深層特低孔—特低滲砂礫巖儲層特征及主控因素
——以準噶爾盆地阜康凹陷二疊系上烏爾禾組為例

王秋玉,李樹博,閆文琦,劉超威,李 輝,潘 進,劉嘯虎

( 1. 中國石油新疆油田分公司 勘探開發研究院,新疆 克拉瑪依 834000; 2. 中國石油東方地球物理公司研究院 烏魯木齊分院,新疆 烏魯木齊 830016 )

0 引言

深層油氣是指埋深超過4 500 m的地層中存在的油氣資源[1],隨勘探程度不斷提高,中淺層常規油藏已經不能滿足油田開采需要,深層油氣逐漸成為研究焦點[2]。全球87個盆地發現深層油氣資源[3],且埋深大于4 000 m層系的累計石油探明儲量占新增探明儲量的67%[4]。目前,全球發現埋藏最深的油田是儲層頂界埋深為9 999 m的墨西哥灣Tiber油田[5],儲層壓力達137.9 MPa,最高溫度為126.7 ℃。1984年,中國第一口深層油氣勘探井——沙參2井獲成功[6-7]。隨深層油氣理論不斷創新,相繼在準噶爾盆地、塔里木盆地、四川盆地和鄂爾多斯盆地[8-12]等獲得重要突破,發現塔河、順北、普光、川西等規模性深層油氣田,深層及超深層儲層開采成為未來油氣田勘探發展的重要趨勢。已發現的深層儲層巖性(碳酸鹽巖、火山巖、頁巖和砂礫巖)復雜,經歷多期成巖作用改造,具有超高溫、超高壓、物性差等特點,儲層形成機制及保存條件認識較差,優質儲層展布規律預測不清,影響后期的高效動用和開發。

阜康凹陷位于準噶爾盆地東部,其二疊系上烏爾禾組砂礫巖儲層埋深超過4 500 m,是準噶爾盆地實現規模深層油氣勘探的重點領域之一。人們對準噶爾盆地東部深層砂礫巖成藏過程、沉積相、巖相和儲層致密化成因等方面展開研究。阜康凹陷二疊系發育多套“源—匯”成藏系統[13],具有豐富的物質來源,油氣沿斷裂運移并形成油氣藏[8]。準噶爾盆地東部上烏爾禾組發育扇三角洲、辮狀河三角洲等沉積體系,儲層主要為低孔—中低滲巖屑砂巖,埋藏深,巖相和成巖相是控制物性的主要因素[14],且上烏爾禾組儲層富含沸石,沸石膠結物的溶蝕作用可改善儲層物性和儲集性能[15]。曹江駿等認為,上烏爾禾組儲層致密化成因是沉積作用、壓實作用和膠結作用差異化的結果[16]。關于阜康凹陷二疊系上烏爾禾組深層特低孔—特低滲砂礫巖儲層巖相的研究未有突破,由于沸石被溶蝕后形成的孔隙數有限,儲層溶蝕成因和溶蝕作用對儲層孔隙的貢獻,以及裂縫對深層儲層的控制作用缺乏研究,制約上烏爾禾組優質儲層展布特征的認識,影響阜康凹陷深層油氣的勘探進程。

以準噶爾盆地阜康凹陷二疊系上烏爾禾組砂礫巖儲層為研究對象,筆者采用巖心薄片、掃描電鏡觀察、高壓壓汞分析和FMI測井成像等方法,研究深層特低孔—特低滲砂礫巖儲層特征及主控因素,為準噶爾盆地深層油氣及同類型油藏的勘探開發提供參考。

1 區域地質概況

準噶爾盆地是中國大型疊合盆地[15],北鄰天山,南鄰阿爾泰山,盆地面積約為1.3×105km2[17],呈東高西低的“三角形”地形特征。受造山帶構造運動作用影響,盆地形成6個一級構造單元和44個二級構造單元[8]。研究區位于中央坳陷區的阜康凹陷(見圖1),北鄰白家海凸起,東鄰北三臺凸起,屬于三面環凸構造格局。經過多年勘探,在阜康凹陷東部斜坡帶發現沙南油田、北三臺油田和三臺油田。阜康凹陷作為準噶爾盆地最大的富烴凹陷,其二疊系、三疊系和侏羅系發育良好烴源巖,油氣資源充足[8],為多期次混合供烴特征?，敽枷萦蜌饪碧较嗬^突破,具備同樣成藏條件的阜康凹陷成為準噶爾盆地的研究熱點[18]。

圖1 研究區構造位置及構造單位劃分Fig.1 Geographic location and tectonic unit division of the study area

研究區自下而上發育石炭系、二疊系、三疊系、侏羅系、白堊系等地層,目的層段二疊系上烏爾禾組自下而上又可分為烏爾禾組一段(烏一段)、二段(烏二段)和三段(烏三段)。烏一段(P3w1)整體上以灰色塊狀砂礫巖為主,夾薄層灰色泥巖;烏二段(P3w2)發育灰色砂礫巖、含礫砂巖與灰色泥巖互層,烏一段和烏二段為研究區主要儲層;烏三段(P3w3)巖性以灰色泥巖為主,夾薄層粉—細砂巖,為研究區重要蓋層。準噶爾盆地發育7套儲蓋組合[17],其中二疊系上烏爾禾組中部的巨厚沖積扇砂、礫巖體為儲層,上部洪泛平原泥巖為蓋層,是一套重要的儲蓋組合,也是準噶爾盆地重要勘探領域。

2 樣品來源及實驗方法

選取研究區F48、F49、F50、KT1和KT5井二疊系上烏爾禾組礫巖、砂礫巖和砂巖387塊巖心樣品,取樣位置見圖2,實驗測試在中國石油新疆油田分公司實驗檢測研究院完成。首先,采用ES-V型氣體滲透率測量儀對387塊巖心樣品的基質孔隙度和滲透率進行測試。然后,垂直于巖心方向鉆取9塊巖心柱(直徑為2.5 cm、高度為2.5 cm的圓柱體),對巖心柱洗油,利用9505壓汞儀進行高壓壓汞實驗,最大進汞壓力為163.84 MPa。最后,將其中的43塊巖心樣品分別制成巖石薄片和鑄體薄片,采用AxioSkop40偏光顯微鏡、CIAS-2007圖像分析儀及ZEISS EVO MA 15掃描電子顯微鏡觀察巖石礦物形態、粒度和孔隙特征等,利用X線衍射儀(D8 ADVANCE)測量18塊巖心樣品的黏土礦物質量分數。

圖2 研究區樣品取樣位置分布Fig.2 Sampling location distribution of samples in the study area

3 儲層特征

3.1 巖石學特征

阜康凹陷二疊系上烏爾禾組儲層巖性以砂巖和礫巖為主,礫巖占比為31%,砂巖占比為69%。研究區儲層砂巖為巖屑砂巖(見圖3(a)),其中石英體積分數為4.0%～21.0%,平均為9.8%,單晶石英數量最多,且部分石英顆粒呈不規則窄邊狀次生加大;長石類型以斜長石為主,體積分數為3.0%～22.0%,平均為11.4%;巖屑主要為沉積巖和安山巖巖屑,體積分數最高為90.0%,平均為78.8%。

圖3 阜康凹陷二疊系上烏爾禾組儲層巖石學特征Fig.3 Petrological characteristics of the Upper Permian Wuerhe Formation reservoir in Fukang Deprssion

與烏二段相比,烏一段礫巖占比更高,礫巖和含砂礫巖占比為49%(見圖3(b)),砂巖中的中砂巖占比最多,顆粒磨圓程度較好,65%樣品的磨圓程度為次圓狀(見圖3(d))。巖心具有明顯的塊狀構造(見圖4(a)),吸水性差,顆粒呈次棱角—次圓狀,分選較差。鏡下可觀察到砂質礫狀結構,顆粒粒徑大于2.000 mm,壓實作用明顯,顆粒間存在明顯的線接觸(見圖4(b)),部分顆粒被膠結,膠結類型為孔隙—壓嵌型。部分孔隙被泥質雜基充填,雜基具有云母化現象(見圖4(c)),局部可觀察到由泥質收縮形成的少量收縮孔。此外,巖石中可見綠泥石和高嶺石等黏土礦物(見圖4(d))。

圖4 阜康凹陷二疊系上烏爾禾組儲層巖石礦物鑄體薄片及掃描電鏡照片Fig.4 Rock mineral morphology and scanning electron microscope of the Upper Wuerhe Formation reservoir of the Permian in Fukang Depressin

烏二段含礫砂巖占比僅為5%,砂巖以細砂巖為主(見圖3(c)),整體上烏二段顆粒粒度更細,且磨圓度較烏一段的差,多為次棱角狀(見圖3(e))。巖心為塊狀構造,以砂巖、粉—細砂巖與砂礫巖互層為主(見圖4(e)),吸水性較好,磨圓度較差,分選中等。巖心具有細粒砂質結構特征,粒徑較細,主粒徑為0.125～0.250 mm,顆粒間呈線接觸(見圖4(f)),膠結類型為壓嵌型。泥質雜基可見綠泥石化和水云母化,均勻充填在顆粒之間,局部還可見少量濁沸石。

上烏爾禾組儲層填隙物體積分數整體較低,烏一段膠結物體積分數為1.19%,烏二段的為1.98%;烏一段雜基體積分數為2.58%,烏二段的為2.33%。膠結物以硅質和方解石為主,可見方解石和硅質充填在顆粒之間(見圖4(g)),堵塞原生粒間孔,雜基為泥質和黏土礦物。根據X線衍射結果,上烏爾禾組黏土礦物中伊/蒙混層體積分數大,為50.75%,主要呈不規則狀和蜂巢狀。除伊/蒙混層外,高嶺石和綠泥石也是研究區重要的黏土礦物,體積分數分別為21.00%和20.50%,高嶺石主要呈書頁狀、蠕蟲狀(見圖4(h)),部分具有蝕變現象,綠泥石以不規則片狀、疊瓦狀分布于顆粒間。

3.2 物性特征

對阜康凹陷上烏爾禾組儲層387塊巖心樣品進行基質孔隙度和滲透率實驗,上烏爾禾組孔隙度最小為0.70%,最大為15.80%,平均為6.71%(見圖5(a));滲透率整體較小,分布范圍為(0.011～1.900)×10-3μm2,平均為0.186×10-3μm2(見圖5(d))。其中,烏一段和烏二段孔隙度分布為單峰式(見圖5(b-c)),烏二段平均孔隙度(7.60%)較烏一段的(6.10%)大;烏一段和烏二段滲透率分布較為集中,峰值為(0.020～0.040)×10-3μm2(見圖5(e-f))。阜康凹陷上烏爾禾組為特低孔—特低滲儲層,孔隙度和滲透率之間不存在明顯的正相關關系(見圖5(d)),原因為上烏爾禾組儲層裂縫發育,造成部分孔隙度偏大[19]。

圖5 阜康凹陷二疊系上烏爾禾組物性特征Fig.5 Physical characteristics of Upper Wuerhe Formation of Permian in Fukang Depression

3.3 儲集空間特征

3.3.1 孔隙類型

阜康凹陷上烏爾禾組發育原生孔、溶蝕孔和微裂縫(見圖4(i-o))。原生孔以粒間孔為主,呈不規則四邊形和三角形(見圖4(i)),面孔率約為3%,孔隙直徑最大為400 μm,部分剩余粒間孔呈星點狀均勻分布在巖石樣品中(見圖4(j))。溶蝕孔可進一步分為粒內溶孔、溶蝕粒間孔和溶蝕填隙物內孔。在粒內溶孔中,長石和巖屑被溶蝕后形成長石粒內溶孔(見圖4(k))或巖屑粒內溶孔,長石粒內溶孔形狀不規則,連通性較差,面孔率為2%,孔隙直徑較大,約為4 mm;部分巖屑粒內溶孔呈三角形和紋理狀,面孔率較低,小于1%。溶蝕粒間孔(見圖4(l))形態呈港灣狀,分布于顆粒邊緣,面孔率較大,約為4%,連通性較差,被溶蝕的顆粒邊緣呈鋸齒狀,孔隙直徑較小,小于1 mm。溶蝕填隙物內孔呈星點狀和次圓狀分布于巖石樣品,以泥質微孔為典型代表(見圖4(m)),泥質被溶蝕后形成大量微孔[20],孔隙較為分散,難以統計面孔率,孔隙直徑小且數量多。微裂縫可分為構造裂縫和溶蝕縫,其中構造裂縫直徑大,巖心上可直接觀察到部分斜劈縫(見圖4(n)),溶蝕縫較細,呈長條狀(見圖4(o)),最長為2 mm,部分溶蝕縫可見熒光顯示(見圖4(p)),表明裂縫是上烏爾禾組原油運移的通道之一[21]。

為明確上烏爾禾組孔隙是否為油氣運移過程中的有效孔隙,在F48井裂縫發育井段選取兩塊樣品進行熒光薄片觀察。鏡下顯示樣品孔隙有熒光顯示,在埋深為4 531.42 m處可見呈黃色亮光的粒間孔(見圖4(p)),粒間孔廣泛分布在巖石樣品中,亮度可達中亮,但巖心樣品未見原油浸染現象;此外,有一條呈淡藍色亮光的溶蝕縫,發光強度較強,形態為長條狀,以油質瀝青和膠質瀝青為主,瀝青體積分數約為6.00%,表明孔隙和裂縫在油氣運移中具有良好溝通作用。

3.3.2 壓汞曲線類型

阜康凹陷上烏爾禾組儲層高壓壓汞毛細管壓力曲線主要分為三類,Ⅰ類曲線呈平臺狀(見表1),最大進汞飽和度為59.93%～71.18%,平均為65.50%,樣品物性較好,排驅壓力小,最小為0.65 MPa,最大為2.49 MPa,平均為1.71 MPa?？紫扼w積最大為1.22 cm3,退汞效率為26.66%～34.82%(見表2),反映儲層孔喉間連通性較好[20-22]。Ⅰ類曲線的毛細管半徑較大,呈雙峰式分布,且分布較為均勻,分布區間為0.008 9～0.287 0 μm,表明除發育較多納米級孔隙外,還發育少量微孔。巖性為礫巖、粗砂巖和中砂巖,粒度較粗,孔隙多為剩余粒間孔和粒內溶孔,孔隙間連通性較好。

表1 阜康凹陷二疊系上烏爾禾組壓汞曲線類型及特征Table 1 Mercury intrusion curve type and characteristics of Upper Wuerhe Formation of Permian in Fukang Depression

表2 阜康凹陷二疊系上烏爾禾組儲層高壓壓汞參數Table 2 High-pressure mercury injection parameters of Upper Wuerhe Formation of Permian in Fukang Depression

Ⅱ類曲線呈弱平臺狀(見表1),最大進汞飽和度較Ⅰ類的小,為50.04%～51.07%,平均為50.56%,排驅壓力較Ⅰ類的大,平均為6.49 MPa,退汞效率也較Ⅰ類的低,孔喉間連通性較差。Ⅱ類曲線的毛細管半徑呈單峰式分布,分布區間為0.004 5～0.036 0 μm,孔喉較小,以納米孔為主,幾乎沒有微孔發育。巖性為中砂巖、細砂巖,粒度較細,發育少量剩余粒間孔,面孔率較低,孔隙間連通性差。

Ⅲ類曲線呈斜坡狀(見表1),巖性為粉—細砂巖,最大進汞飽和度在三類曲線中最低,為32.90%,排驅壓力最高,為9.91 MPa,退汞效率也最低,毛細管半徑分布區間較小,與其他兩類曲線相比,主峰更靠近左側分布,表明儲層以細小孔喉為主,且孔喉間連通性差,賈敏現象嚴重[23-24],細小孔喉不利于流體流動。鏡下觀察到粒間孔隙被絲狀伊利石充填,導致儲層滲流能力變差。

4 儲層主控因素

4.1 沉積作用

阜康凹陷為扇三角洲沉積體系,在沉積過程中,受水體活動和距離物源遠近影響,顆粒磨圓、分選等經歷不同程度改造[20-22]。如水下分流河道微相沉積時,水動力活動較強,巖石顆粒磨圓度和分選較好,粒度最粗,雜基較少[23-25],砂體更為純凈,儲層物性最好,成為最有利儲層。

為明確儲層中的泥質體積分數是否為上烏爾禾組儲層發育的主要控制因素,分析泥質體積分數和儲層物性之間的關系。當儲層泥質體積分數大于5%時,孔隙度低于7.5%(見圖6(a)),巖性多為細砂巖及含泥細砂巖,分選差,表明沉積作用使巖性、顆粒分選程度和泥質體積分數發生變化,影響儲層物性。在粒徑越粗、分選越好、泥質體積分數相對較低時,儲層孔隙度越大,儲層物性越好。由于泥質發育堵塞部分儲層原生孔隙,流體流動性降低,孔隙結構變差,多數孔隙度較小的樣品泥質體積分數大于5%,有的可以達到10%,可將泥質體積分數為5%作為衡量阜康凹陷二疊系上烏爾禾組有利儲層的標準之一。

泥質體積分數與孔隙度呈明顯的負相關關系,隨泥質體積分數增大,儲層孔隙度明顯降低,表明泥質體積分數是影響優質儲層發育的主要因素(見圖6(b))。此外,距離物源較遠的F49井平均泥質體積分數為1%,低于近物源的F48井的(7%),表明搬運距離越遠,顆粒分選更好,砂質更純凈,泥質體積分數更低,儲層物性更好(見圖6(c-d))。

4.2 成巖作用

研究區主要發育壓實作用、膠結作用、溶蝕作用和充填作用,其中溶蝕作用為建設性成巖作用,壓實作用、充填作用和膠結作用為破環性成巖作用。阜康凹陷上烏爾禾組埋藏較深,壓實作用明顯,顆粒之間呈線接觸,排列緊密,孔隙較少,鏡下可見部分巖屑發生變形,礦物顆粒存在定向排列現象[26-27]。充填作用在研究區發育廣泛,充填的礦物類型主要為泥質、硅質和方解石,方解石充填于粒間孔隙,泥質雜基存在形式更為多樣化,在粒間孔隙和顆粒邊緣發育,部分石英晶體充填于粒間孔隙。發生充填作用的礦物存在原生孔隙,導致流體可利用的孔隙變少[28],連通性變差,物性降低。

研究區膠結物主要為黏土礦物,呈書頁狀的高嶺石和呈疊瓦狀的綠泥石等黏土礦物堵塞礦物孔隙[29],導致儲層物性變差。在埋深為4 500 m以深的地層中,高嶺石體積分數逐漸減少,綠泥石和伊利石體積分數增多,高嶺石逐步轉變為綠泥石和伊利石,成巖環境從堿性變為酸性[30],巖石中的酸性流體增多,開始對長石礦物溶蝕[31-33],形成大量長石粒內溶孔,并分別在4 600和5 140 m處形成兩個次生溶蝕帶。

建設性溶蝕作用體現在長石被溶蝕后形成大量長石粒內溶孔。長石體積分數與孔隙度呈良好的線性正相關關系,當長石體積分數增高時,發育溶蝕孔的概率增大,從而形成更多的長石粒內溶孔(見圖7)。一般情況下,受壓實作用影響,孔隙度隨埋深的不斷增加而降低[34-35],阜康凹陷上烏爾禾組儲層兩個次生溶蝕帶的存在表明溶蝕作用在一定程度上改善研究區儲層物性。

4.3 裂縫

阜康凹陷二疊系上烏爾禾組儲層可見部分構造縫和大量溶蝕縫。分析KT1、F48、KT5和F49井裂縫形態、線密度、體密度及充填程度,上烏爾禾組裂縫形態以垂直縫和斜交縫兩類高角度裂縫為主(見圖8(a)),水平縫較少。儲層裂縫線密度較低(見圖8(b)),最大僅為4條/m,體密度為(1～7) m2/m3。發育的裂縫中,KT1和F49井裂縫未被充填(見圖8(c)),F48和KT5井部分裂縫被全充填,造成流體不能流動,為無效裂縫。根據裂縫體密度與儲層滲透率關系(見圖8(d)),儲層裂縫越發育,為流體提供的運移通道越多,儲層的滲透性越好。裂縫體密度和線密度最大的KT5井儲層滲透率最低,表明KT5井發育的部分水平縫及全充填縫為無效裂縫,對流體流動起到阻礙作用[32],造成裂縫發育多但流體溝通差。

圖8 阜康凹陷二疊系上烏爾禾組儲層裂縫發育特征Fig.8 Development characteristics of reservoir fractures in Upper Wuerhe Formation of Permian in Fukang Depression

分析裂縫在油氣運移中的作用,可見部分巖心樣品的裂隙中含油(見圖9(a)),鏡下可見熒光薄片具有良好油氣顯示(見圖9(b)),裂縫發育部位溶蝕孔增多,且溶蝕孔和裂縫有熒光顯示(見圖9(c)),部分填隙物和裂縫呈藍色熒光(見圖9(d))。KT5井FMI測井成像可觀察到多條半充填縫、張開縫及鉆井增強縫(見圖9(e))。研究區裂縫發育層段伴隨次生溶蝕孔的發育,表明裂縫是溝通溶蝕流體(有機酸)的途徑[36-37],進而產生大量溶蝕孔[38-40]。FMI測井成像反映上烏爾禾組裂縫發育較多(見圖9(f)),大部分為近東西向的半充填縫,還有部分鉆井增強縫,快慢橫波形態有所差異。研究區儲層物性整體較差,在油氣運移過程中,有效裂縫的發育提供溝通流體的通道。

圖9 研究區裂縫發育與油氣顯示關系Fig.9 Relationship between fracture development and hydrocarbon display in the study area

綜上所述,沉積作用是研究區優質儲層形成的基礎,成巖作用是孔隙發育的前提,有效裂縫是流體滲流的保障。阜康凹陷大部分儲層為扇三角洲前緣相(見圖10(a)),平面上差異不大,溶蝕作用和裂縫在儲層發育過程中起決定性作用,為優質儲層的主控因素。

4.4 優質儲層預測

位于扇三角洲前緣相帶,且泥質體積分數小于5%,溶蝕作用強烈,裂縫發育的儲層為研究區優質儲層。由圖10(a)可見,溶蝕作用發育帶在KT1井附近尖滅,溶蝕作用發育帶的長石體積分數高,溶蝕作用強烈,長石呈沿鼻凸分布的特征。結合地震資料數據,采用所有采樣點全局相似性算法,能夠獲得最大似然體,以及斷層與裂縫傾角和走向的信息,進一步融合曲率差異性、地應力方向和巖石信息,對研究區裂縫發育程度進行預測, KT1井附近鼻凸處裂縫發育明顯(見圖10(b)),F50井附近幾乎不發育裂縫。預測阜康凹陷二疊系上烏爾禾組優質砂礫巖儲層沿KT1井鼻凸分布,面積約為507 km2(見圖10(c))。

圖10 研究區優質儲層平面分布Fig.10 Plan distribution of high-quality reservoirs in the study area

5 結論

(1)準噶爾盆地阜康凹陷二疊系上烏爾禾組巖性為礫巖和巖屑砂巖,填隙物體積分數較低,砂質純凈,為特低孔—特低滲儲層,發育原生粒間孔、溶蝕孔和裂縫等孔隙類型,孔隙具有良好油氣顯示。毛細管壓力曲線主要呈平臺狀,發育較多納米級孔隙,孔喉總體分布不均,缺少大且連通的孔喉。

(2)研究區儲層泥質體積分數越大,儲層物性越差;埋深4 500 m以深時,壓實作用強烈;溶蝕作用在埋深分別為4 600和5 140 m處形成兩個次生溶蝕帶,改善儲層物性,為油氣運移提供通道。除沉積作用和成巖作用外,上烏爾禾組發育的高角度縫和未充填的有效裂縫也是溝通流體的重要通道。

(3)溶蝕作用和裂縫為控制阜康凹陷上烏爾禾組優質儲層發育的兩大主要因素,泥質體積分數小于5%,溶蝕作用強烈,裂縫發育的的儲層為研究區優質儲層,優質儲層沿KT1井鼻凸分布,預測優質儲層面積約為507 km2。