鄂尔多斯盆地中生界上三叠统延长组低渗透致密砂岩油藏成藏机理

鄂尔多斯盆地中生界上三叠统延长组低渗透致密砂岩油藏成藏机理

1储集层致密化和成藏机理低渗透和致密岩产油是鄂尔多斯盆地油气勘探的主要目标。低渗透致密储集层包括低渗透储集层与致密储集层两类,目前最新的判定标准为:覆压基质渗透率为0.1×10-3~10×10-3μm2的储集层为特低渗—低渗储集层,渗透率小于0.1×10-3μm2的储集层为致密储集层。为便于论述,本文将特低渗—低渗储集层统称为低渗透储集层。鄂尔多斯盆地延长组储集层绝大多数属于低渗透致密储集层,石油探明储量的73.7%分布于低渗透致密储集层中(见图1、图2)。鄂尔多斯低渗透致密岩性油藏分布面积大、成藏机理复杂,前人研究主要侧重于成藏动力、运移与静态成藏模式方面[4,5,6,7,8,9,10,11,12],部分学者对储集层的致密化和成藏史进行了分析[13,14,15,16,17,18],在成藏机理方面的研究较少。本文以鄂尔多斯盆地中生界上三叠统延长组低渗透致密岩性油藏为例,以层序地层学为指导,从成藏条件解剖入手,从孔隙演化的角度分析低渗透致密岩性油藏成藏机理,归纳其成藏演化模式。2延长组低渗透致密岩性油藏的形成条件2.1sq3hpra古地形按层序地层划分,鄂尔多斯盆地延长组由6个层序组成(见图3)。SQ1—SQ3TST(长10段—长7段)为湖进阶段,湖盆逐渐扩大,水体逐渐加深,沉积物由粗变细;SQ3HST—SQ6(长6段—长1段)为水退阶段,虽有反复,但总体上水体逐渐变浅,直至湖盆消亡,主要发育一套灰色中厚层块状细砂岩、粉砂岩与深灰色泥岩组成的旋回性韵律沉积。古地形整体表现为北高南低、东高西低的特征。近年来研究表明,围绕湖盆周缘分布的三角洲前缘砂体以低渗透砂岩为主,在湖盆中心发育的重力流沉积砂体、三角洲前缘席状砂体以致密砂岩为主。这些低渗透致密砂岩分布广泛,遍布湖盆主体。2.2优质烃源岩鄂尔多斯盆地在大型内陆湖盆背景上形成了延长组长7段优质烃源岩。长7段沉积期处于延长组沉积期的最大湖泛期(SQ3TST),在半深湖—深湖环境下沉积的长7段泥岩厚度大(40m以上),分布面积广(有效烃源岩厚度大于100m的分布范围达8×104km2)(见图4),有机质丰度高(有机碳含量大于10%,氯仿沥青“A”含量大于0.06%),干酪根类型为Ⅰ型或Ⅱ型,烃源岩普遍达到成熟阶段(泥岩干酪根与煤岩镜质体反射率为0.73%~1.06%),生油潜力大(S1+S2为1833~3505μg/g,陕北地区生烃强度达50×104~550×104t/km2,排烃强度达20×104~230×104t/km2),其生烃贡献率达75%,是中生界最主要的优质烃源岩。烃源岩研究认为,长6段—长8段油藏原油来自长7段烃源岩。目前已发现的主力油田均位于生烃坳陷内部及周缘的主力砂体带上(见图4)。可见,长7段烃源岩的空间展布控制着中生界油田的分布范围。2.3储集层物性特征延长组储集层岩性以长石砂岩为主,其碎屑成分中石英(22%~60%)、长石含量(20%~56%)相对较高,岩屑(8.0%~17.3%)、填隙物(12.0%~17.2%)含量较低,矿物成熟度较低。粒度以细砂、极细砂为主,黏土矿物含量高,以绿泥石为主。低孔低渗储集层一般发育在扇三角洲平原亚相、三角洲前缘末端等相带中,致密储集层一般发育在三角洲平原的漫滩沉积、三角洲前缘席状砂、湖盆中部与重力流有关的砂质碎屑流和浊流沉积中。由于沉积物分选性差,泥质含量较高,压实作用强烈,在成岩中期就变为低孔隙度、低渗透率储集层,湖盆中心沉积物粒度更细、泥质含量更高的各类砂体甚至变成致密储集层。大量物性统计资料表明延长组砂岩储集层物性普遍较差。岩心统计分析发现,长6段、长8段渗透率小于3×10-3μm2的样品占总样品数的89.5%,其中渗透率小于0.5×10-3μm2的样品占总样品数的51.2%(见图5)。样品孔隙度为0.5%~20.0%,平均8.32%,平均孔喉半径为0.1~2.0μm,排驱压力为0.1~2.0MPa,中值压力为0.1~15.0MPa,平均含油饱和度为31.2%。储集层孔隙类型以粒间孔、溶孔为主(见图6)。岩心及试油资料表明,油层通常为多期相互叠置的水下分流河道和河口坝砂体。延长组低渗透致密砂岩储集层形成于弱酸—弱碱成岩环境:沉积物在埋藏成岩早期处于弱碱性成岩环境,方解石、石膏、浊沸石等在早成岩阶段胶结充填在原生粒间孔隙中,抑制了压实作用的进行。在中成岩早期,湖相泥岩中生成的有机酸性水沿着层序界面、断层面以及输导砂体向砂岩运移,溶蚀其中的胶结物、长石和岩屑颗粒,形成次生溶蚀孔隙。储集层经过了压实、胶结、溶蚀及交代等成岩作用改造,目前已处于中成岩阶段A期晚期到B期早期。压实作用是储集层物性变差的最主要原因,长石等矿物的溶蚀能有效改善储集层物性。3从油气成藏充注得到充注根据成藏模拟实验,现今低渗透致密砂岩孔隙度低,油气不可能向其中充注。从油气充注角度看,储集层物性的好坏与变化是油气成藏的关键。因此,笔者从油气充注的储集层物性下限、孔隙演化及成藏演化史3个方面分析低渗透致密油藏的形成机理。3.1流体包裹体充注过程大量烃类包裹体研究表明,延长组油藏经历了高孔隙条件下的早期充注、边成藏边致密的成藏过程,可细分为3期油气充注。以西峰油田为例,长8段油藏存在3期石油充注过程,第1期流体包裹体均一温度为65~76℃,第2期流体包裹体均一温度为76~94℃,第3期流体包裹体均一温度为94~120℃(见图7)。石油浸入与成岩作用交替进行。3期油气充注期对应的地质时间分别为中晚侏罗世、早白垩世早期、早白垩世中晚期(见图8)。在荧光照片中发现暗色、黄色、蓝色3期沥青(见图9),证实了这3期油气充注过程的存在,并且是一个连续的充注过程。在采集的岩心样品中,次生高岭石基本都受到沥青的浸染,表明次生高岭石应形成于原油充注之前,且与油气的充注关系密切。黏土矿物在孔隙的内表面形成薄膜,黄白色荧光沥青反映早期原油的充注,在薄膜包裹的孔隙内呈蓝白色荧光的部分反映的是后期原油充注。3期油气充注伴随着3次明显的石英次生加大或绿泥石化(见图10)。在早期油气充注之后,伴随着第2次、第3次油气充注过程,成岩作用不断加强,储集层持续致密化,形成现今的低渗透致密储集层。3.2储集层物性下限在砂岩储集层中油气充注有最小孔隙度值,当孔隙度小于这一数值时,油气难以充注。因此,有必要对主成藏期砂岩储集层的临界物性进行恢复。笔者采用潘高峰、刘震等提出的致密砂岩储集层油气充注物性下限的研究方法,对西峰油田、姬塬油田和安塞油田主成藏期砂岩储集层物性下限进行了恢复。以西峰油田长8段辫状河三角洲前缘分流河道砂体油藏为例,油藏主成藏期的储集层临界物性确定分以下3步:(1)确定现今储集层物性下限。由长8段油层组不同产状岩心孔隙度和渗透率分布图(见图11)可以发现,长8段油层组现今储集层含油孔隙度下限为5.0%,渗透率下限为0.03×10-3μm2。(2)确定油气主要充注期次。由图7可见,长8段砂岩主成藏期流体包裹体均一温度为100~120℃,因此,主要的运聚期为早白垩世中期(距今120Ma)(见图8)。(3)确定充注后孔隙度变化与成藏期储集层临界物性。根据埋藏史曲线,确定目的层主充注期埋深到最大埋深期的深度增量为391m(见图8),将现今孔隙度剖面沿正常趋势段上推391m,此时对应的孔隙度值为11.8%,而现今目的层所对应的孔隙度值为6.0%,所以成藏期到最大埋深期储集层孔隙度变化量为5.8%(11.8%-6.0%)。因此,西峰油田长8段辫状河三角洲前缘分流河道油藏成藏期临界孔隙度为10.8%(5.0%+5.8%)。同理,得到安塞油田长6段曲流河三角洲前缘分流河道油藏成藏期临界孔隙度为10.16%,姬塬油田长4+5段曲流河三角洲前缘分流河道油藏成藏期临界孔隙度为10.2%。潘高峰等对镇泾地区长8段储集层进行了研究,认为油气充注孔隙度下限值为10.5%,并通过油气充注模拟实验证明,油气不能注入孔隙度小于10.3%、渗透率小于0.38×10-3μm2的砂岩。因此,石油充注的最低孔隙度至少应大于10%。3.3总孔隙度演化模型主成藏期砂岩古孔隙度的大小决定了油气是否能够充注。主成藏期砂岩古孔隙度如果大于成藏期临界孔隙度就会发生石油充注,否则不能充注。因此,恢复主成藏期砂岩的孔隙度是成藏机理研究的重要内容。基于储集层成岩作用的分段古孔隙度演化定量模拟方法可以较好地恢复地质历史中砂岩孔隙度,为成藏动态分析奠定基础。成岩作用阶段研究发现,延长组孔隙度-深度关系曲线存在3段性:机械压实段、压实+胶结段和压实+胶结+溶蚀段。机械压实段是指从地表到胶结作用开始发育位置的层段(相当于直罗组上部);机械压实+胶结作用段是指从胶结作用开始到次生溶蚀出现位置的层段;机械压实+胶结+溶蚀作用段是指次生溶蚀出现的位置向下的层段。在3种成岩作用中,只有溶蚀作用发生增孔,增孔窗口在70~90℃。因此,从效应分析角度把孔隙度变化概括为两个模型:减孔效应模型,包括机械压实、机械压实+胶结阶段;增孔效应模型,主要源于次生溶蚀作用。总孔隙度模型变化量为减孔效应模型变化量与增孔效应模型变化量之和。通过总孔隙度演化模型计算可恢复砂岩古孔隙度的演化过程。以安塞地区丹49井长6段为例(见图12),砂岩古孔隙度的演化经历了以下过程:距今218Ma时开始沉积,沉积初始孔隙度为45%;地层持续沉降,在距今202Ma(三叠纪晚期)时,埋深达到650m,孔隙度因为机械压实减小到39.5%;距今200~202Ma(三叠纪末)时,地层开始抬升,这一时期地层埋深小于其经历过的最大埋深,所以埋深变化对孔隙度没有影响,但上覆地层压力始终存在,时间效应发生作用,孔隙度减小微弱;距今180~200Ma(早侏罗世)时,地层埋深持续加大,直至超过了之前经历的最大埋深,地层再次被压实,同时地层发生胶结作用,两者使孔隙度持续下降至32%;距今175~180Ma(中侏罗世)时,地层再次抬升,该期间经历的时间跨度较小,孔隙度减小微弱;距今149~175Ma(晚侏罗世早中期)时,地层持续深埋,压实和胶结作用使得孔隙度下降至26%;距今145~149Ma(晚侏罗世晚期)时,地层再次抬升,由于时间作用孔隙度继续减小,该期间经历的时间跨度较小,孔隙度减小很微弱;距今120~145Ma(晚侏罗世末期至早白垩世中期)时,地层经历了一场热事件,地温快速上升,地层进入酸化窗口,这一阶段次生溶蚀孔大量形成,到距今120Ma油气大量充注时次生溶蚀增孔量达到3%,由于上覆地层的压实作用始终存在,压实使得孔隙度减小了1%,因此总的孔隙度增加了2%,达到28%;距今100~120Ma(早白垩世晚期)时,地层快速沉积,石油侵位酸化作用停止。在距今100Ma时达到最大埋深,孔隙度减小到12%;距今100Ma至今(晚白垩世早期至现今),地层抬升,受时间效应及上覆地层压实作用的影响孔隙度下降到现今的9.6%。由上述分析可以看出,现今低渗透致密储集层实际上在主成藏期具有高孔高渗的特点,12%~28%的孔隙度远大于油气充注的临界孔隙度下限(10.8%)。在油气大量充注的中晚侏罗世、早白垩世中期,储集层具备高孔渗条件,油气发生多期充注。进入早白垩世晚期,持续产生机械压实和胶结成岩作用,储集层不断致密化,至早白垩世末低渗透致密储集层形成。晚白垩世开始至今,地层大幅度抬升剥蚀,成岩作用中止,储集层保持了早白垩世末的低渗透致密特征。3.4低渗油润湿通道上述研究表明,鄂尔多斯盆地中生界延长组低渗透致密储集层的成藏机理可以归纳如下:油气先期初次充注在高孔渗条件下进行,后期成岩作用使得储集层逐渐致密。延长组油藏早中成藏期时砂岩孔隙度超过了石油充注的最低孔隙度值,为正常的油气充注过程。高孔渗条件下充注的油气改变了砂岩颗粒的表面性质,形成油润湿通道。随着机械压实和胶结成岩作用的进行,砂岩物性逐渐变差,油润湿通道逐渐变窄,油气充注量越来越小,此时形成了低渗油润湿通道,油气充注经过低渗油润湿通道沿先前残余路径以浸润方式运聚。至成岩作用达到中成岩阶段B期早期时,砂岩孔隙度降到临界值以下,油气不能继续充注,而之前聚集的石油得以保存。4油气运聚成藏模式鄂尔多斯盆地中生界延长组低渗透致密砂岩储集层有独特的油气运聚成藏模式,这种模式是在大型坳陷型湖盆沉积背景下,油气充注后盆地稳定发育、未经强烈构造改造与变形的地质环境中形成的。4.1导层的孔渗性侏罗纪末期以前,延长组长6—8段主要输导层具有良好的孔渗性,砂体间的连通性较好。但烃源岩处于未成熟阶段,未发生油气的生成与运移(见图13a)。4.2砂体。砂体一般在自然平台内发育,这一阶段,以长7段为主的烃源岩进入热演化低成熟阶段,长7段优质烃源岩开始生成低/未熟油,油质差,储集层物性良好,运移动力为浮力,早期形成的低熟油气在浮力作用下发生近源多点面状充注,油气沿砂岩输导体系向湖盆四周构造较高部位的三角洲前缘砂体聚集成藏,一般在有利的岩性圈闭中形成小规模聚集(见图13b)。4.3降低生烃作用侏罗纪末期,由于构造抬升作用,烃源岩热演化程度降低,生烃作用停止。盆地翘倾导致大部分可以运移的油气被氧化、水洗或产生分异等,已聚集的油藏被破坏而散失,残余沥青质充填孔隙(见图14a)。4.4输导层运移路径随着早白垩世盆地持续大幅度沉降,成岩作用持续进行,使得大部分输导层变得低渗。油气发生运移、聚集,其运移路径与第1期类似。烃源岩热演化进入低成熟—成熟阶段,低/成熟油油质一般,储集层物性较好,运移动力为浮力+毛细管力。4.5继续成岩早白垩世成岩作用继续进行,压实作用、胶结作用等造成储集层物性变差,低孔低渗条件形成。4.6源储压差与运移动力到早白垩世中期,延长组大面积烃源岩进入成熟阶段,大量生排烃,第3期充注的油气利用先前运聚过程中形成的残留路径网络,在一些优势输导通道内发生长距离侧向运移和较大规模的油气聚集,油气运移动力为浮力和源储压差。到早白垩世晚期,随着储集层致密化,原油只能在已聚集过油的储集层(大多表现出亲油性)内运移,运移动力主要为烃源岩主生烃期形成的强超压(见图14b)。源储压差统计数据也证明了这点。西峰、