西湖凹陷WBT地区平湖组下段有利储层预测

2021-03-30 13:25庄建建巩兴会万丽芬
海洋石油 2021年1期
关键词:沉积相成岩砂体

庄建建,李 喆,巩兴会,万丽芬

(中国石油化工股份有限公司上海海洋油气分公司研究院,上海 200120)

随着东海西湖凹陷西斜坡油气勘探工作的不断深入,勘探思路也发生了转变,逐渐由构造油气藏勘探转变为构造-岩性复合油气藏勘探。其中,W地区以WB反向断层为边界,发育断层+岩性上倾尖灭复合类型油气藏,这些近生烃洼陷中心的斜坡区成为勘探重点目标,而W洼被认为是西湖凹陷北部最重要的生烃次洼之一,其平下段深部地层具有很大勘探潜力。虽然前期有学者对西湖凹陷不同区带有利储层进行过研究[1-6],但大多为区域性的、模式型的成果。对WBT地区而言,研究范围过大,且井数据分析较少,导致对平下段有利储层的分布特征认识仍比较模糊,不利于该地区油气勘探。因此,在前人研究基础上,本次主要结合研究区已钻井相关资料,针对其平下段储层特征和储层控制因素进行分析,从而预测有利储层发育区。

1 地质概况

WBT地区位于东海西湖凹陷平湖构造带北部,为多个古隆起背景之上发育形成的油气田聚集区,具有较好的构造背景(图1)。最新的研究[7]认为,斜坡带始新统平湖组为主力烃源层,发育优质煤系烃源岩,煤层分布范围广、厚度大,且暗色泥岩和煤的有机质丰度高,类型为Ⅱ2-Ⅲ3型,属于中等-好的烃源岩。平湖组沉积时期,斜坡带处于断-坳转换期,地势西高东低。根据源-渠-汇系统分析[8],平湖组和宝石组沉积期物源主要来自于西部海礁凸起,分两个方向进入南北次洼区,其中往东北方向,沿WB断层下降盘进入W洼;往东南方向,物源垂直于T区羽状断裂构成的节节下掉的阶梯,进入南部次洼。本区主要发育潮控三角洲沉积体系,储层以三角洲分支河道砂和潮汐砂坝为主,盖层为海侵域的泥岩。

2 储层特征

2.1 岩石学特征

WBT研究区平湖组为主要勘探层系,不同地区岩石类型大体一致,平下段砂体类型主要为细-中粒岩屑长石砂岩或长石岩屑砂岩(图2),说明不同地区砂体来自于同一物源-海礁凸起。

图 1 WBT地区构造区划示意图Fig. 1 Schematic diagram of structural division in WBT Area

图 2 WBT地区储集砂岩成分三角图Fig. 2 Triangle map of reservoir sandstone composition in WBT Area

研究区平下段砂岩Q/(F+R)平均值为2.5,稳定组份含量较高。其中,石英含量主要介于60%~80%,平均含量为69%,具有波状消光及次生加大现象,次生加大具多期次。长石含量主要介于10%~30%,平均含量为15.5%,主要是钾长石类和偏酸性的斜长石。岩屑含量主要介于10%~34%,平均为16.5%,以泥质、钙质、硅质的沉积或浅变质岩屑为主,夹有火山岩或细粒浅成中酸性侵入岩岩屑,云母、绿泥石等碎屑在部分砂岩中含量较多。储层砂岩以细粒砂岩为主,分选中等-好,磨圆度多为次棱-次圆,颗粒间多呈线状、线状-凹凸接触。胶结类型多为孔隙式胶结,反映出较强的埋藏成岩作用。总体而言,砂岩表现出较高的成分成熟度和中等的结构成熟度,反映平下段沉积期研究区距离物源较远、水体能量较强的潮控三角洲分流河道砂体的成因特点。

2.2 储集性特征

2.2.1 储集空间类型

通过对铸体薄片资料分析(图3),显示W、B、T区平下段砂岩储层的孔隙类型主要为次生孔隙和原生粒间孔,其中次生孔隙包括粒间溶孔、粒内溶孔及铸模孔。

图 3 WBT地区平下段岩心铸体薄片Fig. 3 Core casting thin section of the Lower Pinghu Formation in WBT Area

2.2.2 储集层物性

图 4 WBT地区孔渗随深度变化关系图Fig. 4 Relationship between porosity and permeability with depth in WBT Area

根据物性分析资料统计(图4),W区平下段(3 600~4 600 m)砂岩孔隙度主要介于9%~23%,平均孔隙度为14.8%;渗透率分布范围为(0.5~27.4)×10-3μm2,平均为6.5×10-3μm2;B区平下段(3 300~4 200 m)砂岩孔隙度主要介于11%~21%,平均孔隙度为15.7%;渗透率分布范围为(1.5~84)×10-3μm2,平均为18.4×10-3μm2。T区平下段(3 200~4 700 m)砂岩孔隙度主要介于7.1%~18.4%,平均孔隙度为12.8%;渗透率分布范围为(0.3~89.2)×10-3μm2,平均为14.5×10-3μm2。总体上,WBT地区平下段储层物性表现为中-低孔、中-低渗储层,深层发育较多“甜点”储层,为低孔、中渗。

3 有利储集层控制因素

主要从沉积相、成岩作用及异常压力等三个方面分析其对WBT地区储集砂体的影响。其中,沉积相是控制储层发育的基础,成岩作用对储层起关键改造作用,异常压力对储层原生孔隙具有保护作用。

3.1 沉积相

古地貌演化控制沉积相的分布,而沉积相发育特征与储层的空间展布和储集性能密切相关[9-10]。从古地貌演化来看,古新世早期到平湖组末,平北地区是从洼隆相间逐渐过渡到填平补齐的过程,地形整体上呈现西高东低的特征[11-13]。

结合源-渠-汇研究结果,研究区平下段物源来自于海礁凸起,发育NE和SE方向的两个物源汇聚区—W区和T区,以三角洲前缘分支河道沉积为主,故砂体非常发育;B区由于处在主物源通道之外,平下段以潮坪沉积为主,故砂体发育程度相比于W、T区较差(图5)。

图 5 WBT地区平下段沉积模式图Fig. 5 Sedimentary model diagram of the Lower Pinghu Formation in WBT Area

3.2 成岩作用

前人研究表明,建设性成岩作用可以形成次生孔隙[14-17]。通过对薄片的观察发现,研究区平湖组溶蚀作用相当发育,由于溶蚀作用对储层的影响,形成了异常高孔带和次高孔带。另一方面,破坏性成岩作用可以破坏原生孔隙。对于WBT地区,胶结作用是破坏平下段砂岩储层孔隙的主要因素,不同程度降低了碎屑岩的孔隙度。胶结物类型以碳酸盐、石英次生加大胶结为主。从对储层性质的影响来看,碳酸盐胶结作用使储层的孔隙度和渗透率大大降低,而石英次生加大作用不仅减少了储层的孔隙空间,也改变着储层的孔隙结构,多次石英加大可使储层的粒间管状喉道变为“片状”或“缝状”喉道,严重地影响了流体的渗流。

本次研究主要以视胶结率、视溶蚀率两个指标对研究区平下段成岩相进行定量化分析[18-19]。视胶结率反映了胶结作用降低原始砂岩孔隙体积的百分数,视胶结率数值越大,说明胶结作用越强,原始孔隙体积损失越大;反之则胶结作用越弱,原始孔隙体积损失越小。视溶蚀率是反映溶蚀作用对原始孔空间体积影响的程度,主要用来表现次生孔隙发育情况。视溶蚀率数值越大,说明次生孔隙越发育;反之则次生孔隙发育程度越弱。一般情况下,b(视胶结率)>70%代表胶结程度强;30%<b<70%代表胶结程度中等;b<30%代表胶结强度弱。c(视溶蚀率)<25%代表弱溶蚀;25%<c<60%代表中等溶蚀;c>60%代表强溶蚀。

原始孔隙体积φ=20.91+22.90/Sd,其中,Sd为Trask分选系数,无量纲。

通过统计薄片、粒度等资料数据,计算了WBT地区典型井平下段的视溶蚀率和视胶结率。以B4井为例(图6),平下段视胶结率主要介于8.4%~11.5%,平均为10.9%,为弱胶结相;视溶蚀率主要介于63.8%~67.1%,为强溶蚀相。在分析单井成岩相的基础上,结合沉积相对研究区平下段成岩相平面图进行刻画(图7)。图中显示,W区平下上段为前缘河道中等溶蚀-弱胶结相,平下下段为前缘河道中等溶蚀-碳酸盐中等胶结相,推测储层次生孔隙较为发育。B区平下上段成岩相主要是前缘河道弱溶蚀-硅质中等胶结相和前缘-支流间湾弱溶蚀-硅质中等胶结相,平下下段主要为潮间带中等溶蚀-硅质中等胶结相,推测储层次生孔隙发育程度较W区弱。T区平下上段成岩相主要是前缘河道中等溶蚀-碳酸盐弱胶结相和弱溶蚀-弱胶结相,平下下段主要是前缘河道中等溶蚀相,推测储层次生孔隙也较为发育。

图 6 B4井视溶蚀率、视胶结率分布柱状图Fig. 6 Histogram of visual dissolution rate and cementation rate in Well B4

图 7 WBT地区平下段成岩相平面图Fig. 7 Diagenetic facies plan of the Lower Pinghu Formation in WBT Area

3.3 异常压力

研究表明,异常高压对原生粒间孔隙具有重要的保护作用[20-23],可减慢机械压实作用的速度,也可以使流体活动性变弱,有效限制胶结作用。通过统计研究区钻井揭示的压力数据显示,各区平下段均存在异常高压(图8)。W区异常高压主要位于该区东部,即近洼地区,压力系数达到1.42以上(4 200~4 350 m);B区异常高压主要分布在南部,压力系数可达1.35(3 600~3 850 m);T区异常高压主要分布在其西南和东北部近洼区域,压力系数高达1.44~1.73(4 000~4 650 m),该区域内已钻井揭示物性较好(孔隙度高达16%,渗透率高达11×10-3μm2),证实了高压对物性的改善作用。

图 8 研究区平下段压力系数分布图Fig. 8 Pressure coefficient distribution in the lower Pinghu Formation of the study area

4 有利储层区预测

基于以上分析,本次研究主要利用平下段沉积相图、成岩相图、压力分布图进行叠合,预测有利储层发育区(图9),共划分了四类储层。Ⅰ类储层,主要为三角洲前缘河道砂,通常发育较厚砂体,为中等溶蚀-弱胶结相,且发育超压;Ⅱ类储层,主要为三角洲前缘河道砂,中等溶蚀-中等胶结相或弱溶蚀-弱胶结相,发育超压或常压;Ⅲ类储层,主要为三角洲平原河道,弱溶蚀-中等胶结相,发育常压或超压;Ⅳ类储层,主要是远端坝、支流间湾,弱溶蚀-中等胶结相,发育常压或超压(表1)。

根据储层分类结果,Ⅰ类储层区主要分布在WB断层下降盘、BT断层下降盘北段(B4、B5井区周边)及南段(T3井区周边)。以WB断层下降盘为例,平下段处于西南主物源河道,发育厚层三角洲前缘河道砂(单套砂厚高达80~120 m);钻井揭示深层次生孔隙极为发育,且为异常高压带(实测压力系数高达1.42)。Ⅱ类储层区主要分布在WB地区高带(WB1井、B5井周边)和BT断层下降盘中段区域。以WB1井区周边为例,平下段砂体主要是来自于NW向物源的前缘河道砂,薄片资料显示次生孔隙发育较少,且异常高压特征不明显(实测压力系数<1.2)。其它区域基本为Ⅲ类、Ⅳ类储层,推测砂体厚度较薄,溶蚀作用较弱,且异常高压不发育。

图 9 研究区平下段有利储层预测图Fig. 9 Prediction map of favorable reservoirs in the lower Pinghu Formation of the study area

表 1 研究区有利储层分类评价表Table 1 Classification and evaluation of favorable reservoirs in the study area

5 结论

(1)WBT地区平下段储层主要为细-中粒和含细砾的长石岩屑砂岩和岩屑长石砂岩,具有成分成熟度高、结构成熟度中等的特点,储集空间主要为次生溶孔和原生粒间孔,总体上属于中-低孔、中-低渗储层。

(2)沉积相、成岩作用及异常压力共同控制了WBT地区平下段储层发育。沉积相控制了储层的展布特征,三角洲前缘河道砂是最有利的沉积砂体;成岩作用对原生孔隙影响较大,W区、T区平下段溶蚀作用较强,以中-强溶蚀、中-弱胶结相为主,推测次生孔隙较发育;研究区平下段普遍存在异常高压,对原生孔隙具有保护性作用。

(3)综合考虑沉积相、成岩相及异常高压的分布特征,对研究区储层进行了分类评价,并刻画了有利储层的分布范围。

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