川中侏羅系涼高山組微觀孔隙結(jié)構(gòu)特征及影響因素

余鑒橋,劉紅岐,王擁軍,劉海波,楊珂,林建平

(1.西南石油大學(xué)地球科學(xué)與技術(shù)學(xué)院,四川成都610500;2.中國石油勘探開發(fā)研究院,北京100083;3.中海油田服務(wù)股份有限公司,河北燕郊065201;4.中國石油集團(tuán)測井有限公司西南分公司,重慶401120;5.西南油氣田川中礦區(qū),四川遂寧629000)

0 引 言

近年來,中國非常規(guī)油氣勘探開發(fā)取得了重要進(jìn)展,川中致密油氣是非常規(guī)油氣勘探的一個(gè)研究熱點(diǎn)[1-4]。通常非常規(guī)致密儲(chǔ)層以納米級(jí)孔喉系統(tǒng)為主,致密油儲(chǔ)集層精細(xì)研究對(duì)于提高油氣田開發(fā)效益具有越來越重要的意義[5]。李登華等[6]研究表明四川盆地侏羅系致密油主要產(chǎn)自大安寨段、涼高山組上段和沙溪廟組一段。唐大海[7]從地層對(duì)比與劃分、沉積特征入手對(duì)涼高山組的儲(chǔ)集空間、孔隙結(jié)構(gòu)進(jìn)行劃分。張全林等[8]認(rèn)為涼高山組砂巖屬于灰質(zhì)膠結(jié)超低孔隙度低滲透率極致密儲(chǔ)層并確定了涼高山組的成巖期次,得出強(qiáng)烈壓實(shí)作用和重結(jié)晶作用是導(dǎo)致涼高山組儲(chǔ)層致密的主要因素。焦方菲等[9]認(rèn)為涼高山組屬于低孔隙度、低滲透率儲(chǔ)層,主要發(fā)育原生殘余粒間孔等原生孔隙和粒間溶孔和粒內(nèi)溶孔等次生孔隙,部分砂巖中含少量微裂縫并根據(jù)壓汞曲線將孔隙類型歸為2種類型。但均未對(duì)涼高山組孔隙結(jié)構(gòu)進(jìn)行微觀研究,劉紅岐、閆建平等[10-11]運(yùn)用分形維數(shù)表征巖石的膠結(jié)指數(shù),認(rèn)為致密儲(chǔ)層或低孔滲儲(chǔ)層的孔隙結(jié)構(gòu)具有分形特征。

本文基于掃描電鏡、微米CT掃描、高壓壓汞等實(shí)驗(yàn)資料,運(yùn)用J函數(shù)和沃爾公式建立理論模型,對(duì)涼高山組微觀孔隙特征進(jìn)行分析,以期對(duì)川中致密砂巖儲(chǔ)層流體識(shí)別及有效儲(chǔ)量估算與開發(fā)提供參考。

1 區(qū)域地質(zhì)概況

研究區(qū)位于四川盆地中部的川中古隆中斜平緩構(gòu)造帶及川北古中坳陷低緩帶東部,東西分別以華鎣山和龍泉山基底大斷裂為界,南抵川南古凹中隆構(gòu)造區(qū),北與川北古中坳陷低平構(gòu)造區(qū)過渡。由于受前震旦系變質(zhì)巖剛性基底控制,歷次構(gòu)造運(yùn)動(dòng)多以升降運(yùn)動(dòng)為主,因而形成了研究區(qū)較為獨(dú)特的臺(tái)階式平緩構(gòu)造,構(gòu)造軸線呈近東西向。涼高山組為一套退積-強(qiáng)進(jìn)積旋回,發(fā)育受3個(gè)方向物源控制的三角洲沉積體系[12]。涼高山組地層厚度在85～130 m之間,縱向上分為涼上段和涼下段,其中涼上段又細(xì)分為涼I、涼I-II及涼II這3個(gè)小層,總層厚55～75 m,發(fā)育黑色頁巖與淺灰色細(xì)砂巖、粉砂巖、泥質(zhì)粉砂巖不等厚互層。涼下段區(qū)域總厚度20～55 m左右,為四川盆地早侏羅世晚期湖盆沉降過程中形成的一套富含有機(jī)質(zhì)的砂、頁巖沉積,是研究區(qū)內(nèi)涼高山時(shí)期主要生儲(chǔ)層段。涼高山組源儲(chǔ)配置與美國威林斯頓盆地泥盆系巴肯組相似,屬于烴源巖包砂,但涼高山組儲(chǔ)集層比巴肯組儲(chǔ)集層更致密且儲(chǔ)集空間復(fù)雜[12]。

涼高山組儲(chǔ)集層巖石礦物成分多樣,顆粒大小混雜,巖石結(jié)構(gòu)復(fù)雜,巖性主要為石英砂巖、長石石英砂巖、巖屑石英砂巖、長石巖屑石英砂巖和巖屑長石石英砂巖等石英砂巖類(見圖1),砂巖結(jié)構(gòu)成熟度和成份成熟度相對(duì)較低。儲(chǔ)集層物性較差,孔隙度1.0%～5.0%,滲透率一般低于1.0×10-3μm2,屬超低孔隙度特低滲透率致密砂巖儲(chǔ)集層。

2 涼高山組儲(chǔ)集層基本特征

圖1 涼高山巖性主要特征

孔隙是流體存在于巖石的基本儲(chǔ)集空間,通過對(duì)巖心、普通薄片、熒光薄片、鑄體薄片以及電鏡掃描的觀察研究,涼高山組儲(chǔ)集空間成因可分為孔隙和裂縫2類,以粒內(nèi)溶孔發(fā)育為主,粒間溶孔和構(gòu)造縫發(fā)育次之,含少量殘余粒間孔。

2.1 孔隙類型

研究區(qū)內(nèi)孔隙按成因分為原生孔隙和次生孔隙2類(見表1),原生孔隙指與巖石本身同時(shí)(即成巖作用時(shí)期)生成的孔隙[13]。根據(jù)掃描電鏡和鑄體薄片分析得出,原生孔隙發(fā)育程度較低。薄片顯示大多數(shù)巖石顆粒呈壓嵌接觸,被膠結(jié)物充填,其余多為泥質(zhì)雜基微孔。利用掃描電鏡發(fā)現(xiàn)×56井樣品具層狀結(jié)構(gòu),云母等片狀礦物方向性堆積,顆粒接觸較緊密,孔隙發(fā)育程度較差,云母片之間的晶間孔隙在樣品中較多[見圖2(a)]。

次生孔隙在不同水介質(zhì)環(huán)境下砂巖中碎屑物、填隙物被溶蝕形成[14]。涼高山組致密砂巖儲(chǔ)集層次生孔隙主要?jiǎng)澐譃榱ｉg溶孔、粒內(nèi)溶孔、雜基內(nèi)溶孔等3種,其中以粒內(nèi)溶孔為主。G17井2 505.3～2 507.4 m段處孔隙多呈現(xiàn)為溶蝕孔,含少量殘余粒間孔,部分孔隙被瀝青充填,孔隙連通性較差。利用掃描電鏡發(fā)現(xiàn)×56井另一塊樣品以次生粒間孔為主,發(fā)育程度一般。顆粒之間常有黏土充填;有石英加大現(xiàn)象[見圖2(b)]。

表1 涼高山組儲(chǔ)集空間類型劃分

圖2 ×56井2 050.3 m井段鏡下薄片

2.2 裂縫類型

前人研究認(rèn)為涼高山組油氣受微裂縫發(fā)育控制[15],作為涼高山組致密油儲(chǔ)集層含油的重要因素之一。根據(jù)鉆井巖心,鑄體薄片,熒光薄片掃描電鏡資料觀察發(fā)現(xiàn),涼高山組按照裂縫成因,可將其分為溶蝕縫和構(gòu)造縫2類,縫寬為1～10 μm;按照裂縫尺度,可分為大尺度裂縫、小尺度裂縫、微尺度裂縫3大類(見表2)。

涼高山組砂巖原生裂縫極少,主要以次生縫為主。構(gòu)造縫是巖石在構(gòu)造應(yīng)力作用下破裂產(chǎn)生的裂縫,巖心上較多見,裂縫平直,延伸較長,多發(fā)育水平縫和低角度縫,部分裂縫被充填。通過對(duì)×9井,×56井等的鑄體薄片分析得出涼高山組微裂縫分布較廣,延伸遠(yuǎn),個(gè)別沿顆粒發(fā)育或切割顆粒。通過微米CT掃描成像分析,涼高山組致密油儲(chǔ)集層內(nèi)部微裂縫發(fā)育程度不均,對(duì)比有微裂縫樣品和無縫樣品,發(fā)現(xiàn)有微裂縫存在的樣品滲透率明顯增大,反映微裂縫對(duì)儲(chǔ)集層物性起到一定改善作用。通過G17井2 505.3 m處的熒光薄片觀察,大量微裂縫中存在亮黃色熒光顯示,表明微裂縫含油的同時(shí)存在微裂縫被瀝青質(zhì)充填。

表2 裂縫分類

3 涼高山組儲(chǔ)集層微觀孔隙結(jié)構(gòu)

3.1 計(jì)算最小孔喉半徑

J函數(shù)是處理處理平均毛細(xì)管壓力的經(jīng)典方法。Leverett[16]把實(shí)測巖心毛細(xì)管壓力和計(jì)算參考毛細(xì)管壓力的比值定義為巖心的J函數(shù),通過大量實(shí)驗(yàn)證明J函數(shù)與飽和度之間存在函數(shù)關(guān)系

(1)

(2)

式中,Swi為巖心的束縛水飽和度,小數(shù);SHg為巖心的汞飽和度,小數(shù)。

用式(1)和式(2)可把實(shí)測巖心的毛細(xì)管壓力曲線處理成J函數(shù)曲線。Brown[17]提出同類巖石的J函數(shù)曲線形態(tài)十分相似,可以進(jìn)行平均處理。平均處理J函數(shù)的方法很多,本文選取式(3)[18]

(3)

(4)

Sw=Swi+(1-Swi)Sw

例如，學(xué)生可以根據(jù)第二次筆記中記載的有關(guān)“蛋白質(zhì)”專題的知識(shí)，進(jìn)行蛋白質(zhì)概念圖的建構(gòu)。學(xué)生在分析解決一定量的遺傳題之后總結(jié)遺傳題分析手段(方法)有兩種： 通過遺傳圖解分析與通過系譜圖分析等。

(5)

式中,a為巖心的J函數(shù)排驅(qū)壓力;b為巖心的J函數(shù)曲線指數(shù);a和b合稱為巖心的J函數(shù)曲線參數(shù)。K為油氣藏的平均滲透率,×10-3μm2;φ為油氣藏的平均孔隙度,%;Swi為油氣藏的平均束縛水飽和度,%;pc為油氣藏的平均毛細(xì)管壓力,MPa。

不同的巖心具有不同的a、b值。把每一塊巖心的a、b值確定之后進(jìn)行平均,得出油氣藏的a、b值,即得到油氣藏的平均毛細(xì)管壓力曲線,然后通過式(4)和式(5)反求出油氣藏的平均毛細(xì)管壓力曲線(見圖3)。

圖3 平均毛細(xì)管壓力曲線

在計(jì)算得出平均毛細(xì)管壓力的情況下,采用沃爾公式法可以計(jì)算得出儲(chǔ)集層油的最小孔喉半徑。沃爾公式用孔隙體積增量來計(jì)算每一個(gè)孔隙體積中的滲透能力貢獻(xiàn)值ΔKi和累積滲透能力ΣK,當(dāng)最終累積滲透能力達(dá)到99.9%時(shí),所對(duì)應(yīng)的孔喉半徑即為最小孔喉半徑[19]。沃爾公式法為

(6)

(7)

式中,ΔKi為滲透率貢獻(xiàn)值,%;ΣK為累計(jì)滲透能力,%;i為等量體積間隔序號(hào);ri為孔喉半徑,μm。

(1)設(shè)定汞飽和度SHg的起始計(jì)算值為0,確定取值步長。

(2)根據(jù)式(4)計(jì)算不同汞飽和度SHg情況下的平均毛細(xì)管壓力。將平均毛細(xì)管壓力pc帶入表示毛細(xì)管壓力和毛細(xì)管半徑的關(guān)系式(8)得出孔喉半徑ri。在油藏條件下

ri=0.0517/pci

(8)

(4)計(jì)算第i個(gè)節(jié)點(diǎn)對(duì)應(yīng)的區(qū)間滲透能力貢獻(xiàn)值ΔK,以及對(duì)應(yīng)的累積滲透能力ΣK,直到達(dá)到100%。當(dāng)≥99.9%時(shí),所對(duì)應(yīng)的ri即為最小孔喉半徑。

以Ⅰ類孔隙為例,最后計(jì)算得出Ⅰ類孔隙結(jié)構(gòu)最小流動(dòng)孔喉半徑為0.075 μm(見表3)。

表3 J函數(shù)計(jì)算

3.2 納米孔喉結(jié)構(gòu)特征

儲(chǔ)集層微觀孔隙結(jié)構(gòu)是指儲(chǔ)集巖中孔隙和喉道的幾何形狀、大小、分布及其相互連通關(guān)系,儲(chǔ)集層的儲(chǔ)集和滲流能力被儲(chǔ)集層巖石的微觀孔隙特征直接影響[20-21]。涼高山組廣泛存在納米級(jí)孔隙,這些孔隙不僅影響儲(chǔ)集層的滲流能力還能聚集天然氣[22]。通過掃描電鏡分析觀察,涼高山組致密油儲(chǔ)集層喉道類型有點(diǎn)狀、片狀、管狀、縮頸喉道等;CT掃描是一種獲取巖石等多孔介質(zhì)內(nèi)部結(jié)構(gòu)信息的技術(shù),能直觀反應(yīng)微觀孔隙的發(fā)規(guī)律和變化[23]。G46井巖心橫截面CT掃描切片結(jié)果顯示,儲(chǔ)集層微孔隙和微裂縫發(fā)育不連續(xù),多呈孤立狀,少數(shù)微裂縫與孔隙聯(lián)通(見圖4)。

圖4 G46井CT掃描切片

同一喉道半徑下的汞飽和度和滲透率與孔隙度之間有著良好的相關(guān)關(guān)系,通過加壓使汞進(jìn)入巖石孔隙,壓力越大,汞能夠進(jìn)入巖石的孔半徑越小[24-25]。綜合分析研究區(qū)105組高壓壓汞數(shù)據(jù),分析結(jié)果顯示,最大進(jìn)汞飽和度值97.6%,排驅(qū)壓力平均值11.935 MPa,中值半徑主體范圍0.004～0.1 μm,平均喉道半徑0.06 μm,最大孔喉半徑范圍0.008～1.872 μm,其中80%以上分布于0.035～0.4 μm(見圖5)。

圖5 涼高山組壓汞曲線及其分布

3.3 儲(chǔ)層分類及評(píng)價(jià)

根據(jù)取心井巖心105個(gè)樣品壓汞曲線形態(tài)特征及孔隙結(jié)構(gòu)參數(shù),將該段儲(chǔ)集層細(xì)分為Ⅰ型、Ⅱ型、Ⅲ型、Ⅳ型4種類型,最常見的為Ⅱ、Ⅲ類儲(chǔ)集層,Ⅰ類儲(chǔ)層最為少見(見圖6)。

圖6 儲(chǔ)層孔隙度滲透率圖

Ⅰ型:該類壓汞曲線其排驅(qū)壓力2 MPa以下;最大進(jìn)汞飽和度為97.6%,中值壓力在10 MPa以下,最小孔喉半徑在0.075～2 μm,分選好,該類孔喉發(fā)育程度較好,具有較好的滲透性,約占14.61%。

Ⅱ型:該類曲線其排驅(qū)壓力在1～30 MPa;最大進(jìn)汞飽和度為85%,中值壓力為10～65 MPa,最小孔喉半徑0.01～1 μm,該類孔喉發(fā)育程度較好,具有較好的滲透性,約占41.57%。

Ⅲ型:該類壓汞曲線中-高排驅(qū)壓力,最大進(jìn)汞飽和度為65%,中值壓力45～200 MPa,最小孔喉半徑0.015～0.5 μm,該類孔喉發(fā)育程度較低,滲透性較差,約占30.34%

Ⅳ型:該類壓汞曲線高排驅(qū)壓力,最大進(jìn)汞飽和度為40%,孔喉半徑0.008～0.04 μm,該類孔喉發(fā)育程度低,滲透性差,約占13.48%。

Ⅰ到Ⅳ型儲(chǔ)集層,所對(duì)應(yīng)的儲(chǔ)層孔隙度整體上呈下降趨勢,滲透率則明顯降低(見圖5)。Ⅰ型儲(chǔ)集層孔隙度滲透率較高,其巖性主要是中-細(xì)砂巖,泥質(zhì)含量低,巖性較純,儲(chǔ)集空間主要是粒間溶孔。Ⅳ型儲(chǔ)集層孔滲很差,巖性主要是粉砂巖、泥頁巖,以晶間孔為主,孔隙孤立、喉道狹小,連通性差。

總體上,涼高山組致密油儲(chǔ)集層孔隙結(jié)構(gòu)表現(xiàn)為孔隙細(xì)小且分選不均,喉道屬納米級(jí)喉道,孔隙間連通性較差。

4 影響因素

成巖作用及其演化是一個(gè)復(fù)雜的物理化學(xué)變化過程,常對(duì)儲(chǔ)集層孔隙結(jié)構(gòu)和礦物組成的變化產(chǎn)生重要影響[26]。根據(jù)薄片分析,微米CT掃描實(shí)驗(yàn)結(jié)果分析,涼高山儲(chǔ)集層埋藏過程經(jīng)歷了機(jī)械壓實(shí)作用、膠結(jié)作用、溶蝕作用和構(gòu)造破裂作用。前2種成巖作用為破壞性成巖作用,導(dǎo)致儲(chǔ)集層致密化,后2種為建設(shè)性成巖作用,導(dǎo)致儲(chǔ)集層孔隙度增大。其次涼高山致密油儲(chǔ)集層儲(chǔ)集空間存在不同程度的充填,充填物阻礙孔隙間連通。

4.1 破壞性作用

(1)壓實(shí)作用。強(qiáng)烈的壓實(shí)作用是儲(chǔ)集層原生孔隙大幅度減少的主要原因之一。涼高山儲(chǔ)集層在早期成巖階段經(jīng)歷了強(qiáng)烈的機(jī)械壓實(shí)作用,主要表現(xiàn)為塑性顆粒受力變形明顯,剛性顆粒破碎、斷裂,顆粒定向排列和緊密堆積是孔隙減少[見圖7(a)]。

(2)膠結(jié)作用。涼高山組主要表現(xiàn)為碳酸鹽巖礦物和黏土礦物膠結(jié)。主要發(fā)生在有孔隙的地方,從顆粒邊緣開始慢慢沉淀,最終以膠結(jié)物的形式充填孔隙[17][見圖7(b)]。

4.2 建設(shè)性作用

圖7 破壞性成巖作用

(1)溶蝕作用。致密砂巖儲(chǔ)集層中溶蝕作用的主要影響因素為地層成巖流體,流體運(yùn)移通道和儲(chǔ)集層中不穩(wěn)定的礦物組分[28]。涼高山組儲(chǔ)集層溶蝕作用主要表現(xiàn)為擴(kuò)大和連通喉道,極大地改善了儲(chǔ)集層的滲透率。涼高山組主要為巖屑、長石的溶解形成粒間溶孔和粒內(nèi)溶孔,如G17井的巖石薄片顯示粒間溶孔呈不規(guī)則狀,局部管狀喉道連通。

(2)破裂作用。構(gòu)造破碎作用形成微裂縫,在致密砂巖儲(chǔ)層的低孔隙度低滲透率條件下,微裂縫不僅是油氣有效的儲(chǔ)集空間而且大大改善了儲(chǔ)層的滲濾能力[29]。通過對(duì)G17井的R7和R17這2組薄片進(jìn)行核磁共振實(shí)驗(yàn),對(duì)比R7和R17核磁共振T2譜,R17可動(dòng)流體峰較大,而R7可動(dòng)流體峰小,束縛流體幅度大,表明R17較R7具有良好的滲透能力[見圖8(a)]。根據(jù)實(shí)驗(yàn)數(shù)據(jù)和CT掃描圖,R17樣品孔隙度較R7低,但微裂縫孔隙度大于R7樣品,致使R17滲透率大于R7[見表4,圖8(b)],證明微裂縫發(fā)育對(duì)儲(chǔ)集層的滲流能力具有提高能力。

圖8 G17井R7和R17薄片對(duì)比

表4 實(shí)驗(yàn)數(shù)據(jù)

5 結(jié) 論

(1)涼高山組致密油儲(chǔ)集層以次生孔隙為主,原生孔隙發(fā)育較少,孔隙間連通性較差;微裂縫是涼高山組致密油儲(chǔ)集層有效的儲(chǔ)集空間,廣泛存在的微裂縫一定程度上改善了儲(chǔ)集層的滲透率。

(2)根據(jù)該區(qū)壓汞實(shí)驗(yàn)數(shù)據(jù)統(tǒng)計(jì)分析,巖心喉道中值半徑主體范圍0.004～0.1 μm,平均喉道半徑0.06 μm,最大孔喉半徑范圍0.008～1.872 μm,其中80%以上分布于0.035～0.4 μm。

(3)根據(jù)J函數(shù)和沃爾公式,利用高壓壓汞實(shí)驗(yàn)數(shù)據(jù),計(jì)算的出涼高山組致密油儲(chǔ)集層最小流動(dòng)孔喉半徑為0.075 μm,片狀喉道的粒間微裂縫連通微納孔隙。