《大庆油田主要储集最终稿知识课件》由会员分享，可在线阅读，更多相关《大庆油田主要储集最终稿知识课件（38页珍藏版）》请在金锄头文库上搜索。
1、大庆油田主要储集层评价,2012年4月,主要内容,1引言2区域地质概况3沉积环境与沉积相4主要储层（段）物性5影响储层发育的因素和储层评价6结论和认识,一，引言,1、选题的意义姚家组储层（萨尔图葡萄花油层）是大庆油田的主要开发层系。具有大油田形成的各种有利条件.因此，在大庆油田开展姚家组储层性质及影响因素、储层发育控制因素的研究，对研究大庆油田，指导大庆油田开发具有重要的意义。2、研究内容及技术路线（1）沉积学特征（2）岩石学特征（3）层序地层特征（4）储层物性特征通过综合研究大庆油田主要储层（姚家组）在上述几方面的特征，找出它们的异同，并探讨其成因，最后分析影响和控制的储层因素，进行综合评价
2、。,区域地质概况,大庆油田由松辽盆地中央最大的背斜和松辽盆地最大的河流三角洲碟合而成。距今9100万年到8400万年间，大庆油田形成于古松辽湖北部流域。时进时退、左右摇摆的河流在湖滨形成了纵横交错、上下叠置的三角洲砂体，构成了油田的骨架；富含有机质的泥岩充填于骨架之间，成为丰润的肌体。距今8850万年至8750万年间，古松辽湖呈现最剧烈萎缩，三角洲的枝枝叶叶大规模伸进原来的深湖区，三角洲的砂岩充当了由深凹陷到主要储集区油气运移的输导通道。到7300万年前，由于砂岩和泥岩受压收缩率的差异，7个储油构造胚型形成。自此以后，油气生成量日益增长并和背斜构造的发育相得益彰，形成了具有同一流体压力的、系统
3、的块状背斜油藏。大庆油田是20世纪60年代现在中国最大的油区，位于松辽平原中央部分。其中大庆油田为大型背斜构造油藏。,松辽盆地北部构造剖面图,松辽盆地既是地质上的沉积盆地，也是四周高、中间凹的地形低地。它的周围被山脉和丘陵所环绕：东部为张广才岭，西邻火必安岭，南接康平一法库丘陵地带，北与小兴安岭为界；盆地内部是嫩江松仡江和辽河两大水系的大片平原和沼泽。盆地周围主要出露古生代和前古生代的变质岩和火山岩。盆地内部的新生代地层下面广泛分布着白垩纪地层，盆区地层从老到新有上侏罗统火石岭组，下白孥统沙河子组、营城组、登娄库组、泉头组、青山口组、姚家组、嫩江组，上白垩统四方台组、明水组，古近系依安组，新近
4、系大安组、泰康组和第四系。,松辽盆地是一个板块内部发育起来的中新生代断陷一坳陷型含油气盆地。盆地的基底为古生界变质岩和海西期花岗岩。1）断陷阶段（燕山运动），在中侏罗世晚期或晚侏罗世早期。2）坳陷阶段。盆地转入坳陷期，泉头组和青山口组为快速沉降。姚家组和嫩江组为持续沉降时期。3）盆地萎缩褶皱时期。约在中自至世末期，日本海开始扩张，给大陆以向西的挤压力。影响到松辽盆地，产生褶皱背斜带与凹陷相间排列的构造格局。,三，沉积环境与沉积相,根据松辽盆地沉积特征，认为生储岩系组合有四种形式。1.第一种储集岩体呈指状伸入生油区，而且被生油岩体包围。二者呈犬牙交错，穿插分布，每个大砂岩体进入生油凹陷区后，呈板
5、这种展布型式。如北部砂岩体在杏树岗南部地就属此种类型。2.第二种储集岩体呈板状或席状位于生油岩体上部形成下生上储的空间关系，并呈不规则的贴面接触。3.第三种储集岩体垫于生油岩体底部，形成生储岩系组合上生下储的空间关系，也呈不规则。4.第四种储集岩体为各种类型的砂岩体（朵状或透镜状，叶状，片状）四面被生油岩体所分布在生油凹陷之中。如古龙凹陷及三肇凹陷中的砂体与生油岩的接触就属此种类型。这四种生储岩包围组合都受着沉积相带的控制。第一种主要分布在三角洲前缘及三角洲间的沉积相区；第二，三种分布在滨浅湖相区；第四种分布在半深湖深湖相区。,3.1萨北开发区（萨尔图葡萄花油层）四种沉积模式(1)大型复合河道
6、砂体.二类油层大型复合河道砂体宽度一般大于600m,垂向上砂体厚度为26m.平面上废弃河道在河道内部蜿蜒摆动,有时延伸很远,有时断续展布.在剖面上呈现河边-河道-废弃河道-河道-河间分布特征.点坝在平面上呈带状展布,主要是分流河道内厚度较大，物性较好部分,与河道主体分布基本一致.,(2)中型分流河道.中型分流河道沉积为连续带状分流河道,分为河道和伴生侧翼薄层砂2种沉积模式.单一河道主体多呈透镜状展布,在同一河道内部,河道主体断续分布,水动力条件越强,河道宽度越大,河道主体越发育.如图，为三角洲分流平原亚相沉积,主要发育3支分流河道,中部分支河道较宽,河道主体较发育,储层物性较好,废弃河道发育;
7、东西2支河道宽度较窄,河道主体不发育,储层物性中等,见图。,(3)中-小型河道枝坨状砂体.中-小型河道分支成多条分支河道或决口水道,或由多条分支河道汇聚而成,坨状砂体与分支河道相连,并不是孤立存在.如图为三角洲前缘亚相沉积,(4)窄小河道砂体(透镜状、串珠状).窄小型河道砂体宽度小于150m,垂向上砂体厚度为1.53.0m.窄小河道发育多支水下分流河道砂体,砂体在平面上多呈串珠状或透镜状分布,分支河道两侧发育大面积泥粉和泥质.,沉积类型为三角洲前缘沉积,发育水下分流河道、席状砂、河口砂坝、水下分流间湾等微相类型.该区三角洲内前缘以水下分流河道砂沉积为主,具有明显的多期河流冲刷、充填特征,呈稳定
8、条带状,单层厚度大;三角洲外前缘以席状砂和透镜状砂为主,分布广而薄.,沉积亚相依据水动力和时空沉积演化规律研究,可进一步细分为湖退型外前缘、湖退型过渡相、湖退型内前缘、稳定型内前缘、湖进型内前缘、湖进型过渡相和湖进型外前缘7种细分亚相是在经历了湖面下降、湖面稳定、湖面上升的沉积环境背景下形成的,具有多级次沉积旋回.,观看葡组平面、剖面图得到的结论：(1)研究的目的层为下白垩统姚家组一段的葡萄花油层,其岩性主要为深灰、绿灰色泥质粉砂岩、灰色灰棕色粉砂岩和细砂岩,油层厚度在32105615m之间,沉积类型为三角洲前缘沉积,发育水下分流河道、席状砂、河口砂坝、水下分流间湾等微相类型。是在经历了湖面下
9、降、湖面稳定、湖面上升的沉积环境背景下形成的,具有多级次沉积旋回.(2)依据水动力和时空沉积演化规律研究,可进一步细分为湖退型外前缘、湖退型过渡相、湖退型内前缘、稳定型内前缘、湖进型内前缘、湖进型过渡相和湖进型外前缘7种细分亚相,其中三角洲内前缘以水下分流河道砂沉积为主,具有明显的多期河流冲刷、充填特征,呈稳定条带状,单层厚度大;三角洲外前缘以席状砂和透镜状砂为主,分布广而薄.,研究区沉积相以及研究意义小结：,结合区域沉积背景,姚家组为盆地坳陷发展期湖盆相对萎缩、浅水环境条件下湖盆快速充填作用的沉积产物,主要为一套灰绿色、紫红色砂泥岩，通过精细岩心描述,认为研究区目的层主要亚相类型垂向上，从姚
10、家组一段到姚家组三段，自下而上、由三角洲平原亚相沉积逐渐变为三角洲前缘亚相沉积。三角洲前缘亚相包括水下分流河道、水下漫流薄层砂、泥粉席状砂、水下分流间湾4种微相.,砂体类型有分流河道砂体、水下分流河道砂体、河口坝砂体及决口扇、天然堤与远砂坝砂体。含油性分析表明，三角洲前缘亚相的水下分流河道微相与河口坝微相发育区应是油气富集区，是今后该区油气勘探的有利地区。,4.主要储集层（葡萄花油层）物性,4.1排驱压力排驱压力是指非湿润相开始注入到最大喉道半径的毛细管压力。指孔隙系统中最大连通孔隙喉道所对应的毛细管压力。排驱压力与岩石渗透率具有明显的相关关系,一般来说,渗透率高的岩石,排驱压力值低,渗透率低
11、的岩石,排驱压力值高。对研究区肇35区块葡萄花油层部分储层压汞分析表明，此区排驱压力值在0.10MP2.76MP,平均值为0.395MP。排驱压力较低,说明本区储层渗透性好。,4.2毛细管压力中值毛细管压力中值是指汞饱和度为50%时所对应的毛细管压力值。葡萄花油层中值毛管压力除有个别数据点出现异常高值外,整体分布在0.10747.1570MPa之间,平均为1.1259MPa。毛细管压力中值是储层原始产油气能力的标志,其值越高,生产油气能力越低。本区储层毛细管压力中值较低,表明储层产油能力较高。,4.3孔喉半径均值孔喉半径均值是孔隙喉道大小总平均数的度量。葡萄花油层孔喉半径均值分布范围为0.09
12、6.41m,平均值为2.23m,属于中-粗孔喉。本区储层孔隙喉道半径平均值较大,使得渗透性较好。,4.4孔隙类型通过对研究区部分井的薄片分析与扫描电镜观察,葡萄花油层砂岩多为颗粒支撑,砂岩颗粒大小0.010.20mm；胶结物以泥质为主,胶结类型多样,主要有接触、孔隙，再生、充填、薄膜等几种及其相应的不同组合类型。根据扫描电镜的观察结果,研究区孔隙类型主要为原生孔隙和次生孔隙。原生孔隙类型包括正常粒间孔和缩小粒间孔。,正常粒间孔主要是压实作用的产物,是碎屑颗粒之间的孔隙,此类孔隙在研究区广泛发育,连通性好（a）;缩小粒间孔是原生粒间孔隙在成岩作用下,由自生矿物占据了一部分孔隙空间,使孔隙缩小后余
13、下的粒间孔隙,研究区缩小粒间孔隙主要由高岭石、次生石英、伊利石和绿泥石等充填（c）;次生孔隙以粒内溶蚀孔隙为主,主要由于不稳定的长石颗粒内部被不同程度溶蚀造成的,是典型的次生孔隙类型（d）。,粒间孔,a孔隙较发育,连通性较好,b孔隙中充填高岭石,高岭石晶形较差,c粒间孔,孔隙中充填次生石英,d长石颗粒被溶蚀,形成次生孔隙,5.影响储层发育的因素及储层评价根据孔隙度、渗透率、排驱压力、孔隙喉道半径平均值和进汞饱和度5个参数,可以把葡萄花油层储层类型共分为如下4类,5.1储层物性控制因素,5.1.1沉积微相对储层物性的影响不同沉积相类型的砂体,由于沉积环境，水动力条件的不同,导致沉积物的碎屑成分，
14、结构、粒度、分选，单层厚度各不相同,最终影响不同微相的储集能力。根据实验分析物性数据,研究区物性较好的储层主要分布在研究区的北部，中部及西南部3个地区,与沉积相的平面分布相吻合,表现为沿水下分流河道及其两侧孔隙度、渗透率发育良好;总结研究区不同微相类型的物性特征,从中也可以看出,在发育的有利储集砂体中,水下分流河道的孔渗发育最好,其次为河口坝,席状砂发育最差。,沉积微相对储层物性的影响,5.1.2成岩作用对储层物性的影响,5.1.2.1压实作用压实作用是导致储层物性变差的主要因素之一,研究区葡萄花油层顶部埋藏深度14701550m,油层厚度32105615m。岩心物性统计结果表明,孔隙度和渗透
15、率具有良好的相关性,随着深度的增加,均具有减小的趋势。,5.1.2.2胶结作用葡萄花油层主要以泥质胶结为主,含少量碳酸盐胶结。但从影响储层物性发育程度方面考虑,碳酸盐含量起着重要的作用。从统计的岩心物性数据中可以看出,该区碳酸盐含量较少,大部分在20%以下,同时随着碳酸盐含量的增加,孔隙度具有减小的趋势。,长石颗粒被溶蚀,形成次生孔隙,5.1.2.3溶蚀作用受压实作用影响,储层物性整体上随深度具有逐渐变差的趋势,但由于溶蚀作用的存在,使得次生孔隙在深部多有发育,同样存在物性较好的储层。该区次生孔隙以粒内溶蚀孔隙为主,主要是长石被不同程度溶蚀造成的。,5.2储层评价1)肇35区块葡萄花油层具有良
16、好的孔渗条件,平均孔隙度为19.97%,平均渗透率为0.09273,属于中孔,中-高渗储层;孔隙类型主要包括正常粒间孔、缩小粒间孔和粒内溶蚀孔。2)研究区具有较低的排驱压力、毛细管压力中值,孔喉半径均值较大,属于中-粗孔喉,微观孔隙结构发育良好,分选中等-好。,3)通过压汞数据分析,将研究区储层分为4类:大孔粗喉道孔隙类型、中孔中喉道孔隙类型、中小孔小喉道孔隙类型和小孔微喉道孔隙类型对应储层评价分别为：好、较好、一般和差,依据进汞饱和度和压汞曲线形态的不同,每类储层又分为A,B两个亚类。4)储层物性的主要控制因素包括沉积作用、压实作用、胶结作用和溶蚀作用,其中以沉积作用为主。水下分流河道砂体物性发育最好,其次为河口坝微相。成岩作用中随着深度及碳酸盐含量的增加,储层物性变差;长石被溶蚀形成的次生孔隙对提高储层的物性有利。,6.结论和认识,葡萄花油层是大庆油田的主要储油层之一，其储油量大，储集层孔隙较发育连通性较好，理论研究资料充足，这些都为开采提供了十分有利的条件。通过此次的锻炼（上网搜集资料，整理资料，制作讲演稿等等），我们大家又学到
