0.03×10-3μm2,属于特低孔低渗油藏。主成藏期、成岩作用、埋藏史及模拟实验研究结果表明,高致密油藏缘于成藏后储层致密化。传统方法是通过统计现今含油物性下限作为成藏物性下限,这种方法不适用于成藏后再致密油藏的研究。以现今储层含油物性下限为切入点,利用砂岩孔隙度演化规律,对现今储层含油物性下限进行成藏后孔隙度损失量补偿,从而求取油气成藏孔隙度下限,利用该方法得出镇泾地区长8段石油成藏孔隙度下限为10.5%。研究表明成藏物性下限是镇泾地区长8段成藏的主控因素之一,只有成藏期孔隙度大于成藏孔隙度下限时油气才可能进入圈闭成藏。     

鄂尔多斯盆地镇泾地区长8致密储层成藏期临界物性厘定

鄂尔多斯盆地三叠系延长组广泛发育致密砂岩油气藏,其中长8油层组是该区富有潜力的勘探开发层位。成岩作用的复杂性,使得长8致密储层现今孔隙度与成藏期相比发生很大变化,因此,对长8油层组成藏充注期储层临界物性的厘定,有助于动态地评价储层质量,客观地评价储层的含油气性。根据粒度分析资料、砂岩薄片资料及含油产状统计,确定了研究区有效储层岩性下限为油斑—油迹细砂岩。并通过长8油层组有效储层的测井解释、试油、常规物性、压汞、核磁共振、相渗透率、覆压孔渗及应力敏感性试验等资料,基于统计学和超低渗透油藏流体渗流机理,优选合适的评价方法求出取镇泾区块长8油层组有效储层的物性下限为7.17%和0.10 ×10-3 μm2。基于孔隙度与时间、温度、深度、压力的函数关系,以地史模拟为基础,利用初始孔隙度及现今实测孔隙度进行端点约束,利用时深指数TDI对致密储层的临界物性进行厘定,得出两期油气充注的临界物性约为27.0%和17.0%,表明自油气充注以后储层发生了较严重的致密化过程。     

阜新盆地沙海组三段浅层致密砂岩储层特征及成岩作用

针对阜新盆地浅层致密砂岩气成藏条件,在对8口井砂岩储层测试数据的分析基础上,研究了沙海组三段砂岩储层物性和沉积－成岩特征.认为阜新盆地沙海组三段砂岩储层为浅层致密砂岩储层,埋深<1500 m,孔隙度<10%,渗透率<1×10-3μm2;成岩作用控制沙海组三段砂岩的物性特征,沙海组三段砂岩主要经历压实作用、碳酸盐胶结作用和碳酸盐溶解作用,成岩阶段主要处于晚成岩A期.从而指出沙海组三段浅层致密砂岩储层适合储集来自周围气源岩生成的天然气,是盆地浅层致密砂岩气的有利勘探层位.     

致密砂岩储层自生矿物特征及其对储集性能的影响——以鄂尔多斯盆地陇东地区长3油组为例

鄂尔多斯盆地陇东地区长3油组是近年来该区油藏评价新层系,分析砂岩中自生矿物特征对储层致密化机理研究有重要的意义。长3油组主要发育岩屑长石砂岩和长石岩屑砂岩,平均孔隙度为13.35%,渗透率为4.90×10-3μm2,为低孔低渗透致密储层,目前砂岩处于中成岩阶段A期。通过铸体薄片、扫描电镜、阴极发光、电子探针、X射线衍射等技术和手段,研究自生矿物的含量、类型、分布及成岩共生序列等特征。研究结果表明,早期绿泥石包膜有利于原生孔隙的保存,后期孔隙式充填降低了岩石孔隙度和渗透率;伊利石易堵塞孔隙喉道,导致储层物性变差;高岭石沉淀往往与长石溶解伴生,局部溶蚀作用强烈;晚期含铁碳酸盐胶结作用发育,镜下溶蚀现象少见,对储层的发育有破坏作用;石英次生加大边和自生晶粒占据了大量孔隙空间,同时石英也增强了岩石的抗压能力,对孔渗影响不大。总体上,长3油组自生矿物胶结对储集物性起负面效应,是砂岩储层致密化的主要因素之一。     

济阳坳陷沾化凹陷陡坡带始新统沙三段扇三角洲储层成岩作用与有利储层成因

15口井岩芯和众多储层实验资料研究表明,沾化凹陷北部陡坡带始新统沙河街组扇三角洲砂体由长石砂岩、岩屑长石砂岩等构成。在埋藏成岩演化过程中,该砂岩储层经历了多种成岩作用,现储层埋深1800~4000m,处于中成岩演化阶段,总体形成了中孔中渗储层(平均孔隙度为19.7%,平均渗透率为111.5×10-3μm2)。但在成岩演化过程中,溶蚀作用对于改善储层质量起到了重要作用,主要在2800~3300m深度段,有机酸对长石颗粒的溶蚀,形成的粒间和粒内孔隙不仅增加了孔隙度,而且提高了储层渗透率,改善了储层质量(孔隙度可达到30%,渗透率达到1000×10-3μm2)。可以看出,确定次生孔隙发育深度段有利于有利储层和油气富集层段预测。     

低渗透背景下西湖凹陷致密砂岩气藏的成藏条件

东海盆地西湖凹陷天然气资源丰富,油气勘探发现古近系砂岩储层渗透率普遍较低,低渗透气藏在多个含油气构造均有分布且表现出致密砂岩气藏特征。根据致密砂岩气藏成藏机理对西湖凹陷的石油地质条件进行了分析,并与致密砂岩气勘探开发程度较高的鄂尔多斯盆地进行了对比。结果表明,低渗透砂岩大范围分布背景下西湖凹陷具备形成致密砂岩气藏的构造、沉积、气源岩、储层及封盖保存条件,埋深≥3 500m的古近系砂岩普遍进入致密储层阶段,是致密砂岩气藏发育的有利层位,与鄂尔多斯盆地在致密砂岩气藏形成的生-储-源储配置条件上具有一定的相似性。综合分析认为,西湖凹陷初步具备形成致密砂岩气藏的地质条件。     

鄂尔多斯盆地苏里格气田苏6区块二叠系下石盒子组8段砂岩储层致密成因模式

利用岩石薄片、扫描电镜、电子探针、能谱分析、包裹体测温及拉曼光谱分析等分析方法,对鄂尔多斯盆地苏里格气田苏6区块二叠系下石盒子组8段储层的致密化模式进行研究。结果表明,(1)储层的致密化过程主要为前期压实和Ⅰ期硅质胶结→Ⅱ期硅质胶结和绿泥石包膜→Ⅰ期溶蚀(天然气充注)→后期压实和Ⅲ期硅质胶结(储层致密化)→Ⅱ期溶蚀和Ⅳ期硅质胶结→绿泥石胶结和交代→碳酸盐胶结和交代。(2)储层的致密化模式有三种类型,中粗粒岩屑砂岩为强机械压实致密化模式,中粗粒岩屑石英砂岩为强硅质胶结、较强机械压实致密化模式,细粒(长石)岩屑砂岩为强压实、较强硅质胶结致密化模式。(3)机械压实作用和硅质胶结作用是储层致密化的主要原因;致密化后封闭条件下成岩流体的Ⅱ期溶蚀作用较弱,也是储层现今保持致密化的重要原因。(4)两类中粗粒砂岩在天然气主要充注时期之后达到致密,有机酸的注入导致溶蚀孔隙相对较发育,细粒(长石)岩屑砂岩在有机酸充注之前已经致密,溶蚀作用较弱。(5)储层致密化过程的差异,导致了中粗粒砂岩孔隙度、渗透率的大小以及渗透率—孔隙度的相关程度明显高于细粒砂岩。     

鄂尔多斯盆地延长组超低渗透油藏形成过程分析--以古峰庄-麻黄山地区为例

鄂尔多斯盆地古峰庄-麻黄山地区长6、长8超低渗透油藏具有典型性和代表性。通过流体包裹体均一温度与沉积埋藏史-热史综合分析表明,古峰庄-麻黄山地区长6、长8油藏为一期成藏,成藏时间为早白垩世。成藏过程中,长7油源成藏早期向长8单向充注,成藏中期向长6、长8双向充注,成藏后期则向长6单向充注。成藏过程的这种动态变化主要由源储距离及其垂向组合关系、油源岩生烃高峰、储层边致密边成藏等成藏要素联合作用控制。     

鄂尔多斯盆地姬塬西部三叠系延长组长8油层组成岩作用与致密化过程*

利用岩心、铸体薄片、扫描电镜、碳氧同位素及流体包裹体等资料,对鄂尔多斯盆地姬塬西部三叠系延长组长8油层组致密储集层特征进行了研究,重点分析了储集层成岩作用特征和储集层致密化成因机制及过程。研究区长8油层组砂岩主要为岩屑长石砂岩和长石岩屑砂岩,经历了压实—压溶、胶结、交代、溶蚀及构造破裂等成岩作用,整体处于中成岩A期晚期。典型成岩序列依次为机械压实、绿泥石黏土膜、早期(泥晶)方解石胶结、石英次生加大、长石、岩屑溶蚀、自生高岭石胶结、自生石英胶结、中期(含)铁方解石胶结。综合研究认为:(1)近物源伴随湖平面快速上升的沉积环境提供了储集层致密化的物质基础,不同沉积微相储集层物性差别较大,分流河道最好,分流间湾最差;(2)长8油层组原始孔隙度为41.35%,压实作用损孔率为50.67%,造成储集层孔隙度急剧降低,胶结作用损孔率为37.48%,导致孔隙度进一步减小,溶蚀作用仅增加了3.26%的孔隙度,难以有效改善储集层质量;(3)上述沉积与成岩因素共同导致储集层致密,致密化过程可分为压实孔隙骤减阶段、早期胶结减孔阶段、溶蚀作用增孔阶段和晚期胶结致密阶段共4个阶段;(4)油气大量充注期储集层孔隙度远低于10%,长8油层组先致密后成藏。     

致密砂岩储层致密化与成藏史耦合关系研究--以鄂尔多斯南部镇原-泾川地区延长组长8油层组为例

鄂尔多斯盆地南部镇原-泾川地区（简称镇泾地区）上三叠统延长组长8油层组是典型的致密砂岩储层。通过铸体薄片分析、阴极发光薄片分析、荧光薄片分析、扫描电镜分析、X射线衍射分析、流体包裹体测试等多种分析测试方法对长8油层组储层开展了储层特征、成岩作用、油气充注时间与期次等研究,对孔隙度演化进行定量化分析,并基于成岩-成藏耦合关系的研究恢复了储层孔隙度的演化过程。研究表明,镇泾地区延长组长8油层组储层为长石岩屑砂岩、岩屑长石砂岩,成分成熟度与结构成熟度均较低,粒间充填钙质胶结物、硅质胶结物、自生黏土矿物等;储集空间以粒间溶孔、剩余原生粒间孔为主;储层处于中成岩阶段B期,发育了较强的压实作用、胶结作用,溶解作用相对较弱;储层致密化的主因为压实作用和胶结作用,分别造成减孔22.2%和14.6%,溶解作用增孔5.1%,交代作用增孔约0.6%。成藏早-中期储层未致密化,成藏晚期储层进入致密化阶段,总体储层致密化史-成藏史耦合关系为“先成藏,后致密”过程。     

鄂尔多斯盆地镇泾区块延长组长8油层组砂岩储层特征

延长组长8 油层组是鄂尔多斯盆地镇泾区块的主力油层之一,岩性以岩屑长石砂岩和长石岩屑砂岩为主,为典型的 特低孔特低渗储层。储集空间以次生溶蚀粒间孔为主,喉道以缩颈型、片状和弯片状为主,孔喉结构发育3 种类型,以II 型为主。长8 砂岩储层特征主要受沉积作用、成岩作用、裂缝发育程度和油气充注4 个因素控制。最有利于储层发育的沉积 微相为水下分流河道,且中砂岩的储集物性好于细砂岩,富含石英、长石和变质岩岩屑的砂岩的储集物性好于火成岩岩屑、 沉积岩岩屑和云母含量高的砂岩。成岩作用对储集物性的影响具有双重性,建设性成岩作用包括溶解和孔隙衬里绿泥石胶 结作用2 种,两者均很发育的层段是油气储集的最有利地带;破坏性成岩作用主要包括机械压实作用和晚期亮晶方解石胶 结作用。裂缝以白垩纪末- 古近纪的构造裂缝为主,其使长8 储层渗透率急剧增大,储层非均值性增强。油气充注对储集 物性的影响主要表现为促进溶解作用的发生以及次生孔隙的形成和保存。     

川中广安地区上三叠统须六段储层特征及控制因素分析

广安地区上三叠统须六段为辫状河三角洲平原分流河道的大套砂岩复合体沉积,以中—细粒长石岩屑砂岩、岩屑砂岩为主;孔隙度主要分布在3%~15%之间,渗透率主要分布在0.01×10-3~1×10-3μm2之间。主、次分流河道为该区有效储层,复合砂体内渗透层与致密层交互分布形成了复杂的储层分布特征。在此基础上,结合成岩作用分析储层物性的影响因素认为,物源成分的不同影响储层发育富集区的分布,沉积演化特征控制储层发育层段,沉积微相控制层内非均质性。在煤系地层酸性环境下,强烈压实作用是形成普遍低渗的主要原因。主分流河道沉积的中、粗粒长石岩屑砂岩次生孔隙较发育,是主要的储层岩石类型。     

鄂尔多斯盆地旬邑地区长8段沉积储层特征

通过野外露头、钻井岩心、铸体薄片、常规薄片、核磁共振、X-衍射和扫描电镜等方法,对旬邑地区长8段沉积及储层特征进行详细研究。结果表明:目的层长8段主要发育三角洲前缘亚相沉积,发育3支水下分流河道。砂岩岩性以灰绿色、灰白色细、粉-细为主的岩屑长石砂岩为主,其次为长石岩屑砂岩,储集空间主要为溶蚀孔,残余粒间孔次之;孔隙类型多为组合,以发育粒间孔—微孔为主,发育Ⅱ类、Ⅲ类孔隙结构,孔隙度平均为8.04%,渗透率0.42×10^-3μm²属于特低孔、超低渗油藏。长8储层I/S比为15%~20%,处于晚成岩A期;压实—压溶作用使得原始孔隙度减少52.3%,而胶结作用孔隙损失36%,建设性溶蚀作用增加面孔率1.67%。     

鄂尔多斯盆地杨旗区延长组长6储层特征研究

根据普通薄片、铸体薄片、扫描电镜、X-衍射等资料,对鄂尔多斯盆地杨旗区长6油层组砂岩的岩石学特征、成岩作用类型等进行了深入研究。研究表明,鄂尔多斯盆地杨旗区长6油层组储集层岩石类型为细粒长石砂岩,其次中粒及中—细粒,细—中粒长石砂岩。粒间孔和长石溶孔是主要的储集空间,其中以小孔和微孔为主,渗透率小于5×10-3μm2,为特低渗储层和接近致密储层。研究区较强的压实作用、胶结作用是形成低孔低渗的主要因素,而溶蚀作用是储层物性改善的主要因素。