陸相湖盆致密油氣儲層研究中的幾個關(guān)鍵問題

操應(yīng)長, 葸克來, 李 克, 劉可禹, 朱如凱, 楊 田

(1.中國石油大學(xué)(華東)深層油氣重點(diǎn)實(shí)驗(yàn)室,山東青島 266580; 2.中國石油勘探開發(fā)研究院,北京 10083)

致密油氣作為非常規(guī)油氣資源最為現(xiàn)實(shí)的主要類型之一,已成為現(xiàn)階段油氣增儲上產(chǎn)的重點(diǎn)領(lǐng)域[1]。中國致密油氣資源豐富,相繼在鄂爾多斯盆地和準(zhǔn)噶爾盆地等發(fā)現(xiàn)5～10億t級儲量規(guī)模區(qū),展現(xiàn)出了良好的勘探潛力[2]。致密油氣藏的形成不受圈閉的控制,油氣往往呈連續(xù)性或準(zhǔn)連續(xù)性聚集,使儲層成為致密油氣分布的主控因素[3]。但是陸相致密油氣儲層一般粒度細(xì)、成分多樣,并且經(jīng)歷了復(fù)雜的埋藏演化過程,成巖作用改造強(qiáng)烈,導(dǎo)致孔滲極低、孔喉細(xì)小,非均質(zhì)性強(qiáng),從而增加了儲層研究難度,制約油氣高效勘探開發(fā)。根據(jù)致密油氣儲層特點(diǎn)，在儲層巖相、儲集性能和含油性表征的基礎(chǔ)上，開展儲層成巖演化與致密化機(jī)制研究，建立致密油氣儲層成巖-油氣成藏系統(tǒng)，形成儲層定量評價方法,不僅能為致密油氣的高效勘探開發(fā)提供實(shí)踐指導(dǎo),同時對完善非常規(guī)油氣儲層地質(zhì)理論具有重要的意義。

1 致密油氣儲層的特點(diǎn)

在沉積特征方面,致密油氣儲層沉積作用類型多樣,儲集砂體既可形成于正常的牽引流沉積環(huán)境,也可形成于事件性的重力流沉積環(huán)境。一般情況下,致密儲層巖石粒度細(xì),以細(xì)砂巖、粉砂巖及泥質(zhì)粉、細(xì)砂巖為主;巖石組分復(fù)雜,除以石英、長石及巖屑等為主的陸源碎屑沉積巖類之外,也發(fā)育以陸源碎屑、盆內(nèi)碎屑及火山碎屑等組成的復(fù)雜組分混合沉積巖類[4]。空間上致密儲層分布廣泛,往往在平面上大面積展布,縱向上相互疊置,形成連片分布的特征[3]。

在儲集性能方面,致密油氣儲層物性極差,尤其是滲透率極低。整體上中國主要盆地致密油氣儲層89.1%的孔隙度小于10%,89.9%的空氣滲透率小于1.0×10-3μm2[4-6]。致密油氣儲層儲集空間類型多樣,原生孔隙與長石溶蝕孔隙普遍發(fā)育,并常見微裂縫和黏土礦物晶間孔隙;儲層孔喉細(xì)小,但數(shù)量多、連通性差,主要為微納米級孔喉系統(tǒng),統(tǒng)計(jì)表明中國主要盆地致密儲層中納米級孔喉整體可占77.2%[6-7]。

在油氣成藏方面,致密儲層由于孔喉細(xì)小,油氣充注難度較大,運(yùn)聚過程受水柱壓力與浮力影響作用有限,廣泛存在非達(dá)西滲流現(xiàn)象,滲濾擴(kuò)散和超壓驅(qū)動等是油氣運(yùn)移的主要方式,一般情況下油氣運(yùn)移距離較短,形成源內(nèi)滯留聚集或近源擴(kuò)散聚集,油氣分布不受圈閉控制,呈連續(xù)型或準(zhǔn)連續(xù)型聚集的特點(diǎn),儲層整體含油氣,但飽和度變化大[1,3]。

2 致密油氣儲層表征

2.1 儲層巖相表征

2.1.1 沉積成巖綜合相類型與識別

致密儲層一般經(jīng)歷了強(qiáng)烈的成巖作用改造過程，儲集巖現(xiàn)今面貌是沉積和成巖綜合作用的結(jié)果[8],因此沉積成巖綜合相能夠更加有效地反映致密儲層巖相的綜合特征。沉積成巖綜合相是沉積巖經(jīng)歷了一系列成巖作用改造后巖石特征的綜合，可以通過巖心觀察與薄片分析相結(jié)合的手段確定其類型。首先運(yùn)用巖心觀察和薄片鑒定，依據(jù)沉積構(gòu)造、顆粒結(jié)構(gòu)等特征進(jìn)行巖相劃分；然后借助于薄片資料，根據(jù)成巖作用定量分析，確定成巖作用類型及強(qiáng)度，進(jìn)行成巖相劃分；最后以巖相與成巖相為基礎(chǔ)，確定沉積成巖綜合相類型(圖1(a))。依托取心井段確定的沉積成巖綜合相類型，對測井參數(shù)進(jìn)行標(biāo)定，可以開展無取心井段儲層沉積成巖綜合相的識別[9]。沉積成巖綜合相的識別主要是在測井曲線拼接、標(biāo)準(zhǔn)化等預(yù)處理基礎(chǔ)上，選擇對不同沉積成巖綜合相反應(yīng)敏感的測井曲線，首先應(yīng)用Bayes判別法進(jìn)行識別，然后針對識別效果較差的沉積成巖綜合相進(jìn)一步利用交會圖法識別(圖1(a))，從而實(shí)現(xiàn)全井段沉積成巖綜合相類型的識別(圖1(b))。

2.1.2 沉積成巖綜合相空間展布

沉積成巖綜合相的空間分布特征是儲層物性空間展布預(yù)測的基礎(chǔ)。在致密儲層全井段沉積成巖綜合相類型識別的基礎(chǔ)上，以儲層沉積砂體展布為依托，開展沉積成巖綜合相連井剖面分析，可以實(shí)現(xiàn)沉積成巖綜合相的空間分布表征。以東營凹陷沙四上亞段致密儲層為例，溶解作用主要發(fā)育于厚層砂體的中部，膠結(jié)作用發(fā)育于砂體邊緣近泥巖部位；隨埋深增加，溶解成巖相發(fā)育范圍減小，壓實(shí)和膠結(jié)成巖相發(fā)育范圍增加，致密儲層非均質(zhì)性增強(qiáng)(圖2)。

圖1 沉積成巖綜合相類型劃分及識別方法與全井段分布特征Fig.1 Types determination and identification workflow as well as distribution characteristics of sedimentary-diagenetic facies

2.2 儲層儲集性能表征

2.2.1 儲層儲集空間特征

致密油氣儲層中發(fā)育微納米級孔喉系統(tǒng),數(shù)量多,所占體積比例大,對儲層儲集能力具有重要的影響[10-11]。原生孔隙主要發(fā)育在石英、長石等剛性顆粒含量相對集中的部位,孔隙尺寸相對較大,沿長軸方向直徑約為20～200 μm,連通性較好(圖3(a))。次生溶蝕孔隙主要發(fā)生在長石和巖屑顆粒中,形成邊緣溶孔或粒內(nèi)溶孔,溶孔尺寸不一,從納米級到微米級均有發(fā)育,連通性差。溶蝕作用較強(qiáng)的儲層中,長石或巖屑顆粒被部分或者整體溶解,形成尺寸較大的次生孔隙,沿長軸方向直徑為5～50 μm(圖3(b)),部分鑄?？字睆酱笥?00 μm(圖3(c));溶蝕作用較弱的儲層中,MAPS圖像分析可見沿長石解理縫分布的納米級溶蝕孔隙發(fā)育,并且部分孔隙中發(fā)生黏土礦物充填,進(jìn)一步減小孔喉尺寸(圖3(d));自生膠結(jié)物的溶孔主要發(fā)生在沸石等硅鋁酸鹽礦物中(圖3(e))。黏土礦物晶間孔隙是致密油氣儲層中的另一類主要儲集空間,主要發(fā)育在高嶺石、伊蒙混層、伊利石以及綠泥石等自生黏土礦物中,晶間孔隙主要以納米級為主,在MAPS和FIB圖像中,這類孔隙清晰可見,以直徑為30 ～400 nm占主導(dǎo)(圖3(f)、(g))。另外致密油氣儲層中微裂縫常見,主要發(fā)育在石英、長石等脆性顆粒中(圖3(h)),裂縫寬度窄,以納米級為主,延伸距離短,發(fā)育規(guī)模小,但對連通微納米級孔喉空間具有極其重要的作用(圖3(i))。

圖3 致密油氣儲層儲集空間特征Fig.3 Characteristics of reservoir pore-throat spaces in tight oil and gas reservoirs

2.2.2 儲層儲集物性特征

致密油氣儲層孔隙度與滲透率極低,往往受圍壓影響明顯[12]。選取松遼盆地南部白堊系泉頭組四段典型致密砂巖樣品,開展覆壓條件下的孔隙度與滲透率測試表明,孔隙度和滲透率隨上覆壓力的增加而減小,主要發(fā)生于上覆壓力小于10 MPa的階段;隨后孔隙度和滲透率隨上覆壓力的增加而減小的速度相對緩慢(圖4)。當(dāng)上覆壓力從常壓增加至30 MPa時,各樣品孔隙度減小量均約為1.0%,約為研究樣品常壓孔隙度的20%(圖4(a));滲透率的絕對減小量相對較大,可約為研究樣品常壓滲透率的50%(圖4(b))。這主要是因?yàn)閮邮艿缴细矇毫χ?部分孔喉和微裂縫會被壓縮閉合,導(dǎo)致孔隙度和滲透率減小,當(dāng)這類孔喉被壓縮至相對穩(wěn)定狀態(tài)之后,樣品的孔隙度和滲透率不再隨上覆壓力的增加而減小。因此在致密油氣儲層儲集物性表征的過程中,有必要對常壓物性開展覆壓條件下的孔隙度和滲透率的校正,從而為儲層評價提供更加可靠的依據(jù)。

2.2.3 儲層孔喉分布特征

高壓壓汞可以測量從納米級到微米級的孔喉半徑與分布特征,但無法將孔隙和喉道分開表征[13]。恒速壓汞可以分別獲取孔隙、喉道的各項(xiàng)定量參數(shù),并且對微米級孔隙的表征效果良好,但由于進(jìn)汞壓力低,無法測量半徑小于120 nm的孔喉[14]。核磁共振可以根據(jù)T2譜弛豫時間,實(shí)現(xiàn)比高壓壓汞更大范圍的孔喉半徑表征[15]。以松遼盆地南部白堊系泉頭組四段讓59井2 110.3 m樣品為例,利用核磁T2譜計(jì)算所表征的孔喉半徑范圍約為0.001～20 μm(圖5(a));而高壓壓汞測試僅可實(shí)現(xiàn)半徑約為0.005～1.5 μm范圍的孔喉分布(圖5(b));恒速壓汞分析表明儲層中孔隙半徑分布范圍主要為100～200 μm(圖5(c))。將不同的方法有機(jī)結(jié)合,可以實(shí)現(xiàn)致密油氣儲層孔喉分布特征的全面表征。

孔喉的連通性是決定致密油氣儲層滲透性特征的重要因素。利用圖像分析所得的孔喉配位數(shù)和高壓壓汞的退汞飽和度、殘留汞飽和度、退汞效率等參數(shù)可以間接評價儲層的孔喉連通性特征。以雅布賴盆地小湖次凹新河組下段為例,致密油氣儲層三維空間孔喉孤立狀分布特征明顯,孔隙小、喉道細(xì),孔喉配位數(shù)小,連通性較差(圖6)。

圖4 致密油氣儲層孔隙度和滲透率隨上覆壓力變化的關(guān)系Fig.4 Relationship between porosity, permeability and overburden pressure evolution in tight oil and gas reservoirs

圖5 不同測試手段下致密油氣儲層孔喉大小分布特征Fig.5 Pore-throat size distribution characteristics in tight sandstone reservoirs under different measurement methods

圖6 致密油氣儲層三維空間孔喉分布及其連通性特征Fig.6 Pore-throat distribution and connectivity characteristics in 3D spaces of tight oil and gas reservoirs

2.3 儲層含油性表征

致密儲層中能夠發(fā)生原油充注的儲集空間類型多樣,但對于含油飽和度較高的儲層,一般儲集空間主要為原生孔隙,原油優(yōu)先充注于其中(圖7(a)、(b)),主要是因?yàn)樵谥旅軆拥拇罅课⑿】缀碇?原生孔隙的尺寸相對較大、連通性相對較好。另外長石顆粒溶蝕孔隙和高嶺石晶間孔隙中也可見原油的充注現(xiàn)象(圖7(a)、(c)、(d)),雖然這部分原油充注量有限,但對判斷油氣充注與成巖作用發(fā)生先后順序提供了直觀證據(jù)。

3 致密油氣儲層成巖-油氣成藏過程

致密儲層中發(fā)生油氣充注的時間既可以在儲層致密化之前,也可以是在致密化之后,并且存在不同充注時間與致密化過程匹配關(guān)系儲層,勘探潛力存在明顯的差異[3,16],因此開展儲層成巖演化-物性演化-油氣充注一體化研究,明確儲層成巖-油氣成藏過程,是致密油氣成儲機(jī)制研究的核心內(nèi)容。

3.1 儲層成巖演化

沉積物埋藏之后,機(jī)械壓實(shí)作用隨即發(fā)生,隨著埋深增大,地層溫度升高,各類化學(xué)成巖作用相繼發(fā)生,從而控制儲層物性演化過程[17]。因此準(zhǔn)確厘定成巖演化序列是儲層物性演化與致密化過程研究的關(guān)鍵。成巖演化序列的建立可以概括為以下步驟[4]:①綜合利用巖石薄片、陰極發(fā)光、背散射分析及掃描電鏡等巖相學(xué)觀察的手段,明確儲層中發(fā)育的成巖作用類型;②分析成巖礦物之間的交代切割與溶解充填關(guān)系,初步判斷關(guān)鍵成巖作用發(fā)生的先后順序;③根據(jù)自生礦物中發(fā)育的流體包裹體均一溫度測試與同位素溫度計(jì)算,確定關(guān)鍵成巖作用發(fā)生的溫度,并結(jié)合埋藏演化史分析,厘定成巖作用發(fā)生的時間;④對于溶蝕作用以及難以通過巖相學(xué)分析判斷其形成順序的自生黏土礦物等類型,根據(jù)儲層中成巖礦物之間的轉(zhuǎn)化過程與共生關(guān)系,以物質(zhì)平衡原理為約束,確定其形成時間與發(fā)生次序;⑤綜合以上步驟中確定的成巖作用發(fā)生次序,并進(jìn)行相互補(bǔ)充與驗(yàn)證,建立準(zhǔn)確完整的成巖作用演化序列。

圖7 致密儲層中的原油微觀賦存特征Fig.7 Micro-occurrence characteristics of crude oil in tight sandstone reservoirs

3.2 儲層致密化機(jī)制

3.2.1 儲層物性演化

長期以來儲層埋藏過程中的物性演化規(guī)律一直是人們關(guān)注的研究焦點(diǎn),先后形成了“等效深度法”和“反演回剝法”等用于孔隙度演化恢復(fù)研究的技術(shù)手段[17-18]。在此基礎(chǔ)上筆者優(yōu)化地質(zhì)歷史時期孔隙度演化恢復(fù)方法,厘定關(guān)鍵成巖作用發(fā)生時間和古埋深,開展機(jī)械壓實(shí)和熱壓實(shí)作用校正,進(jìn)行孔隙度與面孔率的轉(zhuǎn)化,實(shí)現(xiàn)相對準(zhǔn)確的儲層地質(zhì)歷史時期物性演化恢復(fù)[4,17,19]。這項(xiàng)技術(shù)主要遵循以下步驟:①建立儲層成巖作用演化序列,確定關(guān)鍵成巖作用發(fā)生時間和古埋深;②建立儲層面孔率與孔隙度之間的函數(shù)關(guān)系;③建立正常壓實(shí)作用圖版,求取樣品對應(yīng)的原始孔隙度;④依托鑄體薄片,計(jì)算關(guān)鍵膠結(jié)、溶解作用對儲層面孔率的貢獻(xiàn)量,并將面孔率轉(zhuǎn)化為孔隙度;⑤以成巖演化序列為約束,開展地質(zhì)歷史時期孔隙度“反演回剝”,并建立“反演回剝”孔隙度演化曲線;⑥利用正常壓實(shí)曲線和熱壓實(shí)圖版,遵循壓實(shí)校正原則,對“反演回剝”孔隙度演化進(jìn)行壓實(shí)作用校正,獲得地質(zhì)歷史時期真實(shí)孔隙度演化曲線。以東營凹陷鹽22-22井3 431.25 m儲層樣品為例,壓實(shí)作用校正前后,恢復(fù)的孔隙度演化曲線在第一油氣成藏期相差約6%[17]。準(zhǔn)確恢復(fù)儲層地質(zhì)歷史時期孔隙度演化過程對致密油氣儲層評價具有重要的意義。

3.2.2 儲層致密化過程

以東營凹陷沙三段砂巖儲層為例,開展儲層成巖演化與物性演化一體化研究表明,儲層沉積初期孔隙度高,進(jìn)入埋藏作用階段之后,壓實(shí)作用隨即發(fā)生,孔隙度迅速減小;隨著埋藏深度增加,顆粒緊密堆積,壓實(shí)減孔速率逐漸變緩;經(jīng)歷壓實(shí)作用之后,儲層中的孔隙空間大量減少,孔隙度顯著降低,形成中—低孔儲層;整體上壓實(shí)作用損失的孔隙度可約占原始孔隙度的60%,但并未直接導(dǎo)致儲層發(fā)生致密化。隨著埋藏深度的進(jìn)一步增大,儲層中碳酸鹽膠結(jié)作用開始發(fā)生,孔隙度進(jìn)一步減小;隨著碳酸鹽膠結(jié)作用增強(qiáng),孔隙度減小至小于10%,形成致密儲層(圖8)。隨后各類黏土礦物的充填作用進(jìn)一步強(qiáng)化儲層的致密化程度,因此壓實(shí)作用是儲層致密化過程的主導(dǎo)因素,碳酸鹽膠結(jié)作用最終決定儲層致密化的形成,儲層致密化的形成時間為碳酸鹽強(qiáng)烈膠結(jié)之后。

圖8 東營凹陷沙三段致密油氣儲層成巖作用、物性演化及油氣充注一體化過程Fig.8 Integration process of diagenesis, porosity evolution and oil emplacement in tight oil and gas reservoirs

3.3 儲層成巖-油氣成藏系統(tǒng)

以儲層埋藏演化過程為約束,將成巖演化過程、物性演化過程與油氣成藏過程相結(jié)合,形成一體化綜合研究體系,即為成巖-油氣成藏系統(tǒng)。成巖-油氣成藏系統(tǒng)的建立,一方面直觀展示了儲層成巖演化及其控制下的物性演化過程,是儲層致密化時間和致密化機(jī)制分析的直接有效手段;另一方面儲層演化過程和油氣系統(tǒng)事件的有機(jī)融合,可以反映儲層物性演化與油氣充注之間的匹配過程,從而實(shí)現(xiàn)致密油氣儲層致密化史與油氣充注過程耦合關(guān)系的判斷。東營凹陷沙三段儲層中發(fā)生了兩期油氣充注,第一期油氣充注主要發(fā)生于碳酸鹽膠結(jié)作用之前,此時儲層為中—低孔特征,為“先成藏,后致密”型油氣充注過程;第二期油氣充注發(fā)生時,碳酸鹽膠結(jié)作用發(fā)育,儲層已經(jīng)發(fā)生致密化,為“先致密,后成藏”型油氣充注過程(圖8)。

4 致密油氣儲層評價

4.1 致密油氣儲層評價參數(shù)

隨著非常規(guī)油氣勘探的不斷深入,儲層條件變得更為復(fù)雜,孔隙度和滲透率已經(jīng)不能完全滿足致密油氣儲層評價的參數(shù)要求[4,20]。致密儲層孔喉細(xì)小、結(jié)構(gòu)復(fù)雜,成為控制油氣充注和聚集的主要因素[4]。研究表明,儲層品質(zhì)指數(shù)(RQI)與孔喉結(jié)構(gòu)具有密切的關(guān)系是致密儲層評價的有效參數(shù)之一。儲層品質(zhì)指數(shù)是孔隙度(φ)和滲透率(k)的函數(shù),可以表示為

(1)

根據(jù)成巖-油氣成藏系統(tǒng)分析,對于“先成藏,后致密”型致密油氣儲層,油氣充注時,儲層物性相對較好,為常規(guī)充注過程,現(xiàn)今儲層表現(xiàn)出“大孔細(xì)喉”的特征,儲層評價中應(yīng)該重點(diǎn)關(guān)注儲集性能的好壞;而“先致密,后成藏”型致密油氣儲層,油氣充注時,物性差,孔喉細(xì)小,為非達(dá)西充注過程,現(xiàn)今儲層表現(xiàn)出“小孔細(xì)喉”的特征,儲層評價中應(yīng)該重點(diǎn)關(guān)注滲流能力的強(qiáng)弱。

以松遼盆地南部白堊系泉頭組四段“先致密,后成藏”型致密砂巖油氣藏和東營凹陷沙三段“先成藏,后致密”型致密砂巖油氣藏為例,對于“先成藏、后致密”型致密砂巖油氣藏,儲層含油飽和度與儲層品質(zhì)指數(shù)之間的相關(guān)性差,而與儲層孔隙度之間具有較好的正相關(guān)關(guān)系(圖9(a))。對于“先致密,后成藏”型致密砂巖油氣藏,儲層含油飽和度與孔隙度之間無明顯的相關(guān)關(guān)系,而與儲層品質(zhì)指數(shù)之間具有良好的正相關(guān)關(guān)系(圖9(b))。因此儲層品質(zhì)指數(shù)可以作為“先致密,后成藏”型致密砂巖油氣儲層評價的關(guān)鍵參數(shù),而孔隙度是“先成藏,后致密”型致密砂巖油氣儲層評價的較優(yōu)參數(shù)。

圖9 “成巖-油氣成藏系統(tǒng)”控制下的致密油氣儲層含油飽和度與孔隙度和儲層品質(zhì)指數(shù)的關(guān)系Fig.9 Relationships between porosity, RQI and oil saturation under different “diagenesis-oil accumulation” systems

4.2 致密油氣儲層評價方法

為了實(shí)現(xiàn)致密油氣儲層有效性的綜合定量評價,在明確致密油氣儲層評價參數(shù)的基礎(chǔ)上,形成了基于灰色關(guān)聯(lián)分析的致密油氣儲層有效性綜合定量評價方法[21]。首先根據(jù)不同成巖-油氣成藏系統(tǒng)下致密油氣儲層評價參數(shù)的差異,對于“先成藏,后致密”型儲層以孔隙度差值為母因子,對于“先致密,后成藏”型儲層以儲層品質(zhì)指數(shù)為母因子,表征各類致密油氣儲層的綜合特征;并分別以儲層有效性控制因素,如巖相、成巖相、含油性、地層壓力等為子因子。然后以各子因子控制下的有效儲層占比為單項(xiàng)評分的依據(jù),實(shí)現(xiàn)對定性參數(shù)的單項(xiàng)評分,并綜合某一子因子的單項(xiàng)評分與其他子因子灰色關(guān)聯(lián)度,求取不同因素控制下儲層的綜合得分。最后根據(jù)綜合得分,實(shí)現(xiàn)致密油氣儲層有效性的定量評價分類。

5 結(jié) 論

(1)針對致密儲層，厘定了沉積成巖綜合相的概念，形成了沉積成巖綜合相類型劃分方案與測井識別方法，實(shí)現(xiàn)了沉積成巖綜合相的空間展布。

(2)致密油氣儲層儲集空間類型多樣,發(fā)育微納米級孔喉系統(tǒng),連通性差;原油優(yōu)先充注于半徑相對較大的原生孔隙中。

(3)將成巖演化過程、物性演化過程與油氣成藏過程相結(jié)合,可以建立成巖-油氣成藏系統(tǒng),致密油氣藏可劃分為“先成藏,后致密”和“先致密,后成藏”兩種類型。

(4)儲層品質(zhì)指數(shù)可作為“先致密,后成藏”型致密油氣儲層評價的關(guān)鍵參數(shù),而孔隙度是“先成藏,后致密”型致密油氣儲層評價的較優(yōu)參數(shù);在此基礎(chǔ)上采用灰色關(guān)聯(lián)分析可以形成儲層定量評價分類方法。