摘要:在大量岩心、铸体薄片及物性等资料统计分析的基础上, 对鄂尔多斯盆地王家湾区长2油层组储层的沉积学、岩石学、物性等特征及孔隙类型、孔隙结构等进行了深入研究, 并对储层进行了分类评价。研究结果表明,研究区长2油层组岩性主要为细粒长石砂岩;储集层具有成分成熟度低、结构成熟度高的特点;孔隙类型主要为粒间孔隙、溶蚀孔隙,属于低孔~低渗和特低孔~特低渗储层。利用储层物性和孔隙结构参数将长2储层划分为4类储层, 其中Ⅱ、III类储层是研究区的主要储集层。
关键词: 储层; 物性; 评价; 长2油层组; 王家湾区; 鄂尔多斯盆地 1.研究区地质概况王家湾区位于陕西省子长县余家坪乡西部。区内属黄土高原侵蚀的峁梁地貌,地形较为复杂,地面海拔1100~1400m。本区构造单元特征与所在的陕北斜坡总体为平缓西倾单斜的总体特征基本相符,局部地区发育鼻状构造,个别区域有小高点出露。主要含油层系为上三叠统延长组长2油层组。从大的沉积背景来看,鄂尔多斯盆地长2期由于湖盆的持续收缩,大部分地区的沉积进一步平原、沼泽化,河流或平原分流河道较为发育。安塞及其以北广大地区的辫状河沉积十分发育,由于物源区的抬升,沉积的粒度相对较粗,成为重要的油气聚集区。通过岩电特征也发现该区长2沉积具有河流相下粗上细的二元结构,但沉积旋回并不完整,叠置的巨厚块状砂层频繁出现,因此本人认为本区的长2油层组属辫状河沉积。 2.储层的岩石学特征根据岩心观察及室内岩石薄片镜下鉴定结果,王家湾区长2油层组储层岩性主要为一套浅灰色、灰白色块状细砂岩,占砂岩总量的80%以上,其次为少量的粉细砂岩、中细砂岩及粉砂岩,占砂岩总量的10%以上(图1)。 图1王家湾区长2油层组砂岩类型及相对含量图 Fig. 1 The sandstone type and relative content of Chang 2 oil layer in Wangjiawan area 1.1碎屑矿物组合特征通过铸体薄片镜下鉴定结果表明,本区长2油层组储层砂岩中碎屑颗粒占62~93%,以长石为主,其次为石英、岩屑、云母和少量的重矿物。其中:
长石:相对含量为28~57%,平均48.47%,正长石、斜长石均有,斜长石含量稍多于正长石,长石颗粒风化程度深,斜长石绢云母化常见;
石英:相对含量19~35%,平均26.66%;
岩屑:含量一般为3~4%,平均3.14%,以沉积岩岩屑为主;
黑云母:含量一般为2~28%,平均8.18%,常发生泥化而呈假杂基充填于粒间孔隙中。
依据砂岩成因分类方案,王家湾区长2油层组砂岩为长石砂岩,含少量的岩屑长石砂岩(图2)。 图2 王家湾区长2油层组砂岩成分分类图 Fig. 2 Rock classification in Chang 2 oil layer in Wangjiawan area 1.2填隙物组合特征一、杂基
杂基主要为泥质及细粉砂,分布不均匀,含量1~22%不等。杂基充填于粒间孔中,部分被绿泥石和方解石胶结物交代。
二、胶结物
绿泥石含量0~5%,平均3.96%;方解石0~15%,平均2.09%;白云石0-2%,平均0.03%;石英加大0~2%,平均0.35%;长石加大0~2%,平均0.35%;偶见少量硬石膏、硅质、伊蒙混层、重晶石、黄铁矿等(图3)。 图3王家湾区长2油层组胶结物成分及含量图 Fig. 3 The cement compositione and content of Chang 2 oil layer in Wangjiawan area 根据本区取心井样品的粒度分析资料可知,该区碎屑颗粒的主要粒级为0.1~0.3mm(2<Φ<3),碎屑颗粒呈次圆~次棱角状,分选中等~好,颗粒支撑,线接触或点~线接触,胶结类型为孔隙式或薄膜~孔隙式,偶见方解石呈嵌晶式胶结。 3.储集岩物性及孔隙结构特征 3.1 储集物性特征长21亚组:孔隙度最小为1.1%,最大可达22.86%,平均13.17%,分布范围较大,但主要分布在12~18%之间,占总样品数的74.47%。
长22亚组:孔隙度最小为1.38%,最大为19.68%,平均11.86%,比长21油层亚组各个小层均小,主要分布在12~16%之间,占总样品数的58.88%。
长21亚组:渗透率在0.01~791.98×10-3μm2之间,平均52.28×10-3μm2,主要分布在0.5~40×10-3μm2之间,占全部样品数的67.59%。
长22亚组:渗透率在0.05~758.85×10-3μm2之间,平均12.54×10-3μm2,主要分布在0.5~25×10-3μm2之间,占全部样品数的73.77%。
岩心分析结果表明,王家湾区长2储层物性较差,据孔隙度、渗透率分级标准(表1),主要为一套低孔~低渗到特低孔~特低渗储层。
表1孔隙度、渗透率分级标准
Tab.1 The classification standard of porosity、permeability 级别 特高 高 中 低 特低 孔隙度(%) >30 25~30 15~25 10~15 <10 渗透率(×10-3μm2) >2000 500~2000 100~500 10~100 <10 孔隙度与渗透率具较明显的相关关系,表现为孔隙度大者渗透率一般也较高,(图4)。 图4王家湾区长2孔隙度—渗透率关系图 Fig. 4 The relation between porosity and permeability of Chang 2 oil layer in Wangjiawan area 3.2孔隙类型本区长2由于早期压实作用不甚强烈,根据岩石铸体薄片及扫描电镜等分析,砂岩中以粒间孔最为发育,储集空间主要为粒间孔隙与溶蚀孔隙,两者可占总孔隙的70%以上,其次为微孔隙、裂隙孔等。
①粒间孔隙:原生粒间孔主要是指未被胶结物充填的原生粒间孔,或被绿泥石粘土衬边包围或半包围的碎屑颗粒之间的原生粒间孔,此类孔隙孔径较大(图版I-1)。其次为次生石英加大、早期成岩方解石胶结物充填后剩余的粒间孔以及被黑云母、泥岩等塑性变形形成的假杂基占据后剩余的粒间孔,这类孔隙相对较小。由于本区早期压实作用不甚强烈,原生粒间孔在长2砂岩中保留较好,是本区主要的储集空间,占岩石总孔隙的30.0%~50.0%(表2)。
②溶蚀孔隙
溶蚀孔隙是由碎屑颗粒、自生矿物胶结物或交代物的可溶部分被溶解形成的。在本区溶蚀孔隙可占岩石总孔隙的30.7%~35.0%(表2),仅次于粒间孔隙,是本区主要的储集空间之一。
粒间溶孔是填隙物(粘土、碳酸盐矿物)和长石、岩屑等碎屑颗粒边缘溶蚀形成的孔隙(图版I-3,I-4,I-5),它使原生孔隙部分恢复和扩大或形成新的次生孔隙。
超大孔是由长石、岩屑等不稳定组分完全溶蚀后形成的,孔径较大,孔径相当于周围碎屑颗粒直径的一倍以上,据铸体薄片观察,最大孔径可达200μm以上(图版I-2)。
粒内溶孔:主要由长石,其次为云母和岩屑内部局部被溶蚀所形成,粒内溶孔多沿解理缝或裂纹而发育(图版I-6)。
表2 王家湾区长2油层组砂岩孔隙类型及面孔率统计表