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  • 川东北宣汉-达县地区长兴组储层特征描述论文

    时间:2021-01-21 20:13:35 来源:蒲公英阅读网 本文已影响 蒲公英阅读网手机站

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     题目

     川东北宣汉-达县地区长兴组储层特征描述 目录 1. 绪论 1 1.1 目的意义 1 1.2 国内外研究现状 1 1.2.1 国内研究现状 1 1.2.2 国外研究现状 2 1.3 主要研究内容及技术路线 3 1.3.1 主要研究内容 3 1.3.2 技术关键与技术路线 4 1.4 预期的成果 5 2.研究区域概况 5 2.1 地理位置 5 2.2 构造特征 6 2.3 地层特征 7 2.3.1 顶、底界线 8 2.3.2 地层划分 11 2.4 沉积相特征 14 3.储层特征 15 3.1 岩性特征 16 3.1.1 岩石类型 16 3.1.2 岩石组合类型 19 3.1.3 野外剖面岩石类型 21 3.2 物性特征 22 3.2.1 物性基本特征 22 3.2.2 储层物性特征 24 3.3 储集空间特征 26 3.3.1 孔隙类型 26 3.3.2 裂缝类型 29 4.储层分布的研究 31 4.1 储层主控因素 31 4.1.1 成岩作用对储层控制 31

     1. 绪论

      1.1 目的意义

     达县-宣汉业已成为油气勘探的重要勘探区之一,目前的勘探研究现状表明,宣汉-达县地区油气地质条件好,天然气资源量约 3700万方。并且长兴组获得了重要的油气显示。2005年在毛利 3 井与普光 6井长兴组发现了一套溶孔性云岩和礁云岩。该礁云岩孔隙性能好具有良好的油气富集成藏条件,成为该地区大有潜力的储层。川东北地区上二叠统长兴组中众多钻井钻获高产工业气流,以及黄龙场、大天池五百梯、高峰场和普光为代表的一系列长兴组礁滩相大、中型气田的发现,是中国南方海相碳酸盐岩油气勘探领域的重大突破之一,因此,有关长兴组海相碳酸盐岩储层、特别是优质礁滩相白云岩储层的成因、分布规律和控制因素受到石油工业界高度关注。四川盆地东北部宣汉-达县地区长兴-飞仙关组海相碳酸盐岩蕴藏着丰富的天然气资源但储层非均质性强。

     因此,着眼于对长兴组储层特征进行详细的研究,根据实测及测井物性资料确定储层物性特征;以期为该区长兴组储层预测提供地质基础资料。了解控制储层发育的重要成岩因素,确定储层纵横向分布,预测有利的储层发育区,此研究不仅为油气勘探选择提供了有价值的科学参考依据,同时对储层特征的研究可以丰富成岩作用等方面理论,对四川盆地乃至整个油气勘探与开发都有十分重大的意义。

     1.2 国内外研究现状

     1.2.1 国内研究现状

     川东北地区上二叠统长兴组中众多钻井钻获高产工业气流,以及黄龙场、大天池五百梯、高峰场和普光为代表的一系列长兴组礁滩相大、中型气田的发现,是中国南方海相碳酸盐岩油气勘探领域的重大突破之一,因此,有关长兴组海相碳酸盐岩储层、特别是优质礁滩相白云岩储层的成因、分布规律和控制因素受到石油工业界高度关注[4] 。多数研究者将川东北地区长兴组(还包括飞仙关组)白云岩储层的成因归结为渗透回流和混合水白云岩化等成因观点,以混合水白云岩化成因观点占主导位置,仅雷卞军和强子同等人提出礁白云岩储层为埋藏白云岩化成因的意见。由于受早期大气淡水影响,礁白云岩和颗粒白云岩在原有粒间孔的基础上经淡水或混合水的溶蚀作用形成

     良好的早期溶孔,这些溶孔经埋藏后得到很好的保存,成为本区主力储层 [5] 。

     在长兴组的某些井段中获重要的油气显示,且在毛坝 3井和普光 6井中发育有一大套溶洞型云岩储层,有大量的沥青充填在孔隙空间中,良好的孔隙空间为油气储存提供了条件。这都说明长兴组是一不可忽视的层位 [6] 。

     区内长兴组储集岩主要为生物礁滩灰岩、白云岩。近年来, 随着对碳酸盐岩储集层的勘探,在川东北地区发现了大量的生物礁滩气藏,,特别是以普光、元坝、龙岗等为代表的长兴组—飞仙关组礁滩相储层大中型气田的发现,使生物礁滩作为油气储集体越来越受到人们的关注 [7] 。目前, 国内学者对台缘礁滩储层,特别是对勘探开发程度较高的川东北普光、元坝地区长兴组—飞仙关组储层,已从不同角度做过大量的研究工作。马永生等探讨了川东北地区长兴组层序地层与储层分布的关系,认为层序高位体系域中的储层岩石孔隙发育,储集条件较好,分布面积较广,从而成为研究区油气勘探的重要目的层;杨威等认为川东北地区飞仙关组鲕粒滩储层中的成岩作用是储层物性的主要控制因素,并控制孔隙的演化过程;郭彤楼通过综合分析研究,认为普光、元坝、盘龙洞等不同部位的台缘带沉积及储层分布明显受同沉积古地貌、白云石化强度、断裂、埋藏期成岩作用和流体活动等综合因素的控制 [8, 9] 。

     1.2.2 国外研究现状

     在 20 世纪 50 年代以前,人们对碳酸盐岩沉积环境的认识还是相当肤浅的,几乎全是笼统的“浅海”化学沉积概念。从 60 年代开始,随着对现代碳酸盐沉积作用研究的深入和对碳酸盐沉积原理的逐渐认识和深化,特别是石油工业的推动,对古代海相碳酸盐岩沉积环境的解释才取得突飞猛进发展,并建立了一系列相应的沉积相模式 [10] 。长期的海相碳酸盐岩油气勘探,揭示了非均质性强的碳酸盐岩储层主要有 4 种类型:台缘生物礁(滩)、岩溶风化壳、白云岩和台内颗粒滩四大类储层 [11] 。对全球大型碳酸盐岩油气田的不完全统计表明,以台缘生物礁和岩溶风化壳为油气储层的大油气田占多数,颗粒滩和白云岩型油气储层的大油气田个数为次。其中,世界上最大的油田是沙特阿拉伯的加瓦尔油田,储层为侏罗系碳酸盐台内颗粒滩相,可采储量约133 亿 t;世界上最大气田为卡塔尔诺斯气田,可采储量达 220 亿 t 油当量,储层是二叠和三叠系的白云岩。但近几年在台地边缘礁滩储层有重大进展,找到了川东北罗家寨、普光、安岳等气田群,塔中Ⅰ号带油气田等 [12] 。

     近年来,许多学者在研究了长兴组-飞仙关组储层之所以发育优质储层。首先,长

     兴组发育以礁相为主的碳酸盐岩,而飞仙关组发育滩相为主的碳酸盐岩,两者有利于白云岩化作用形成白云岩;其次,下伏二叠系与志留系烃源岩具有大量生烃的能力,同时生成大量供溶蚀作用发生的有机酸和二氧化碳;最重要的是,在该区下伏烃源岩大量生成油气、有机酸和二氧化碳的时期(晚印支期—早中燕山期),构造运动与储层超压形成的断-裂体系作为输导通道,使得油气及其伴生的有机酸和二氧化碳进入储层,从而发生两期埋藏溶蚀作用 [13, 14] 。

     自 20世纪 90年代以来,渗透回流和混合水白云岩化作用能否形成大规模的块状白云岩储层在欧美国家遭到广泛质疑,既便是被作为混合水白云岩化典范的美国威斯康星洲中奥陶统米夫林段白云岩,也已被重新解释为成岩埋藏过程中热液交代作用的产物 [15] ,又如加拿大西部阿尔伯特深盆泥盆系和阿拉伯湾北部的油田中的白云岩储层,以及其许多大油气田的白云岩储层都被重新解释为构造控制的热液白云岩储层,而这些储层以前都被解释为混合水成因的 [16] 。表明,对川东北地区广泛发育的长兴组白云岩储层的成因与对长兴组储层的预测有进一步研究的必要。

      2. 研究区域概况

     2.1 地理位置

     川东北区宣汉-达县地区位于四川盆地东北部,地处仪陇以东、开县以西、开江以北、通江以南,处于米苍山—大巴山造山带的前缘, 该区块地层分布与四川盆地主体基本相似,具有三个成藏系统。随着该领域油气勘探理论认识的升华、科学技术与方法的进步,宣汉-达州地区先后发现了探明储量超千亿的普光、元坝、安岳等大型-特大型气田以及塔河奥陶系岩溶型特大油田等,显示了我国海相碳酸盐岩具有良好的勘探前景和巨大的勘探潜力,并成为了我国油气资源战略接替的重要领域。区内属于丘陵地貌,高速公路、铁路和河流贯穿区内,乡镇公路密集,为气田的勘探、开发及研究提供了有利的交通条件。

     图 1 川东北区宣汉-达县地区地理位置图

     2.2 构造特征

     宣汉-达县地区位于四川盆地的的东北部,位于扬子准地台北部边缘,属扬子准地台与秦岭地槽褶皱系之间的过渡带。区域构造上,川东北地区属川东弧形隔挡式褶皱带与南大巴弧形隔挡式褶皱带的叠加、复合、干涉部位。位于华蓥山构造带北侧,大巴山米苍山造山带以南,属于四川盆地川东北褶皱区。为一系列北东向背斜构造,包括毛坝场,普光场,双庙场及老君山等主要构造。地形地貌上严格受着该地质构造的控制,发育背斜山系和长条形开阔的向斜槽地组成平行岭谷。宣汉-达县地区黄金口构造 双 石 庙 - 普 光 构 造 带 , 为 一 构 造 - 岩 性 复 合 型 大 型 气 藏 。

     图 2 川东北区宣汉-达县地区 构造位置图 2.3 地层特征

     研究层位长兴组在区内广泛分布,露头区主要分布于宣汉立石河,盘龙洞、羊鼓洞及开县红花等地;覆盖区根据地震解释及钻井揭示,西部主要分布于双庙场,付家山,毛坝场及普光场构造一带,东部分布于通江平溪坝以南、开县红花以西的广大地

     区。主要是一套海相碳酸盐岩沉积,根据其发育的沉积环境,可以分为三种类型沉积区,即礁滩组合沉积区、开阔局限台地沉积区和开阔台地缓坡沉积区。其中礁滩组合沉积区分别位于覆盖区毛坝井、普光井和黄龙井一带以及露头区宣汉渡口羊鼓洞,鸡唱盘龙洞和开县红花一带,地层厚度在覆盖区一般是 400-600米之间,在露头区约 250米左右。开阔局限台地沉积区地层厚度约 160-260米厚。开阔台地缓坡沉积区地层厚度约 200-350 米厚。

     2.3.1 顶、底界线

     长兴组顶界:长兴组与上覆地层飞仙关组呈整合接触。长兴组和飞仙关之间广泛发育的 40-100 米厚的云岩,应属于长兴组的顶部。长兴组-飞仙关组地层普遍发生了白云岩化。生物礁以下的礁基地层白云化程度较弱,且不均匀;礁核往上至飞仙关组地层,发生了大规模较强程度的白云岩化,形成了较好的礁滩白云岩储层。进一步研究发现,从长兴组礁基地层上段至剖面上部的飞仙关组地层,发育不同类型的白云岩,其在纵向分布上具明显的分带性,由下往上依次可划分为生屑(含砂砾屑) 白云岩、礁白云岩、中细晶白云岩、鲕粒白云岩和泥微晶白云岩。

     1.长兴组与飞仙关组的界限特征 (1)有礁剖面的分界模糊

     图 3 宣汉盘龙洞剖面图

      图 4 台地边缘普光 6 井飞仙关组与长兴组接触关系图 (2)无礁剖面的分界清楚

     图 5 宣汉鸡唱地质剖面图

      图 6 大湾 2井飞仙关组与长兴组接触关系图 长兴组底界:研究区西部付家山,毛坝,普光一带长兴组下伏地层为龙潭组,二者之间整合接触。而研究区东部,即宣汉渡口立石河,鸡唱盘龙洞一带长兴组下伏地层为吴家坪组,整合接触。在分界处长兴组主要为质纯的灰色中-薄层状生屑泥晶灰岩,为开阔台地;吴家坪组主要为深灰色薄层状泥晶灰岩和灰黑色页岩,为缓坡。

     图 7 宣汉盘龙洞地质剖面图

     图 8 普光 5井长兴组与吴家坪组接触关系图

     2.3.2 地层划分

     在野外露头,钻井岩心观察,测井曲线以及地震剖面响应分析的基础上,结合层序地层学的理论指导,将长兴组地层分为两段:长一段和长二段。包括两个三级层序。

     长一段:现有资料统计长一段厚度约在 50 米到 200 米范围内。属于第一个三级层序,包括海侵体系域和高位体系域,分别对应于上下两个亚段。其中,下亚段属于第一层序的海侵体系域的沉积,为开阔台地沉积,岩性主要为灰色中薄层状泥晶灰岩,沉积物粒度细,以泥晶为主,储集性能差。下亚段位于高位体系域,在碳酸盐台地东西两侧发育台地边缘生物礁及浅滩沉积,东侧分布于羊鼓洞、盘龙洞及开县红花等地,西侧分布于毛坝,普光等地,岩性主要为海绵生物礁灰岩、海绵生物礁云岩及颗粒云岩等。岩石中孔隙丰富,具有很好的储集条件,宣汉盘龙洞生物礁岩中沥青丰富,,还是一个被破坏的古油藏。其他地区主要为开阔台地台棚沉积,岩性以灰色中薄层状泥晶灰岩,泥晶云岩或部分颗粒灰岩或云岩为主,孔隙不发育,储集性能差。

     长二段:厚度约在 100-450 米范围内。属于第二个三级层序,也包括海侵体系域和高位体系域,分别对应于上下两个亚段。其中下亚段海侵体系域为台地边缘浅滩相,沉积亮晶砂屑灰岩、亮晶鲕粒灰岩等颗粒岩,颗粒之间多数被亮晶方解石胶结,储集性能不好,局部地区储集性能较好。而上亚段高位体系域为暴露浅滩蒸发坪沉积,沉积物主要是亮晶鲕粒云岩、亮晶砂屑云岩以及中细晶云岩等,岩石在成岩和埋藏的过程中,遭受了强烈的成岩变化,溶孔很发育,储集性能较好。

      图 9 普光 5井长兴组沉积与岩性组合特征柱状图 长兴组厚度 220.9 米。上下分别与飞仙关组和龙潭组整合接触。

     长二段:本段岩性及测井响应特征与长一段差别明显,自然伽马值首先增大,然后逐渐减小,呈“齿状、尖峰状”;电阻率变化不明显,但也有明显的界面。岩性为灰至深灰色泥微晶灰岩与微晶灰岩及微晶白云质灰岩互层。沉积环境为局限台地,溶蚀作用弱。

     长一段:自然伽马曲线上部呈“波状、低齿状”,下部则以“齿状”为主,深、浅侧向电阻率曲线上部为“波状”起伏,下部为“尖峰状”中低值起伏。岩性上部为灰至深灰色生屑粉晶灰岩、残余生屑粉晶灰岩夹灰色微晶灰岩,下部为灰黑色残余生屑粉晶灰岩。生物碎屑含量一般,普含的沥青。沉积环境为开阔台地,溶蚀作用弱。

      图 10 盘龙洞长兴组沉积与岩性组合特征柱状图 2.4 沉积相特征

     宣汉-达州地区晚二叠世长兴期的地裂运动导致南秦岭拉裂使开江-梁平、万源-巫溪、七跃山一带形成多条同生断层,断层下降盘形成海槽,上升盘形成台地,断层面则构成了陡峻的斜坡地带,东侧是城口—鄂西海槽,西部是开江-梁平海槽,南部

     是两个海槽的主要连通区。川东北地区长兴时期孤立碳酸盐岩台地主要发育了潟湖 (包括蒸发潟湖、局限潟湖、半局限潟湖和点滩)、台地边缘滩、斜坡、海槽等亚环境。随海平面的升降变化、开江—梁平海槽的逐渐关闭和城口—鄂西海槽的东移, 各种孤立台地亚相发生转变和移动,最终在飞仙关早期孤立台地转化为川东北大型连陆台地。

     图 11 川东北区宣汉-达县地区 沉积相图 3. 储层特征

      长兴组储层主要为一套礁滩云岩,具有厚度大、溶孔发育、物性好、气显示极为丰富的特点,是继飞仙关组之后又一套重要的储层。其有利沉积环境、构造部位及成岩作用是油气聚集成藏的重要因素。

     3.1 岩性特征

     3.1.1 岩石类型

     长兴组有多种岩石类型,其中主要有泥晶灰岩、生屑灰岩、残余礁云岩及礁灰岩、中

     细晶云岩、海绵礁云岩及礁灰岩、残余颗粒云岩其中有鲕粒,砂屑、生屑及砾屑等多种物质,具有较好的储集性能。

     1.主要岩石类型 (1)泥粉晶云岩:其岩石组成主要为灰泥等物质,其中有少量颗粒夹亮晶白云石胶结物,其中可见星散状黄铁矿分布,白云石晶体自形程度较低晶间溶孔较为发育。矿物成分主要为白云石,含量可达 90%,含少量方解石,与残余颗粒中细晶云岩储层共生,分布较广泛,主要分布于普光,盘龙洞一带,多出现在长兴组二段。

     (2)中细晶云岩:白云石含量约 90%。其中重结晶作用较为明显,以中细晶为主,粉晶次之。可见少量的残余砂屑、生屑及砾屑。晶间溶孔较多,岩石孔壁上具有少量的沥青残余。形成于台地边缘浅滩相带,多出现在长兴组二段地层,储集性好

     (3)海绵礁云岩:其中白云石含量约 95%,具细晶或微晶结构和其中礁残余结构,主要造礁生物为海绵、苔藓虫与珊瑚,含量约 30%,具一定的生长方向,岩石形成障积结构和骨架结构。造礁生物主要为脑纹状海绵。附礁生物主要为腕足动物、藻纹层、有孔虫及瓣鳃。填隙物为礁角砾,微粉晶白云石与生物碎屑。岩石孔壁上具有大量的沥青残余。孔隙类型主要为生物体溶孔和晶间溶孔,少量粒间溶孔。主要为台地边缘生物礁沉积,形成在长兴组一段上部,储集性较好。

     (4)残余鲕粒云岩:主要矿物成分为白云石,其中含量可达 95%。颗粒主要是残余鲕粒,含量可达 15%。有较强烈的重结晶作用,主要成分是中细晶,少量粉晶。其中胶结物主要为亮晶白云石。岩石孔隙主要为晶间孔、晶间溶孔、粒内溶孔与粒间溶孔。鲕粒铸模孔发育,其中孔洞保留原鲕粒形态,储集能力较高。主要为浅滩沉积,位于长兴组二段礁云岩储集层的上部。储集性较好。

     2. 次要岩石类型 (1)砾屑云岩:其中白云石含量可达 96%,砾屑含量可达 50%。砾屑成分复杂,岩石成分主要为残余鲕粒云岩、残余生屑云岩与粉细晶云岩,具有少量残余生物礁。可见少量砂屑铸模孔,孔为原砂屑被完全溶蚀而形成,其外形保留原砂屑形态。杂基成分主要为粉晶的白云石,少量砂屑及生屑,具有较多的粉晶级别的菱形白云石。晶间溶孔较发育,多数岩石孔壁上具有沥青残余,普光 6 井所含砾屑云岩较多。沉积类型主要为潮道沉积,其储集性较好

     (2)海绵礁灰岩:岩石储层中方解石含量约为 70%,白云石可达 20%。主要造礁生物为脑纹状海绵与苔藓虫,含量约 50%,具一定的生长方向,形成骨架结构和障积结构,由藻纹层包卷粘结具有一定的方向。被少量的亮晶方解石所充填,清晰可见海绵水管。附礁生物主要为腕足动物、藻纹层、有孔虫及瓣鳃。具有少量的晶间溶孔,沉积类型主要为台地边缘生物礁沉积,形成于长兴组一段上部。储集性能一般。

     3.1.2 储层岩石分布

     长兴组整体上具有多种岩石组合类型,以普光 6 井为例,由上到下主要为浅灰色泥晶溶孔云岩岩石组合、含砾屑溶孔云岩岩石组合、中细晶云岩岩石组合、溶孔海绵骨架礁白云岩岩石组合、海绵骨架礁灰岩岩石组合、灰岩与白云岩岩石组合。其中泥晶溶孔云岩、砾屑溶孔云岩、中细晶云岩、溶孔海绵骨架礁白云岩储集性较好,海绵骨架礁白云岩储集性最好,而海绵骨架礁灰岩储集性较差。

     (1)浅灰色泥晶溶孔云岩岩石组合:主要位于长兴组的上部,上部主要是溶孔砂屑,

     生屑云岩与溶孔砾屑云岩,厚度可达 10 米。岩石组合中砾屑云岩中砾屑成分主要是中细晶云岩,残余鲕粒细晶云岩和生屑云岩,具有少量的礁角砾结构,填隙物成分复杂,含大量泥质成分。在残余鲕粒中细晶云岩中少数情况可见有示底构造与粒内溶孔。整体上,该大套岩石组合中主要由溶孔颗粒云岩和溶孔中细晶云岩组成不等厚互层,一个互层旋回的厚度约 4米。储集性好。

     (2)含砾屑溶孔云岩岩石组合:主要分布于长兴组的中上部,厚度可达 20 米。该组合以灰色溶孔砾屑云岩和灰白色溶孔中细晶云岩为主。成岩作用中重结晶作用和溶解作用最为强烈,其中中细晶云岩中溶孔非常发育,砾屑溶孔云岩与灰白色云岩互层,储集性较好。大多数岩石孔壁上具有沥青残余物质。

     (3)中细晶云岩岩石组合:主要分布于长兴组的上部,厚度 34 米。该岩石组合中方解石的含量可达 20%,白云石可达 70%。具有较强烈的重结晶作用,主要是中细晶结构。岩石中可见砾屑,残鲕以及生屑等碎屑成分。多数没有充填物质,见有大量的压溶缝合线,内有沥青充填物,有较强烈的压溶作用。溶孔较为发育,多口井段孔隙较为发育,储集性较好。

     (4)海绵骨架礁云岩岩石组合:主要位于长兴组的中部,厚度 20 米。岩石组合主要为深灰色海绵障积礁云岩,内部夹有灰白色中细晶的云岩和灰白色残余颗粒泥晶云岩。该段岩石具有较强的重结晶作用、白云石化作用、胶结作用和溶解作用。在海绵障积礁的格架孔中,充填了至少两个世代的胶结物质,马牙状或叶片状的白云石晶体和巨晶方解石的联晶胶结。溶解作用,重结晶作用对其破坏有限,一些岩石溶孔孔壁有沥青残余。储集性最好。

     (5)海绵骨架礁灰岩岩石组合:主要位于长兴组的中下部,厚度 30 米。岩石中的矿物成分方解石的含量近 70%,白云石约 30%。该岩石组合主要由海绵礁骨架和灰色白云质灰岩组成的。具有泥晶结构和礁的骨架与障积结构。造礁生物主要是脑纹状海绵,还具有苔藓虫,珊瑚与有孔虫。附礁生物主要是藻类,腕足,有孔虫,腹足与瓣鳃。填隙物多为泥微晶的灰泥、砂屑和生屑,藻屑等。生物格架间多被叶片状的方解石晶体和巨晶方解石联晶充填胶结。岩石中有许多方解石脉和方解石充填的溶洞。成岩作用主要就是较弱的白云石化作用,充填作用和胶结作用,礁的粘结作用。重结晶作用和溶解作用不明显。具有内沉积物以及生物体形成的遮蔽孔等示底构造现象。平均面孔率很低。储集性较差。

     (6)灰岩与白云岩岩石组合:主要位于长兴组的下部,厚度 33 米。该组合主要为灰

     色泥晶灰岩。方解石含量约 90%。具有泥微晶结构。晶间溶孔不发育,储集性差。

     3.2物性特征

     储层的物理性质包括孔隙度、渗透率和饱和度以及它们三者之间的关系。孔隙度是衡量岩石储集流体能力的参数;渗透率则反应了岩石中流体流动的难易程度;而流体饱和度则反映了储层段含流体的情况。

     3.2.1 物性基本特征

     根据区内取芯储层段所测孔隙度及渗透率,进行储层孔渗关系研究,为取芯储层段孔隙度及渗透率关系图,如图所示,区内存在低孔高渗的储层分布区域,指示了致密岩性段中,裂缝的发育改善了地层的渗透能力,并且未充填的裂缝还可提供储集空间,形成了低孔高渗储层。由此可见,研究区储层储集空间主要为溶蚀孔隙、溶蚀孔洞等,但是也可存在未充填构造缝。

     普光 5 井

     图 3.2.1 长兴组孔隙度频率分布直方图

      图 3.2.2 长兴组渗透率频率分布直方图 目的层段长兴组以高中孔高渗储层为主,储集性较好。孔、渗之间具有较好的相关性,以孔隙型储层为主孔隙度和渗透率虽然受多种因素控制,但一般情况下应具有一定的相关关系。大部分储层孔渗相关性较好,呈正线性相关,即随着孔隙度的增加,渗透率均匀增大。以孔隙(溶孔)型储层为主,主要分布于长二段中下部和长一段上部礁云岩段;而另外一部份储层孔渗相关性较差,即孔隙度变化不大,而渗透率却成倍增大,属裂缝孔隙型储层或孔隙裂缝型储层;整个长兴组均有分布,主要分布于长二段上部和长一段中上部礁灰岩段。

      图 3.2.3长兴组孔渗关系散点图

      图 3.2.4 普光 6井纵向孔渗变化图 3.3 储集空间特征

     通过钻井岩心详描和岩心薄片观察,储层储集空间类型丰富,发育有各种类型的孔隙和裂缝。长兴组储集空间类型极其发育,类型丰富,以晶间孔,晶间溶孔,粒间溶孔和粒内溶孔以及溶蚀扩大孔为主,裂缝和压溶缝合线次之。还可见铸模孔,晶内溶孔以及晶模孔等孔隙类型。

     3.3.1 孔隙类型

     储层孔隙丰富,主要包括两种类型,一种为与溶蚀有关的孔隙,如各类溶孔及溶洞(溶蚀扩大);另一种与溶蚀无关,如晶间孔及粒间孔。研究区孔隙主要以各类溶孔、溶洞(溶蚀扩大孔)和晶间孔为主。原生粒间孔几乎全部被胶结充填。压溶缝合线多被沥青充填中泥微晶云岩及灰岩。

     溶蚀孔:将因溶蚀作用形成的各类孔隙称为溶蚀孔,孔径小于 2 毫米的称溶孔,直径大于 2 毫米的称溶洞。溶蚀孔是长兴组最主要的储集空间。溶孔类型丰富,主要包括粒内溶孔、粒间溶孔、铸模孔、晶间溶孔、晶内溶孔等。

     (1)粒内溶孔:是各种颗粒内部因溶蚀形成的孔隙,孔隙直径小于颗粒直径。比较少见,主要发育于生屑云岩、鲕粒云岩及砂屑云岩中,如生物体腔内溶孔、鲕粒内溶孔以及砾屑内溶孔等。

     (2)粒间溶孔:由颗粒间胶结物或部分颗粒溶蚀扩大形成。这种孔隙比较常见,主要发育于生屑云岩、鲕粒云岩、砂屑云岩及生物礁云岩中。

     (3)铸模孔隙:由颗粒全部溶蚀形成,溶孔保存了颗粒的形态及大小。比较少见,主要发育于于生屑云岩及鲕粒云岩中,如鲕模孔及生物模孔等。多有同生期溶蚀作用形成,此期溶蚀作用具有选择性,颗粒内部甚至整个颗粒被溶蚀后,形成的孔隙空间,后期可能受到胶结充填作用影响,被方解石、沥青等充填,但仍存在部分剩余空间可提供储集空间。

     (4)晶间溶孔:是晶间孔因溶蚀扩大而形成,发育于各种中细晶云岩,常呈三面体形态。在晶间孔的基础上,经过进一步溶蚀扩大,可形成晶间溶孔,孔隙的边缘显示为港湾状、孤岛状等。晶间孔、晶间溶孔多形成于烃类进入之前,因此可能存在沥青充

     注,其未完全充填的剩余空间及沥青未进入孔隙可提供储集空间,是研究区重要的储集空间类型。

     (5)晶内溶孔:是在早期形成的晶体内部因溶蚀作用形成的孔隙。非常少见,主要发育在巨大的联晶方解石胶结物内部和白云石晶体内部,多是最晚期溶蚀形成的,孔壁干净,没有被沥青污染。

     (6)溶洞:长兴组溶蚀作用非常强烈,形成了非常丰富的溶洞,遍布于云岩中,是最主要的储集空间之一。孔隙性溶洞,是对原来存在的孔隙进一步溶扩而形成的,可存在部分溶蚀残余;裂缝性溶洞,沿裂缝发育,是对裂缝局部的溶扩而成。溶洞内往往较干净,也可能存在自生石英生长。岩心观察发现,溶洞形态不规则,大小以 3-5 厘米为主,大者 10 厘米,洞壁除有少量白云石、方解石及石英生长外,大部未被充填,洞壁因沥青污染而为黑色。

      (7)晶间孔:由于强烈的重结晶作用,白云石形成了不同大小的晶粒,如粉晶、细晶、中晶及粗晶等,发育于晶体与晶体之间的孔隙即晶间孔。比较常见,除了溶孔之外,其是长兴组主要的储集空间,广泛发育在各类云岩中(图版)。

     (8)粒间孔:由于成岩过程中的胶结作用和充填作用,几乎全部被充填,很少能成为有效的储集空间。

     浅灰色灰质亮晶鲕粒白云岩中粒间溶孔发育,普光 302-1 井,5396.41 米,铸体薄片; 图 3.3.3 粒间溶孔照片

      3.3.2 裂缝类型

     主要包括压溶缝合线和构造裂缝两种类型(图版)。

     1. 压溶缝合线:是一种特殊的缝,主要是压溶作用造成的。主要发育有两期缝合线,早期缝合线多被有机泥质或其他不溶残余物充填,对储层物性没有贡献;晚期缝合线多被沥青充填,只有极少量的为半充填,该期缝合线除本身具有一定的储集空间外,它主要为烃类物质进入提供通道,其中压溶缝合线主要在长兴组的下部较发育,在中间各段有较少发育(图版)。

     2.构造裂缝:是固结岩石在区域构造应力或局部构造应力作用下破裂而形成的裂缝。研究区长兴组宏观、微观裂缝相对都较为发育。研究表明,发育有三期裂缝,即早期白

     云石脉或方解石脉裂缝以及泥质充填裂缝、中期沥青充填裂缝与晚期未充填裂缝。早期裂缝形成于浅埋阶段,裂缝形成后没有烃类物质进入,充填白云石,方解石等,这期裂缝发育较差,宏观上仅局部层段发育。显微镜下观察,微观裂缝宽度一般0.1-0.25mm,最宽约 5mm,最窄的约 0.02mm;第二期裂缝形成于中深埋藏阶段,规模极小,宽度一般 0.02-0.05mm 之间,主要发生在烃类物质进入之前或同期,被沥青全部或者部分充填,虽然不能提供很多的储集空间,但它为有机酸进入提供了通道,促进岩石发生大规模溶蚀,形成了大量的溶孔,进而改善了储集性能;第三期裂缝形成于深埋环境的干气阶段,规模相对较大,宽度一般 0.1-0.5mm,常切割一、二期裂缝,缝壁很干净,没有充填物,或是在第二期裂缝的基础上进一步张开,形成稍宽的裂缝,这种裂缝缝壁上有沥青残余。该期裂缝能够提供有效的储集空间,对油气的孔渗贡献也很大。

     3.4 孔隙结构特征

     孔隙结构是指孔隙及其喉道的形态、大小、发育程度以及它们的相互组合关系。在评价岩石孔隙和喉道的储渗性能中起着重要的作用。流体在没有裂缝参与的单一孔隙介质中的渗流是在由孔隙及喉道构成的复杂系统中进行的。

     根据储层岩石的孔隙度、渗透率以及中值喉道等孔隙结构特征参数,以孔隙度 2%作为储层评价的下限值,大于 2%的称为有效储层。

     一类储集岩特征:孔隙度>10%,渗透率>1.0×10-3μm2,储层厚度>10m,排驱压力<0.2Mpa,中值压力<1Mpa,喉道中值>1.0μm。主要储集岩为残余鲕粒云岩、礁云岩、细晶云岩,主要储集空间为粒间溶孔、粒内溶孔、晶间溶孔,孔隙结构类型为大孔粗中喉型,沉积微相为台缘鲕粒滩和台缘礁,发生的成岩作用主要为强云化和强溶蚀作用。孔隙结构主要为大孔粗中喉,毛管压力曲线表现出粗歪度,分选较好,储集性能较好。

     图 3.3.4普光 302—1井Ⅰ类储层压汞特征

     二类储集岩特征:孔隙度 5~10%,渗透率 0.25~1.0×10-3μm2,储层厚度 5~10m,排驱压力 0.2~1Mpa,中值压力 1~10Mpa,喉道中值 0.2~1.0μm之间。储集岩为鲕粒云岩、砂屑云岩、粉晶中晶云岩,储集空间为粒间溶孔、粒内溶孔、晶间孔、晶间溶孔,孔隙结构为大孔中细喉、中孔中喉,沉积微相为台缘滩、台缘礁、台缘云坪,成岩作用主要是发生强云化和强溶蚀作用。毛管压力曲线显示出中—细歪度,分选中等图,储集性较好。

     图 3.4.2普光 302—1井Ⅱ类储层压汞特征

     三类储集岩特征:孔隙度 2~5%,渗透率 0.02~0.25×10-3μm2,储层厚度为 2~5m,

     排驱压力介于 1~10Mpa,中值压力介于 10~100Mpa,喉道中值宽度在 0.2~0.024μm。储集岩为泥—粉晶白云岩、生屑白云岩、生物礁灰质白云岩、鲕粒灰岩,储集空间为晶间孔、铸模孔、生物体腔孔,孔隙结构类型为中孔细喉、小孔细喉,沉积微相为台缘滩、台缘礁、台内点滩—点礁,成岩作用主要是弱云化、弱溶解、强胶结、强压实作用。毛管压力曲线显示出中—细歪度,分选中等差,储集性中等至较差。

     图 3.4.3普光 302—1井Ⅲ类储层压汞特征

     四类储集岩特征:孔隙度<2.0%,渗透率<0.002×10-3μm2,储层厚度为<2m,排驱压力>10mpa,中值压力>100mpa,喉道中值<0.024μm。储集岩为云质灰岩、泥晶云岩、泥晶灰岩、膏质灰岩等,储集空间为生长骨架孔、晶内溶孔等,孔隙结构为小孔微喉、微孔微喉,沉积微相为陆棚、斜坡、开阔台地、局限台地和潮坪等,成岩作用主要是强胶结、强压实作用。毛管压力曲线特征显示出细—极歪度,分选差—极差,储集性差。

     a 普光 302-1井Ⅳ类储层毛管压力曲线,5427.36m,758 号 b 普光 302-1井Ⅳ类储层汞饱和度柱状图及渗透率贡献值累积曲线,5427.36m,758 号

     图 3.4.3普光 302—1井Ⅳ类储层压汞特征 长兴组储层以大孔粗喉型、大孔中喉型、中孔细喉型为主

     普光气田长兴组储层孔喉组合类型频率直方图 综上所述,储集岩类型主要以二类储层和三类储层为主,一类储层次之,主要分布于普光场构造普光 5井和普光 6井。

     4. 储层分布的研究

     4.1 储层主控因素

     储层控制因素有沉积相、成岩环境、成岩作用以及构造作用。控制储层物性的最主要因素是沉积微相与成岩作用。其中,沉积作用是基础,它控制着储层的分布范围和影响后期成岩作用的类型和强度;成岩作用是关键,不仅影响着储集空间的演化过程和孔隙结构特征,还决定了当前储层的具体分布。而构造作用产生的裂缝改善了储层的孔渗条件,裂缝的存在可以使孔渗性较好的储层储集性能得到进一步的提高,也可以使得孔渗条件较

     4.1.1 沉积相,沉积微相对储层的控制

      4.1.2 成岩作用对储层控制

     成岩作用对碳酸盐岩储层的形成、发展、演化具有重要的作用。有利的储集相带台缘礁滩相带和台地蒸发岩相带只是形成良好储层的基础条件,然而要使该相带形成有效的储层,关键还是看后期成岩作用对其改变的程度。对储层储集空间形成贡献最大的成岩作用是白云石化作用、溶蚀作用。

     (1)白云石化作用:白云石化作用是改变储层物性的基本条件。在白云石化过程中,一方面由于白云石密度大,体积小,交代同等数量的方解石时会造成固体体积缩小,所以在不考虑岩石原有孔隙影响的情况下,当方解石被白云石全部交代后,岩石孔隙度会增加 20%。另一方面,白云石化的结果会使晶体增大和趋于自形,这样将使原岩中孔隙网络得到调整,晶间孔之间相互连通,可以提高孔隙流体的渗透能力,为埋藏期岩石大规模的溶蚀奠定了基础。但是并不是所有的白云石化后的岩石都具有良好的物性,比如说局限台地相带的泥微晶云岩,它就不具备很好的储集性能,这主要是因为其沉积环境影响的结果,主要是其原始孔隙网络就不发育造成的。

     图 4.1 长兴组白云石含量与物性关系 普光及周边地区长兴组礁滩相优质储层仅发育于白云岩中,且白云石化作用彻底,储集性能越好;对于未发生白云石化或白云石化程度较低的礁滩沉积来说,储集性能明显变差。

     图 4.2.2普光 6井长兴组台地边缘云化生物礁 (2)溶蚀作用:溶蚀作用是改变储层物性的至关重要的条件。溶蚀作用主要包括两个阶段的溶蚀,准同生阶段的溶蚀作用较局部且规模小,只是针对易于暴露的礁滩相带。由于易于暴露,因此会受到大气淡水的影响,因此在局部地区遭受早期暴露溶蚀,结果易于形成选择性溶蚀孔隙,尽管该孔隙也遭受了后期的充填胶结,但该被充填的孔隙内部物质并不均一,还是容易遭受晚期的溶蚀,有利于大量溶孔的形成。因此说该早期溶蚀作用对储层的贡献依然不可磨灭。是有利于储集性提高的因素。也是礁滩相带是有利储层相带的原因之一。

     溶蚀角砾岩,普光 304-1,5666m 晚期溶蚀作用范围广,且规模较大。主要是因为如下三个方面的因素的相互影响的结果。一方面在印支运动晚期,燕山运动整个阶段,构造活动比较频繁,形成了大量的裂缝,为流体的流动提供了通道,改善了储层的储渗条件;其次,在晚成岩阶段埋藏成岩环境下,岩石的埋深,温度、压力等都达到了一定的条件,有机质成熟生烃的过程中,释放出大量的有机酸性物质进入到孔隙溶液中,改变了孔隙流体的性质,岩石易于溶解

     。

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