储层控制因素（精选7篇）
储层控制因素 篇1
博兴洼陷为东营凹陷西南部的一个次级洼陷, 西以高青断裂为界, 东部与牛庄洼陷毗邻, 南接鲁西隆起带, 北临利津洼陷, 平面形态呈三角状, 整体表现为北西陡东南缓的不对称箕状洼陷。随着近年来勘探程度加深, 研究表明博兴油田沙四上亚段储层物性主要受沉积作用和成岩作用的双重控制[1,2]。国内目前已有不少学者对该油田开展了专题研究, 如李茹和韦华彬对博兴油田沙四段滩坝相砂岩储层的展布特征开展了研究[3], 因此, 正确认识博兴油田
沙四上亚段储层特征及主控因素, 具有现实意义。
1 储层特征
1.1 储层岩石学特征
通过研究区内8口井135块样品的测试资料进行分析表明, 博兴油田储集层主要以岩屑长石砂岩为主, 其次为长石岩屑粉砂岩。从成分上看, 碎屑岩颗粒含量70%-90%, 填隙物含量介于5%~11.7%不等。陆源碎屑主要成分为石英、长石和岩屑, 平均含量分别为41.2%、34.7%和24.1%, 分选性中等, 磨圆度较差, 为次棱状, 属中等结构成熟度砂岩。
1.2 储层空间类型
通过对博兴油田沙四上亚段砂岩储层的铸体薄片、扫描电镜及压汞资料分析表明, 研究区储层孔隙类型复杂, 按照孔隙的成因、大小及形态, 可将其归纳为残余粒间孔、溶蚀粒内孔、溶蚀粒间孔、裂缝孔隙等4种类型。其中, 溶蚀粒内孔、溶蚀粒间孔为博兴油田的主要储集空间。
1.3 储层物性特征
根据B 3、B 8、B 9-1 3井 (共计3 1块样品) 岩心常规分析和油层物性测试资料分析:研究区储层孔隙度集中分布在10%-20%, 平均为13.4%;渗透率分布在0.2m D~10m D, 平均渗透率为4.7m D, 属于低孔-特低渗储层。
2 储层物性的控制因素
碎屑岩储层物性主要受沉积、成岩、构造等诸多因素的控制[4]。通过对该区岩心观察、薄片分析以及各种分析化验的统计, 认为沉积、成岩、构造三种因素对博兴油田储层物性均具有不同程度的影响, 其中沉积作用、成岩作用为主要要素。
2.1 沉积相是控制储层物性的根本性因素
沉积环境控制着储集岩的岩石类型、粒度粗细、分选好坏、韵律特征及分布范围, 是影响研究区储集性能的最重要因素。同一沉积环境下, 不同沉积微相储集物性有明显的差别。沉积微相对储层物性的控制, 主要表现在沉积微相控制砂体内部的结构变化, 不同的类型微相有不同的沉积构造、粒度分选特征, 这些特征影响了储层的物性。坝主体微相为优势沉积微相, 其砂体厚度大, 孔隙度和渗透率较高, 平均孔隙度和平均渗透率分别为13.7%和3.8m D, 是最有利的油气储集砂体;其次为坝边缘, 平均孔隙度和渗透率分别为13.2%和1.1m D, 属于相对有利的油气储集砂体;滩席微相储层孔隙度和渗透率普遍较低, 不利于储层发育。
2.2 成岩作用是影响储层物性变化的重要因素
成岩作用作为一种复杂的地球化学过程, 受构造活动、沉积环境、埋藏深度、有机质演化、流体性质等多种因素的控制[5]。通过镜下观察, 并结合分析化验资料, 岩电资料, 发现影响研究区储层物性的主要成岩事件是压实作用、胶结作用、交代作用和溶解作用。
2.2.1 压实作用
研究区储层中岩屑、长石含量较高, 储层抗压实能力较差, 博兴地区沙四上亚段的埋深在2500m以下, 总体经历了较强烈的压实作用, 颗粒间出现定向排列、点线接触, 甚至凹凸接触和缝合线接触。
2.2.2 胶结作用
通过镜下观察发现, 博兴油田沙四上亚段储层胶结类型主要为碳酸盐胶结, 粘土矿物胶结作用不明显。碳酸盐胶结物主要为铁白云石和方解石;粘土矿物主要有高岭石、水云母和绿泥石, 其含量分别为2.32%、1.57%、1.15%。高岭石多充填于碎屑颗粒间, 降低了储集层的储集空间。
2.2.3 溶蚀作用
研究区长石颗粒沿解理面或晶面缺陷部位易发生溶蚀作用, 形成蜂窝状或不规则形状的粒内溶孔, 这些溶孔构成了研究区储集层段的主要孔隙空间。
2.2.4 交代作用
研究区常见的交代作用是方解石交代长石颗粒, 交代作用产生的方解石化学活泼性强, 易发生溶解作用, 形成溶蚀孔隙, 有利于储层物性的改善。
3.3构造作用是储层物性改变的重要途径
构造运动对储层物性的影响是双重的, 一方面构造运动可以增加压实强度, 另一方面构造运动可以使岩石发生破裂, 产生裂缝。裂缝既可以提高储层的渗透性, 也可以提高储层的非均质性。通过统计博兴油田位于断层附近油井的储层物性及初期产能情况, 表明了构造运动对储层物性具有一定的改善作用。
3结论
(1) 博兴油田沙四上亚段处于滨浅湖环境下的滩坝相沉积, 岩石类型以长石砂岩为主, 同时有少量岩屑粉砂岩, 石英和长石含量较高, 研究区沙四上亚段储层表现为低孔-特低渗透特征;
(2) 沙四上亚段储层以溶蚀粒内孔、溶蚀粒间孔为主, 其他类型孔隙类型相对较少;
(3) 影响储层物性的主要因素有沉积相、成岩作用和构造作用。其中沉积相是影响博兴油田储层分布和物性的根本因素, 对储层物性及时空展布规律具有明显的控制作用, 优势相带对应的储层物性越好;成岩作用是影响储层物性的重要因素;压实和胶结作用使储层物性变差, 溶蚀作用会改善储层物性;构造运动形成的裂缝是储层物性得以改善的重要途径。
摘要：在前人研究的基础上, 运用岩心、测井、铸体薄片、扫描电镜等资料, 对博兴油田沙四上亚段储层的岩石类型、孔隙特征及孔隙结构等微观特征进行研究, 并对储层物性控制因素进行了分析。沙四上亚段储层物性明显受沉积相和成岩作用的双重作用, 其中坝砂储集物性最好;成岩作用对储层物性的控制作用明显, 压实作用、胶结作用导致储层物性变差, 溶蚀作用、交代作用使储层物性得到改善。
关键词：博兴油田,储层特征,孔隙类型成岩作用,影响因素
参考文献
[1]袁红军.东营凹陷博兴洼陷滨浅湖相滩坝砂岩储层预测[J].石油与天然气地质, 2007, 28 (4) :497-503
[2]李秀华, 肖焕钦, 王宁.东营凹陷博兴洼陷沙四段上亚段储集层特征及油气富集规律[J].油气地质与采收率, 2001, 8 (3) :21-24
储层控制因素 篇2
但是,控制砂砾岩体储集层物性的因素非常复杂,往往存在着构造、沉积、成岩、流体等等多个方面的影响,而且在不同地区这些影响因素对砂砾岩体储层的控制能力也各不相同,因此如何判断哪种因素是主控因素、哪种因素是重要因素就变得十分重要[4,5,6,7,8]。本文通过岩心观察、薄片鉴定、扫描电镜和物性分析等技术对东营凹陷北部陡坡带深层砂砾岩体储层进行了分析研究,并结合大量数据的分析与整理,通过双因素和主成分分析对上述问题进行了探讨。
1、区域概况
东营凹陷是中国东部渤海湾盆地济阳坳陷中的一个次级构造单元,是东部陆相断陷湖盆的典型代表,具有北断南超的开阔型箕状凹陷特征。东营凹陷下第三系沙四段广泛发育富膏盐地层,在剖面上与暗色泥岩、页岩和深水浊积砂体呈明显的韵律层;在平面上,蒸发岩主要分布于凹陷中北部深大断裂带附近,即断陷湖盆沉降中心陡坡一侧。东营凹陷北部陡坡带以民丰洼陷为代表,沉积过程中,由于受古构造、古地形和古气候的共同影响,沉积物直接进入浅湖区形成的粗碎屑体系,具近物源和快速沉积的特点,属于近岸水下扇沉积体系属于为沙四下亚段,岩性以含砾长石岩屑砂岩或砾岩为主,其次为岩屑中粗砂岩。在近几年,胜利油田在东营凹陷北部陡坡带深层的砂砾岩体中发现了巨大的天然气前景。
2、双因素分析
在东营凹陷北部陡坡带深层的砂砾岩体中,可以通过精细勘探技术将其细致划分出多个扇体(例如丰深1扇体、丰深2扇体、丰深3扇体等)[9,10,11],这些扇体所处的构造位置不同,所经历的成岩过程各异,而且其内部的不同部位也存在着沉积、成岩及流体上的差距,这些都对储层的物性具有重要影响。在进行主控因素综合分析之前,本文先进行各个因素的两两分析,探讨其相互之间的关系。
2.1 沉积-物性
沉积作用是控制储层发育的宏观因素,是成岩改造的物质基础。不同沉积相所形成的砂体之间具有不同的原始孔隙度和渗透率特征,不同沉积环境下形成的碎屑储集岩岩性特征的较大差异使储层性质也存在明显差异。
2.1.1、沉积相对储集性能的影响
东营凹陷北部陡坡带深层砂砾岩体储层中不同的沉积相带具有不同的储层物性。不同的沉积微相其水动力条件具有一定的差别,即使在相同的大的沉积环境下,孔隙发育情况也会随着沉积微相的不同而有差别。通过各亚(微)相孔隙度-渗透率关系图(图1)对比可知,辫状水道和朵叶体的储层物性要远好于外扇和内扇主水道的物性。
2.1.2、原始组分构成对储集性能的影响
(1)母岩类型
砂砾岩体储层的不同母岩来源对物性也有重大影响,通过对民丰地区的几口丰字号井的储层岩心进行分析发现,母岩来自太古界花岗片麻岩的砂砾岩体储层物性要好于母岩来自混有寒武-奥陶系碳酸盐岩的混合母岩储层(图2),这主要是由于含有碳酸盐母岩的储层在成岩时期会受到该种母岩岩屑的影响,更易产生碳酸盐胶结,从而导致物性下降。
(2)成分成熟度
一般而言,成分成熟度高的砂岩其成岩作用(包括物理、化学作用)不强烈,原生孔隙相对发育,而成分成熟度和结构成熟度低的长石砂岩和岩屑砂岩则分别表现为化学作用和物理作用强烈,如果长石含量高,则溶蚀作用强,相应次生孔隙发育,而岩屑含量高,则机械压实作用强烈,微孔隙发育。但如果成分中石英含量超过50%,岩屑等塑性组分对降低孔隙度的影响就非常小。
研究区储层的石英和长石的含量一般均低于50%,易受溶解作用的影响而产生次生孔隙,能有效提高储层渗透性。岩石的成熟度随石英含量的增多而升高,分选也相应变好,储层物性也就变好。从图3中可以看出,石英与长石的含量与孔隙度的相关性较好。有机质成熟过程中产生的有机酸大量排出,同时泥质烃源岩排出大量层间水、结构水和低碳有机酸,这两种流体混合形成的酸性热液注入储层,将储层中孔隙水的p H值降低,使储层整体处于酸性环境,使长石等酸性不稳定矿物溶蚀,产生大量的溶蚀孔隙。而由于早期碱性有利于碳酸盐矿物的稳定生长,堵塞孔隙,故碳酸盐含量与孔隙度呈明显的负相关性。
(3)结构成熟度
砂岩结构成熟度对储层物性的影响主要体现在泥质含量、分选性和粒径对孔隙结构的控制作用,不同粒径和分选的岩石受成岩作用的影响程度不同。从图4中可以看出粒度中值和分选性与储层物性的关系:粒度中值与孔隙度没有明显的关系,与渗透率呈明显的正相关;分选系数与孔隙度和渗透率都呈负相关。
粒度中值在一定程度上代表着岩石的粒度大小,一般说来,粒度中值越大,岩石颗粒越大,孔隙度应该越高,但该区的粒度中值与孔隙度的相关性不佳,这是由于该区砂砾岩体储层岩石为重力流成因,颗粒大小混杂,粒度中值只是反映了粒度的平均大小,而不能反映较小粒度的多少,较小的颗粒往往充填在大颗粒所支撑起的孔隙中,降低了孔隙度;但是粒度中值与渗透率有较好的正相关性,说明粒度中值在一定程度上反映了孔隙喉道的情况。而分选系数反映了岩石颗粒的分选性,分选越好的岩石起孔隙度与渗透率自然越好。
综上所述,根据沉积亚(微)相的孔隙度-渗透率关系图,并结合各沉积(微)相储层统计数据进行综合分析认为:在东营凹陷北部陡坡带深部砂砾岩体中,辫状水道微相和朵叶体微相的储层最好,母岩来自太古界花岗片麻岩的砂砾岩体储层物性要好于母岩来自混有寒武-奥陶系碳酸盐岩的混合母岩储层,就岩性来说以粒度适中分选较好的中粗砂岩和含细砾粗砂岩最好。
2.2 成岩-物性
沉积作用与成岩作用是储层形成演化过程中两个发生在不同阶段的控制因素。沉积物在沉积期间形成的基本岩石学特征是后期成岩作用的基础,而最终决定储集岩物性特征的因素是不同成岩环境中各种成岩作用的强弱程度。因此,可以说成岩作用是在沉积作用基础上的继承和发展,是致使深层发育次生孔隙发育带的主要影响因素[12,13]。
2.2.1、欠压实作用
从铸体薄片上可以清晰地看到残余粒间孔隙的存在(图5a),孔隙中的碳酸盐矿物晶形发育完好,认为是该地区膏盐层下异常高压导致储层欠压实的结果[14]。
目前普遍认为膏盐层主要通过以下两种方式来影响地层压力:其一,由于膏盐岩层自身的特性,下伏地层所承受的压力弱,导致欠压实会产生异常高压;其二,随着埋深的增加,温度升高,石膏向硬石膏转化,并脱出大量的结晶水,这些水进入相邻的地层孔隙中,增大岩层中的孔隙流体压力,导致地层压力异常。东营凹陷北部陡坡带普遍发育异常高压。异常高压所产生的直接效果是原来由颗粒支撑的一部分地层负荷转移为由孔隙内的流体支撑,使得异常高压带内的流体压力超过静水压力,降低了砂岩中的有效应力,在一定程度上抑制了储层的机械压实作用,有利于原生孔隙保存。
2.2.2、溶解作用
研究区还发育有大量的次生溶蚀孔隙(图5b),由于该套储层受上覆膏盐层的影响,孔隙流体性质具有早期为碱性,随着天然气的充注向酸性转化的特征,其对储层物性的影响主要表现在以下几个方面:
(1)早期的弱碱性孔隙水使石英等碱性不稳定矿物溶蚀,但同时沸石、碳酸盐类矿物稳定生长(图5 c),故对于储层物性的改善影响不大。
(2)后期的酸性流体使长石、碳酸盐等酸性不稳定矿物溶蚀,产生次生孔隙,有效地改善了储层的储集性能(图5 d)。
2.2.3、胶结作用
早期碳酸盐胶结为后期有机酸的溶蚀提供了物质基础,但晚期碳酸盐胶结却是减少孔隙度的重要因素之一。
2.2.4、石油侵位
烃类的早期侵入使储层中孔隙水的流动受到抑制,甚至停止,阻碍了胶结物质的来源,有利于储层孔隙的保护。同时,受膏盐层的影响,储层中含有大量硫酸盐,油气充注后,烃类发生硫酸盐还原反应,沥青残留,堵塞孔隙(图5 e、f)。沥青充填孔隙是研究区孔隙度降低的主要原因之一。
2.3 流体-物性
储层的形成与进入储层的流体具有重要的相关关系,不同的流体对储层产生的影响各不相同,在东营凹陷北部陡坡带沙四下亚段的砂砾岩体储层中,主要存在着三类的流体:碱性流体、酸性流体和烃类流体。根据包裹体实验表明,CO2含量与深度及物性有明显的正相关关系(图6):这说明含有CO2的酸性地层水首先是自下而上的进入储层的,并且在进入储层时是具有物性的选择性的。
而CH4含量除了与深度具有一定的正相关,表明天然气从下部开始充注扇体外,与物性的相关性不明显,这应该是与气藏的内部再分配有关(图6)。
2.4 其他因素
(1)构造-沉积
在主断裂边界条件控制下,断陷湖盆陡坡带地势陡、坡降大。坡降度、产状受不同构造演化阶段断裂发育程度的控制而呈有规律的变化,并造成陡坡带沉积体系不同亚相的发育程度及演化规律的不同。前人研究认为,在大的构造背景相同的条件下,局部的构造坡度对扇体有利储层发育带(扇中亚相)的发育具有重要的作用:坡度越大,内扇所占扇体比例越小,中扇部分越发育[15]。
(2)沉积-成岩
扇体中的成岩作用明显受到沉积的控制,尤其是受到粒度的控制:当碱性成岩作用发生时,中粒径的含砾砂岩、粗砂岩生长的碳酸盐不会堵塞喉道,而复模态砾岩及粉细砂岩中的碳酸盐则堵塞了喉道。当酸性水开始注入时,顺着砾砂岩中的喉道进入孔隙,改变了孔隙水的酸碱度,使得碳酸盐停止生长;而由于喉道的堵塞,酸性水难以进入复模态砾岩与粉细砂岩中,致使其中的碳酸盐继续生长而彻底充填孔隙。从而使得含砾砂岩中易于发育欠压实成岩相与强溶蚀成岩相,而复模态砾岩与粉细砂岩中则发育强压实、强胶结成岩相。
(3)沉积-流体
地层流体同样受到沉积的控制:初期的碱性地层水在各类岩石中流动,形成碳酸盐沉淀,随着上覆膏盐层的排水活动,碱性成岩作用更加强烈。而后期酸性水的注入则受到岩石粒径的影响,有选择的进入喉道未被堵塞的含砾砂岩与粗砂岩中,并改变其中孔隙水的属性,抑制碳酸盐的继续生长。油气紧随酸性水进入储层,这时复模态砾岩与粉细砂岩的孔喉基本被碳酸盐充填满,故油气多进入粒度适中的中扇内成藏。
(4)成岩-流体
早期碱性流体的进入导致片沸石及方沸石等碱性矿物生长,并且碳酸盐大量沉淀,而石英则被溶蚀,产生一定量的溶蚀性孔隙(石英溶蚀量很小,一般小于1%)。后期酸性流体的进入改变了地层水的属性,碳酸盐生长被抑制,甚至在酸性较强的层位碳酸盐被溶蚀殆尽,长石也被溶蚀形成大量的次生孔隙,可以产生高达8%的溶蚀孔隙量。
3、主成分分析
根据上面分析,构造、沉积、成岩、流体这四种因素都对储层物性有着重要的影响,而且它们之间还互相影响、互相制约,那么究竟是哪种或哪几种因素对储层的影响更大呢?
本文通过八个样本点应用S P S S数据分析软件对控制储层的多种因素进行了主成分分析,各样本点的数据如表1。
表中各数据地质意义如下:构造因素为沉积坡度;扇中比例为根据沉积坡度计算所得;沉积期次则是各样本点所处期次(根据研究认为该套储层具有三大期次[9]);岩性中4代表中粗砂岩、5代表含细砾粗砂岩、6代表细砾岩[9];成岩各因素为其所影响的孔隙度变化,正负值表明对现今孔隙的贡献情况;流体因素中“1”表明仅经历了碱性流体,而“2”表明经历了碱性流体与酸性流体。
从相关系数表(表2)中可以看出:构造-扇中比例、沉积期次-胶结、压实-渗透率、交代-流体、交代-沥青充填、溶蚀-流体、溶蚀-沥青充填、溶蚀-孔隙度、流体-沥青充填、流体-孔隙度等的相关系数绝对值均>0.8,具有较好的相关性,说明它们之间具有较强的相互影响性。
而根据主成分分析表(表3)分析发现:
(1)在第一主成分中,溶蚀、流体、沥青充填的影响最高,构造、扇中比例、交代的影响次之,说明其直接影响着储层的类型与性能,是显性因素;
(2)而在第二主成分中,压实和胶结影响最高,说明其在粗范畴中影响着储层的类型,是隐性因素;
(3)因为样本均是扇中亚相,岩性相差不大,所以反应沉积的岩性与沉积期次对储层类型的影响不大。
根据主成分分析的成果(表4),可以将各样本分成三类:
(1)丰深3中的两个样本为一类,其主成分值均大于2,在表中反应溶蚀的因子也最高,为I型储层(强溶蚀的次生孔隙型);
(2)丰深1的前三个样本为一类,其主成分值大于1小于2,在表中反应压实的因子较高(计算过程中,压实量、胶结量等为负值),为II型储层(欠压实的原生孔隙型);
(3)丰深1的4350和丰8、丰深2的样本为一类,其主成分值均小于-2,其流体因子、溶蚀因子与众不同,为III型储层(强压实、强胶结的缝隙型)。
4、结论及认识
(1)断陷盆地陡坡带深层砂砾岩体储层的控制因素具有多样性与复杂性,它们之间互相制约互相影响,其中沉积因素是储层形成的根本,有利的相带与岩性是形成有利储层的基础,在东营凹陷北部陡坡带砂砾岩体中辫状水道微相和朵叶体微相的中粗砂岩和含细砾粗砂岩最有利。
(2)成岩作用对储层形成具有决定意义,根据主成分分析,发现溶蚀作用与沥青充填对孔隙度的影响最高,说明其直接影响着储层的类型与性能,是显性因素。而在第二主成分中,压实和胶结作用影响最高,在粗范畴中影响着储层的类型,是隐性因素。
(3)在多用因素中,流体起到枢纽的作用,它受到沉积与成岩的影响,但也控制着储层成岩作用的类型,直接影响了储层的物性。
储层控制因素 篇3
鄂尔多斯盆地广义的地理界线是, 北起阴山、大青山, 南到秦岭, 西至贺兰山、六盘山, 东达吕梁山、太行山。总面积37万平方公里, 是我国第二大沉积盆地。盆地构造格局划分为伊盟隆起、陕北斜坡、渭北隆起、晋西褶曲带、天环坳陷和西缘逆冲带六个构造单元。从盆地构造特征看, 西降东升, 东高西低, 非常平缓, 每公里坡降不足1°。从盆地油气聚集特征讲是半盆油, 满盆气, 南油北气、上油下气。鄂尔多斯盆地有四套含油气系统:上三叠统延长组砂岩油藏含油系统、下侏罗统延安组砂岩油藏含油系统、奥陶系马家沟组碳酸盐岩含气系统和石炭一二叠系煤系含气系统。从地质特性看, 鄂尔多斯盆地是一个整体升降、坳陷迁移、构造简单的大型多旋回克拉通盆地, 基底为太古界及下元古界变质岩系, 沉积盖层有长城系、蓟县系、震旦系、寒武系、奥陶系、石炭系、二叠系、三叠系、侏罗系、白垩系、第三系、第四系等, 总厚5000—10000m。主要油气产层是三叠系、侏罗系和奥陶系上古升界和下古生界。
鄂尔多斯盆地具有独特的地质构造背景, 不同于我国东、西部地区, 因此盆地的油气分布也有独特的规律和特征:
一是古生界以海相或海陆交互相沉积为主, 烃源岩分布面积较广, 且较稳定;二是古生界以生气为主, 而中生界以生油为主, 油、气生成高峰时期趋于一致;三是盆地主体部分地层平缓 (地层倾角<1°) , 构造简单, 并少见断裂, 储集岩物性较差, 因此油气以短距离运移为主, 而油藏以自生自储岩性—地层圈闭为主。
2 盆地储层类型和特征
2.1 鄂尔多斯盆地储层类型
和阿尔伯达盆地类似, 鄂尔多斯盆地储层为低孔低渗致密砂岩。二者不同之处在于储层物性差、非均质性强、展布方向与构造走向一致且上倾方向为物性较差的致密层, 不具备深盆气藏储层向上倾方向物性变好的条件等砂体发育和物性特征上。
阿尔伯达盆地深盆气藏的储层主要为滨岸砂坝沉积, 砂体规模较大, 横向连通性好, 纵向发育多套楔入生烃凹陷的席状砂体, 储层连通性明显好于鄂尔多斯盆地。而鄂尔多斯盆地上古生界的储层主要位于山2段-盒8段, 为河流-三角洲沉积, 砂体规模较小, 主要为河道叠置的砂体, 呈带状或透镜状, 周围被物性较差的致密层包围, 砂体连通性差。
阿尔伯达盆地砂体展布方向与区域构造走向相反, 储层上倾方向为水力封堵, 形成“下气上水”的深盆气藏。相比之下, 鄂尔多斯盆地上古生界砂体展布方向与盆地区域构造走向一致, 储层上倾方向为物性较差的致密层, 无法产生瓶颈效应, 不具备形成水力封堵的条件。
2.2 鄂尔多斯盆地储层特征
2.2.1 储层沉积相特征
鄂尔多斯盆地发育了多套油气储层, 整体呈上油下气的分布特征。鄂尔多斯盆地地势平缓, 形成大型沉积体系, 砂体分布面积大、连片性好。
2.2.2 岩石学特征
鄂尔多斯盆地储层岩石类型以石英砂岩和岩屑石英砂岩为主, 次为岩屑砂岩。砂岩主要成分是石英, 次为其他各类岩屑, 石英质量分数较高。
2.2.3 物性特征
鄂尔多斯盆地储层整体来看上倾方向为物性较差的致密层, 不具备深盆气藏储层向上倾方向物性变好的条件, 但部分地段存在相对有利的低孔、低渗—低孔、中渗储层, 孔隙度为6.2%-13.2%, 渗透率为 (0.1-45) *10-3μm2, 物性较好。
2.2.4 储层孔隙结构特征
孔隙度范围为3.0-21.84%, 平均值为8.95%, 孔隙度主要的分布范围为5-12%。渗透率范围为 (0.0148-561) *10-3μm2, 渗透率平均值为0.73*10-3μm2, 渗透率的主要分布范围为 (0.06-2.0) *10-3μm2, 总体看来, 储层属于低孔低渗储层。
3 鄂尔多斯盆地储层控制因素分析
3.1 压实作用的减弱是盆地储层特征的基础主控因素
相同埋深的储层, 塑性颗粒韩亮越高, 压实越强。而砂岩粒度越粗, 塑性颗粒含量相应越少, 粒度粗的砂岩压实作用明显弱于粒度细的砂岩。另外, 成岩早期的绿泥石衬里具有抵消上覆地层压力作用, 早期的环边绿泥石胶结占据了一部分孔隙体积, 同时也减弱了压实作用的强度, 是鄂尔多斯盆地储层特征形成的一种重要成岩作用。
3.2 溶蚀作用是储层形成的关键因素
根据酸性水的形成条件, 可分为大气淡水溶蚀和有机酸溶蚀。对于大气淡水溶蚀, 前侏罗纪古地貌是溶蚀强弱的关键, 不整合面之下的地层影响溶蚀的强弱, 另外古地貌的特征也决定了溶蚀的强弱。对于大气淡水的溶蚀, 古地貌斜坡及主河道发育是次生孔隙发育带;对于有机酸的溶蚀, 位于主河道, 以刚性颗粒为主的砂岩储层是次生孔隙发育带。
3.3 裂缝发育是盆地储层特征形成的助推因素
鄂尔多斯盆地裂缝形成时期主要是侏罗纪末和白垩纪末-古近纪, 裂缝是低渗透砂岩储层的主要渗流通道, 随着有效压力增大, 裂缝的渗透率呈负指数函数递减。根据裂缝的压力敏感性特征, 维持地层能量和原始的压力渗流场, 对提高低渗透砂岩油藏开发效果十分重要。裂缝的存在极大的改善了致密砂岩储层的渗透能力, 对油气的勘探具有非常重要的意义, 油气富集常常与裂缝发育有着密切关系。
4 结束语
鄂尔多斯盆地蕴藏着丰富的石油、天然气和煤炭资源, 其分布呈规律性叠置, 不同构造单元叠置的类型和样式都有较大差异, 不同构造区带地质背景形成不同类型的圈闭。鄂尔多斯盆地储层具有低孔、低渗、低压等特性, 致密砂岩由于排驱压力高, 油气冲注时阻力大, 油层往往分布在储集物性略好的砂岩储层中。压实作用的强弱、胶结作用、溶蚀作用和裂缝发育是鄂尔多斯盆地优质储层发育的主控因素。
参考文献
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储层控制因素 篇4
关键词：东濮凹陷,文东地区,沙河街组,储层,控制因素
1 研究区概况
文东地区位于东濮凹陷文留构造东翼, 东以兰聊断裂与鲁西隆起为界, 西与文西断层为界。该区南北长9km, 东西宽12km, 面积约108km2。凹陷内新生界最大厚度达8100m, 其中下第三系厚达5600m, 是一个以下第三系内陆盐湖沉积为主的断陷盆地[1]。
2 文东地区沙河街组储层控制因素分析
文东地区储层控制因素多种, 沉积作用、成岩作用、构造作用、岩石类型、裂缝, 温压场的发育等影响储层的演化, 其中沉积相带、成岩作用以及温压场的发育对储层影响作用最大[2]。
2.1 沉积作用对储层的控制
沉积作用即控制着储层砂体的空间展布、类型、厚度等方面, 又控制着岩性特征, 其中包括碎屑颗粒大小、结构成熟度、填隙物等方面。在沙河街组沉积时, 盆地演化处于快速沉积的深陷期, 导致储层的结构成熟度低、杂基含量高。杂基含量较高对文东地区砂岩储层的孔-渗性都有较强的影响, 是沉积作用中影响储层孔-渗特征的一个非常重要的因素[3]。
不同沉积环境具有不同的沉积条件, 以沙河街组一段为例:区域上, 东濮凹陷沙一段育有南北两个砂岩发育区, 受沉积相带的控制, 砂岩发育程度由南向北逐渐变差。通过对研究区的历史沉积背景及地层对比综合分析, 认为河岸地区古地貌西南高北东低, 地层厚度从南向北减薄。砂体厚度总体上南西厚北东薄, 处于主河道的砂体相对较厚。砂体展布总体特征表现为沙一下砂体发育, 累计厚度大, 优于沙一上, 呈舌状或鸟足状向研究区东北部减薄歼灭;由于物源影响, 刘庄地区砂体发育累计厚度大, 优于文南地区。沙一上研究区砂岩西南及西部较发育, 具有由西向东、由南向北逐渐减薄的变化趋势, 相变快, 砂层薄, 连通性差[4]。
2.2 成岩作用对储层的改造
在埋藏成岩的过程中, 储集层物性的变化直接影响着储层的储集性能。表现为储集性能的改善和破坏。
2.2.1 压实作用对储层物性的影响
上覆地层随着埋藏深度的不断增加, 对目的层的压力也随之增加。由本区薄片分析得知, 在压实作用下, 压实作用挤压了粒间孔的体积, 使颗粒之间呈线接触、凹凸接触、甚至缝合线接触, 直接导致了储层的物性变差。沙河街组的岩石孔隙度和渗透率随着深度的增加而逐渐的降低。
2.2.2 交代作用和蚀变作用对储层物性的影响
在成岩作用后期, 钙质胶结物交代长石或岩屑造成物质成分的带入和带出, 有利于孔隙度和渗透率的增加。
本区蚀变作用多发生在长石和岩屑中, 从而增加了长石和岩屑的不稳定性, 为进一步的溶解作用奠定了基础, 在一定程度上为次生孔隙的形成做好了充分的准备。
2.2.3 溶蚀作用对储层物性的影响
通常认为溶蚀作用产生的原因是由于酸性流体的存在。溶蚀作用对储层物性的改善意义重大。储层中的酸性流体通过对岩石中长石、岩屑、碳酸盐胶结物的溶蚀生成次生孔隙, 从而提升了储层的储集空间。
2.2.4 胶结作用对储层物性的影响
该区碳酸盐胶结物的含量和岩石的孔隙度成负相关的关系, 碳酸盐胶结物堵塞了岩石中的原生孔隙和次生孔隙, 对储层具有破坏作用。
2.3 构造作用对储层的影响
构造作用控制了成岩区的分布格局和成岩演化总方向, 决定了地层升降速率、地层压力、埋深、古地温、流体性质及裂缝发育情况等。对文东地区来说, 断层及其发育, 构造复杂, 形成了文东地区含油层系多、不同含油层系平面上叠合连片的局面。
此外, 裂缝的存在在增加了孔隙的连通性的同时也为流体的流动提供通道, 极大的改善了储层的渗流能力。而研究区内发育有裂缝的井段, 其孔、渗性明显变好。
2.4 温压场对储层的影响
异常高压的发育使得压实作用受到抑制, 使得沉积作用对储层孔-渗的控制作用增强, 并使得储层在较深层位可以保存部分原生孔隙以及导致储层的溶蚀作用增强。同时, 异常高压的存在使得碳酸盐胶结物及颗粒溶蚀作用的增强, 从而可以改良储层的物性。
异常高压发育的地区若没有杂基含量等沉积因素的影响, 储层将有较高的孔隙度、渗透率。
综上所述, 沉积-成岩-异常高压的相互作用与影响形成了文东地区现今的储层特征。
2.5 岩石类型对储层的影响
岩性是影响储层储集性能的重要条件之一。不同的岩石类型对物性有着重要的影响:当成岩环境处于酸性环境时, 岩石中的碳酸盐矿物发生溶解, 形成溶蚀孔, 从而改善储层的物性;而在碱性环境下时, 碳酸盐胶结物不断的沉淀胶结, 从而堵塞了前期形成的孔隙。东濮凹陷文东地区沙河街组发育的砂岩主要为长石质石英砂岩和长石碎屑质石英砂岩, 部分长石砂岩, 还存在少量长石质岩屑砂岩、碎屑质长石砂岩和碎屑砂岩, 易在酸性条件下溶蚀从而改善储层物性。
3 结论
本区沙河街组砂体结构和成分成熟度低, 压实作用强, 由于溶蚀作用、交代和蚀变作用等对储层的改造, 使得该区储层次生孔隙发育, 且该区沙河街组异常高压使得压实作用受到抑制, 有效的保护并改善了储层孔隙和渗透率, 此外, 构造作用、岩性特征也对储层孔隙度、渗透率的改善起到贡献作用。总而言之, 控制该区储层物性的内在因素为沉积作用, 而主导因素为胶结作用、溶解作用等。
参考文献
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储层控制因素 篇5
关键词：灯影组,岩溶,储层
震旦系上统灯影组, 灯影组是下古生界的一套主要储集层, 厚度从几十米至千余米。虽然灯影组基质孔隙度较低, 但构造裂缝发育, 能起到很好的渗滤通道作用, 因而储集层储渗类型为裂缝——孔隙型, 储集性能较好。
1 构造和沉积相特征
1.1 古构造特征[1]
震旦系灯影组沉积以后, 受桐湾运动的影响, 研究区东部的湘西、鄂西处于隆起的高部位, 侵蚀作用较为强烈, 造成上震旦统灯影组与下寒武统牛蹄塘组之间的假整合, 震旦系的厚度较西部地区薄。
1.2 今构造特征
研究区内石柱-黔江走廊带, 跨越石柱复向斜、齐岳山复背斜、利川复向斜、恩施复背斜、花果坪复向斜的西南段 (图1) , 秭归-五峰走廊带跨越秭归复背斜、花果坪复向斜以及宜都-鹤峰复背斜的北部, 总体表现为背、向斜相间的堆跺式褶皱, 地层倾角一般小于40°, 属于中等强度褶皱。
该区断裂主要发育恩施-彭水大型断裂以及马武正断层、郁山正断层、圣地坝逆冲断层、金溪逆冲断层等断裂构造及其派生的牵引褶皱, 可见断层角砾岩和断层擦痕, 多形成于燕山期, 与燕山运动的褶皱造山密切相关。喜山期该区表现为整体抬升运动, 呈一到五级阶地。
1.3 沉积相特征
晚元古代中期的晋宁运动之后, 上扬子克拉通盆地处于拉张时期, 上扬子古陆遭受剥蚀, 周源地区为陆相碎屑岩及冰碛岩沉积, 到震旦世, 整个克拉通盆地演变为碳酸盐岩台地[2]。南华纪的晚期, 大塘坡组为间冰期沉积, 主要为海瑟页岩夹碳酸锰沉积, 属陆架边缘盆地相, 冰期最上部的冰碛岩层位, 即为南沱组, 盆地内主要岩性为冰碛泥砾岩, 快速堆积, 未见层理, 具大陆冰川特征。震旦世时期的盆地东部, 包括湘西北、黔西南等地区, 以泥质及碳酸盐沉积为特征, 主要为微晶白云岩、碳质页岩、磷质岩, 上部夹燧石条带, 局部地区空间叠层石, 为陡山沱组, 属于泻湖—潮坪沉积环境, 局部有风暴流沉积。震旦世晚期, 海侵更为广泛, 形成灯影组碳酸盐岩沉积, 属台地浅滩相, 或开阔台地相。
2 灯影组岩溶储层的控制因素
岩石与水是岩溶发育基本的物质条件。具体而言, 岩溶发育有四个基本条件:即岩石的可溶性, 岩石的透水性, 水的侵蚀性和水的流动性。然而, 岩溶发育是内、外营力共同作用的结果, 区域自然环境如气候、植被、土壤、地貌等对岩溶发育也有明显影响。因此, 在分析区域岩溶形成与发育的影响与控制因素时应作具体分析, 不可笼统、孤立和绝对化。可见, 岩溶作用和岩溶发育过程及其所表现的岩溶现象, 作为一个整体, 是一个系统工程。
2.1 地层岩性对岩溶作用的影响
2.1.1 岩石性质
灯影组属碳酸盐岩-硅质页岩建造, 由硅质白云岩、白云岩组成, 夹薄层状或透镜体状硅质页岩和薄层状炭质板岩。总体而言, 震旦系灯影组可分两个岩性段:下部碳酸盐岩段, 由深灰色薄-中厚层状白云岩、灰质白云岩、灰岩组成, 偶见缅粒、含藻斑点与膏盐假晶;上部泥质白云岩及硅质白云岩段, 由浅灰、深灰色泥质白云岩及灰黑色硅质白云岩组成, 夹厚层灰质白云岩。
2.1.2 白云岩岩溶特征
灯影组白云岩地下岩溶形态以蜂窝状溶孔、小溶洞为主, 没有大中型地下溶洞。所形成的溶孔形状比较均称, 以圆形、椭圆形为主。溶蚀孔洞的形成一类是由于白云岩中的方解石脉被优先溶解, 岩石局部破坏成岩石碎块, 角砾与角砾之间经溶蚀形成了孔洞;另一类是由于白云岩溶蚀分解, 脱落的白云岩颗粒 (白云岩粉) 被冲刷带走而形成。白云岩地区形成的少数溶洞则以形状单一的裂隙状洞穴为主。
2.2 沉积间断对岩溶储层的控制作用
2.2.1 沉积间断 (假整合面) 是控制古岩溶缝洞系统发育的重要条件
岩溶假整合面也是一个构造薄弱面在假整合面附近断裂、裂缝 (构造缝、风化缝) 发育, 彼此连通好, 构成有利于岩溶水汇集运移的复合系统, 正负向岩溶形态及岩溶建造发育, 组合复杂。通过此次研究发现, 古岩溶缝洞系统主要发育位置位于假整合面下0~15m范围内, 假整合面下15m以下, 古岩溶缝洞系统发育较弱。
2.2.2 不整合面间断时间控制了岩溶缝洞系统发育的强度
雪峰山西侧地区奥陶系经历多期构造运动, 形成多个区域不整合面, 不同时期不整合面间断时间控制了碳酸盐岩岩溶发育强度。根据区域构造演化研究成果, 震旦系灯影组与寒武系之间存在的沉积间断时间相对较短, 因而震旦系灯影组岩溶储层的主要发育段限制在岩溶作用所能影响的深度框架内, 古岩溶缝洞系统以溶蚀孔洞为主, 缝洞系统连通性相对较差。
3 结语
(1) 雪峰山西侧震旦系灯影组古岩溶主要形成于表生期的岩溶。
(2) 古岩溶作用可以划分:沉积岩溶作用期 (沉积水文地质期) 、表生期岩溶作用 (淋滤水文地质期) 、浅埋藏期岩溶作用 (淋滤水文地质期) 、深埋藏期岩溶作用 (二次埋藏封闭水文地质期) 。
(3) 沉积间断 (不整合面、假整合面) 对岩溶储层的控制作用:震旦系灯影组与寒武系之间沉积间断时间相对较短, 使震旦系灯影组岩溶储层的主要发育段限制在岩溶作用所能影响的深度框架内, 古岩溶缝洞系统以溶蚀孔洞为主, 缝洞系统连通性相对较差。
参考文献
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储层控制因素 篇6
姬塬地区位于陕西省定边县、吴起县、宁夏回族自治区盐池县及甘肃省环县境内, 面积约1. 25 ×104km2, 区域构造横跨伊陕斜坡与天环坳陷两个构造单元。近年来, 通过盆地综合地质研究, 应用多层系复合成藏模式, 以延长组中下部油层为主要勘探目标, 坚持甩开勘探与落实储量规模相结合, 石油勘探取得重大进展［1］。在姬塬地区长82油层勘探获得重要发现, 目前研究区内共有工业油流井近50口, 已经发现了多个长82油层局部高渗油气富集区, 显示出较好的勘探前景。但是, 随着勘探的深入进行, 发现储层物性平面变化快, 优质储层发育机制不清及油富集“甜点”预测难, 导致油气勘探进展缓慢。因此, 笔者基于储层岩性特征、孔隙类型和物性特征等因素, 开展储层特征及控制因素分析, 为研究区下一步油气勘探提供指导。
2 储层特征
2. 1 岩石学特征
通过对姬塬地区长82油层51 口井146 块样品的薄片资料统计分析, 储层岩石类型主要为岩屑长石砂岩、长石岩屑砂岩, 其次为少量的岩屑砂岩 ( 图1) 。长82油层砂岩中石英、长石、岩屑含量基本近等, 砂岩成分成熟度较低; 石英含量在15% ~ 40%之间, 平均为28. 5% ; 长石含量在9% ~ 44% 之间, 平均为29. 2% ; 岩屑总量在9% ~ 45% 之间, 平均为29. 6% ; 填隙物含量为12. 7% ; 岩屑以变质岩屑和火成岩屑为主, 沉积岩屑含量很少, 反映了研究区物源来自于西北阿拉善古陆的晚太古界-下元古界石英片岩、变粒岩及东北阴山古陆的太古界花岗片麻岩［2、3］, 且各碎屑组分在盆地内变化较稳定。姬塬地区长82油层砂岩填隙物含量在7% ~ 22% 之间, 平均含量为12. 7% ; 其中杂基含量较少, 胶结物主要有黏土矿物 ( 绿泥石、高岭石、水云母) , 碳酸盐矿物 ( 方解石、铁方解石) , 硅质以及沸石类矿物 ( 以浊沸石为主) 。姬塬地区长82油层以细砂岩、细-中砂岩为主, 但中砂岩也占较大比例 ( 24% ) 。长82油层砂岩分选中等-好, 磨圆度以次棱角状为主。
2. 2 孔隙类型和物性特征
姬塬地区长82油层砂岩孔隙类型主要是粒间孔, 平均为3. 85% , 其次为长石溶孔、沸石溶孔、岩屑溶孔、晶间孔及少量微裂隙; 砂岩平均面孔率为4. 85% 。通过145 个砂岩薄片统计分析, 该区孔隙主要发育小孔隙, 其次为大孔隙、中孔隙、细孔隙 ( 图2) , 孔隙形态多呈三角形、四边形及不规则状。同时对研究区57 个砂岩样本的压汞资料统计得出, 长82油层喉道主要是微喉道, 其次是微细喉道、中喉道占 ( 图3) 。研究区84 口取心井的孔隙度、渗透率数据统计得出: 孔隙度主要分布在9% ~ 15% , 平均为11. 5% ( 图4) ; 渗透率在0. 1 m D ~ 1. 0 m D之间的占52. 44% , 但大于1. 0 m D达40. 24% , 可见存在局部高渗储层, 平均渗透率3. 43 m D ( 图5) , 属于低孔低渗储层。通过对长82油层孔隙度和渗透率的相关性分析, 随着孔隙度的增加, 渗透率也相应地增加, 二者正相关性, 相关性较好, 反映了孔隙结构较简单, 成岩改造弱, 如局部高孔高渗储层主要分布在油坊庄-小涧子一带及麻黄山地区, 平均孔隙度12. 9% , 平均渗透率3. 79 m D ( 图6) , 南部罗庞塬一带物性较差, 平均孔隙度8. 1% , 平均渗透率0. 36m D ( 图7) 。
3 储层特征控制因素研究
储层特征一般受沉积作用和成岩作用双重控制, 局部高渗优质储层的存在是优势沉积相及建设性成岩作用的共同影响的结果。
3.1沉积作用对储层特征的影响
姬塬地区长8 油层沉积期, 湖盆底型开阔平缓, 倾角小, 处于基底整体下降的坳陷时期［4］, 在河流入湖处, 形成了大规模的建设性浅水三角洲沉积［5］, 砂体规模大, 主要有浅水三角洲平原和浅水三角洲前缘两种亚相, 有效储层主要是陆上及水下分流河道。不同的沉积微相形成的沉积物粒级、分选性、骨架成分、厚度、泥质含量不同, 进而影响储层特征。由于姬塬地区长82 油层砂岩分选性为中等-好, 导致骨架成分及含量相差不大; 砂岩中一方面由于泥质含量少, 另一方面由于泥质多以杂基的形式出现, 经后期成岩作用, 与胶结物难以区分, 成为现今的填隙物不好判别。因此, 本次研究重点考虑沉积作用形成的粒度和厚度对储层特征的影响, 32 块砂岩样品的压汞资料统计得出, 中砂岩、中-细砂岩、细砂岩的平均孔隙度分别是13. 1% 、13. 6% 、12. 8% ( 图8) , 相差不大, 而平均渗透率分别是11. 8m D、3. 12 m D、0. 87 m D ( 图9) , 相差悬殊, 可见粒度大小对现今孔隙度的影响小, 而对渗透率的影响较大［6］。粒径对储层特征的影响主要是由于粒径不同的岩石的抗压性和抗热性不同［7］, 即岩石颗粒粒度越大, 颗粒间孔隙的截面积也越大, 渗透率也相应地较大［8］。对研究区74 口取心井的砂岩厚度与物性数据统计分析得出, 随着砂岩厚度的增大, 储层的孔隙度和渗透率有增大的趋势 ( 图10、图11) , 砂岩厚度影响储层物性的机理与成岩作用有很大关系, 砂岩中物性的差异性是由于沉积微相不同所致, 归根到底是因水动力条件不同而形成砂岩的粒度和厚度不同, 陆上及水下分流河道主体微相, 沉积水动力强且稳定, 沉积的砂岩粒度粗, 厚度大, 物性好; 河道侧翼、天然堤、决口河道、决口扇等微相则反之。
3. 2 成岩作用对储层特征的影响
成岩作用对储层特征的影响表现为不同沉积微相发育不同相对优势的成岩作用。河道主体砂岩沉积水动力强且稳定, 沉积碎屑颗粒粗, 泥质含量少, 沉积厚度大, 压实的过程中骨架颗粒承受了大部分压力, 孔隙压力减小, 压实程度低; 在砂岩的顶底与泥岩接触处, 压实作用严重, 钙质及硅质胶结程度高物性差; 在厚层砂岩的中部多发育绿泥石膜, 绿泥石多以环衬边的形式出现, 一方面, 从空间上将自生石英的结晶基底 ( 颗粒表面) 与孔隙流体隔离, 从而抑制石英次生加大, 另一方面, 绿泥石膜可以适当地提高岩石的机械强度和抗压实能力［9，10］。因此, 绿泥石膜对储层有一定的保护作用, 但是, 当绿泥石含量增多到6% 时, 就会堵塞孔隙, 使粒间孔数量减少 ( 图12) 。此外, 厚层砂岩中, 还存在部分长石、岩屑被溶蚀后产生的次生孔隙。因此, 位于河道主体的厚砂岩既有沉积上的先天优势, 又有后天建设性的成岩作用, 既有较多的粒间孔, 也有部分溶蚀孔隙物性好。如马坊地区的池97 井长82油层位于河道主体上 ( 21. 8 m厚) , 在砂岩的顶部及底部压实及胶结作用严重, 渗透率仅为0. 32 m D, 而在砂岩中部发育绿泥石膜, 含量为3. 2% , 平均孔隙度14. 2% 、渗透率8. 16 m D, 物性好 ( 图16, 表6) 。河道侧翼、天然堤、决口河道、决口扇等微相沉积水动力弱且不稳定, 沉积颗粒细, 厚度小, 沉积的软岩屑多、泥岩夹层多。压实与胶结作用强烈, 导致储层物性差。如位于堡子湾地区的耿182 井长82油层位于河道侧翼, 虽然沉积砂岩厚度16. 2 m, 但是属于三套砂岩, 单层砂体薄, 说明沉积水动力不稳定, 在成岩过程中, 铁方解石胶结严重, 含量为7. 0% , 导致储层致密, 平均孔隙度8% , 平均渗透率0. 12 m D, 物性差。因此姬塬地区长82油层优质储层是在优势沉积相及建设性成岩作用的双重因素影响下形成的。
4 结论
( 1) 姬塬地区长82油层砂岩类型为长石岩屑砂岩、岩屑长石砂岩, 砂岩粒度以细砂岩、细-中砂岩为主; 孔隙类型以粒间孔为主, 其次为溶孔, 属于小孔微喉型低孔低渗储层。
( 2) 沉积作用对砂岩物性的影响因素主要是粒度及砂岩厚度, 中砂岩与细砂岩的孔隙度相差不大, 而渗透率相差悬殊, 厚层砂岩的物性好于薄层砂岩的物性; 成岩作用造成河道主体微相中部发育绿泥石膜, 保存了大量的粒间孔物性好。因此姬塬地区长82油层局部高渗优质储层是在优势沉积相及建设性成岩作用的共同影响下形成的。
摘要：鄂尔多斯盆地姬塬地区长82油层为低孔低渗储层, 利用岩心、测井和砂岩薄片等资料对储层岩石学类型、孔隙类型和物性特征分析表明:长82油层储层类型为长石岩屑砂岩、岩屑长石砂岩;砂岩粒度以细砂岩、细-中砂岩为主;孔隙类型以粒间孔为主, 其次为溶孔, 属于小孔微喉型储层。进一步研究表明储层特征及优质储层发育受沉积和成岩双重作用控制:沉积作用形成的中砂岩与细砂岩孔隙度相差不大;而渗透率相差悬殊, 厚层砂岩的物性好于薄层砂岩的物性;成岩作用造成河道主体微相中部发育绿泥石膜, 保存了大量的粒间孔物性好, 薄层非河道主体微相压实与胶结作用强烈, 储层物性差。
关键词：鄂尔多斯盆地,姬塬地区,长82油层,物性特征,控制因素
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储层控制因素 篇7
一、测井解释的相关概念
测井解释又称测井综合解释, 核心为进行测井信息和地质信息间应用关系的确定, 使用正确方法将测井信息进行地质信息的加工。测井资料的记录通常为各类物理参数, 如自然电位等, 统称测井信息。测井资料的解释和数字处理的成果, 如泥质含量等, 称地质信息[1]。
二、影响薄储层的测井解释因素
相关理论表明, 目的层的岩性不变时, 因常规测井的仪器分辨率低, 储层的厚度低于1.0m时, 测井受到围岩的影响较大, 使用常规的自然电位、自然伽马和感应等进出测井解释偏差较大[2]。同高分辨率的测井资料比较, 常规系列的测井资料受到围岩较大影响, 得出的测井曲线的数值不准确, 对薄储层解释评价的正确性产生影响。
1、常规的自然电位的测井
因地层水及钻井液矿化程度区别产生自然电位, 自然电位指岩石吸附的离子和离子扩散生成的扩散吸附的电位[3]。以砂泥岩层为例, 钻井液的矿化度低于地层的水矿化度, 且离子处于平衡扩散时, 井眼、泥岩层段及泥岩层间, 出现正扩散吸附的电动势Eab, 井眼、砂岩层段及储层间, 出现负扩散的电动势Ea, 底层的厚度比井眼的直径大时, Eab和Ea和为静自然的电位CD。对自然电位的影响因素很多, 其中地层厚度是最主要的因素。自然电位测量的幅度Ucd公式:
上面的公式中, rm表示钻井液等效电阻, rcd表示泥岩等效电阻, rxo表示冲洗带等效电阻, rt表示原状地层的等效电阻, Icd表示自然电流。可以得出, 地层和钻井液的电阻率一定时, 随砂岩厚度的增大, 等效电阻rxo和rt逐渐减小, 自然电位测量的幅度Ucd逐渐增大。
2、常规的自然伽马的测井
测井技术中自然伽马测井原理是γ射线测量, 探测仪由探测晶体及光电倍增管构成[4]。其中探测晶体把γ射线转为电脉冲, 由光电倍增管进行放大, 形成测量信号。晶体的长度越短, 纵向的分辨率越高。但晶体的长度较小, 接收γ射线就少, 测量得精度受影响。常规的自然伽马的探头晶体长20cm, 对纵向分辨率产生影响。
3、常规的感应测井
测井技术中的感应测井原理是使用交变电磁场进行导电性研究。因结构固定, 纵向分辨率和径向深度探测不能兼顾。随地层厚度减小, 围岩电阻率对视电导率影响加大, 视电导率和储层的视电导率值的差异扩大。储层厚度比较大时, 视电导率的曲线在储层中部对称, 数值和地层真值接近。
三、薄储层的测井解释的优化措施
针对上述薄储层的测井解释的影响因素分析, 可以利用高分辨率的测井技术, 进行薄储层的测井解释评价的精度优化。
1、高分辨率的静自然电位的测井
在原来的基础上, 进行监督电极和调整电极的设置, 经过优化后, 高分辨率的静自然电位纵向的分辨率能够达到0.3m, 且井眼和地层厚度对于测量的影响降低, 对于薄储层渗透性的指示灵敏, 能够更准确的进行薄储层的数据测量。
2、高分辨率的自然伽马的测井
经过大量的研究, 使用多探头的小晶体法, 能够提高伽马测井纵向的分辨率, 将探头缩为5cm, 使纵向的分辨率达到0.3m。将多探头的小晶体呈垂向分布, 采用深度推移法进行信号记录, 测量的分辨率高, 提高了薄储层的测井解释评价的准确性。
3、高分辨率的阵列感应的测井
优化后的高分辨率的阵列感应原理同样是电磁感应, 但是在原来基础上进行了七个三线圈的添加, 其中发射、接受和补偿线圈构成的三线圈, 形成了测量的子阵列。子阵列能够同时进行八种频率的信号处理, 能够获得112信号。仪器的测量的精度较高, 得到的信息多, 薄储层的电阻率的值与真值更接近, 利于薄储层的测井解释评价的准确性。
四、高分辨率的测井技术成效
高分辨率的测井技术的应用, 比常规的测井优势很大, 提高了薄储层的特征解释评价的准确度。高分辨率的测井技术的应用, 能够实现厚层的水淹层的细分, 使用高频率的自然伽马技术, 能够更为均匀的显示储层岩性, 同时使用高分辨率的静自然电位测量, 反映的薄储层渗透性更加清晰, 队列感应能够更加明显的显示径向的增阻入侵, 综合使用高分辨率的测井技术, 能够进行厚层的水淹层水淹级别的细分, 能更加清晰的显示薄储层的特征。
高分辨率的测井技术的应用, 能够准确的进行薄储层的划分, 使用阵列感应能比较细致的进行储层划分, 比较真实清楚的反应薄储层的特征。分辨率的测井技术的应用, 能够进行厚储层非均值的细分, 进行高分辨率的阵列感应的使用, 较清晰的反映高祖率气层的特征, 更准确的进行非均质的厚储层的解释评价。
综上所述, 对于薄储层的测井解释评价, 使用常规测井仪器, 由于自身分辨率低且围岩影响, 与真实的地层情况偏差加大, 进而影响测井解释的正确性。在测井仪器原理的基础上, 进行技术的优化, 增加了测井的分辨率, 实际的成效显著, 对测井的解释评价的准确性的提高有重要价值。
摘要：通过测井信息和地质信息, 进行薄储层的解释评价, 对于薄储层的合理利用和油气的勘探开发具有重要价值。对于薄储层的测井解释评价, 使用常规测井仪器, 由于自身分辨率低且围岩影响, 与真实的地层情况偏差较大, 进而影响测井解释的正确性。本文通过介绍常规的测井技术, 并依据大量研究, 进行了高分辨率的技术优化, 并对薄储层的测井解释的优化措施进行研究。
关键词：薄储层,测井解释,影响因素,优化,措施
参考文献
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