磨溪气田嘉二段鲕粒灰岩储层特征及成因机制

文章编号:1000-2634(2007)04-0030-04磨溪气田嘉二段鲕粒灰岩储层特征及成因机制3周彦1,谭秀成1,刘宏1,罗玉宏2,张孝兰2(1.西南石油大学资源与环境学院,四川成都610500; 2.西南油气田分公司川中油气矿,四川遂宁629000)摘要:储层特征定量描述及其成因机制分析是储层分布预测、勘探目标选择和开发方案设计的前提和基础。

以川中磨溪气田嘉二2A 层非层状碳酸盐岩鲕粒灰岩储层为例,从储层的沉积岩石学特征着手,定量分析了储集空间类型、微观孔喉结构、物性分布及孔渗关系等储层的基本特征,分析了嘉二2A 层鲕粒滩储层的成因机制,建立了其滩体迁移模式。

结果表明,该套储层的形成和分布受区内微地貌的次一级分异和海侵-海退旋回的共同控制,在局部微地貌高地,海退持续时间长,沉积物充分暴露,大气淡水对储层的淋溶改造进行得较为彻底,储层厚度较大,质量较好。

关键词:鲕粒灰岩;储层特征;成因机制;磨溪气田;四川盆地中图分类号:TE122.2 文献标识码:A引　言磨溪气田位于四川盆地川中古隆中斜平缓带的南部(图1),自1977年首钻磨深1井(磨溪气田嘉二气藏发现井)以来,截至2005年10月,以嘉陵江组二段为目的层的完钻井共计40口,试油井37口,获工业气井26口,勘探成功率65%,其中7口井的单井测试产量超过10×104m 3/d,提交探明储量326.59×108m 3。

目前,磨溪嘉二气藏共有11口井投入试采,初步建成产能110×104m 3/d,显示出良好的勘探开发潜力[1]。

根据前人的研究成果和川中油气矿勘探开发的1—膏岩;2—泥晶云岩;3—针孔砂屑云岩;4—针孔粉晶云岩;5—泥晶灰岩;6—瘤状灰岩;7—针孔鲕粒灰岩图1　研究区地理位置、区域构造及嘉二段典型剖面图惯例[2-4],磨溪嘉二气藏纵向上由下至上依次由嘉二1、嘉二2A 、嘉二2B 、嘉二2C 四个含气层段组成(图1),其中,嘉二2A 层的针孔鲕粒灰岩组成的孔隙型储层呈透镜状展布[5],这类非层状碳酸盐岩储层的第29卷　第4期 西南石油大学学报 Vol .29　No .4　2007年　8月 Journal of South west Petr oleu m University Aug 2007　3收稿日期:2007-03-28基金项目:中国石油天然气集团公司中青年创新基金项目(06E1048);四川省重点学科建设项目(SZ D0414)。

作者简介:周彦(1975-),男(汉族),江苏泰兴人,博士,主要从事沉积与储层研究。

定量描述和预测是目前储层地质研究的重点和难点之一,其严重的非均质性往往制约着勘探方向的选择和开发方案的制定[6-8]。

本文从研究区嘉二2A 层鲕粒滩储层的基本特征出发,深入探讨其成因机制和演化模式,对磨溪嘉二气藏的进一步的勘探开发具有一定的指导意义。

1　沉积岩石学特征1.1　沉积特征通过露头、岩芯等资料综合分析,认为磨溪地区嘉二2A 层主要发育鲕粒滩、灰质、泥灰质滩间海和泥灰质泻湖等微相类型(图2)。

根据谭秀成、周彦等人(2005)的研究[5],磨溪构造在嘉二沉积期为一同沉积水下高地,但是其内部又存在次一级的微地貌分异,正是这些次一级的微地貌分异制约着嘉二2A 层鲕粒滩储层的发育和展布[9]。

在微地貌的局部高地,如构造中部的Mo36～Mo151井区以发育鲕粒滩为特征,具有鲕粒灰岩累计厚度大、针孔发育等特点;而构造东西两翼的Mo12～Mo201和Mo16井区处于微地貌的局部洼地,则主要发育泥灰质泻湖、膏质泻湖、滩间海等微相,颗粒岩厚度较薄,针孔岩不发育。

就储集条件而言,鲕粒滩的滩核和滩缘微相是本区嘉二2A 层最有利的微相类型,滩间海和泥灰质泻湖微相的储集性能相对较差。

1—工业气井;2—气水井;3—产水井;4—鲕粒灰岩厚度等值线;5—推测厚度等值线;6—微相界限;7—滩核微相;8—滩核～滩缘微相;9—膏质、泥灰质滩间海～滩缘微相;10—泥灰质滩间海～滩缘微相;11—泥灰质泻湖～滩缘微相;12—泥灰质泻湖微相图2　磨溪气田嘉二2A 层沉积微相平面分布图1.2　岩石学特征研究区内嘉二2A 层的岩石类型主要包括泥页岩、泥晶灰岩、鲕粒灰岩、鲕粒砂屑灰岩、泥灰岩等,岩石类型不同,其储集性能存在较大的差异,即并非所有岩类均可成为储集岩[10,11]。

区内16口取芯井嘉二2A 层的实测物性统计结果表明,鲕粒灰岩是本区嘉二2A 层的主要储集岩类(图3),但只有受大气淡水影响形成的针孔鲕粒灰岩才能构成有效储层。

1—泥晶灰岩;2—鲕粒灰岩;3—鲕粒砂屑灰岩;4—泥灰岩图3　嘉二2A 层岩石类型与孔隙度关系图区内鲕粒灰岩以浅灰～灰色为主,中～厚层状或透镜状,鲕粒以正常鲕和表皮鲕为主,复鲕和变形鲕少见,部分鲕粒的大部分被溶蚀形成负鲕,粒径一般介于0.2～1.0mm ,分选性和磨圆度中等～好。

鲕粒间一般可见两期方解石胶结物,第一期呈马牙状,围绕颗粒生长,第二期为粉～细晶粒状方解石,充填残余粒间孔。

2　储层基本特征2.1　储集空间类型(Mo13井,3124.24m,铸体,×25(-),嘉二2A 层)图4　鲕粒灰岩中的主要孔隙类型13第4期 周彦等:　磨溪气田嘉二段鲕粒灰岩储层特征及成因机制嘉二2A 层鲕粒灰岩的主要储集空间类型包括与大气淡水淋溶有关的粒内溶孔、铸模孔和残余粒间孔等,裂缝不发育(图4)。

其中,粒内溶孔和铸模孔约占孔隙体积的80%左右,孔径约0.05～1.00mm 不等,圆～次圆状,多形成于鲕粒的早期选择性溶蚀作用,且一般保留鲕粒的原始结构,少数被硬石膏、自生石英等矿物充填,在以铸模孔为主的样品中,孔隙度可以很高,但渗透率一般较低,其原因在于这类孔隙一般呈孤立状分布,连通性较差。

残余粒间孔形状不规则,约占总孔隙的20%,这类孔隙往往极大地改善了储层的渗透性。

2.2　孔隙结构特征区内嘉二2A 层鲕粒灰岩的排驱压力低～中等,一般介于0.0073～4.5100MPa,饱和度中值压力较高,为3.143～52.980MPa,中值喉道半径一般在0.014～0.234μm 范围内变化,其毛管压力曲线多呈台阶型,孔喉分布频带较宽,可以出现多个峰值,反映孔径大小及其连通性的不均一性,镜下特征表明,该类储层的孔喉配置关系以粗～中孔、细～微喉型为主(图5)[12]。

图5　嘉二2A 层孔渗关系图2.3　物性特征区内嘉二2A 层鲕粒灰岩储层总体以低孔低渗为主,但局部井段也存在相对高孔段。

其孔隙度介于0.11%～26.75%,平均为5.31%,其中,孔隙度小于3%是样品频率分布的主体范围,占样品总数的51.23%,孔隙度为3%～6%的样品占20.34%,而孔隙度为6%～12%及孔隙度大于12%的样品分别占17.16%和11.28%。

渗透率的最小值小于0.01×10-3μm 2,一般不超过10×10-3μm 2,平均为0.56×10-3μm 2,其中渗透率介于0.01×10-3～0.1×10-3μm 2的样品占52.21%,0.1×10-3～1×10-3μm 2的样品占29.41%,渗透率大于10×10-3μm 2的样品极少,仅占样品总数的1.23%。

孔渗关系在一定程度上可以反映岩石的储集类型、微观孔喉结构[12]。

区内嘉二2A 层鲕粒灰岩的孔渗之间呈较好的正相关性,即随孔隙度的增加,渗透率缓慢增大,只有少数样品受局部发育的微裂缝影响表现为“低孔高渗”(图5),反映其储集类型以孔隙型储层为主,且喉道偏细,渗透性较差。

3　储层成因机制在海侵-海退旋回的不同时期,微地貌对沉积物的体积分配和相分异存在重大影响,从而制约着储层的形成和分布[9]。

嘉二沉积时期,四川盆地由于周缘古陆、水下隆起形成的重重屏障,使海水循环不畅,大部分时间内水体能量较低,不利于颗粒岩类的发育[2],只有在阶段式或间隙性海侵期间,水动力条件增强,在局部微地貌高地发育了有利的储集岩类———鲕粒灰岩(图2)。

同时由于古气候变化和海盆封闭的影响,鲕粒灰岩沉积时,水体盐度相对较低,地层水的胶结和交代能力较弱,有利于早期原生粒间孔的保存[13],为后期阶段式猛烈海侵～等效海1—鲕粒滩;2—滩间海;3—台坪;4—泻湖图6　嘉二2A 层鲕粒滩体迁移模式示意图23西南石油大学学报 2007年退对储层储集条件的改善提供了良好的物质基础。

即由于等效海退持续时间较长,沉积物长时间暴露,大气淡水的淋溶改造进行得较为彻底,形成了大量的粒内溶孔及铸模孔,在海退期间,滩体向微地貌洼地迁移,由此形成了嘉二2A层的鲕粒滩体迁移模式(图6):在局部微地貌高地,鲕粒灰岩累计厚度和单滩体厚度均较大,针孔发育,储层质量较好;在微地貌洼地处,鲕粒灰岩厚度变薄,夹层增多,储层质量变差。

4　结　论(1)磨溪地区嘉二2A层主要发育鲕粒滩、灰质、泥灰质滩间海和泥灰质泻湖等微相类型,其中,近东西向成排成带展布的鲕粒滩是最有利的储集微相类型,主要由鲕粒灰岩、砂屑鲕粒灰岩组成;粒内溶孔、铸模孔、残余粒间孔是其主要的储集空间类型;该套储层在总体低孔低渗的背景下,局部井段也有相对高孔段储层存在,但喉道偏细,渗透性较差。

(2)嘉二2A层鲕粒滩储层的发育和展布受区内微地貌的分异和海侵-海退旋回的共同控制,在局部微地貌高地,沉积物长时间暴露,受大气淡水的淋溶改造,易于形成大量的粒内溶孔和铸模孔,储层质量较好;在微地貌洼地,由于暴露不充分,滩体厚度变薄,夹层增多,储层质量变差。

致谢:本文在写作过程中得到了西南油气田分公司川中油气矿赵异华、刘德荣等同志的指导和帮助,在此深表感谢。

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