準(zhǔn)噶爾盆地中部1區(qū)三工河組低滲透儲(chǔ)層成因機(jī)制

張江華，相 鵬

(1.中國(guó)石化勝利油田分公司 新春采油廠，山東 東營(yíng) 257000； 2.中國(guó)石化勝利油田分公司 勘探開發(fā)研究院，山東 東營(yíng) 257000)

引 言

低滲透儲(chǔ)層是指滲透率為(0.1～50)×10-3μm2的儲(chǔ)集體，我國(guó)第三次油氣資源評(píng)價(jià)表明，國(guó)內(nèi)已探明低滲透儲(chǔ)量52.14×104t，已動(dòng)用26.66×104t，還有近50%的低滲透儲(chǔ)量沒有得到動(dòng)用，展現(xiàn)出巨大的開發(fā)潛力[1-2]。中石化準(zhǔn)噶爾盆地中部1區(qū)塊三工河組低滲透油藏上報(bào)三級(jí)石油地質(zhì)儲(chǔ)量為5 733×104t，周邊中石油區(qū)塊的莫北油田和莫索灣油田探明儲(chǔ)量在5 000×104t以上，均揭示該區(qū)是勝利油田西部探區(qū)重要的增儲(chǔ)上產(chǎn)陣地。近年來，多位學(xué)者就研究區(qū)三工河組低滲透儲(chǔ)層特征、沉積成巖綜合相識(shí)別以及成巖作用與孔隙演化等開展了相關(guān)研究[3-8]，然而，由于低滲透儲(chǔ)層物性演化過程復(fù)雜，儲(chǔ)層成因機(jī)制問題始終制約著該區(qū)塊的勘探開發(fā)進(jìn)程。因此，本文針對(duì)研究區(qū)目的儲(chǔ)層開展成巖演化序列約束下的物性反演，定量分析其低滲成因機(jī)制，這有利于研究區(qū)非常規(guī)油藏的高效勘探和效益開發(fā)。

1 區(qū)域地質(zhì)背景

準(zhǔn)中1區(qū)塊位于準(zhǔn)噶爾盆地中央坳陷盆1井西凹陷，勘探面積3 648 km2(圖1)。侏羅系三工河組二段為研究區(qū)的主要含油層，區(qū)內(nèi)現(xiàn)今構(gòu)造簡(jiǎn)單，主要表現(xiàn)為南深北淺的單斜構(gòu)造。侏羅系三工河組二段上下亞段分別發(fā)育曲流河三角洲和辮狀河三角洲前緣沉積，砂體厚度大、分布廣[9-12]，是本次研究的主要對(duì)象。

圖1 研究區(qū)構(gòu)造位置Fig.1 Teconic position of the study area

2 儲(chǔ)層基本特征

2.1 儲(chǔ)層巖石學(xué)特征

通過觀察研究區(qū)25口井670.4 m的巖心，統(tǒng)計(jì)相關(guān)數(shù)據(jù)，結(jié)果表明巖石類型以中、細(xì)砂巖為主。砂巖類型主要為長(zhǎng)石巖屑砂巖,其中石英、長(zhǎng)石、巖屑體積分?jǐn)?shù)分別平均47.46%、20.57%、31.41%。石英顆粒在陰極發(fā)光下表現(xiàn)為藍(lán)紫色和深棕色2種,反映出石英顆粒的多源性；長(zhǎng)石種類多樣,鏡下顯示主要有鈉長(zhǎng)石、鉀長(zhǎng)石及斜長(zhǎng)石系列；塑性巖屑的含量與砂巖粒級(jí)密切相關(guān),粒級(jí)越細(xì),其含量越高[5]。巖石碎屑顆粒分選較好，分選系數(shù)在1.0～1.5，磨圓度為次圓—次棱角，結(jié)構(gòu)成熟度好—較好，成分成熟度平均0.92，屬較好—中等。

2.2 儲(chǔ)層物性及孔隙結(jié)構(gòu)特征

儲(chǔ)層物性統(tǒng)計(jì)表明：研究區(qū)三工河組孔隙度小于15%的中低孔-特低孔儲(chǔ)層占75.8%；滲透率小于0.1×10-3μm2的儲(chǔ)層占比29.5%，(0.1～1.0)×10-3μm2的儲(chǔ)層占26.4%，(1.0～50.0)×10-3μm2的儲(chǔ)層占22.6%，由此可知，儲(chǔ)層整體屬于中低孔-低滲、特低滲儲(chǔ)層。

根據(jù)巖石鑄體薄片觀察，研究區(qū)三工河組儲(chǔ)層儲(chǔ)集空間主要為原生孔、次生溶孔及少量微裂縫等，其中，原生粒間孔平均占孔隙總量的87.5%，次生溶蝕孔平均占孔隙總量的12.4%。根據(jù)壓汞測(cè)試資料，并結(jié)合儲(chǔ)層物性和掃描電鏡資料，將三工河組儲(chǔ)層孔喉結(jié)構(gòu)分為3大類(表1)：Ⅰ類即高孔-中粗喉，對(duì)應(yīng)中高孔中高滲儲(chǔ)層；Ⅱ類即中低孔-中細(xì)喉，對(duì)應(yīng)中低孔低滲儲(chǔ)層；Ⅲ類即特低孔-微細(xì)喉，對(duì)應(yīng)特低孔特低滲儲(chǔ)層。不同的孔喉結(jié)構(gòu)類型的孔隙度與滲透率呈現(xiàn)良好的正相關(guān)(圖2)

3 成巖作用演化序列

鑄體薄片顯微鏡下觀察、掃描電鏡分析結(jié)果顯示研究區(qū)三工河組儲(chǔ)層經(jīng)歷了多期膠結(jié)、多期溶解以及多樣化的交代過程[5-7]，流體包裹體均一溫度及鹽度分析、碳酸鹽膠結(jié)物碳氧同位素分析結(jié)果[7]顯示儲(chǔ)層成巖流體具有多期性與多源性的特點(diǎn)。多期多源的成巖流體導(dǎo)致多重成巖環(huán)境，形成多期溶解及多期膠結(jié)作用。

表1 侏羅系三工河組儲(chǔ)層孔喉結(jié)構(gòu)分類
Tab.1 Classification of reservoir pore throat structure of Jurassic Sangonghe Formation

圖2 不同孔喉結(jié)構(gòu)類型儲(chǔ)層的孔滲關(guān)系Fig.2 Relationships between porosity and permeability of reservoirs of different pore throat structure types

根據(jù)研究區(qū)三工河組儲(chǔ)層自生礦物之間的交代切割關(guān)系及溶解充填現(xiàn)象，并結(jié)合研究區(qū)烴源巖演化史及儲(chǔ)層埋藏史[7-8]，確定了成巖演化序列。以莫西莊地區(qū)莊4井4 355.68 m 中細(xì)砂巖儲(chǔ)集層為例，其成巖環(huán)境及成巖作用演化如下(圖3)：

距今約195～107 Ma，地層溫度小于50 ℃，儲(chǔ)層成巖環(huán)境呈堿性，綠泥石膜沉淀。

距今約107～50 Ma，地層溫度約達(dá)到75 ℃，二疊系烴源巖生成大量有機(jī)酸，儲(chǔ)層成巖環(huán)境開始向酸性轉(zhuǎn)化，長(zhǎng)石、巖屑溶蝕過程伴隨著石英次生加大和自生高嶺石生成。

距今約92 Ma開始，地層溫度約90 ℃，高鹽度和弱酸性成巖環(huán)境使得石膏開始脫水，向硬石膏轉(zhuǎn)化。

距今約58～31 Ma，二疊系烴源巖地層溫度高于140 ℃，早期有機(jī)酸在溶解作用等過程中的消耗使得儲(chǔ)層成巖環(huán)境由酸性向堿性轉(zhuǎn)化。

距今約31～0 Ma，儲(chǔ)層成巖環(huán)境最終變?yōu)閴A性，鐵方解石、鐵白云石等發(fā)生膠結(jié)作用，少量晚期黃鐵礦膠結(jié)物出現(xiàn)。

4 低滲儲(chǔ)層物性演化

儲(chǔ)層的現(xiàn)今孔隙度是經(jīng)成巖作用改造后保存下來的原生孔隙與部分次生孔隙的總和，要研究?jī)?chǔ)層的物性演化過程就需要對(duì)不同歷史時(shí)期儲(chǔ)層孔隙度進(jìn)行恢復(fù)。

圖3 三工河組儲(chǔ)層成巖作用演化Fig.3 Diagenesis evolution of Jurassic Sangonghe Formation reservoir

圖4 恢復(fù)地質(zhì)歷史時(shí)期儲(chǔ)層物性參數(shù)的流程Fig.4 Flow chart for restoring reservoir physical parameters in geological history

在成巖作用演化序列約束下，反演回剝法恢復(fù)各主要成巖階段儲(chǔ)層的孔隙度，再由孔-滲函數(shù)關(guān)系(表1)計(jì)算地質(zhì)歷史時(shí)期儲(chǔ)層滲透率[13-16]，其流程見圖4。關(guān)鍵成巖作用對(duì)孔隙度的貢獻(xiàn)量獲取方式主要以鑄體薄片為基礎(chǔ)，利用顯微鏡圖像分析軟件及巖心鑄體分析系統(tǒng)，采用人機(jī)結(jié)合的方法，定量統(tǒng)計(jì)各溶蝕作用、膠結(jié)作用影響下的面孔率，再利用面孔率與孔隙度之間的函數(shù)關(guān)系，將各成巖階段面孔率轉(zhuǎn)化為孔隙度。

以莊4井4 355.69 m 中細(xì)砂巖儲(chǔ)集層為例(表2)，根據(jù)埋藏史恢復(fù)結(jié)果，距今約195 Ma，侏羅系三工河組地層開始接受沉積，物性反演恢復(fù)的原始孔隙度為44.0%，孔喉結(jié)構(gòu)為ⅠB類，滲透率為27 962.18×10-3μm2。受壓實(shí)作用影響，儲(chǔ)集層孔滲變差，距今約107 Ma時(shí)，恢復(fù)的儲(chǔ)集層孔隙度為29.2%(44.0%-6.4%-8.4%)，孔喉結(jié)構(gòu)為ⅡA類，滲透率為4 252.38×10-3μm2，隨后壓實(shí)作用進(jìn)一步增強(qiáng)，在酸性成巖環(huán)境下開始長(zhǎng)石溶蝕、石英次生加大、高嶺石充填。距今約92 Ma時(shí)，恢復(fù)的儲(chǔ)集層孔隙度為25.22%(29.2%-4.2%+6.59%-3.75%-2.62%)，孔喉結(jié)構(gòu)為ⅡA類，滲透率為1 318.06×10-3μm2。距今約31 Ma時(shí)，恢復(fù)的儲(chǔ)集層孔隙度為13.09%(25.22%-0.29%-11.84%)，孔喉結(jié)構(gòu)為ⅡB類，滲透率為3.58×10-3μm2?，F(xiàn)今實(shí)測(cè)孔隙度為12.8%(13.09%-0.29%)，孔喉結(jié)構(gòu)為ⅡB類，恢復(fù)的滲透率為3.14×10-3μm2，與現(xiàn)今實(shí)測(cè)滲透率4.43×10-3μm2相近，物性反演結(jié)果可信(圖5)。

表2 莊4井地質(zhì)歷史時(shí)期實(shí)際孔隙度演化Tab.2 Key diagenetic events and actual porosity evolution of well Zhuang4 in geological history

5 低滲儲(chǔ)層成因機(jī)制

以碎屑巖初始孔隙度計(jì)算方法恢復(fù)砂體沉積時(shí)的初始孔隙度。準(zhǔn)中1區(qū)三工河組低滲透儲(chǔ)層在沉積初期具有良好的物性條件，恢復(fù)的孔隙度均在40%以上，滲透率基本在20 000×10-3μm2以上，因此，后期埋藏過程中的成巖作用才是導(dǎo)致儲(chǔ)層低滲的根本因素，其中，壓實(shí)作用是儲(chǔ)層物性變差的主要原因，膠結(jié)作用則是形成低滲儲(chǔ)層的根本原因，而溶蝕作用對(duì)儲(chǔ)層物性改善作用十分有限。

圖5 莊4井中細(xì)砂巖儲(chǔ)集層物性演化結(jié)果Fig.5 Physical property evolution of medium and fine sandstone reservoirs in well Zhuang 4

5.1 壓實(shí)作用

物性反演分析結(jié)果表明：三工河儲(chǔ)層壓實(shí)減孔量在19.78%～32.2%，平均24.44%，相應(yīng)的壓實(shí)減孔率在46.7%～80%，平均達(dá)51.3%。工區(qū)滲透率(K)跟儲(chǔ)層滲透率與孔隙度的比值(K/Φ)呈良好的指數(shù)關(guān)系(K=0.094 5×K/Φ0.874 9；R2=0.971 2) (圖2)，儲(chǔ)層滲透率基本從20 000×10-3μm2降至(100～1 000)×10-3μm2，滲透率減少了95%以上(圖6)，因此，壓實(shí)作用對(duì)儲(chǔ)層低滲起主控作用。

5.2 膠結(jié)作用

早期壓實(shí)作用導(dǎo)致儲(chǔ)層從沉積初期的極高孔-極高滲演變?yōu)槟z結(jié)作用之前的中孔-中高滲，而膠結(jié)作用則致使儲(chǔ)層物性進(jìn)一步變差，轉(zhuǎn)變?yōu)榈蜐B，甚至是特低滲、超低滲儲(chǔ)層。三工河組低滲透儲(chǔ)層膠結(jié)作用主要發(fā)育石英次生加大膠結(jié)、高嶺石膠結(jié)、碳酸鹽礦物膠結(jié)和硬石膏膠結(jié)4種類型，通過對(duì)膠結(jié)作用前后物性反演結(jié)果分析可知，膠結(jié)作用致使儲(chǔ)層滲透率從(100～1 000)×10-3μm2降至低滲透儲(chǔ)層滲透率上限50×10-3μm2以下，其中硬石膏強(qiáng)烈膠結(jié)，自生高嶺石膠結(jié)及石英次生加大是造成儲(chǔ)集層低滲、特低滲的根本原因(圖7)。

圖6 三工河組儲(chǔ)層壓實(shí)作用滲透率損失統(tǒng)計(jì)Fig.6 Permeability loss of Sangonghe Formation reservoir caused by compaction

圖7 三工河組儲(chǔ)層膠結(jié)作用前后滲透率對(duì)比Fig.7 Comparison of permeability of Sangonghe Formation reservoir before and after cementation

5.3 溶蝕作用

研究區(qū)三工河組總體溶蝕不強(qiáng)，以長(zhǎng)石溶蝕現(xiàn)象最為普遍，常見長(zhǎng)石顆粒粒內(nèi)溶孔、粒間溶孔等。然而，溶蝕作用增加孔隙絕對(duì)量不大，次生孔隙絕對(duì)含量為1%～4%，相對(duì)含量2%～15%，且次生溶孔被晚期碳酸鹽礦物和自生高嶺石充填(圖8)，未能明顯改善儲(chǔ)層物性也是低滲儲(chǔ)層形成的重要原因之一。

圖8 三工河組儲(chǔ)層溶蝕作用微觀表征Fig.8 Microscopic characterization of dissolution in Sangonghe Formation reservoir

6 結(jié) 論

(1)準(zhǔn)中1區(qū)三工河組低滲儲(chǔ)層成巖環(huán)境經(jīng)歷了堿性-酸性-堿性的演化過程，其成巖演化序列依次為：綠泥石薄膜沉淀-酸性不穩(wěn)定礦物溶蝕-石英次生加大-自生高嶺石充填-硬石膏膠結(jié)-晚期碳酸鹽膠結(jié)-黃鐵礦膠結(jié)，壓實(shí)作用貫穿埋藏成巖作用階段始終。

(2)低滲透儲(chǔ)層的形成主要受控于壓實(shí)作用。壓實(shí)作用導(dǎo)致儲(chǔ)層滲透率大幅度降低，孔隙度和滲透率的損失分別在50%和95%以上。膠結(jié)作用是低滲透儲(chǔ)層形成的根本因素，其中晚期的碳酸鹽礦物膠結(jié)作用最終導(dǎo)致儲(chǔ)層滲透率低于低滲透儲(chǔ)層上限值50×10-3μm2。溶蝕作用對(duì)儲(chǔ)層物性的改善十分有限，也是儲(chǔ)層低滲成因之一。