孫風(fēng)濤，郭鐵恩，田曉平，黃 凱，施亞洲，張國(guó)坤

（中海石油（中國(guó)）有限公司天津分公司勘探開發(fā)研究院，天津塘沽 300450）

渤海XX29-2油田中深層優(yōu)質(zhì)儲(chǔ)層成因分析

孫風(fēng)濤，郭鐵恩，田曉平，黃 凱，施亞洲，張國(guó)坤

（中海石油（中國(guó)）有限公司天津分公司勘探開發(fā)研究院，天津塘沽 300450）

摘 要：為研究XX29-2油田沙河街組中深層儲(chǔ)層特征，運(yùn)用薄片鏡下觀察、巖心描述、物性分析、掃描電鏡等手段對(duì)其巖性、物性進(jìn)行精細(xì)分析。結(jié)果表明，XX29-2油田沙河街組中深層儲(chǔ)層砂巖類型以含礫中—粗粒巖屑長(zhǎng)石砂巖和長(zhǎng)石巖屑砂巖為主，孔隙類型以粒間孔為主，儲(chǔ)集性好，為中孔高滲優(yōu)質(zhì)儲(chǔ)層。按一般的理論分析，中深層的儲(chǔ)層因受成巖作用影響，物性多為低—中孔滲，為了解這種中深層優(yōu)質(zhì)儲(chǔ)層的成因，從影響中深層優(yōu)質(zhì)儲(chǔ)層成因的七個(gè)因素對(duì)其做了分析，最后得出CO2熱流體和粗粒砂巖是形成該區(qū)優(yōu)質(zhì)儲(chǔ)層的主控因素。這一成果為下步渤海中深層有利目標(biāo)的勘探提供了科學(xué)依據(jù)。

關(guān)鍵詞：CO2熱流體；粗粒砂巖；優(yōu)質(zhì)儲(chǔ)層

Origin Analysis of the Intermediate-deep High Quality Reservoir
in XX29-2 Oil Field, Bohai Sea

SUN Fengtao, GUO Tieen, TIAN Xiaoping, HUANG Kai, SHI Yazhou, ZHANG Guokun

(Institute of Exploration and Development of Tianjin Branch of CNOOC Ltd., Tanggu Tianjin 300450, China)

Abstract:The reservoir characteristics and physical properties of medium-deep Paleogene Shahejie Fm in XX29-2 oil field have been studied by using thin sections observation, physical properties analysis, scanning electron microscope and core description. The study results showed that the reservoir sandstones are dominated by conglomeratic mesograin-macrograin lithic arkose and feldspathic lithic sandstone. The main pore types are intergranular pores in this area. The reservoir physical properties are good, with middle porosity and high permeability. According to the general theory, the physical property of mid-depth reservoirs is low-middle porosity and permeability due to the influence of diagenesis. To understand the origins of this kind of excellent mid-depth reservoir, analysis has been conducted on the seven factors influencing the high-quality reservoir. Through analysis, it is concluded that the main control factors for high-quality reservoirs are CO2hot fluid and gritstone. The study results provide a scientific foundation for looking for high-quality reservoirs in Bohai bay.

Keywords:CO2hot fluid; gritstone; high-quality reservoir

1　區(qū)域地質(zhì)概況

XX29-2油田位于渤海中部海域，區(qū)域構(gòu)造位置處于石臼坨凸起東傾末端北側(cè)邊界斷裂下降盤的斷坡帶上。研究區(qū)目前已鉆井6口，鉆井揭示主要含油氣目的層段為沙河街組的沙一、二段，油藏埋深-3 150～-3 485 m，為中深層范疇。沙一、二段沉積類型為扇三角洲沉積，產(chǎn)層段主要為分流河道、河口壩沉積微相。巖性以中砂巖和含礫中砂巖為主。

2　儲(chǔ)層特征

根據(jù)巖心觀察、巖石薄片鑒定、掃描電鏡和錄井資料分析，沙一、二段儲(chǔ)層主要為含礫中—粗粒巖屑長(zhǎng)石砂巖和長(zhǎng)石巖屑砂巖為主。顆粒分選中等，磨圓呈次圓～次棱狀，巖石成分成熟度較低。碎屑顆粒以石英、長(zhǎng)石、巖屑為

主，其中石英質(zhì)量分?jǐn)?shù)為13.0%～41.0%，平均29.0%；長(zhǎng)石28.0%～45.0%，平均35.4%；巖屑20.0%～55.0%，平均35.6%?？紫栋l(fā)育，連通中等～好，面孔率約20%，以粒間孔為主（圖1），見少量次生溶蝕孔。

通過(guò)沙一、二段216樣次的巖心常規(guī)孔隙度、滲透率分析資料，孔隙度分布范圍8.9%～32.4%，平均21.3%；滲透率分布0.1×10-3～6 852.5×10-3μm2，平均952.4×10-3μm2（圖2）；測(cè)井解釋儲(chǔ)層孔隙度主要分布在16.3%～26.3%之間，滲透率主要分布在31.9×10-3～5 498.3×10-3μm2之間；油氣層平均孔隙度22.0%，平均滲透率862.5×10-3μm2；儲(chǔ)層具有中孔、高滲的物性特征。

圖1　XX29-2E-2井沙一、二段巖心鑄體薄片和掃描電鏡照片

圖2　XX29-2油田沙一、二段巖心分析孔隙度、滲透率分布直方圖

3　優(yōu)質(zhì)儲(chǔ)層成因分析

XX29-2油田沙一、二段油層分布在3 300 m左右，孔隙度主要分布在15%～30%之間，滲透率多大于1 000×10-3μm2，屬于中深層的優(yōu)質(zhì)儲(chǔ)層。前人對(duì)碎屑巖儲(chǔ)集層物性的影響因素已做過(guò)大量研究，主要受沉積相帶、成巖作用、油氣侵位、超壓作用以及火山活動(dòng)等條件的影響[1-2]，目前渤海一般從CO2熱流體、湖相碳酸鹽巖、粗粒砂巖、油氣侵位、裂縫儲(chǔ)層、超壓作用和次生孔隙等七個(gè)方面來(lái)研究中深層優(yōu)質(zhì)儲(chǔ)層成因。研究區(qū)巖性為中—粗砂巖；壓力梯度為0.97 MPa/100 m，屬正常壓力系統(tǒng)；儲(chǔ)層類型以粒間孔為主，見少量次生溶蝕孔。這就排除了湖相碳酸鹽巖、裂縫儲(chǔ)層、超壓作用以及次生孔隙的影響，下面對(duì)其余三點(diǎn)逐一分析。

3.1 CO2熱流體對(duì)儲(chǔ)層的影響

CO2熱流體對(duì)儲(chǔ)層的影響主要表現(xiàn)在對(duì)長(zhǎng)石的溶蝕作用；高嶺石發(fā)育，伊利石不發(fā)育，儲(chǔ)層高滲。高嶺石在酸性成巖場(chǎng)中容易產(chǎn)生和保存[3]，CO2的存在為高嶺石提供了這種酸性成巖場(chǎng)。XX29-2油田天然氣的二氧化碳質(zhì)量分?jǐn)?shù)為6.45%～90.61%，據(jù)XX29-2E-2井黏土礦物含

量分析結(jié)果，伊利石質(zhì)量分?jǐn)?shù)為8.9%，高嶺石為34.2%，即高嶺石發(fā)育伊利石不發(fā)育（圖3）。

引用的中國(guó)石油大學(xué)（華東）地球資源與信息學(xué)院陳鑫的高嶺石含量與物性、伊利石含量的垂向?qū)Ρ葓D（圖4），從圖上可以看出高嶺石含量與孔隙度和滲透率有很好的正相關(guān)，伊利石含量與孔隙度和滲透率為負(fù)相關(guān)。高的高嶺石含量，低的伊利石含量，可作為二氧化碳流體對(duì)儲(chǔ)層改造最重要的證據(jù)。

圖3　XX29-2E-2井黏土礦物含量柱狀圖

圖4　高嶺石含量與物性、伊利石含量的垂向?qū)Ρ葓D

3.2 粗粒砂體對(duì)儲(chǔ)層的影響

對(duì)中深層儲(chǔ)層，壓實(shí)作用強(qiáng)，粒徑小的顆粒因比表面積較大，與粒徑大的顆粒相比，在承受同樣壓力的情況下不易發(fā)生滑動(dòng)、變形。負(fù)荷的壓力多用來(lái)擠壓孔隙，造成砂巖孔隙度變化較快；粒度較大的顆粒，接觸面積小，顆粒支撐作用強(qiáng)，顆粒相對(duì)承受的壓力大一些，會(huì)分擔(dān)一部分?jǐn)D壓孔隙空間的力，從而使埋藏過(guò)程中的孔隙度變化較慢。因此，在地質(zhì)時(shí)期的埋藏過(guò)程中，顆粒較細(xì)的砂巖減孔量較大而保存的孔隙較少；顆粒較粗的砂巖減孔量較小，保存的孔隙較多。分選對(duì)砂巖的成巖壓實(shí)作用也有影響，分選相同的砂巖，只經(jīng)歷壓實(shí)作用的情況下，顆粒粒徑與滲透率之間存在正相關(guān)的關(guān)系，粒徑越大砂巖滲透性越好[4]。表1為統(tǒng)計(jì)的XX29-2E-2井巖心粒度與物性關(guān)系，當(dāng)粒度為粗砂巖時(shí)，滲透率在1 500×10-3μm2以上，為細(xì)砂巖時(shí)，非均值性較強(qiáng)，滲透率在1.2×10-3～174.3×10-3μm2之間，為粉砂巖時(shí)，滲透率大部分都小于1×10-3μm2。即粗砂巖為高孔特高滲儲(chǔ)層、細(xì)砂巖為中孔中低滲儲(chǔ)層、粉砂巖為特低孔特低滲儲(chǔ)層。從XX29-2E-2井巖心照片看（圖5），大部分巖性為具有一定分選的中—粗粒砂巖，所以其物性較好。

表1　XX29-2E-2井粒度與物性關(guān)系

圖5　XX29-2E-2井3 300 m巖心照片

總的來(lái)說(shuō)，砂巖在只經(jīng)歷機(jī)械壓實(shí)的情況下，相同物源、相同分選的砂巖，顆粒粒度越粗，壓實(shí)作用過(guò)程中減孔率越小，最終保存的孔隙越多，砂巖滲透性越好[4]。

3.3 油氣侵位對(duì)儲(chǔ)層的影響通過(guò)

對(duì)XX29-2油田沙河街組古地溫、埋藏史、流體包裹體等綜合研究，該區(qū)沙河街組成藏時(shí)間主要在館陶組沉積末期，與渤海地區(qū)新近紀(jì)晚期快速成藏對(duì)比，成藏期較早，一般而言，油氣的早期充注不僅使儲(chǔ)層孔隙水流動(dòng)可能受到抑制，而且對(duì)晚期的壓實(shí)作用、膠結(jié)作用以及黏土礦物的轉(zhuǎn)化都起到了抑制作用，減緩儲(chǔ)層的成巖作用，對(duì)儲(chǔ)層的物性起到保護(hù)作用[1]。但這些規(guī)律多是局限于石英含量高達(dá)80%以上的石英砂巖或者純石英砂巖[1]，油氣中攜帶的有機(jī)酸等成分不與巖石顆粒組分發(fā)生化學(xué)反應(yīng)。XX29-2油田沙河街組長(zhǎng)石含量占35.4%，巖屑平均含量高達(dá)35.6%，以長(zhǎng)石巖屑砂巖和巖屑長(zhǎng)石砂巖為主，結(jié)構(gòu)和成分成熟度低，其一般規(guī)律不適用，即油氣侵位對(duì)儲(chǔ)層的影響不明顯。

4　結(jié)論

渤海XX29-2油田沙河街組油層埋深3 300 m左右，儲(chǔ)層物性為中高孔滲。通過(guò)對(duì)CO2熱流體、湖相碳酸鹽巖、粗粒砂巖、油氣侵位、裂縫儲(chǔ)層、超壓作用和次生孔隙等七個(gè)影響優(yōu)質(zhì)儲(chǔ)層因素的分析，得出影響該區(qū)優(yōu)質(zhì)儲(chǔ)層的主要因素為CO2熱流體和粗粒砂巖。

參考文獻(xiàn)：

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作者簡(jiǎn)介：第一孫風(fēng)濤，女，1978年生，地質(zhì)工程師，碩士，從事儲(chǔ)量評(píng)價(jià)和石油地質(zhì)研究工作。E-mail：wssxdsn@163.com。

收稿日期：2014-06-19；改回日期：2014-08-15

文章編號(hào)：1008-2336（2015）01-0063-04

中圖分類號(hào)：TE122.2

文獻(xiàn)標(biāo)識(shí)碼：A DOI:10.3969/j.issn.1008-2336.2015.01.063