古潜山Z油田下古生界碳酸盐岩主控因素及储层发育模式_张岚.pdf

摘要：碳酸盐岩潜山是渤海重要的油气藏类型之一.以渤海区域重点开发目标 Z 油田为例，应用钻测井、岩心、微观薄片及地震等基础资料，对碳酸盐岩储层特征、形成机制及地质发育模式进行综合分析.明确了碳酸盐岩潜山储层岩性以白云岩为主，储集空间为晶间孔、裂缝和溶蚀孔隙.碳酸盐岩潜山储层主要受沉积、成岩及构造因素控制.结合单井特征及垂向岩溶分带性，将潜山纵向分为表层风化带、垂直渗流带和顺层溶蚀带.受成岩、构造等多因素影响，上油组较下油组储层发育，上油组储层全区发育，下油组储层局限发育.明确了岩溶分带及储层展布地质模式，为油田的下步调整和挖潜方向提供依据.关键词：碳酸盐岩；潜山；油气田；岩溶分带；储层模式；渤海湾盆地古潜山 Z 油田下古生界碳酸盐岩主控因素及储层发育模式张岚，王少鹏，吴穹螈，唐何兵，李卓中海石油（中国）有限公司天津分公司 渤海石油研究院，天津 300459收稿日期：20210309；修回日期：20211123 编辑：张哲基金项目：国家科技重大专项“渤海海域大中型油气田地质特征”（编号 2011ZX05023-006-002）.作者简介：张岚（1977），男，高级工程师，主要从事油气田开发工作，通信地址 天津市滨海新区海川路 2121 号渤海石油管理局大厦 B 座，E-mail/MAIN CONTROLLING FACTORS AND RESERVOIR DEVELOPMENT MODEL OFLOWER PALEOZOIC CARBONATE ROCKS IN BURIED HILL Z OILFIELDZHANG Lan，WANG Shao-peng，WU Qiong-yuan，TANG He-bing，LI ZhuoBohai Petroleum Research Institute，Tianjin Branch of CNOOC，Tianjin 300459，ChinaAbstract：Carbonate rock buried hill is one of the important oil-gas reservoirs in Bohai Sea Taking Z Oilfield，the keydevelopment target in Bohai Sea area as an example，the characteristics，formation mechanism and geologicaldevelopment model of carbonate rock reservoir are comprehensively analyzed by using basic data such as drilling andlogging，cores，microscopic thin sections and seismic data The results show that the lithology of carbonate rock buriedhill reservoir is mainly dolomite，with the reservoir spaces of intergranular pore，fracture and dissolution poreCarbonate rock buried hill reservoir is mainly controlled by sedimentary，diagenetic and structural factors Combinedwith the characteristics of single well and vertical karst zonation，the buried hill can be divided into surface weatheringzone，vertical seepage zone and bedding dissolution zone Under the influence of multiple factors such as diagenesis andstructure，the reservoir in the upper oil formation is more developed than that in the lower，with full-region developmentfor the former and limited development for the latter The karst zoning and geological model of reservoir distributionprovide the basis for next adjustment and potential tapping directionKey words：carbonaterock；buriedhill；oil-gasfield；karstzoning；reservoirmodel；BohaiBayBasin0引言经过多年勘探开发，渤海湾盆地陆续发现了大量碳酸盐岩潜山油气藏.潜山油田经历了多期构造演化过程，导致潜山断裂系统复杂，岩性种类多样，储集层文章编号：1671-1947（2023）01-0049-08中图分类号：P618.13开放科学标志码（OSID）：DOI：1013686/jcnkidzyzy202301006文献标志码：A地质与资源GEOLOGY AND RESOURCES第 32 卷第 1 期2023 年 2 月Vol.32 No.1Feb.2023展布具有明显的非均质性及差异性，其储集物性难以精准预测1-2.同时受海上资料录取、稀井网及开发成本，井网密度大，单井控储能力差，潜山研究不够系统深入，油气田开发程度远低于陆上油田，储层认识及规律尚不明确，难以准确把握，给油气田中后期滚动挖潜和高效开发带来了极大的困难.Z 油田是渤海正在开发的碳酸盐岩潜山油田，因受构造、岩溶、沉积等影响，储层控制因素和分布规律不同，造成该区碳酸盐岩改造作用强，非均质性异常突出，主控因素及分布规律认识不清，导致常规的储层描述方法难以满足油气藏精细开发需求3-4.本文利用研究区内岩电特征、微观薄片、地震及生产动态等资料，开展储层储集空间及地质发育模式研究，对碳酸盐岩储层进行深入解剖，理清其发育的沉积机理和主控因素，明确碳酸盐岩的平面展布和发育规律，旨在为油气田下步滚动挖潜及综合调整提供地质依据和重要支撑.1地质概况区域上，Z 油田位于东西展布的渤南潜山带中部，属古潜山油田，中生代以前处于较高的隆起背景上.中生代的断块活动，使基底倾斜抬升，形成北西走向、北东倾没的单斜潜山（图 1）.油田邻近生油凹陷，古近系生油岩覆盖于潜山之上，与潜山大面积接触，形成了典型的新生古储沉积特点，具有优越的油气聚集成藏条件.依据潜山储层发育规律，将下古生界碳酸盐岩潜山储层纵向上分为上、下两个油组.上油组岩性为不等粒白云岩、中细晶白云岩，储集空间类型以孔隙裂缝型为主，单井油气层厚度分布在 3182465 m，平均有效孔隙度 29，试井分析有效渗透率 520 mD；下油组岩性为粉晶、细晶白云岩夹薄层泥岩，储集空间类型为裂缝孔隙型，单井油层厚度分布在 313749 m，平均有效孔隙度 35.2储层特征21岩石学特征古生界碳酸盐岩潜山地层岩性较复杂5，研究区岩性主要为白云岩，其次为石灰岩.白云岩主要有泥晶白云岩、细晶（微晶）白云岩、中晶白云岩、粗晶（亮晶）白云岩以及颗粒白云岩；石灰岩主要有砂屑灰岩、鲕粒灰岩、泥晶灰岩等及云质灰岩.图 1Z 油田区域位置图Fig 1Regional location map of Z Oilfield1凹陷（sag）；2凸起（uplift）；3走滑断层（strikeslip fault）；4正断层（normal fault）；5研究区（study area）不同类型的白云岩、灰岩在镜下具有不同的显微结构特征.1）泥晶云岩：陆源石英呈棱角状，边缘多被白云石溶蚀，较均匀星散分布；晶间溶孔大小不等，呈圆不规则状，不均匀星散分布；溶斑常见细晶他形白云石充填，泥质含量一般小于 7.2）粉晶（微晶）云岩：白云石晶体呈自形半自形晶，偶见他形晶，晶体普遍含泥机质；具晶间溶孔，结构均一，质较纯，泥质含量少（一般不超过 6），部分晶间隙为炭质沥青（有机质）充填.3）砂屑（角砾）粉晶云岩：由泥晶白云石组成，粒度大约 00505 mm，部分具泥晶套，多呈长条不规则状，定向排列，条带状密集相间分布；基质为球粒状白云石；砂屑一般呈局部分布.4）亮晶鲕粒云岩：鲕粒大小为 025065 mm，呈圆椭圆状，部分碎裂，由泥晶白云石组成，大部分边缘可见同心纹；胶结物为大小均匀的细粉晶白云石，部分围绕鲕粒呈栉壳状生长，普见粒内溶孔，面孔率 48，亦见少量粒间溶孔；泥质含量少，一般小于 3.5）粉晶角砾云岩：角砾一般呈棱角状，部分界限不够明显，大小不等，为 0207 mm，局部富集；角砾由多结构组成，为质较纯的细粉晶粒状云石；从研究区的岩心照片及微观结构分析，角砾岩包含构造角砾及岩溶角砾.6）砂屑灰岩：指内碎屑含量大于 50、颗粒支撑结构的石灰岩；根据颗粒间充填物的不同可细分为粒间亮晶方解石灰岩、填隙为主的亮晶砂屑灰岩和粒间灰泥充填为主的泥晶砂地质与资源2023 年50屑灰岩；亮晶砂屑灰岩以浅灰、灰色为主，单层厚度大，呈中厚层状产出.7）鲕粒灰岩：以亮晶鲕粒灰岩为常见，鲕粒含量约 80，多为正常鲕，见少量复鲕，另含少量藻砂屑；颗粒分选良好，粒间为多期的亮晶方解石胶结，胶结物含量 1520.8）泥晶灰岩：以深灰色为主，颗粒含量小于 10，灰泥含量大于 90，可含少量粉屑、球粒和生屑；泥质含量一般在 612，泥质含量增高时，可过渡为含泥灰岩、泥质灰岩.22储集空间类型通过对研究区碳酸盐岩常规岩心薄片及铸体薄片的观察，结合电镜扫描资料，归纳总结其储集空间类型以晶间孔、晶间溶孔、粒间溶孔、粒内溶孔、溶缝、溶沟、构造缝为主，铸模孔、粒间孔、晶模孔少见.根据孔隙的成因、大小、形态以及岩石组构等关系进行分类（表1）.碳酸盐岩储层的储集空隙（孔、洞、缝、喉）类型较多，但由于地层老，经历的地史时期长，成岩作用复杂，空隙多被白云石、方解石、石英和泥质等严重充填.残留的储集空间有晶间孔、晶间溶孔、粒间溶孔，晚期的构造缝和少量的溶蚀缝（图 2）.3储层发育的主控因素研究表明，成岩作用及构造作用是控制研究区碳酸盐岩储层发育的主要因素，而成岩作用中的白云岩化作用、溶蚀及淋滤作用决定着碳酸盐岩储层孔隙的发育和空间分布6-8.因受多期构造作用影响，发育众多断裂和由断裂活动而产生的裂缝.构造作用产生的裂缝不仅扩大了储层的储集空间，还增加了储层的渗透性9-10.沉积分异作用使储层早期分异，在特定条件下，储层早期分异可决定区域上的最终储集面貌.这些因素共同控制了研究区碳酸盐岩储层的发育、分布特征和储层质量.31沉积作用沉积相控制了各种沉积岩性的分布，也控制了早期白云岩化过程11-13.研究区寒武系及奥陶系碳酸盐岩地层发育有开阔台地和局限台地两个大相.开阔台地相进一步划分为颗粒滩和滩间海两个亚相及鲕粒滩、生屑滩和泥灰坪 3 种微相类型；局限台地相划分为潮坪亚相及云坪、灰坪、泥坪等 5 种微相类型.据研究区不同岩相的物性孔隙度统计（表 2），可以看出白云岩储层不仅物性最好，而且厚度最大，其次是灰质白云岩的物性较好，不同的岩性其储层厚度及物性差别较大.从渗透率的分布特征可以看出，白云岩及灰质白云岩渗透率较大.白云岩储层的渗透率较高，为 377103m2；还有灰质白云岩储层，其平均渗透率 378103m2.除泥岩外，生屑灰岩储层的平均渗透率最差，为 124103m2.32成岩作用研究区碳酸盐岩埋藏深，经历的成岩作用异常复杂.不同类型的储层中，成岩作用的控制程度受多种因素和条件制约，从而导致了储集性的差异14.成岩表 1Z 油田碳酸盐岩储集空间类型表Table 1Ty