鄂尔多斯盆地镇泾油田

鄂尔多斯盆地镇泾油田储集层评价,地质B131马玉强,一、引言,1.1选题依据及意义鄂尔多斯盆地是我国最早发现油田的盆地之一，经过几代石油人的艰苦创业，其油气勘探取得了瞩目的成就。镇泾油田位于盆地的西南部，具有良好的勘探潜力。其沉积作用非常强盛，导致储集砂体比较发育，同时，研究区生油条件有利，油源比较充足，封盖条件良好，形成自生自储式成油组合。随着勘探开发的进一步深入，油田面临一系列的难题，比如对沉积相、储层特征的认识不足、不能正确预测优质储层的平面展布严重影响了下一步的油气勘探开发，在一个地区要预测优质储层发育带及正确评价生、储、盖组合，就要系统研究其沉积特征及,储层特征，这对镇泾区块显得更为重要。因此，急需对主力油层进行正确的划分和对比，掌握油藏范围内储集砂体的纵、横向分布规律和沉积微相的发育特征，以及储层非均质性研究，为进一步正确评价该区储层和对后期的油田开发提供可靠的地质依据。,1.2国内外研究现状,镇泾地区70年代开展过油气勘探工作，主要进行了全盆1：50万重、磁力普查和少量光点模拟地震勘探，在登记的镇泾区带及邻近地区共完成钻井十八口，其中在镇参井、泾参井、剖14、镇4井于长7、6、延9（层位可能和目前分层不一致）经压裂试采获工业油流，但因产能低或不能稳产而放弃。97年开始，华北石油局开展了该区的油气勘探评价工作；2002年，通过一批探井在代家坪、川口、何家坪三地区共获预测原油地质储量676.02万吨，显示出了较好的油气勘探前景。一直到2005年5月，在该地区共钻井超过40余口，一个小型油田正在蓬勃发展。,1.3研究思路,在已有研究成果的基础上，运用沉积学的基本原理、研究思路和工作方法，遵循层序地层学的基本原则和操作程序，首先从区域上整体分析鄂尔多斯盆地延长期沉积演化规律，充分利用镇原-泾川地区的岩心、测井及测试资料，对地层进行地层的划分对比，在此基础上，以地质学研究、地球化学研究、测井地质及测试资料研究相结合的方法，采用新的分析手段，以层序地层、沉积相和成岩作用控制储层发育的理论为指导，综合研究本区储层的发育规律和分布规律。,二、区域地质概况,2.1区域构造格局鄂尔多斯盆地，又称陕甘宁盆地，是华北板块中一个大型的中生代内陆、多旋回、叠合型沉积盆地，也是我国第二大含油气沉积盆地，面积25104km2，是我国构造最稳定的地区，除盆地边缘地层有轻微褶皱，这里发现95%的油气储量为地层岩性隐蔽油气藏，世界罕见。现今的鄂尔多斯盆地构造形态总体显示为一东翼宽缓，西翼陡窄的不对称大向斜的南北向矩形盆地。可划分出伊盟隆起、渭北隆起，晋西挠褶带，陕北斜坡、天环坳陷及西缘冲断构造带六个一级构造单元。,2.2地层的划分与对比,研究区上三叠统延长组是盆地形成后接受的第一套生储油沉积岩系，也是本区主要的生、储、油层。随着勘探工作不断向盆地内部的扩展和钻井资料的增多，在原来五分法的基础上，按照岩性、电性和含油性特征再将其自上而下细分为10个油层组。,三、储层评价,3.1储层沉积特征鄂尔多斯盆地在晚三叠系延长组沉积前是一个北高、西高、中低、向东开口的内陆盆地。在这种古构造格局和古地理面貌控制下，开始了上三叠统延长组的沉积，并在不同地区形成不同的岩相组合。其沉积过程经历了湖盆发育初期的平原河流和三角洲环境中期的湖泊环境晚期的三角洲环境和泛滥平原河流环境三个阶段。随着河流的不断注入充填，湖盆走向萎缩。该岩系客观地记录了这个大型淡水湖盆从初始坳陷湖盆形成、强烈坳陷湖盆扩张、稳定湖盆收缩、抬升湖盆消亡四个不同阶段的发展演化。中生代沉积厚度达数千米，有相当好的生储盖配置，具备巨大的油气勘探潜力。,研究区长81储层的三角洲前缘砂体是镇泾油田的主力油层之一。通过对取心井目的层段岩心的观察，发现长81储层岩性下部为灰色、灰绿色粉砂质泥岩、泥质粉砂岩夹薄层状砂岩，向上逐渐过渡为粒度较粗的灰褐色含油细砂岩和中砂岩。长81储层沉积构造特征为：底部发育冲刷构造、块状层理；中部以交错层理和平行层理为主；上部常见水平纹层和透镜状层理，并伴有生物扰动构造。依据研究区沉积相标志，结合区域沉积背景及前人对该区沉积相方面的研究成果，认为该区长81储层属于辫状河三角洲沉积体系中的三角洲前缘亚相，从河口向湖方向可分为水下分流河道、分流间湾、水下天然堤及前缘席状砂等微相。由于沉积环境的差异，不同沉积微相间储层物性存在较大差异，其中水下分流河道微相中心部位砂体物性最好，侧翼次之，水下天然堤及前缘席状砂微相最差。,3.2储层岩石学及物性特征,3.2.1储层岩石学特征依据录井描述、薄片鉴定、铸体图象分析及扫描电镜成果，储层砂岩岩性主要为灰色、灰褐色中、细粒岩屑长石砂岩及长石岩屑砂岩，石英成分含量47%-70%，均值变化在53.75%-57%之间；长石含量18%-33%，均值变化在21.1%-26.3%；岩屑含量10%-31%，成分以变质岩为主，部分火成岩，均值变化介于16.7%-25.2%之间。颗粒分选中等，点线状接触，孔隙式胶结。胶结物含量9.5%-17.5%，平均13.5%，成分以高岭石（3.7%）和水云母为主（5.3%），绿泥石、铁方解石、铁白云石及硅质少量（1.1%-1.3%）。绿泥石膜较发育，高岭石结晶极差，软组份变形强烈，云母水化，泥化并有铁质析出，见硅质加大及自形粒状充填孔隙的石英，铁方解石和铁白云石呈斑状充填孔隙。,3.2.2储层物性特征,物性特征是决定储层储集性能的关键，物性特征的直观表征即孔隙度和渗透率的大小，孔隙度决定了油气的储集空间大小，而渗透率则影响着油气的渗流能力。通过对研究区18口取心井的576块样品物性测试数据统计分析，认为研究区孔隙度平均为10.38%，主要分布范围为7%11%，占总样品数的65%；次要分布范围为13%15%，占总样品数的26%。渗透率平均为0.34ml，主要分布范围为0.10.3ml，占总样品数的72%；次要分布范围为0.30.5ml，占总样品数的21%，具有低孔、超低渗储层特征。研究区孔隙度和渗透率具有明显的正相关特征，说明储层的渗透性主要受孔隙和喉道所约束，孔隙的发育直接控制着油层物性和含油性的变化。,3.3储层孔隙结构特征,3.3.1孔隙类型储层的孔隙类型主要为残余粒间孔，其次为溶蚀孔和微孔，部分样品有微裂隙。残余粒间孔及溶蚀孔平均各占总孔隙的55.6%和29.4%，溶蚀孔主要为长石颗粒溶孔及浊沸石胶结物溶孔。当深部酸性地下水沿长石颗粒边缘及解理缝进行溶蚀时，则会形成扩大粒间孔及粒内溶孔。当残余粒间孔及溶蚀孔发育时，面孔率较高，可达6%8%。3.3.2喉道类型根据薄片和扫描电镜分析，研究区储层喉道类型以片状喉道、弯片状喉道和缩颈状喉道为主，局部发育管束状喉道。由于成岩作用，喉道变得更窄，储层孔喉类型总体上表现为连通性差、喉道配位数低的特点。,3.3.3孔隙结构特征,研究区的平均孔隙半径为56.13m，呈明显的单峰特征，平均喉道半径为0.08m。由于半径为1m的喉道大量存在，加剧了储层微观孔隙结构的非均质。该区的排驱压力平均为1.42MPa，表明储层渗透率较低；中值压力平均为13.56MPa，表明储层原始产能较低；分选系数平均为3.77，表明孔喉分选性较差。综合研究表明储层的孔隙结构类型为中孔隙、细喉型。,3.4储层影响因素,3.4.1沉积微相对储层的影响由于不同的沉积微相类型在沉积作用上的不同，沉积水动力条件的不同，所形成的砂体在分选、粒度、厚度、组合形式以及延伸方向上各具特色，造成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。,3.4.2砂体厚度对储层的影响,经济利益较好的储层应该具有一定的有效厚度，而厚度的大小主要取决于沉积时的环境是否稳定，物源供给是否充足，当三角洲前缘沉积条件基本不变时（沉积能量、物质供应和沉积速率等不变），则砂体的厚度较大，否则砂体厚度较小。孔隙度与砂体厚度呈正相关关系，即随着厚度的增大，孔隙度值也增大。这是因为，厚度大的砂体，在侧向和垂向上的连通性较好，分选一般也较好，原始孔隙较为发育，而且也有利于早期淡水的淋滤作用，使得原生孔隙和次生孔隙均较发育，这些都是影响储层的主要因素。宏观方面，有效砂体越厚，其储集油气的体积也就越大，就越容易形成大面积、大厚度的油气储层，这也是储层高产的重要原因。,3.4.3构造背景对储层的影响,传统意义上，一般油气都储存于构造的高部位，如背斜油气藏，鼻状构造等都是油气的有利聚集场所，但在本研究区，构造背景与储层高产无直接联系。在本研究区，构造形态对储层高产影响不明显，微构造的作用不如储层物性对油藏的控制作用明显。所以，研究区油藏为典型的岩型油气藏。,3.5储层分类及评价,类储层：类储层厚度较大，主要为分流河道心滩沉积，岩性以细粒岩屑砂岩为主，部分为中粒岩屑砂岩。此类储层的孔隙度一般大于14%，渗透率大于0.4ml；砂岩毛管压力特征为低排驱压力粗喉道型，其排驱压力一般小于0.9MPa；砂岩铸体薄片面孔率大于3%；孔喉分选性较好，喉道中值半径一般大于0.3m；最大进汞饱和度大于85%。此类储层普遍发育绿泥石黏土膜胶结残余粒间孔隙、溶蚀粒间孔隙和溶蚀粒内孔隙。喉道类型以片状喉道、弯片状喉道为主。储层孔渗性好，具有一定的产能，为该区最好储层，主要层位为长812小层。,类储层：类储层厚度中等，主要为分流河道和河口坝沉积，岩性主要为灰色厚层状细砂岩和细粉砂岩。此类储层的孔隙度一般为8%14%，渗透率一般为0.20.4mD；砂岩毛管压力特征为中排驱压力中喉道型，其排驱压力一般为0.92MPa；砂岩铸体薄片面孔率为1%3%；孔喉分选性较差，喉道中值半径一般为0.10.3m；最大进汞饱和度一般低于75%。此类储层分布主要为缝状残余粒间孔隙和溶蚀粒间孔隙。喉道类型以缩颈状喉道、片状喉道和弯片状喉道为主。储层孔渗性较好，具有一定的产能，为该区较好储层，主要层位为长811和长812小层。,类储层：类储层厚度较薄，主要为决口扇沉积，由极细砂和粉砂组成。此类储层砂岩的孔隙度一般低于6.5%8%，渗透率为0.10.2mD；砂岩毛管压力特征为高排驱压力细喉道型，其排驱压力一般大于2MPa；砂岩铸体薄片面孔率小于1%；孔喉分选性很差，喉道中值半径一般低于0.1m，属微喉道型；最大进汞饱和度低于50%。此类储层以填隙物内微孔隙和部分残余粒间孔隙为主，局部发育溶蚀长石粒内孔隙。喉道类型以缩颈状喉道、管束状喉道为主。孔隙分布不均匀，连通性差。储层孔渗性差，为差储层，主要层位为长811和长813小层。综合分析认为，研究区类、类储层较为发育。,四、储层评价,通过岩心分析、钻井、测井和镜下薄片等资料的综合分析，深入研究了镇泾油田地层特征、沉积体系和储层物性特征、岩性特征、孔隙结构特征和储层影响因素等，取得了以下成果和认识：（1）研究区主要发育三角洲前缘亚相，为典型的河控三角洲，镇泾油田储层主要以水下分流河道砂岩为主，具有砂体厚度大、成层性好、稳定性较强、连续性较好等优点，具有较好的储集物性