東海平湖油氣田放鶴亭平湖組P11層低滲儲(chǔ)層成藏特征

張 兵

（上海石油天然氣有限公司，上海 200041）

隨著油氣資源勘探開(kāi)發(fā)程度的加大，以低滲透為特征的油氣藏開(kāi)發(fā)逐步成為老油田產(chǎn)量接替、新區(qū)產(chǎn)能建設(shè)的關(guān)鍵。一般而言，將滲透率小于10×10-3μm2的油藏定義為低滲油藏[1]。我國(guó)在低滲油藏開(kāi)發(fā)有很好的先例，如長(zhǎng)慶油田，在滲透率小于1×10-3μm2的延長(zhǎng)組砂巖中良好見(jiàn)產(chǎn)。目前，研究低滲儲(chǔ)層主要從微觀孔喉結(jié)構(gòu)[2-4]、滲流特征入手，開(kāi)展低滲儲(chǔ)層成因機(jī)理[5-7]、分級(jí)評(píng)價(jià)[8-9]和非達(dá)西滲流規(guī)律、壓裂注水[10-11]等研究。平湖油氣田放鶴亭地區(qū)平湖組P11層鉆遇低滲油藏 [（0.04 ~ 4.6）×10-3μm2]，有一定儲(chǔ)量規(guī)模，但產(chǎn)能較低，難以經(jīng)濟(jì)開(kāi)發(fā)。文章從物性演化入手，結(jié)合包裹體實(shí)驗(yàn)及理論研究，解釋P11層低滲低產(chǎn)機(jī)理、儲(chǔ)層致密-油氣成藏史的匹配關(guān)系，揭示成藏過(guò)程。

1 地質(zhì)背景

平湖油氣田位于西湖凹陷保俶斜坡中段，西靠平湖主斷裂，東臨三潭深凹[12]。鉆遇地層自下而上為始新統(tǒng)平湖組、漸新統(tǒng)花港組，以及上覆上第三系龍井組、玉泉組、柳浪組和三潭組。其中平湖組中下部為主力烴源巖層，上覆平湖組中上部和花港組為目的儲(chǔ)層，從流體性質(zhì)來(lái)看，花港組為產(chǎn)油層，平湖組為產(chǎn)氣層。

平湖組為河流-三角洲-濱淺海沉積體系。下部為潮控河口灣-濱淺海沉積，中部為三角洲-潮坪沉積，上部為河流-三角洲沉積[13-15]。P11層沉積時(shí)期，主斷裂以西發(fā)育扇三角洲沉積體系，以東過(guò)渡到正常三角洲（圖1）。在放一斷塊目前鉆遇P11層的有4口井，PH1、PH4、PH5井3口探井和一口開(kāi)發(fā)井BB5井。但該層產(chǎn)出極少（油：3 m3/d，水：3 ~ 10 m3/d），經(jīng)濟(jì)效益低下。

圖1 P11層沉積相平面圖

2 儲(chǔ)層特征

平湖組P11層主要為一套中-細(xì)粒的長(zhǎng)石巖屑石英砂巖（圖2），平均石英含量占碎屑組分的63.8%，平均長(zhǎng)石含量20.4%，巖屑含量15.7%，巖屑以硅質(zhì)巖屑和花崗巖屑為主。膠結(jié)物以自生石英（4.4%）和黏土礦物（2.16%）為主，碳酸鹽膠結(jié)較少。點(diǎn)線接觸，孔隙-接觸式膠結(jié)。P11層孔隙類(lèi)型有原生孔（34%）、溶蝕孔（65%）。巖石物性實(shí)驗(yàn)和測(cè)井解釋下，P11層孔隙度7.2%~14.2%，平均11.2%，滲透率分布在（0.04 ~ 4.6）×10-3μm2間，均值2.09×10-3μm2，為中孔低滲儲(chǔ)層，結(jié)構(gòu)和成分成熟度較高。

圖2 P11層巖石礦物成分三角圖

3 儲(chǔ)層演化

儲(chǔ)層物性變化因素多樣。沉積作用是基礎(chǔ)，成巖作用是關(guān)鍵，構(gòu)造作用是補(bǔ)充。壓實(shí)作用是平湖組儲(chǔ)層物性下降的首要因素。隨著砂巖埋藏的加深，半塑性巖屑變形明顯，部分顆粒夾雜基化，使粒間原生孔隙減小，孔隙度降低。

根據(jù)鑄體薄片資料，結(jié)合面孔率與實(shí)測(cè)孔隙度，在薄片中識(shí)別各種孔隙類(lèi)型，統(tǒng)計(jì)劃分原生孔、次生溶蝕孔、膠結(jié)物所占比例，計(jì)算各類(lèi)型孔隙變化[16-18]，反映儲(chǔ)層物性演化過(guò)程。

式中：S0為粒度分選系數(shù)，無(wú)因次；d25、d75為粒度半徑，μm；φ為孔隙度，%；P為百分含量，%。

圖3 PH5井不同深度成巖作用導(dǎo)致的孔隙度變化

四個(gè)層段的薄片資料孔隙度恢復(fù)結(jié)果表明，初始孔隙度相差不大，基本為37% ~39%；隨著埋深加大，壓實(shí)損失孔隙度增大趨勢(shì)；膠結(jié)損失孔隙度有先增大后減小趨勢(shì)；溶蝕作用增加孔隙度相差變化不大。從圖3中可以明顯看出，壓實(shí)作用是孔隙損失的最重要因素，其損失的孔隙度達(dá)到25% ~ 35%；膠結(jié)作用損失的孔隙度2% ~ 8.5%；溶蝕作用增加的孔隙度7% ~ 10.5%。

根據(jù)壓實(shí)率（φ壓實(shí)損失/φ初始）、膠結(jié)率 [φ膠結(jié)/（φ膠結(jié)+φ膠結(jié)后粒間孔）]、溶解率 [φ溶蝕/（φ溶蝕+φ膠結(jié)后粒間孔）] 的特征，借鑒鄂爾多斯盆地隴東地區(qū)標(biāo)準(zhǔn)[19]，劃分放鶴亭地區(qū)儲(chǔ)層成巖相，P11儲(chǔ)層壓實(shí)率達(dá)到88%，溶解率75%，歸為強(qiáng)壓實(shí)中膠結(jié)中溶解相（表1）。

表1 放鶴亭儲(chǔ)層成巖相類(lèi)型

平湖組地層為典型的海陸過(guò)渡相煤系地層。煤系地層因富含大量的有機(jī)質(zhì)，早期演化過(guò)程中形成腐殖酸，使得水介質(zhì)呈酸性，致使砂巖儲(chǔ)層具有碳酸鹽低、硅質(zhì)含量高、黏土礦物富含高嶺土為特征，從而使得地層抗壓實(shí)能力減弱。因此，煤系地層的該項(xiàng)特點(diǎn)是平湖組地層抗壓實(shí)能力不足的重要原因。

3 油氣充注

根據(jù)包裹體發(fā)育位置及與碎屑顆?；颦h(huán)帶、或切割等關(guān)系進(jìn)行成巖序列或油氣充注期次進(jìn)行判斷[20]。均一溫度可以反映包裹體被捕獲時(shí)流體古溫度，其假設(shè)前提是包裹體捕獲時(shí)的流體為均一相態(tài)。本次樣品未測(cè)試到氣液烴同期的鹽水包裹體均一溫度，因包裹體氣液比小，測(cè)試了含烴鹽水包裹體升溫加熱均一至液相時(shí)的溫度。

鏡下檢測(cè)及均一溫度結(jié)果表明（圖4、圖5），P11層含油氣包裹體可分為兩期次。第Ⅰ期，見(jiàn)于成巖石英、長(zhǎng)石次生加大早期，發(fā)育豐度中等（GOI=4%），包裹體主要沿石英及長(zhǎng)石顆粒次生加大邊內(nèi)側(cè)成帶狀分布，灰褐色-深褐色，并見(jiàn)有含絲網(wǎng)狀瀝青的液烴包裹體，同期含烴鹽水包裹體均一溫度為130 ~ 150℃。第Ⅱ期，見(jiàn)于成巖石英、長(zhǎng)石礦物次生加大后期，以切穿碎屑顆粒及加大邊為分布特征，發(fā)育豐度低，氣相球形度好，氣液比小，表明原油黏度小，為中輕質(zhì)原油，測(cè)試的含烴鹽水包裹體均一溫度峰值約為160℃。兩期包裹體豐度差異較大，以第Ⅰ期為主要充注期，第Ⅱ期次之。

結(jié)合該井的埋藏史（圖6），第Ⅰ期油氣充注發(fā)生在9 ~ 2 Ma間，高峰時(shí)間約在4 ~ 2 Ma前左右，此時(shí)埋藏深度約在3 300 m，根據(jù)前面計(jì)算的孔隙度演化趨勢(shì)，可以得到壓實(shí)損失孔隙度約26.5%，碳酸鹽及硅質(zhì)早期膠結(jié)損失孔隙度8.5%，溶蝕增加孔隙度約7.25%，以原始孔隙度39%計(jì)算，此時(shí)剩余孔隙度約11.25%，達(dá)到致密儲(chǔ)層標(biāo)準(zhǔn)（12%）。因此在第Ⅰ期油氣充注時(shí)，儲(chǔ)層已經(jīng)致密化或致密化過(guò)程中。隨著油氣充注和進(jìn)一步埋深，儲(chǔ)層致密化加劇。

圖4 PH5井P11層單偏光鏡下包裹體照片

圖5 PH5井P11層包裹體均一溫度分布

4 成藏史

PH4及PH5井的試井和BB5井生產(chǎn)資料顯示，PH4井試井以產(chǎn)水為主，少量天然氣；PH5井附近的BB5井生產(chǎn)顯示，該井生產(chǎn)高蠟原油（含蠟量26%），產(chǎn)量低（油：3 m3/d，水：3 ~ 10 m3/d）。C29甾 烷 20S/（20S+20R）=0.43，CPI=1.04，Ph/nC18=0.14，Pr/Ph=5.4，P11原油并非低熟油，而是成熟油（圖7）。且P11層原油未遭受生物降解，組份齊全。從圖8平湖組凝析油-原油密度變化關(guān)系中看出，平湖組中下段隨深度增加，凝析油密度增加，研究認(rèn)為氣侵是造成P11層高蠟高密度油特征的原 因。

圖6 PH5井埋藏-油氣充注史圖

圖7 P11層原油飽和烴色譜圖

圖8 平湖油氣田凝析油-原油密度隨層位變化

綜合埋藏史及油氣流體性質(zhì)及充注史，總結(jié)成藏過(guò)程（圖9）如下：

（1）與常規(guī)油藏不同，P11層致密砂巖油藏原油充注時(shí)儲(chǔ)層致密，原油一方面難以進(jìn)入儲(chǔ)層，另一方面進(jìn)入后難以形成飽和油藏，毛細(xì)管力對(duì)原油的束縛能力大于浮力作用，因此只能通過(guò)下伏烴源巖生烴增壓形成運(yùn)移動(dòng)力。

（2）原油充注第Ⅰ期，儲(chǔ)層致密，受非均質(zhì)性影響[隔夾層密度PH4（0.17）＞PH5（0.08）]，主要充注PH5井區(qū)，飽和度較低，無(wú)統(tǒng)一油水界面。

（3）儲(chǔ)層致密化持續(xù)加劇，原油充注區(qū)受烴類(lèi)保護(hù)，物性變差程度較弱，而無(wú)油氣聚集區(qū)物性變差程度強(qiáng)。

（4）第Ⅱ期，地層快速沉降，深部烴源巖中心進(jìn)入生氣階段。天然氣運(yùn)移充注，氣侵已充注的原油儲(chǔ)層，在氣侵分餾作用下，PH5井區(qū)殘留高蠟高密度原油；因天然氣突破能力較原油強(qiáng)，可運(yùn)移至多隔夾層PH4區(qū)，充注飽和度低。

（5）受非均質(zhì)性影響，P11層內(nèi)部油水界面分布混亂，無(wú)統(tǒng)一油氣水界面。

先致密后成藏的聚集特點(diǎn)是深盆連續(xù)性油氣資源的典型特征（圖10）。從宏觀上來(lái)看，深盆連續(xù)性巖性油氣藏的形態(tài)、大小和邊界不受構(gòu)造等高線的控制，雖然儲(chǔ)量豐度較低，但有可能形成滿盆含氣[21]。因此P11致密儲(chǔ)層的研究可能揭示了平湖組深部（P12及以下）廣闊的連續(xù)氣藏資源，但深度大、儲(chǔ)層低滲、氣飽低等特征也突出，所以深部勘探依然以局部甜點(diǎn)為重點(diǎn)目標(biāo)。

圖9 P11低滲儲(chǔ)層油氣成藏過(guò)程

圖10 平湖油氣田常規(guī)與非常規(guī)成藏模式

5 結(jié)論

（1）放鶴亭深部P11層鉆遇的中孔低滲低產(chǎn)的油層非沉積作用先天形成，而是后期成巖作用造成?？紫抖妊莼^(guò)程表明，壓實(shí)作用在整個(gè)破壞性成巖作用中占主導(dǎo)地位，為強(qiáng)壓實(shí)中膠結(jié)中溶解相。

（2）P11層發(fā)育兩期油氣充注，第Ⅰ期發(fā)生在9 ~ 2 Ma前，高峰期在4 ~ 2 Ma，主要聚集在石英、長(zhǎng)石等碎屑顆粒的次生加大邊的內(nèi)側(cè)；第Ⅱ期約發(fā)生在第四紀(jì)，豐度較第Ⅰ期低，主要表現(xiàn)為切穿石英、長(zhǎng)石等顆粒及次生加大邊。均一溫度實(shí)驗(yàn)和埋藏史研究，P11儲(chǔ)層在第Ⅰ期油氣充注時(shí)儲(chǔ)層致密或致密過(guò)程中，儲(chǔ)層油氣充注受阻，含油飽和度低。

（3）P11層高蠟高密度原油非低成熟度熟油或生物降解成因，而是氣侵分餾作用。該低滲儲(chǔ)層油氣成藏過(guò)程可概括為：Ⅰ期，儲(chǔ)層致密化使得原油充注不充分，含油飽和度低；Ⅱ期，天然氣氣侵分餾，殘留高蠟高密度原油；受非均質(zhì)性影響，無(wú)統(tǒng)一油氣水界面。

（4）P11以下深部?jī)?chǔ)層形成連續(xù)性巖性氣藏可能性較大，埋深大、低滲透、飽和度低是深部連續(xù)性巖性氣藏的特征，尋找局部甜點(diǎn)，是深部勘探的重點(diǎn)。