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    三水盆地布心組灰泥灰?guī)r儲層特征

    2021-10-18 06:55:38唐鑫萍
    石油地質(zhì)與工程 2021年5期
    關(guān)鍵詞:泥灰?guī)r三水灰?guī)r

    唐鑫萍

    (中國石油大港油田公司勘探開發(fā)研究院,天津 300280)

    依據(jù)碳酸鹽巖巖石學(xué)定義,灰泥(亦被稱為泥晶)指粒徑為泥粒級的方解石組分,灰泥灰?guī)r(micritic limestone)指灰泥含量超過50%的灰?guī)r,具有灰泥支撐結(jié)構(gòu)[1]。灰泥灰?guī)r組分細(xì)小,一般形成于弱水動力沉積環(huán)境,在海相、湖相地層中廣泛發(fā)育[2–4]。與其他碳酸鹽巖相比,灰泥灰?guī)r因組分單一、顆粒含量低、孔滲性發(fā)育差,在常規(guī)油氣領(lǐng)域地質(zhì)研究中不易引起重視。近年來,隨著非常規(guī)油氣勘探開發(fā)技術(shù)的進(jìn)步,不少地區(qū)在灰泥灰?guī)r中獲得工業(yè)油氣流,如柴達(dá)木盆地漸新統(tǒng)、準(zhǔn)噶爾盆地二疊系蘆草溝組、四川盆地侏羅系大安寨組等[5–9],灰泥灰?guī)r因此逐漸成為碳酸鹽巖儲層研究的熱點(diǎn)。

    前人研究表明,三水盆地古近系布心組湖相地層中廣泛發(fā)育碳酸鹽巖。該區(qū)碳酸鹽巖顆粒含量較低、膠結(jié)物以灰泥為主,巖性主要為泥灰?guī)r、灰泥灰?guī)r,宏觀上呈條帶狀分布于盆地的斜坡區(qū)[10–12],灰泥灰?guī)r是其中最主要的巖石類型,而專門的儲層研究尚屬空白,制約了該區(qū)碳酸鹽巖勘探開發(fā)工作,因此,該類型儲層研究非常有必要。

    1 地質(zhì)背景

    三水盆地位于廣東省珠江三角洲西北部,面積為3 375 km2。盆地構(gòu)造位置處于華南陸緣,是晚白堊世華南陸緣伸展、破裂形成的中–新生代陸相斷陷盆地[12–13]。盆地可分為東西兩個斜坡、南北兩個凹陷和中北部寶竹背斜,共5個構(gòu)造單元(圖1)。古近系從下到上依次發(fā)育莘莊組、布心組、西布組、華涌組地層,布心組為主要的含油層系,巖性主要為泥巖、灰?guī)r、砂巖。

    圖1 三水盆地古近系構(gòu)造單元劃分

    2 巖石學(xué)特征

    三水盆地布心組灰泥灰?guī)r的礦物成分主要為方解石,含量85%以上,白云石含量小于5%,黏土礦物、石英、長石等陸源成因礦物含量小于10%。巖石結(jié)構(gòu)組分主要為灰泥、生物化石或化石碎片、粉砂–砂屑級別的內(nèi)碎屑等。按照巖石的結(jié)構(gòu)組分差異,該區(qū)灰泥灰?guī)r可分為生物灰泥灰?guī)r、塊狀灰泥灰?guī)r、砂屑灰泥灰?guī)r3種類型(圖2)。

    生物灰泥灰?guī)r顏色為灰色–深灰色,油氣顯示多為油斑級別(圖2a),單層厚度4~8 m,發(fā)育疊層石等生物成因構(gòu)造,常見枝管藻、藍(lán)綠藻、螺、介形蟲等生物化石(圖2b),生物(碎屑)含量10%~30%。塊狀灰泥灰?guī)r顏色為深灰色,油氣顯示多為熒光級別(圖2d),單層厚度1~4 m,呈塊狀結(jié)構(gòu),顆粒含量小于5%(圖2e)。砂屑灰泥灰?guī)r顏色為灰色–深灰色,油氣顯示多為油跡–油斑級別(圖2g),單層厚度3~6 m,發(fā)育生物攪動構(gòu)造,砂屑含量10%~20%,見少量介形蟲、螺等生物化石(圖2h)。

    圖2 三水盆地布心組碳酸鹽巖特征

    綜合分析表明,該區(qū)灰泥灰?guī)r顆粒含量均小于30%,巖性總體較細(xì),均為灰泥支撐結(jié)構(gòu);顏色較暗,為灰色–深灰色;油氣顯示活躍,巖心出筒時油氣味比較濃,一般具有熒光、油跡或油斑級別的顯示。

    3 沉積特征

    為明確該區(qū)灰泥灰?guī)r的沉積特征,在巖石學(xué)分析的基礎(chǔ)上,本文開展了灰?guī)r測井相分析,建立巖石–測井響應(yīng)關(guān)系,以開展灰?guī)r井間對比研究,明確其巖相分布特征。

    通過巖心刻度的測井曲線分析,明確灰?guī)r具有低自然伽馬(GR)、高電阻率(RD)特征,與泥巖圍巖高自然伽馬、低電阻率具有明顯的區(qū)別。生物灰泥灰?guī)r的測井曲線形態(tài)為箱形,具有頂?shù)淄蛔兊奶卣鳎簧靶蓟夷嗷規(guī)r的測井曲線形態(tài)為漏斗形,具有頂突變、底漸變的特征;塊狀灰泥灰?guī)r測井曲線形態(tài)為指形(圖3)。

    圖3 三水盆地Q5井布心組測井相

    以此為基礎(chǔ),開展了井間灰?guī)r對比,為避免灰?guī)r對比的“穿相”現(xiàn)象,首先劃分沉積相,在沉積相內(nèi)進(jìn)行同類灰?guī)r的對比工作。依據(jù)泥地比及泥巖顏色劃分了半深湖、淺湖、濱湖3個沉積亞相。半深湖亞相巖性主要為泥巖、少量深色泥灰?guī)r,泥巖顏色為灰黑色–黑色;淺湖亞相巖性主要為灰泥灰?guī)r與泥巖互層,泥巖顏色為深灰色;濱湖亞相巖性主要為泥灰?guī)r、鈣質(zhì)砂巖與泥巖互層,泥巖顏色為灰色–雜色。

    井間對比結(jié)果表明,灰泥灰?guī)r主要發(fā)育于淺湖區(qū)域,三種主要的灰泥灰?guī)r井間可對比性較強(qiáng),具有一定的連續(xù)性;縱向上各類灰泥灰?guī)r與泥巖形成間互沉積(圖4)。從圖4反映的沉積特征來看,三水盆地淺湖灰?guī)r沉積具有“顆粒較細(xì)、泥灰間互、縱向疊置”的特征,這些特征主要受控于兩個因素,一方面,水動力較弱,據(jù)侯明才[10]、祝圣賢[11]等人研究,三水盆地碳酸鹽巖發(fā)育的東部斜坡和西部斜坡均為緩坡構(gòu)造背景,沉積環(huán)境總體缺乏較強(qiáng)的水動力;另一方面,湖平面頻繁變化,與海洋沉積環(huán)境相比,湖盆沉積空間較小、水體變化較快,使得多種巖性縱向疊置。

    圖4 三水盆地東部斜坡布心組碳酸鹽巖連井沉積相分析

    4 儲層特征

    常規(guī)物性分析表明,研究區(qū)灰泥灰?guī)r孔隙度為3.2%~8.4%,滲透率一般小于1×10-3μm2,巖石較為致密。其中,賦存的油氣在以往常規(guī)開采方式下難以形成工業(yè)油氣流,因此,早期探井具有“井井見油、井井不流”的特征。

    三種主要的灰泥灰?guī)r物性對比分析表明,生物灰泥灰?guī)r孔隙度為3.9%~8.4%,平均為5.6%;砂屑灰泥灰?guī)r孔隙度為3.6%~5.6%,平均為4.9%;塊狀灰泥灰?guī)r孔隙度為3.2%~5.3%,平均為4.4%。相對而言,生物灰泥灰?guī)r物性最好,砂屑灰泥灰?guī)r次之,而塊狀灰泥灰?guī)r物性最差。

    薄片和掃描電鏡分析表明,看似致密的儲層內(nèi)部并非“鐵板一塊”,在巖心觀察中常見裂縫發(fā)育(圖2a、d、h),在掃描電鏡中常見基質(zhì)孔隙(圖2c、f、j),部分生物灰泥灰?guī)r中見溶蝕孔(圖2b、c)。CT掃描測試結(jié)果表明,在孔隙度4.6%的塊狀灰泥灰?guī)r內(nèi)部,孔隙平均半徑1.79 μm,相當(dāng)數(shù)量的微米級孔隙存在于基質(zhì)內(nèi)部,孔隙空間分布較為分散、連通性差;喉道平均半徑0.57 μm,呈層狀分布;孔喉配位數(shù)3.8,喉道發(fā)育數(shù)量明顯高于孔隙(圖5)。綜合薄片、掃描電鏡、CT掃描分析,巖石呈多尺度孔隙分布的特征,基質(zhì)內(nèi)部存在較大儲集空間。

    圖5 三水盆地H1A井布心組碳酸鹽巖微米CT掃描成像模型

    孔隙類型的具體分析表明,基質(zhì)孔主要為方解石晶間孔,在三種灰?guī)r類型中均發(fā)育,而溶蝕孔僅發(fā)育于生物灰泥灰?guī)r,其原因可能與生物灰泥灰?guī)r中生物組分的發(fā)育程度有關(guān):與細(xì)粒的灰泥組分相比,原始生物組分在成巖早期多數(shù)被較大顆粒的方解石晶體充填,這些方解石晶體容易在成巖后期被溶蝕,形成溶蝕孔。鑒于溶蝕孔對于儲集空間的重要意義,將生物灰泥灰?guī)r的孔隙結(jié)構(gòu)歸為“溶蝕孔–裂縫型”,其他灰泥灰?guī)r的孔隙結(jié)構(gòu)歸為“基質(zhì)孔–裂縫型”。

    5 儲層綜合評價

    在前文巖性、物性、電性、油氣顯示等分析的基礎(chǔ)上,開展本區(qū)灰泥灰?guī)r儲層綜合評價。鑒于物性分析揭示了本區(qū)灰泥灰?guī)r屬于致密油儲層類型,在儲層評價工作中引入“源儲配置關(guān)系”這一因素。與常規(guī)油氣不同,致密油儲層內(nèi)的原油以原位滯留或近距離運(yùn)移為主,儲層與烴源巖空間分布的界限不明顯,與儲層緊鄰的烴源巖研究是致密油儲層研究的重要部分,即烴源性研究,亦可稱為源儲配置關(guān)系研究。

    為揭示與灰?guī)r密切接觸的泥巖有機(jī)質(zhì)豐度,本文對東部斜坡灰泥灰?guī)r較為發(fā)育的H1井和Q5井進(jìn)行了泥巖總有機(jī)碳(TOC)測試,這些泥巖與灰?guī)r互層發(fā)育,組成源儲互層配置關(guān)系(圖6)。依據(jù)上述沉積相劃分方法,樣品所在泥巖段的沉積相類型包括半深湖、淺湖、濱湖三種類型。半深湖暗色泥巖TOC值1.39%~1.87%,依據(jù)烴源巖劃分標(biāo)準(zhǔn),為好烴源巖;淺湖暗色泥巖TOC值1.02%~1.45%,亦為好烴源巖;濱湖暗色泥巖TOC值0.49%~0.72%,為差–中等烴源巖。前文提到,灰泥灰?guī)r主要分布于淺湖相,因此淺湖的好烴源巖的發(fā)育程度,對于近源成藏的致密油來說,具有關(guān)鍵作用。據(jù)劉春蓮[17–18]、苑坤[19]研究,三水盆地布心組烴源巖TOC高值位于半深湖–淺湖區(qū)域,淺湖斜坡區(qū)與TOC高值區(qū)有很大的重疊。

    綜合上述巖性、物性、含油氣性、源儲配置關(guān)系分析,開展本區(qū)灰泥灰?guī)r儲層初步綜合評價(圖6)?;夷嗷?guī)r儲層有以下共同點(diǎn):①儲集空間均為孔隙–裂縫雙重介質(zhì),除生物灰泥灰?guī)r發(fā)育少量溶蝕孔外,儲集空間主要為裂縫和微米級別基質(zhì)孔;②儲層單層厚度較薄,在橫向上具有一定的連續(xù)性;③縱向上呈泥巖、灰?guī)r間互沉積,具有致密油源儲共生的成藏條件,灰?guī)r上下被泥巖所夾持,均為源儲互層型的源儲配置關(guān)系。

    圖6 三水盆地布心組碳酸鹽巖致密油儲層綜合評價

    對比分析表明,三種主要的灰泥灰?guī)r儲層特征的差異主要體現(xiàn)在油氣顯示級別、單層厚度、孔隙度、孔隙結(jié)構(gòu)等方面。生物灰泥灰?guī)r油氣顯示多為油斑級別,單層厚度4~8 m,孔隙結(jié)構(gòu)為“溶蝕孔–裂縫型”,孔隙度大;砂屑灰泥灰?guī)r油氣顯示多為油跡–油斑級別,單層厚度3~6 m,孔隙結(jié)構(gòu)為“基質(zhì)孔–裂縫型”,孔隙度較大;塊狀灰泥灰?guī)r油氣顯示多為熒光級別,單層厚度1~4 m,孔隙結(jié)構(gòu)為“基質(zhì)孔–裂縫型”,孔隙度較小。

    綜合分析認(rèn)為,在總體“源儲互層、源內(nèi)成藏”的背景下,該區(qū)灰泥灰?guī)r油氣顯示級別主要由儲集空間發(fā)育程度決定,即具有“物性決定含油氣性”的特征;其中生物灰泥灰?guī)r、砂屑灰泥灰?guī)r儲層物性相對較好、油氣顯示級別更高、厚度相對較大,為潛在的有利儲層。

    6 結(jié)論

    (1)三水盆地布心組灰泥灰?guī)r分為生物灰泥灰?guī)r、砂屑灰泥灰?guī)r、塊狀灰泥灰?guī)r3種類型。該區(qū)灰泥灰?guī)r顆粒含量均小于30%,巖性總體較細(xì),均為灰泥支撐結(jié)構(gòu);滲透率一般小于1×10-3μm2,屬于致密儲層;其內(nèi)部發(fā)育以裂縫、微米級基質(zhì)孔隙、少數(shù)溶蝕孔組成的微觀儲集空間;單層厚度較薄,縱向變化快,主要分布于淺湖沉積區(qū)域,與淺湖–半深湖富有機(jī)質(zhì)暗色泥巖形成間互沉積,疊置連片發(fā)育,形成互層型源儲匹配關(guān)系,具有“物性決定含油氣性”特征。

    (2)生物灰泥灰?guī)r油氣顯示多為油斑級別,單層厚度4~8 m,孔隙結(jié)構(gòu)為“溶蝕孔–裂縫型”,孔隙度相對較高;砂屑灰泥灰?guī)r油氣顯示多為油跡–油斑級別,單層厚度3~6 m,孔隙結(jié)構(gòu)為“基質(zhì)孔–裂縫型”,孔隙度相對較高;塊狀灰泥灰?guī)r油氣顯示多為熒光級別,單層厚度1~4 m,孔隙結(jié)構(gòu)為“基質(zhì)孔–裂縫型”,孔隙度較低。其中,生物灰泥灰?guī)r、砂屑灰泥灰?guī)r儲層物性相對較好、油氣顯示級別更高、厚度相對較大、橫向連續(xù)性較好,為潛在的有利儲層。

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