渤海湾盆地南堡凹陷深层低渗透砂岩优质储层发育特征与主控因素.pdf

第 卷 第 期 年 月 世 界 地 质 文章编号:()渤海湾盆地南堡凹陷深层低渗透砂岩优质储层发育特征与主控因素杨赏 杜景霞 吴琳娜 魏亚琼 彭维松 王淑琴中国石油 冀东油田公司 勘探开发研究院 河北 唐山 摘要:通过岩石常规薄片、铸体薄片与扫描电镜分析 结合 衍射、常规孔渗与压汞测试资料对渤海湾盆地南堡凹陷深层砂岩储层岩石学特征、成岩作用、微观孔隙结构以及储集物性等方面开展了综合研究 对比分析了不同含油构造、不同层系的储层共性与差异性 总结了深层砂岩优质储层的控制因素与分布规律 结果表明:南堡凹陷深层砂岩储层主要为长石岩屑砂岩和岩屑长石砂岩 有效孔隙以剩余粒间孔和粒间溶孔为主 类储层主要分布在 号构造沙一段以及 号构造东三段 类储层主要发育在 号构造东三上亚段与高尚堡构造沙一段 压实作用和晚期碳酸盐岩胶结作用是导致储层低孔低渗的主要原因 相对较高的变质岩岩屑和石英碎屑含量有利于原生孔隙保存 早期碳酸盐胶结、长石碎屑和中基性火山岩岩屑溶蚀以及长石受挤压应力破裂成缝 构成深层砂岩储层次生孔隙发育的 方面有利因素关键词:低渗透砂岩储层 储层分类评价 次生孔隙 孔隙结构 南堡凹陷中图分类号:文献标识码:/收稿日期:修订日期:基金项目:中石油科技重大项目()第一作者:杨赏()硕士 高级工程师 主要从事碎屑岩沉积储层、油气勘探综合地质等研究:.:引言自美国 年发现勃莱德福油田以来 低渗透砂岩油气藏的勘探开发已历经百余年 并且在全球范围内依然是深层油气勘探开发的重要领域之一 国内外众多含油气盆地中均发现了低渗透油气藏 低渗透储层普遍存在储层碎屑颗粒粒径较小、储层物性差、孔喉非均质强、流体渗流时阻力较大、油藏几乎不受构造控制及储层分布相对较稳定等特点南堡凹陷新生界油气勘探已在古近系沙河街组和东营组、新近系的馆陶组和明化镇组地层中发现多套含油层系 近年来 南堡凹陷油气勘探逐渐由中浅层转向深层 不同层系和不同含油构造之间的钻井油气显示和开发效果存在较大差异 亟待进一步明确沉积、成岩和构造作用对储层的影响机理和综合效应 本次研究重点针对南堡凹陷深层东营组三段和沙河街组一段砂岩储层 利用铸体薄片、扫描电镜和 衍射分析以及孔渗和压汞测试资料 系统开展储层岩石学特征、有效孔隙构成、储集物性和孔隙结构特征分析 对比不同层系和不同含油构造的储层差异性 进而探究低渗透砂岩优质储层的主控因素和分布规律 明确南堡凹陷深层古近系砂岩储层中较高的长石和中基性火山岩岩屑含量 在成岩演化过程中对于储层次生孔隙形成以及储集物性的控制作用 不仅有助于促进渤海湾盆地深层油气勘探的发现和储量提升 同时也丰富了对于低渗透砂岩储层形成机理和控制因素等方面的理论认识 地质背景与勘探概况南堡凹陷属于中国原油产量最大的含油气盆地渤海湾盆地中段的一个亚一级构造单元 在区域构造上位于华北板块东北部 凹陷面积约 其北部为燕山褶皱带 南部和东部毗邻渤海 南堡凹陷是发育在华北地台基底之上呈北断南超的一个单断箕状凹陷 其北侧和东侧分别以西南庄断层和柏各庄断层为边界 与老王庄、西南庄、柏各庄和马头营凸起相连 南部以沙北断层为界与沙垒田凸起相接 凹陷内共发育 个二级构造带 分别为位于北部陆上的老爷庙、柳赞和高尚堡构造 以及南部滩海区域的南堡 号、号、号、号和 号构造 构成南堡凹陷主体含油气构造带(图)此外 区内发育拾场、柳南、林雀和曹妃甸 个次凹 构成主要的生烃洼陷 总体上呈现“四凹三凸、凸凹相间”的构造格局南堡凹陷新生界是区内主要含油气层系 地层序列由下而上依次为古近系沙河街组()、东营组()和新近系馆陶组()与明化镇组()各层系中均发育有规模不等的基性喷出岩与侵入岩 古近纪以来接受来自北部、东部和南部 大物源体系的持续供给 形成一套以湖相为背景的辫状河三角洲、扇三角洲及水下扇等沉积砂体 新近系馆陶期和明化镇组分别以辫状河沉积和曲流河沉积为主 烃源岩主要发育在沙河街组三段 其次为沙河街组一段和东营组三段 全国第三次油气资源评价以来 南堡凹陷进入快速勘探阶段 自东营组二段至沙河街组的中深层岩性领域油气储量和产量大幅增长 展现出巨大的油气勘探潜力 笔者重点针对东三段和沙一段深层低渗透砂岩储层 通过储层岩石学特征、储集物性、孔隙结构的相关性系统分析 总结了深层砂岩优质储层的发育特征与控制因素 深层古近系砂岩储层岩石学特征岩心观察与薄片显微镜下鉴定结果显示 南堡凹陷中深层碎屑岩储层岩性包括粉砂岩、砂岩和砂砾岩 大类 其中砂岩类主要发育长石岩屑砂岩、岩屑长石砂岩、岩屑砂岩和长石砂岩 类(图)砂 岩碎屑成分统计显示(表)岩屑和长石含量 世 界 地 质 第 卷图 南堡凹陷构造单元划分 石英砂岩 长石石英砂岩 岩屑石英砂岩 长石砂岩 岩屑长石砂岩 长石岩屑砂岩 岩屑砂岩图 南堡凹陷深层砂岩分类三角图 表 南堡凹陷深层砂岩岩石组分统计 层位碎屑物总量/碎屑组分相对含量/岩屑组分相对含量/石英长石岩屑变质岩沉积岩岩浆岩填隙物总量/杂基/胶结物/总面孔率/原生孔隙/次生孔隙/东三段 沙一段 第 期 杨赏 等:渤海湾盆地南堡凹陷深层低渗透砂岩优质储层发育特征与主控因素普遍较高 碎屑中石英、长石和岩屑的平均含量分别为、和 岩屑以岩浆岩和变质岩为主 沉积岩岩屑相对较少 填隙物平均含量为 泥质杂基和泥微晶碳酸盐分别占 、胶结物平均含量为 以方解石和白云石为主 储层孔隙结构与储集物性 有效孔隙类型与发育特征基于岩石铸体薄片鉴定和扫描电镜分析 将南堡凹陷深层古近系砂岩储集空间依据成因和产状划分为原生孔隙、次生孔隙和裂缝 大类 种基本类型(图)面孔率分析结果显示 原生孔隙以剩余粒间孔为主 次生孔隙主要包括粒内溶孔(包含铸模孔)、粒间溶孔和填隙物内微孔 裂缝以次生的粒内缝和基质微裂缝为主(表)储集物性基于 口井 组数据统计 南堡凹陷深层砂岩储层孔隙度介于 、平 均 渗透率介于 、几何均值为 低渗砂岩样品占砂岩总样品数的 东三段砂岩储层总体为中孔低渗(图)中孔占 、低渗占 中渗储层仅占 主要见于 号主体和 号北 高孔高渗储层未见发育(图)号北、号南和老爷庙构造东三段砂岩储层最好 其次为 号主体、号构造和 号主体 南堡 号和 号储层相对较差 沙一段砂岩储层总体为低孔、低渗(图)低孔占 、低渗占 中渗及以上储层比例高于东三段 占 南堡号构造沙 剩余粒间孔、填隙物溶孔 粗粒岩屑长石砂岩 井 沙一段 剩余粒间孔、溶蚀粒间孔、填隙物内微孔 粗粒岩屑长石砂岩 井 沙一段 剩余粒间孔、长石粒内溶孔、岩屑粒内溶孔、填隙物溶孔 细粒长石岩屑砂岩 井 东三段 剩余粒间孔、铸模孔、填隙物溶孔 中粒长石岩屑砂岩 井 沙一段 溶蚀粒间孔、粒内碎裂缝、填隙物溶孔 巨粒岩屑长石砂岩 井 沙一段 溶蚀粒间孔、填隙物溶孔、粒内碎裂缝 粗巨粒长石岩屑砂岩 井 沙一段:构造贯穿缝 粗巨粒长石岩屑砂岩 堡古 井 沙一段 构造贯穿缝泥质粗粉砂岩 井 东三下亚段 残余粒间孔 不等粒岩屑长石砂岩 井 沙一段 岩屑粒内溶孔 不等粒岩屑长石砂岩 井 沙一段 剩余粒间孔、填隙物内微孔 不等粒岩屑长石砂岩 井 沙一段 黏土矿物微裂缝 不等粒岩屑长石砂岩 井 沙一段 剩余粒间孔 溶蚀粒间孔 长石粒内溶孔 岩屑粒内溶孔 铸模孔 填隙物内微孔 填隙物溶孔构造贯穿缝 粒内碎裂缝 黏土矿物微裂缝图 南堡凹陷深层砂岩储层储集空间类型与发育特征 世 界 地 质 第 卷表 南堡凹陷深层砂岩储层有效孔隙构成及其贡献比例 孔隙类型剩余粒间孔/粒间溶孔/粒内溶孔/铸模孔/填隙物内微孔/微裂缝/总面孔率/样本数/个东三段平均值 最小值 最大值 沙一段平均值 最小值 最大值 图 南堡凹陷深层砂岩储层孔隙度()和渗透率()分布 ()()图 东三段()和沙一段()砂岩储层孔渗交会图 ()()一段砂岩储层物性最好 其次为南堡 号主体、老爷庙和 号北 南堡 号、号、号构造相对较差(图)孔隙结构综合压汞毛管压力曲线特征和储层物性关系分析 将东三段与沙一段砂岩储层孔隙结构划分为 类(表 图)类和类孔隙结构的砂岩储层孔隙度和渗透率相对较高 具有较大的喉道半径和较低的排驱压力 属于优质储层 优质储层发育特征与主控因素 储层分类与优质储层发育特征综合储层岩石学特征、储集物性和常规压汞参数 建立了南堡凹陷深层砂岩储层分类评价标准将深层砂岩储层划分为 类 其中类与类为优质储层(表)类储层孔隙度普遍 渗透第 期 杨赏 等:渤海湾盆地南堡凹陷深层低渗透砂岩优质储层发育特征与主控因素表 南堡凹陷深层砂岩储层孔隙结构参数 孔隙结构类型类类类类孔隙结构参数范围均值范围均值范围均值范围均值孔隙度/渗透率/排驱压力/喉道半径均值/最大喉道半径/最大进汞饱和度/退汞效率/表 南堡凹陷深层低渗透砂岩储层分类评价表 分类评价参数储层类型类类类类沉积特征颗粒粒度中值/压汞参数排驱压力/最大孔喉半径/和 属于中大孔粗喉型 主要分布在 号构造沙一段以及 号构造东三段 类储层主要发育在 号构造东三上亚段与高尚堡构造沙一段 粒度以中砂级别为主 粒间溶蚀孔粒内溶蚀孔为主 平均孔隙半径介于 平均喉道半径介于 属于中孔粗喉型 类储层填隙物中黏土矿物及晚期碳酸盐胶结物含量较高 以粒内溶蚀孔为主 平均孔隙半径介于 喉道半径介于 属于小孔中喉型 孔喉连通性较差主要发育于 号构造和 号构造沙一段 类储层以粉砂岩为主 填隙物泥质含量较高 孔隙度低于、渗透率低于 优质储层的主控因素 沉积因素对储层的控制作用通过分析不同粒级砂岩储层孔隙度与渗透率关 世 界 地 质 第 卷系 显示砂岩储层孔隙度和渗透率与碎屑颗粒粒度呈正相关(图)渗透率与颗粒粒度之间表现出明显的正相关关系 随着颗粒粒度的增大 储层渗透率指数级提高 其中粒度为极细砂与细砂储层渗透率中值 粒度为中砂和粗砂的储层渗透率中值分别达到 和 而粒度达到巨砂级别的储层渗透率中值超过 可见颗粒粒度对于储层原生孔隙的保留控制因素较强 碎屑物颗粒粒度越大储层原生孔隙的直径就越大 而孔喉直径越大 在成岩过程中就不容易被胶结物完全充填 使得储层保留一定的渗流通道 图 中可以看到 深度范围内的碎屑颗粒粒度普遍较大 而该深度段也是南堡凹陷异常高渗带发育位置图中气泡大小代表碎屑颗粒粒度 气泡不同颜色表示不同构造测试样品图 南堡凹陷中深层砂岩粒径()、储层物性()与埋深关系图 ()()刚性颗粒含量较高有利于原生孔隙保存储层岩石中刚性颗粒(研究区砂岩中主要为石英与变质岩岩屑)抗压实能力强 对储层具有保孔作用 图 中可以看出刚性颗粒与渗透率相关性较孔隙度相关性更高 相关性决定系数分别为 、刚性颗粒孔隙度渗透率的相关性决定系数十分微弱 可见其对孔隙有一定保护作用 碳酸盐和黏土矿物胶结作用减孔综合薄片显微镜下鉴定、扫描电镜分析和 衍射定量分析结果显示 南堡凹陷深层低渗透砂岩储层中胶结物主要为碳酸盐和黏土矿物 通过方解石和黏土矿物含量与孔隙度和渗透率交会图(图)可以看出 两者呈现负相关关系 反映出胶结作用对储层具有减孔效应 从铸体薄片显微镜下观察也可以看到 晚期碳酸盐胶结作用几乎完全占据砂岩储层的粒间孔隙 导致储层孔渗性变差 次生孔隙的形成机理南堡凹陷东三段与沙一段常见的溶蚀作用主要发生在长石、火山岩岩屑以及早期碳酸盐胶结物中的方解石等易于溶解的矿物(图)石英与变质岩岩屑的溶蚀现象少见 区内主要的溶蚀孔来自早第 期 杨赏 等:渤海湾盆地南堡凹陷深层低渗透砂岩优质储层发育特征与主控因素图 南堡凹陷深层砂岩储层刚性颗粒含量与孔隙度()和渗透率()交会图 ()()图 南堡凹陷深层砂岩储层胶结物含量与孔隙度()和渗透率()交会图 ()()期的碳酸盐矿物胶结物溶蚀 以方解石为主的早期碳酸盐胶结物占据原生粒间孔隙等储集空间 被溶蚀后能释放大量的孔隙 使得孔隙得以保留 这类溶蚀孔往往保留了原生粒间孔的孔隙形态 孔隙形状上多呈现三角形、直边多边形 长石溶蚀主要沿着长石的解理缝延展 多呈现长条状 少量长石溶蚀程度较高 能发生完全溶蚀 保留长石颗粒的形状 发生溶蚀的岩屑以中基性火山岩为主 溶 世 界 地 质 第 卷蚀孔形态多为蜂窝状或放射状分布 此外 受挤压应力和局部超压的影响 号构造沙一段砂岩储层中斜长石沿双晶方向发生破裂并形成碎裂缝和次生粒间孔 对于深层砂岩储层渗透率提高具有重要意义 结论()南堡凹陷深层东三段和沙一段砂岩储层岩性以岩屑长石砂岩和长石岩屑砂岩为主 有效孔隙主要为剩余粒间孔和粒间溶孔 东三段储层总体为中孔低渗 沙一段为低孔低渗()综合储层岩石学特征、储集物性和常规压汞参数 建立了南堡凹陷深层砂岩储层分类评价标准 将深层砂岩储层划分为 类 其中类与类为优质储层 类储层主要分布在 号构造沙一段以及 号构造东三段 类储层主要发育在 号构造东三上亚段与高尚堡构造沙一段()南堡凹陷深层东三段与沙一段储层整体上处于中成岩 时期 压实作用和晚期碳酸盐岩胶结作用是导致储层致密化的主要原因 相对较高的变质岩岩屑和石英碎屑含量有利于原生孔隙保存 早期碳酸盐胶结物、长石碎屑和中基性火山岩岩屑溶蚀 长石受挤压应力破裂成缝 构成深层砂岩储层次生孔隙发育的有利因素参考文献:王道富 付金华 雷启鸿 等.鄂尔多斯盆地低渗透油气田勘探开发技术与展望.岩性油气藏 ():.():.贾承造 邹才能 李建忠 等.中国致密油评价标准、主要类型、基本特征及资源前景.石油学报 ():.():.():.翟光明.关于非常规油气资源勘探开发的几点思考.天然气工业 ():.():.().():.():.():.:.():.():.():.郑红菊 董月霞 王旭东 等.渤海湾盆地南堡富油气凹陷烃源岩的形成及其特征.天然气地球科学 ():.():.童亨茂 龚发雄 孟令箭 等.渤海湾盆地南堡凹陷边界断层的“跃迁”特征及其成因机制.大地构造与成矿学 ():.第 期 杨赏 等:渤海湾盆地南堡凹陷深层低渗透砂岩优质储层发育特征与主控因素 .():.王建伟 杜景霞 张永超 等.南堡凹陷石油地质条件、资源潜力及勘探方向.海相油气地质 ():.():.姜华 王华 林正良 等.南堡凹陷古近纪幕式裂陷作用及其对沉积充填的控制.沉积学报 ():.():.:.():.():.操应长 远光辉 杨海军 等.含油气盆地深层超深层碎屑岩油气勘探现状与优质储层成因研究进展.石油学报 ():.():.操应长 远光辉 王艳忠 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