鄂尔多斯盆地南部泾河油田长7段深水重力流沉积物储层描述研究

发布时间：2020-10-27 00:17

　　 泾河油田位于鄂尔多斯盆地南部,目的层段为三叠纪晚期延长组长7段。近年来,在长7段发现多口井有较好的油气显示,测试出少量工业油流,表明该层段是泾河油田有勘探开发前景层段。鄂尔多斯盆地受晚三叠华北板块与扬子板块碰撞的印支运动影响,盆地展现出南陡北缓的古地貌特征,尤其是在长7段沉积时期,构造活动加强,这种古地貌特征更加明显,从而为长7段形成独特的以砂质碎屑流为特色的深水扇沉积提供了沉积背景。泾河油田长7段为油层是受砂质碎屑流控制的致密砂岩油层,油层储层物性差,产能低,变化大。为了提高勘探开发效益,需要搞清致密砂岩甜点油层的成因和分布规律,其中沉积微相研究是其基础,储层综合评价是关键,储层三维地质模型是目标。然而,泾河油田长7段的沉积相研究的认识多年来不尽统一,早期认为是三角洲前缘沉积,后期认为是浊流沉积和震积岩沉积。近年来,多为学者认为鄂尔多斯盆地长7段在深湖相发育砂质碎屑流沉积。为此,本人充分利用泾河油田长7段的地震、测井、岩芯、分析化验、测试等资料,以近年来深水沉积中的最新进展砂质碎屑流理论为指导,开展泾河油田长7段沉积相的再认识,并以此为基础,开展储层评价和储层建模研究。区域沉积相及长7段油页岩厚度分布的研究表明,长7段沉积时期,鄂尔多斯盆地的古地貌为“南陡北缓”,深湖相分布在盆地南部,呈北西南东展布,并延伸到泾河油田区域。在泾河油田主要发育深湖相沉积,在其南部发育盆地坡折,构成了以砂质碎屑流为特色的深水重力流沉积发育的古地理背景。岩芯观察表明,长7段岩性主要为砂岩(细砂岩和粉砂岩为主),暗色泥岩(M)和油页岩(M_(osh))等。其中砂岩进一步根据其沉积构造类型,区分出15中岩石相类型,包括S_(fm),S_(fmfc),S_(figb),S_(fpl),S_(ftmc),S_(fp),S_(fgb),S_(fls),S_(fliq),S_(fd),S_(sw),S_(spl)和S_(sd)。其典型的沉积构造包括块状层理,平行层理、板状交错层理、波状交错层理、波状层理、递变层理、负载构造(火焰状构造、球枕状构造、挤入构造、环状构造、布丁构造),液化构造(碟状构造、砂火山构造、逃逸构造、液化变形构造、液化角砾构造、液化水力构造等。粒度分析表明,其概率曲线边线为牵引流特点,但CM图显示出悬浮沉积特色,表现出长7段砂岩沉积不同于典型牵引流沉积的特色。Ch7段砂岩GR曲线形态主要有箱形、钟形、对称和指状曲线。长7段砂岩等厚图分析表明,砂岩平面形态展现出伸长朵状,分叉朵状特点。上述沉积特征综合分析表明,长7段的沉积相为以砂质碎屑流沉积为特色的深水扇沉积为主,可以划分出三种微相,即滑塌微相、砂质碎屑流微相、浊积微相和深水盆地微相;四种微相组合(亚相):震积-滑塌-砂质碎屑流沉积组合(扇根亚相),砂质碎屑流-浊积微相(浊积席状砂和浊积水道)组合(扇中亚相)、浊积-深水盆地微相组合(扇端亚相-湖盆平原相)。进一步分析表明,上述沉积相、亚相和微相组合的沉积过程可以通过地震和重力变形来描述。即,地震和重力导致坡折带附近的三角洲前缘大型沉积物产生滑塌,在相下倾方向滑塌过程中,周围湖水进入沉积物,沉积物液化,形成各种液化构造,随着连续沉积物液化,在搬运过程中形成了砂质碎屑流微相,这是一种巨大的垫层砂岩,因而,形成震积-滑塌-砂质碎屑流沉积组合(扇根亚相),同时随着搬运的进行,周围水体不断进入沉积物,沉积物密度下降,因而在沉积物前端或顶端产生分流作用,在超临界状态下,流体形成湍流,形成砂质碎屑流-浊流沉积组合(扇中亚相),随着沉积物进入深水平原,流速下降,流体密度减小,沉积相逐渐过渡到浊流-深湖平原微相组合(扇端亚相)。在建立泾河油田长7段沉积相模式的基础上,进一步根据储层分析化验资料,对深水重力流沉积的储层性质及含油性进行了分析。研究表明:砂岩储层岩性主要为长石岩屑细粒砂岩和岩屑细粒砂岩,砂岩中石英颗粒含量为38-62%,平均48.02%,长石颗粒含量为9-47%,平均为28.05%;碎屑含量在12-56%,平均约为23.43%。砂岩成分的成熟度很低。砂岩中含有碳酸盐碎屑,平均含量为0.5%。Ch7砂岩的孔隙度在0.2-17.68%,平均9.36%。渗透率在0.04-61mD,平均0.22mD。为低孔低渗砂岩,为典型致密砂岩储层。砂质碎屑流沉积中的块状层理和平行层理砂岩的储层物性相对较好,平均孔隙度为10.3%,平均渗透率为0.64mD;浊积微相砂岩通常是砂泥薄互层,其平均孔隙度和渗透率分别为6.7%和0.21mD;而地震-滑塌微相,由于砂岩和泥岩混杂,储层物性和含油性最差,平均孔隙度为5.6%,平均渗透率为0.16mD。由此可见,砂质泥石流砂岩具有最好的储层性质和油藏,其次是浊积砂岩,他们具有良好的产油潜力;而震积-滑塌相砂岩储层物性、含油性和产油能力最差。在上述研究认识的基础上,建立了长7段砂质碎屑流沉积的三维地质模型,包括地层模型、断层模型、层面构造模型、储层属性模型,并进一步计算了地质储量,进行了油藏评价。
【学位单位】：中国地质大学
【学位级别】：博士
【学位年份】：2019
【中图分类】：TE311
【文章目录】：
作者简介
abstract
摘要
Chapter Ⅰ:Introduction
    1.1 Introduction
    1.2 Geological settings and the stratigraphic of the study area
    1.3 Research objectives
    1.4 Research Aims
    1.5 Research problem statement
    1.6 Research Significance
    1.7 Materials and method
    1.8 Research approach
    1.9 Data analysis
    1.10 Research innovations
    1.11 Literature review
        1.11.1 Slide slumps flow deposits
        1.11.2 Sandy Debris flow deposits
        1.11.3 Turbidity current flow deposits
        1.11.4 Gravity flow deposits in the Yanchang Formation
Chapter Ⅱ:Stratigraphic Well Correlation
    2.1 Structural description of the Ch7 Member
    2.2 Stratigraphic column of the Ch7 Member
    2.3 Well correlation procedure of the Ch7 Member
Chapter Ⅲ:Sedimentary Facies Analysis
    3.1 Depositional features of the gravity flow sediment in the Ch7 Member
        3.1.1 Lithofacies associations of gravity flow sediments in the Ch7 Member
        3.1.2 Grain-size analysis
        3.1.3 Log curve shape analysis
    3.2 Microfacies of deep-water gravity flow sediments of the Ch7 Member
        3.2.1 Lithofacies and gravity flow sedimentary microfacies in the Ch7 Members
    3.3 Sedimentary microfacies plane distribution of the Ch7 Member
        3.3.1 Sedimentary microfacies plane distribution of Ch7-1-1 Layer
        3.3.2 Sedimentary microfacies plane distribution of Ch7-1-2 Layer
        3.3.3 Sedimentary microfacies plane distribution of Ch7-2-1 Layer
        3.3.4 Sedimentary microfacies plane distribution of Ch7-2-2 Layer
-3 Layer'>        3.3.5 Sedimentary microfacies plane distribution of Ch7^-3 Layer
    3.4 Sedimentary assemblage and gravity flow Model of the Ch7 Member
        3.4.1 Sedimentary facies distribution of the gravity flow in the Ch7 Member
        3.4.2 Deepwater gravity flow sediments depositional Model of the Ch7 Member
    3.5 Lithofacies and the reservoir implications
Chapter Ⅳ:Reservoir Description by Core Data
    4.1 Sandstone composition and texture of the Ch7 Member
        4.1.1 Sandstone Composition of the Ch7 Member
        4.1.2 Detrital Components of the Ch7 Member
    4.2 Reservoir digenesis of the Ch7 Member
    4.3 Description of physical properties of the Ch7 Member
        4.3.1 The relationship of porosity and permeability
        4.3.2 Porosity distribution of the Ch7 Member
        4.3.3 Permeability distribution in the Ch7 Member
    4.4 Sandstone pore structure of the Ch7 Member
        4.4.1 Pore structure Interpretation Model of the Ch7 Member
        4.4.2 Effect of pore structure parameters on physical properties
    4.5 Factors Controlling Reservoir Properties of the Ch7 Member
        4.5.1 Relationship of lithology and physical properties
        4.5.2 Relationship of oil-bearing and physical properties
        4.5.3 Relationship of physical properties and electrical properties
        4.5.4 Electrical characteristics of the Ch7 Member
Chapter Ⅴ:3D Reservoir Geological Modeling
    5.1 Geological attributes interpretation models by well-logging data
        5.1.1 Lithology interpretation Model of the Ch7 Member
        5.1.2 Clay content interpretation Model of the Ch7 Member
        5.1.3 Porosity and permeability interpretation Model of the Ch7 Member
        5.1.4 Saturation interpretation Model of the Ch7 Member
    5.2 3D Reservoir geological Modeling of the Ch7 Member
        5.2.1 Model definition
        5.2.2 Fault modeling of the Ch7 Member
        5.2.3 Structural modeling of the Ch7 Member
        5.2.4 Facies modeling of the Ch7 Member
    5.3 Physical properties modeling of the Ch7 Member
        5.3.1 Porosity modeling of the Ch7 Member
        5.3.2 Permeability modeling of the Ch7 Member
        5.3.3 Saturation modeling of the Ch7 Member
Chapter VI:Conclusion,Recommendations
Acknowledgement
References

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本文编号：2857732