鄂爾多斯盆地長(zhǎng)北氣田山西組二段低孔低滲儲(chǔ)層特征及形成機(jī)理①

孫海濤 鐘大康 張湘寧 柳慧林

(1.中國(guó)石油大學(xué)油氣資源與探測(cè)國(guó)家重點(diǎn)實(shí)驗(yàn)室 102249; 2.中國(guó)石油對(duì)外合作經(jīng)理部 北京 100007;3.河北省地球物理勘察院 河北廊坊 065000)

鄂爾多斯盆地長(zhǎng)北氣田山西組二段低孔低滲儲(chǔ)層特征及形成機(jī)理①

孫海濤1鐘大康1張湘寧2柳慧林3

(1.中國(guó)石油大學(xué)油氣資源與探測(cè)國(guó)家重點(diǎn)實(shí)驗(yàn)室 102249; 2.中國(guó)石油對(duì)外合作經(jīng)理部 北京 100007;3.河北省地球物理勘察院 河北廊坊 065000)

長(zhǎng)北氣田山西組二段主要為三角洲平原分支河道沉積的石英砂巖和巖屑砂巖,其埋藏深度中等(2 700～ 2 950 m),但物性較差(孔隙度和滲透率平均分別為5.2%,0.7 X10-3μm2),屬于低孔低滲的致密儲(chǔ)層。造成低孔低滲的主要原因是:該套砂巖形成于三角洲平原含煤酸性環(huán)境,砂巖中原始孔隙水介質(zhì)呈酸性,碳酸鈣處于不飽和狀態(tài),難以形成早期碳酸鹽膠結(jié),后來埋藏過程中壓實(shí)作用損失了大量原生孔隙,使得粒間孔隙體積大大減少。同時(shí),酸性成巖環(huán)境導(dǎo)致后來壓實(shí)過程中大規(guī)模的石英次生加大,充填砂巖中未被壓實(shí)損失的殘余孔隙,使巖石孔隙度進(jìn)一步降低。這是造成該地區(qū)砂巖低孔低滲致密化的主要原因。顯微鏡下巖石薄片觀察證明了這種長(zhǎng)北氣田山二段砂巖在埋藏過程中的酸性成巖環(huán)境:砂巖孔隙中碳酸鹽膠結(jié)尤其是早期碳酸鹽膠結(jié)不發(fā)育,平均碳酸鹽膠結(jié)物含量1% ～3%,自生高嶺石膠結(jié)發(fā)育,含量達(dá)7%～10%,伊利石膠結(jié)少,<3%,石英次生加大膠結(jié)發(fā)育,普遍達(dá)Ⅱ-Ⅲ級(jí),平均為5%～10%,個(gè)別層段達(dá)10%～18%,最多達(dá)23%。另一方面,長(zhǎng)北氣田所處的鄂爾多斯盆地在大地構(gòu)造上屬于比較穩(wěn)定的構(gòu)造背景,盆地自上古生界二疊系山西組沉積以來,未經(jīng)歷大規(guī)模的構(gòu)造運(yùn)動(dòng),構(gòu)造活動(dòng)弱,地層平緩,褶皺少,斷裂不發(fā)育,地層埋藏史分析表明山二段沉積后未經(jīng)歷明顯的抬升與沉降。地下水尤其是含有機(jī)酸或CO2的酸性水不活躍,加之砂巖因壓實(shí)作用和二氧化硅膠結(jié)后原始孔隙度和滲透性差,酸性地下水不能有效地對(duì)巖石進(jìn)行溶蝕改造,不利于孔隙流體中物質(zhì)的帶入與帶出;而且?guī)r石中可溶組分(如長(zhǎng)石、碳酸鹽膠結(jié)物)少,長(zhǎng)石含量<3%。因此,巖石在后期的埋藏過程中,不能形成大量的溶蝕次生孔隙,這是造成研究區(qū)目的層段砂巖低孔低滲的另一個(gè)原因。

低孔低滲儲(chǔ)層 形成機(jī)理 成巖作用 鄂爾多斯盆地 山西組

長(zhǎng)北氣田位于鄂爾多斯盆地中北部伊陜斜坡,面積為1 588 km2,地理上位于陜西省靖邊縣以北-榆林縣以西地區(qū),目的層段為上古生界二疊系山西組山二段。儲(chǔ)集巖為三角洲平原分支河道沉積,巖性為石英砂巖、巖屑質(zhì)石英砂巖及巖屑砂巖[1～7]。巖性在縱、橫向上變化較快,單砂層厚度薄,層間隔層和夾層發(fā)育,儲(chǔ)集空間以剩余粒間孔、粒間溶蝕孔及微裂縫為主,儲(chǔ)層普遍具有低孔低滲特征,這為長(zhǎng)北地區(qū)天然氣的勘探與開發(fā)帶來很大的難度,目前對(duì)其低孔低滲的成因與控制因素認(rèn)識(shí)程度較低,前人做過一些研究,普遍認(rèn)為這套低孔低滲儲(chǔ)層的形成主要是由于強(qiáng)烈的壓實(shí)壓溶作用所致[8,9],或強(qiáng)烈的壓實(shí)壓溶與膠結(jié)作用共同所致[10～12],或晚期的再次埋藏引起的壓實(shí)作用[13]。總之,基本上都?xì)w結(jié)為強(qiáng)烈的成巖作用尤其是壓實(shí)作用的結(jié)果。但是,這套低孔低滲儲(chǔ)層目前埋深僅2 700 m左右為什么會(huì)出現(xiàn)強(qiáng)烈的壓實(shí)壓溶作用?與我國(guó)西部盆地和東部盆地相應(yīng)的埋藏深度的儲(chǔ)層相比孔隙度滲透率低許多,西部埋深6 000 m左右、東部埋深3 500 m左右的儲(chǔ)層孔隙度和滲透率(尤其是滲透率)都比這套儲(chǔ)層的物性要好。目前幾乎沒有人從更深的層次去研究這套低孔低滲儲(chǔ)層的成因。

本文首先從這套儲(chǔ)層的巖石學(xué)特征出發(fā),分析其儲(chǔ)層巖石的成分與結(jié)構(gòu),進(jìn)而研究其成巖作用特征,然后分析這種成巖作用現(xiàn)象所代表的成巖環(huán)境,分析不同成巖作用之間的先后順序及這種順序?qū)紫堆莼挠绊?最后通過系統(tǒng)研究沉積環(huán)境、巖石組構(gòu)、成巖作用、儲(chǔ)層埋藏過程、盆地大地構(gòu)造背景等與孔隙演化之間的內(nèi)在聯(lián)系,提出了研究區(qū)山二段低孔低滲儲(chǔ)層的形成機(jī)理。

圖1 研究區(qū)石英砂巖和巖屑砂巖鏡下特征a.石英砂巖,榆28-12井,2 863.06 m,X40(+);b.巖屑砂巖,陜118井,2 859.94 m,X40(+) c.石英砂巖,陜211井,2 921.04 m,X40(-);d.巖屑砂巖,陜118井,2 898.04 m,X100(-)Fig.1 Microscopic characteristics of quartz sandstone and lithic sandstone in the study area

1 儲(chǔ)層巖石學(xué)特征

根據(jù)巖芯和薄片觀察,山二段主要為粗-中粒石英砂巖和巖屑砂巖,含有少量礫巖和細(xì)砂巖,石英砂巖分布于山二段下部,巖屑砂巖分布于上部。

石英砂巖段在巖芯上為灰白色,成分較純,測(cè)井曲線上表現(xiàn)為低自然伽馬值,巖芯和測(cè)井曲線上均易識(shí)別。通過對(duì)研究區(qū)6口取芯井82個(gè)薄片樣品的分析,鏡下石英含量超過75%(圖1,2),包括石英含量超過90%的純石英砂巖和石英含量在75%～90%的巖屑質(zhì)石英砂巖。巖屑砂巖在巖芯上為灰色,自然伽馬高于下部石英砂巖,巖屑含量大于25%,最高可達(dá)55%。成分主要為變質(zhì)巖的板巖、千枚巖和片巖巖屑。無論是石英砂巖還是巖屑砂巖,長(zhǎng)石含量都非常低,顯微鏡下幾乎不見長(zhǎng)石。

鏡下觀察砂巖顆粒分選較好,磨圓多為次圓-次棱角狀,顆粒之間以線接觸為主,部分凹凸-線接觸,顆粒支撐。雜基含量低,主要為泥質(zhì),平均為4.3%。膠結(jié)物主要為硅質(zhì),其次是高嶺石,碳酸鹽膠結(jié)物含量較低。

圖2 山二段儲(chǔ)層巖石組分三角圖[14] (Q-石英,F-長(zhǎng)石,R-巖屑)Fig.2 Composition triangle diagram of the 2nd member of Shanxi Formation(Q-quartz,F-feldspar,R-lithic)

2 成巖作用類型

根據(jù)大量的巖石薄片觀察,研究區(qū)山二段砂巖埋藏過程中經(jīng)歷了壓實(shí)作用、膠結(jié)作用、溶蝕作用和交代作用等成巖作用[15]。本次研究中根據(jù)82塊巖石薄片和鑄體薄片分析,其成巖作用特征如下:

2.1 壓實(shí)作用和壓溶作用

根據(jù)薄片觀察,長(zhǎng)北地區(qū)山二段砂巖在埋藏過程中壓實(shí)作用較強(qiáng),薄片下可以看到石英顆粒之間的呈線狀、凹凸?fàn)罨蚩p合狀的緊密接觸(圖1),部分石英顆粒因壓實(shí)作用發(fā)生破裂形成微裂縫(圖3)。

2.2 膠結(jié)作用

長(zhǎng)北地區(qū)山二段的膠結(jié)作用有硅質(zhì)膠結(jié),碳酸鹽膠結(jié),黏土礦物膠結(jié)等類型,局部見鐵質(zhì)膠結(jié),但以硅質(zhì)膠結(jié)為主。

(1)硅質(zhì)膠結(jié)作用

硅質(zhì)膠結(jié)主要發(fā)育于石英砂巖中,巖屑砂巖中較少,主要以石英次生加大的形式出現(xiàn)。根據(jù)對(duì)6口井82個(gè)薄片的統(tǒng)計(jì),在較純凈的石英砂巖中,自生加大的石英含量大多從3.7%到18.7%不等,平均為8.6%。該區(qū)的石英加大在Ⅱ級(jí)到Ⅲ級(jí)之間,少數(shù)達(dá)到IV級(jí),加大邊較寬,呈鑲嵌狀接觸,使得粒間孔隙損失很大(圖4a)。硅質(zhì)膠結(jié)物主要來源于石英的壓溶作用,少部分來源于泥巖轉(zhuǎn)化過程中釋放的SiO2。

(2)碳酸鹽膠結(jié)作用

圖3 山二段砂巖中的壓實(shí)現(xiàn)象a.石英顆粒的壓裂現(xiàn)象,陜143井,2 806.54 m,X100(-);b.石英砂巖中壓溶縫合線,陜118井,2 891.06 m,X40(-)Fig.3 Compaction of the 2nd member of Shanxi Formation

圖4 石英次生加大和碳酸鹽膠結(jié)a.硅質(zhì)膠結(jié),陜117井,2 919.53 m,X25(+);b.鈣質(zhì)膠結(jié),陜118井,2 923 m,X25(+)Fig.4 Quartz overgrowth and carbonate cementation

根據(jù)對(duì)陜114,214,198,199,211等井82個(gè)樣品的分析,研究區(qū)碳酸鹽膠結(jié)物總體上不發(fā)育,大多數(shù)碳酸鹽膠結(jié)物含量低于3%,個(gè)別達(dá)9%。本區(qū)碳酸鹽膠結(jié)物包括方解石、含鐵方解石、含鐵白云石膠結(jié),但主要為晚期含鐵的方解石和含鐵白云石膠結(jié),(圖4b)。在82個(gè)薄片中,僅36個(gè)薄片見碳酸鹽膠結(jié),有7個(gè)薄片發(fā)現(xiàn)存在明顯的方解石膠結(jié),其含量在0.5%～4%,平均為2.7%,主要出現(xiàn)在巖屑砂巖中;有10個(gè)樣品存在含鐵方解石膠結(jié)物,其含量為0～ 7.3%,平均為2.2%,主要發(fā)育與石英砂巖中;有 19個(gè)樣品存在含鐵白云巖膠結(jié),含量為0～8.7%,平均為4.7%,在巖屑砂巖和石英砂巖中均有分布。由此可以看出,從方解石到含鐵方解石再到含鐵白云巖,其碳酸鹽膠結(jié)物的分布越來越廣,說明該地區(qū)碳酸鹽膠結(jié)作用主要發(fā)育于晚期(圖4)。

(3)黏土礦物膠結(jié)作用

研究層段的黏土膠結(jié)物主要為高嶺石,其次是伊利石,綠泥石膠結(jié)比較少見(圖5)。薄片下高嶺石膠結(jié)物含量在0～19.7%,平均為5.3%;伊利石膠結(jié)物含量為0～9.3%,平均僅1.6%,綠泥石少見。高嶺石膠結(jié)物主要充填于石英砂巖的孔隙中.衍射分析結(jié)果表明,黏土礦物基本上也是以高嶺石為主,與薄片下觀察結(jié)果基本一致(表1)。

2.3 溶蝕作用

研究區(qū)目的層段溶蝕作用總體上不發(fā)育,對(duì)改善本區(qū)儲(chǔ)層物性的作用有限。薄片下僅見到少量巖屑顆粒溶蝕和雜基溶蝕(圖6),溶蝕作用形成了部分次生孔隙,但由于原生孔隙保存較少,因此次生孔隙仍是研究區(qū)的主要孔隙類型。

表1 研究區(qū)部分井砂巖X衍射分析黏土礦物含量Table1 Clay m ineral content from the X-diffraction analysis in sandstone from wells in the study area

溶蝕作用的發(fā)育程度與巖石的類型及顆粒支撐類型有關(guān)。溶蝕作用在巖屑砂巖中并不發(fā)育,可能因?yàn)閹r屑砂巖壓實(shí)太致密,原始孔滲條件較差,不利于酸性流體流動(dòng),從而無法產(chǎn)生溶蝕作用。在雜基含量較少,分選好,顆粒支撐結(jié)構(gòu)好的石英砂巖中,孔隙水流動(dòng)性強(qiáng),溶蝕作用較強(qiáng)。

2.4 交代作用

圖5 高嶺石黏土礦物膠結(jié)a.孔隙充填高嶺石膠結(jié)物,陜117井,2914.39m X40(-);b.巖屑高嶺石化,陜118井,2887.16m,Fig.5 Kaolinite claymineral cementation

圖6 石英砂巖中的溶蝕作用a.巖屑溶蝕,并可見鑄?？?陜118井,2 858.71 m,X 40(-);b.雜基溶蝕,陜118井,2892.24m,X40(-)Fig.6 Dissolution of quartz sandstone

在研究層段交代作用不發(fā)育,主要見碳酸鹽交代石英和長(zhǎng)石顆粒,但都比較微弱,隨著深度加大,存在鐵方解石和鐵白云石的交代現(xiàn)象。

3 孔隙類型和物性特征

3.1 孔隙類型

根據(jù)薄片觀察,山2段砂巖孔隙總體上不發(fā)育,見殘余原生粒間孔、粒間溶孔、粒內(nèi)溶孔、晶間孔以及雜基黏土中的微孔,由于研究區(qū)原生孔隙保存較少,故次生粒間溶孔和高嶺石晶間孔仍是主要的孔隙類型(圖7)。石英砂巖和巖屑砂巖中孔隙類型有些差異,石英砂巖以剩余原生粒間孔和次生粒間溶孔為主,晶間孔相對(duì)較少;而巖屑砂巖以次生粒間孔和晶間孔為主,原生粒間孔保存較少。

圖7 研究區(qū)儲(chǔ)層孔隙類型Fig.7 Porosity categories of reservoir in the study area

3.2 物性特征

研究區(qū)巖芯分析的氦孔隙度、水平滲透率物性數(shù)據(jù)表明:山2段儲(chǔ)層孔隙度最小值為0.9%,最大值為14.8%,平均6.5%,孔隙度大多在4%～8%之間(占54%);滲透率最小值為0.01 X10-3μm2,最大值為2 400 X10-3μm2,平均值為0.7 X10-3μm2,滲透率介于0.1 X10-3～1 X 10-3μm2之間的儲(chǔ)層占整個(gè)分布頻率的45%以上。該區(qū)儲(chǔ)層物性特征主要為低孔低滲儲(chǔ)層。

巖屑砂巖與石英砂巖物性特征有所不同,石英砂巖的孔隙度和滲透率平均值分別為5.2%和1.3 X 10-3μm2,巖屑砂巖分別為4.8%和0.056 X 10-3μm2,前者物性好于后者,尤其是滲透率。

4 儲(chǔ)層物性控制因素與低孔低滲形成機(jī)理

任何一個(gè)地區(qū)儲(chǔ)層物性受沉積條件、成巖作用、構(gòu)造運(yùn)動(dòng)、油氣充注、異常高壓等多種因素控制,但大多數(shù)情況下主要受前兩者影響[16～19]。有的地區(qū)主要受原始沉積條件控制,有的地區(qū)主要受后期成巖改造控制[20～22],對(duì)于一個(gè)具體地區(qū)而言,各個(gè)因素表現(xiàn)出來的特征也不相同。

對(duì)于長(zhǎng)北氣田而言,沉積條件的影響相對(duì)較小。根據(jù)對(duì)物性參數(shù)與巖石成分結(jié)構(gòu)參數(shù)的統(tǒng)計(jì),一般情況下中粗粒分選好磨圓度高雜基含量低的石英砂巖其孔隙度滲透率都較高,孔隙度滲透率與石英含量呈正相關(guān)(圖8,9),中粗粒砂巖孔隙度可達(dá)5%～8%,而細(xì)粒砂巖只有3%～4%,鏡下薄片觀察的情況也是如此,粒度較粗的石英砂巖原生孔隙保存較多,次生孔隙也相對(duì)較發(fā)育。這說明了原始沉積條件對(duì)儲(chǔ)層物性的控制。

圖8 儲(chǔ)層孔隙度與石英含量之間的關(guān)系Fig.8 The relationship between porosity and quartz content

圖9 滲透率與石英含量的變化關(guān)系Fig.9 The relationship between permeability and quartz content

但研究區(qū)為什么會(huì)形成低孔低滲呢?其物性主要受什么因素控制?根據(jù)對(duì)82個(gè)砂巖樣品薄片觀察以及對(duì)孔隙度與粒間體積的研究發(fā)現(xiàn),長(zhǎng)北地區(qū)砂巖物性主要受成巖作用控制。

(1)破壞性成巖作用對(duì)巖石孔隙度和滲透率起了絕對(duì)控制作用,遠(yuǎn)遠(yuǎn)大于建設(shè)性成巖作用,壓實(shí)作用和膠結(jié)作用降低的孔隙度明顯大于溶蝕作用所新增加的孔隙度。從薄片下可以看出,無論是石英砂巖還是巖屑砂巖,由于壓實(shí)作用巖石顆粒的粒間體積大大減少,而溶蝕作用對(duì)儲(chǔ)集性能的改善又是在巖石經(jīng)過壓實(shí)和膠結(jié)對(duì)孔隙破壞以后的基礎(chǔ)之上進(jìn)行的,加之該地區(qū)溶蝕作用不發(fā)育,可溶的成分少,因此,壓實(shí)作用對(duì)儲(chǔ)層性質(zhì)起了主要的破壞作用。

另一方面,從薄片下觀察得到的膠結(jié)物含量與巖石粒間體積的交會(huì)圖上可以看出,所有樣品都落在強(qiáng)-較強(qiáng)壓實(shí)作用的范圍(圖10)。

圖10 壓實(shí)作用與膠結(jié)作用對(duì)孔隙度損失的比較Fig.1 0 Comparison of porosity reduction between compaction and cementation

(2)在破壞性的成巖作用中壓實(shí)作用對(duì)巖石孔隙度的損失大于膠結(jié)作用對(duì)孔隙度損失,如果將砂巖的原始孔隙度視為45%(理論上為47.6%),則壓實(shí)作用損失的孔隙度在10%～35%,大部分在20%～ 25%,而膠結(jié)作用對(duì)孔隙度的損失大約為5%～ 15%。

總體組是鐵路勘察設(shè)計(jì)院最基本的生產(chǎn)單元，鑒于總體在項(xiàng)目推進(jìn)過程中發(fā)揮著最基礎(chǔ)、最完整、最重要的統(tǒng)籌協(xié)調(diào)和把關(guān)作用，總體是團(tuán)隊(duì)運(yùn)作的“領(lǐng)軍人”、信息傳遞的“中間人”、項(xiàng)目控制的“關(guān)鍵人”、形象展示的“代言人”。這個(gè)表述遠(yuǎn)遠(yuǎn)高過設(shè)計(jì)院規(guī)定的崗位職責(zé)，明確了總體既負(fù)總責(zé)，又抓落實(shí)，還當(dāng)代言的角色定位。

(3)鏡下觀察溶蝕作用對(duì)巖石孔隙度的貢獻(xiàn)大約為0～9%,平均為2.3%。與前兩者破壞性成巖作用相比,其新增加的孔隙度很有限。

(4)在石英砂巖和巖屑砂巖中,壓實(shí)作用對(duì)巖屑砂巖的孔隙損失最大,而對(duì)石英砂巖的孔隙度損失相對(duì)較小。從圖10可以看出,石英砂巖(圖中。點(diǎn))的粒間體積整體上比巖屑砂巖(▲點(diǎn))高,孔隙度也比其高。

但是為什么研究區(qū)壓實(shí)作用對(duì)孔隙度的損失大于膠結(jié)作用?為什么溶蝕作用新產(chǎn)生的孔隙度低?綜合本區(qū)砂巖的沉積環(huán)境、巖石學(xué)特征、孔隙類型及發(fā)育狀況、成巖作用類型與成巖序次,結(jié)合研究區(qū)所處的大地構(gòu)造背景以及目的層段的埋藏史分析認(rèn)為,研究區(qū)山二段砂巖低孔低滲的原因與其沉積環(huán)境、巖石學(xué)特征、成巖序次以及構(gòu)造背景有密切關(guān)系。

4.1 砂巖儲(chǔ)層夾于酸性煤系地層環(huán)境

鄂爾多斯盆地長(zhǎng)北地區(qū)山西組基本上為含煤的酸性沉積環(huán)境,研究區(qū)22口探井幾乎每口井都鉆遇3～4層煤層,單層煤層厚度1～3 m,累計(jì)7 m左右,山西組2段砂巖基本上被夾于上下的煤系地層之中。煤系地層在埋藏過程中會(huì)產(chǎn)生腐殖酸,使地層水呈酸性,含煤的泥質(zhì)地層內(nèi)的酸性水在壓實(shí)過程中進(jìn)入鄰近的砂巖,造成砂巖孔隙水呈酸性,這種酸性水環(huán)境控制了砂巖在埋藏過程中的成巖序次和成巖作用類型及其特征[23,24]。

4.2 酸性成巖環(huán)境中砂巖早期碳酸鹽膠結(jié)物不發(fā)育

含煤的酸性沉積環(huán)境控制了研究區(qū)的砂巖的成巖作用類型、各種成巖作用的強(qiáng)度以及先后序次在這種酸性環(huán)境中碳酸鹽膠結(jié)不發(fā)育,尤其是早期碳酸鹽的沉淀,巖石薄片鑒定結(jié)果證實(shí)了這一點(diǎn),前面碳酸鹽膠結(jié)部分說明研究區(qū)碳酸鹽膠結(jié)物含量低(平均僅3%左右),而且以晚期為主。

4.3 早期碳酸鹽膠結(jié)的缺乏導(dǎo)致砂巖成巖早期的快速?gòu)?qiáng)烈壓實(shí)作用

由于缺乏早期碳酸鹽膠結(jié),導(dǎo)致砂質(zhì)沉積物在埋藏早期發(fā)生強(qiáng)烈的壓實(shí)作用,損失大量原生粒間孔隙。通過對(duì)前述砂巖粒間體積研究說明了這一點(diǎn)(圖10),將各種膠結(jié)物與孔隙度以及雜基加在一起恢復(fù)得到的無填隙物孔隙度在5%～23%之間,按照原始碎屑沉積物理論孔隙度為47.6%計(jì)算,那么由于壓實(shí)作用損失的原始孔隙度為24%～42%。石英次生加大和碳酸鹽以及黏土礦物膠結(jié)損失的原始孔隙度為3%～15%,但大多發(fā)生在沉積物快速壓實(shí)之后。

鏡下巖石薄片觀察也可以見到巖石顆粒經(jīng)過壓實(shí)作用后顆粒呈線狀-凹凸以及縫合線接觸,顆粒堆積緊密,由于壓實(shí)作用使得原生粒間孔隙度損失很大,尤其是巖屑砂巖。

4.4 早期快速埋藏加劇了壓實(shí)作用

另一方面,根據(jù)對(duì)研究區(qū)北部陜205井、中部陜118井和南部陜43-8井的埋藏史分析,山二段沉積后不久到晚三疊世沉積之前的50 Ma時(shí)間,經(jīng)歷了一個(gè)快速深埋藏的過程。即50 Ma過程中埋藏達(dá)2 500 m,埋藏速度為50 m/Ma,而在其后的210 Ma期間,埋深僅500m,埋藏速度為2.38 m/Ma(圖11)。如果說巖石由于缺乏早期碳酸鹽和硅質(zhì)膠結(jié),造成巖石抗壓強(qiáng)度低,出現(xiàn)快速壓實(shí),是損失大量原生孔隙的內(nèi)因,那么構(gòu)造引起的快速沉降則是造成損失原生孔隙的外因,早期的快速構(gòu)造沉降深埋加劇了壓實(shí)作用的強(qiáng)度,這一快速深埋過程損失了24%～42%的原始孔隙,造成原生孔隙的大規(guī)模消失。

4.5 中晚期成巖階段各種膠結(jié)作用使物性再次變差

上述多種膠結(jié)作用使得巖石成為現(xiàn)今的低孔低滲致密儲(chǔ)層。

4.6 埋藏期間溶蝕作用弱次生孔隙不發(fā)育

研究區(qū)山二段砂巖埋藏過程中,由于穩(wěn)定的構(gòu)造背景、巖石早期致密化以及巖石內(nèi)部可溶性成分含量較低等多種原因造成溶蝕作用弱,未能對(duì)巖石進(jìn)行次生改造,新產(chǎn)生的次生孔隙少。

(1)穩(wěn)定的大地構(gòu)造背景不利于地下流體流動(dòng)

區(qū)域構(gòu)造研究表明,長(zhǎng)北氣田所處的鄂爾多斯盆地在大地構(gòu)造上屬于比較穩(wěn)定的構(gòu)造背景,盆地自上古生界二疊系山西組沉積以來,未經(jīng)歷大規(guī)模的構(gòu)造運(yùn)動(dòng),構(gòu)造活動(dòng)弱,地層平緩,褶皺少,斷裂不發(fā)育。地層埋藏史分析也表明山二段沉積后未經(jīng)歷明顯的抬升與沉降,地下水尤其是含有機(jī)酸或CO2的酸性水不活躍,酸性地下水不能有效地對(duì)巖石進(jìn)行溶蝕改造,不利于巖石孔隙流體中物質(zhì)的帶入與帶出,構(gòu)造作用對(duì)砂巖孔隙演化的這種影響在許多盆地中都可以見到[25,26]。

圖11 研究區(qū)陜205井山二段埋藏史Fig.1 1 Burial history of the 2nd member of Shanxi Formation ofWell 205 in the study area

(2)早期快速埋藏壓實(shí)與后期各種膠結(jié)使巖石致密化不利于酸性流體進(jìn)入

研究區(qū)由于早期的快速埋藏壓實(shí)作用以及緊隨其后的石英次生加大膠結(jié)和高嶺石膠結(jié),使巖石的孔滲條件較差,有機(jī)質(zhì)在埋藏階段成熟后產(chǎn)生的酸性水難以進(jìn)入儲(chǔ)層進(jìn)行改造形成一定的次生孔隙。砂巖中次生孔隙發(fā)育的一個(gè)重要條件是巖石的原始孔滲條件較好,酸性流體易于進(jìn)入在其內(nèi)流動(dòng),對(duì)巖石進(jìn)行溶蝕,溶解的物質(zhì)能夠比較容易帶出,從而留下一定的次生孔隙空間。

(3)砂巖內(nèi)可溶性成分的缺乏是溶蝕弱次生孔隙不發(fā)育的另一原因

砂巖中溶蝕作用強(qiáng)烈、次生孔隙發(fā)育的另一個(gè)重要條件是巖石內(nèi)含有較多的可溶性成分如碳酸鹽膠結(jié)物、長(zhǎng)石顆粒、部分可溶性火山巖巖屑,存在大量可溶性物質(zhì),這些物質(zhì)是形成次生孔隙的基礎(chǔ),在酸性流體作用下發(fā)生溶解形成大量次生孔隙。

然而,根據(jù)前面對(duì)巖石學(xué)特征的研究,長(zhǎng)北地區(qū)砂巖主要為石英砂巖和巖屑砂巖,兩類砂巖內(nèi)長(zhǎng)石含量極低,不足3%,顯微鏡下幾乎很少見有長(zhǎng)石;巖屑砂巖中巖屑成分主要為板巖、片巖、千枚巖和泥巖巖屑,可溶性的火山巖巖屑較少;另外,巖石的碳酸鹽膠結(jié)物含量低,且多形成于較晚的時(shí)期,屬于中晚期的碳酸鹽膠結(jié)物,形成時(shí)間大多晚于酸性水形成時(shí)間,早期碳酸鹽膠結(jié)物缺乏。因此,上述可溶性物質(zhì)的缺乏是造成研究區(qū)目的層段砂巖低孔低滲的另一個(gè)原因。

5 結(jié)論

綜上所述,長(zhǎng)北地區(qū)山二段低孔低滲儲(chǔ)層的形成機(jī)理可以簡(jiǎn)單的歸結(jié)為:含煤酸性沉積環(huán)境控制了成巖演化序次,使得早期碳酸鹽膠結(jié)弱,加之早期盆地快速壓實(shí)作用,從而使大量原生孔隙損失;成巖中后期石英次生加大和高嶺石沉淀以及晚期碳酸鹽膠結(jié)使巖石孔隙度及滲透率再次降低;原始儲(chǔ)集空間的大規(guī)模損失、加上穩(wěn)定的大地構(gòu)造背景以及巖石內(nèi)部可溶組分的貧乏,使得溶蝕作用微弱,從而形成了現(xiàn)今的低孔低滲儲(chǔ)層。

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Characteristics and M echanism of Perm ian Shanxi Tight Reservoir of Changbei Gas Field,Ordos Basin

SUN Hai-tao1ZHONG Da-kang1ZHANG Xiang-ning2LIU Hui-lin3
(1.China University of Petroleum,Beijing,102249;2.PetroChina Foreign Cooperation Adm inistration Department,Beijing 100007) 3.Geophysical Exploration Institute of Hebei Province.Langfang Hebei,065000)

Changbei gas field is located in Yishan Slope of the northern center of the Ordos Basin,China.Themain pay zone reservoir is Upper Paleozoic Lower Permian Shanxi P1S2quartz arenite,which deposited in distributary channel of delta plain.The reservoir is low porosity low permeability tight reservoir with average porosity of5.2%and average permeability of 0.7 X10-3μm2in a current depth of 2 700～2 950 m.Integrated study on depositional environment,lithology,diagenesis and tectonic background has been conducted.The reasons cause this low porosity low permeability tight reservoir features are considered as the following two factors。(1)On one hand,the reservoir was deposited in a coaly bearing acid environment of deltaic distributary channel,the original pore water is acid water with non saturated calcium carbonate,which can not form earlier cementation within the sandstone reservoir.However, compaction has significantly reduce the original pore and pore volume.On the other hand,this acid diagenesis environment cause large amounts of secondary quartz cementation fill the pores leftout during compaction of sandstone reservoir.This is themain reasons cause the low porosity low permeability tight reservoir features in the region.Observation from thin section indicate that calcium carbonate cementation is not developed in the pore of sandstone reservoir especially in the earlier stage,the average component of calcium carbonate cementation is1%～3%,authigenic kaolinite cementation iswell developed with an average component of 7%～10%,illite segmentation is also less devel-oped<3%,secondary quartz cementation well develop,mostly reachⅡ-Ⅲlevelwith an average component of5% ～10%,some layer can reach 10%～18%and maximum is 23%,this phenomenon indicated the acid diagenesis environment of P1S2quartz arenite reservoir in Changbeigas field。(2)Tectonic study indicated that Changbeigas field is located in Ordos Basin tectonically stable at the timewhen Lower Permian Shanxi Formation was deposited.No tectonicmovement and significant structure activities developed so that the formation layers are flat and rare faults and folds seen in the Changbei field.Buried history analysis also indicated that there is no apparently uplift and subsidence after P1S2Shanxi Formation deposited.Underground water especially organic acid and CO2acid water is not active,and pore is reduced by compaction and silicon dioxide cementation,acid water can't effectively dissolve the reservoir and displacement ofmaterials in the pore.On the other hand,there are few dissolvable components e.g.feldspar(<3%),lithic and carbonate cementation in the rock,hence limited amountof secondary pores generated,this is the second reason that cause poor quality reservoir in Changbei gas field.

tight reservoir;mechanism;diagenisis;Ordos Basin;Shanxi Formation

孫海濤 男 1985年出生 博士 儲(chǔ)層地質(zhì)學(xué) E-mail:haitao141141@163.om

TE122.2+3

A

1000-0550(2011)04-0724-10

①國(guó)家自然科學(xué)基金項(xiàng)目(批準(zhǔn)號(hào):41072104)、國(guó)家973計(jì)劃項(xiàng)目(批準(zhǔn)號(hào):2011CB201104)資助。

2010-11-05;收修改稿日期:2010-12-15