任大忠,孫衛(wèi),屈雪峰,盧濤,張茜,劉登科
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鄂爾多斯盆地延長組長6儲層成巖作用特征及孔隙度致密演化
任大忠1, 2,孫衛(wèi)1,屈雪峰3,盧濤3,張茜1,劉登科1
(1. 西北大學 大陸動力學國家重點實驗室,地質學系,陜西 西安,710069;2. 西部低滲?特低滲油田開發(fā)與治理教育部工程研究中心,陜西 西安,710065;3. 低滲透油氣田勘探開發(fā)國家工程實驗室,陜西 西安,710018)
依據(jù)鄂爾多斯盆地延長組長6油藏地質特征,結合鑄體薄片、掃描電鏡、物性等實驗資料,深化姬塬油田和華慶油田長6儲層成巖作用特征認識,按照成巖演化特征及地質綜合效應建立與孔隙度對應的模擬方程。通過對比姬塬油田與華慶油田長6儲層孔隙度演化路徑,查明2個儲層物性致密成因的差異性。研究結果表明:流體性質和溫度是孔隙度演化的直接響應因子,埋藏深度、地層年代、不同類型膠結物含量是孔隙度演化的主要 參數(shù)。
鄂爾多斯盆地;長6儲層;成巖作用;孔隙度演化
儲層物性是評價儲層品質和油氣藏勘探開發(fā)潛力的關鍵參數(shù),而沉積與成巖作用是影響碎屑儲層物性的主導因素[1?3]。因此,地質工作者借助圖像粒度、鑄體薄片、包裹體、掃描電鏡、X線衍射等實驗,以成巖作用為主線并結合埋藏史、熱演化史、成巖演化史、構造演化、油氣充注等模擬儲層演化,建立現(xiàn)今孔隙度與主因素參數(shù)之間的預測模型,對儲層孔隙度致密演化進行定性表述及定量表征[3?7]。國內(nèi)部分學者采用上述方法[4?8],模擬鄂爾多斯盆地隴東地區(qū)延長組長4+5—長8油層的現(xiàn)今孔隙度集中在10%左右,一般分布在7.0%~16.0%,這與氣測孔隙度結果接近,其主要誤差范圍小于15%。初步查明,成巖作用演化是砂巖油藏孔隙度致密的主要地質響應因素之一。鄂爾多斯盆地隴東地區(qū)延長組長6—長7油層是國內(nèi)建成第1個成熟的致密油生產(chǎn)區(qū),為我國致密油的后續(xù)發(fā)展提供了科學的支撐[9]。甘肅省隴東地區(qū)的姬塬油田和華慶油田長6油層是致密油勘探開發(fā)的示范區(qū),2個區(qū)塊在同一地質時期和同一成巖作用演化階段對應的沉積微相、物源、構造、埋藏深度等存在差異,引起相近物性的含油砂體致密演化程度不同,導致原油采收率不同,即儲層孔隙演化過程的差異制約了油氣勘探品質與采收率的提高[10?12]。本文作者以甘肅省隴東地區(qū)的姬塬油田H133井區(qū)、華慶油田B259井區(qū)長6油層為例,在深化儲層特征認識的基礎上,結合沉積微相、成巖作用、埋藏史、熱演化史和油氣充注史,深入剖析成巖演化特征與地質綜合效應對孔隙度的影響,確定孔隙度演化對應的模擬條件,探討長6油層致密成因機理,為進一步提高儲層油氣的勘探開發(fā)程度和評價精度服務。
1 儲集層巖石學特征
依照SY/T 5368—2000行業(yè)標準[13],基于沉積特征、巖心等地質資料(圖1),應用圖像粒度、鑄體薄片、掃描電鏡、X線衍射等測試資料(表1)。由于沉積相、物源的差異,姬塬油田H133井區(qū)與華慶油田B259井區(qū)長6油層的巖石組分差異明顯(表1、圖2),表現(xiàn)為: 對應的主要巖石類型分別為極細—細粒的長石砂巖、巖屑長石砂巖(圖2(a));對應的陸源碎屑體積分數(shù)分別為89.37%和86.75%,填隙物體積分數(shù)分別為13.15%和13.06%,結構成熟度分別為0.41和0.61,平均粒徑分別為0.13 mm和0.12 mm(圖2(b)、表1);相對于H133井區(qū),B259井區(qū)長6物源搬運距離遠且混源區(qū)發(fā)育、顆粒分選好且結構成熟度高、巖石組分及分布非均質性強(圖1~2)。
圖1 研究區(qū)域位置及沉積背景
表1 研究區(qū)典型樣品巖石組分特征