鄂尔多斯盆地南部延长组致密砂岩储层特征及形成机理

鄂尔多斯盆地南部延长组致密砂岩储层特征及形成机理

中国石油总资源量为941109吨，低渗透资源量为21.07109吨，占22.41%。在国外,也早已用事实证明了致密砂岩储层中可观的油气资源量,到2020年,美国在致密砂岩气藏中的产量将增至全美国天然气供给量的1/3,到2030年将占全美天然气总产量的1/2。中国的准噶尔盆地、鄂尔多斯盆地,以及四川盆地西部均发现了储量巨大的致密砂岩气藏;不仅如此,在松辽、渤海湾、南襄、苏北、江汉、塔里木、吐哈等盆地均发现了致密砂岩天然气储层的分布。众所周知,大多数低渗透油藏为岩性圈闭油藏或岩性-构造圈闭油藏。致密砂岩储层在固结成岩之后、在深埋藏过程中,一般都经历了较强的机械压实作用和胶结作用,使得此类储层岩性致密、物性极差、非均质性强、油气藏压力系数低、圈闭幅度低、自然产能低,这些特征决定了此类储层的勘探与开发的难度。要高效勘探此类储层,需从致密砂岩的形成机理入手,明确致密储层形成的主要因素,进而探寻优质储层的分布规律,而优质储层发育区域往往是油气富集区。致密砂岩作为一类特殊储层,在粉砂岩、砂岩及砾岩中均可见到,其渗透率一般低于1×10-3μm2。致密砂岩既可作储层,又可作盖层;与常规储层相比,其岩石物理性质和内部的流体力学性质均有较大的差别。对致密砂岩储层的研究,大部分工作都是基于气藏储层的。近年来大多数对致密砂岩储层的研究主要集中在气藏的储层中,而对油藏中的致密砂岩储层研究相对较少;但是勘探表明,在陆相沉积的油藏中,致密砂岩储层所占比例逐年增加,如中国石化在镇原-泾川地区的镇泾5井长8段射孔段渗透率最大0.354×10-3μm2,平均0.128×10-3μm2,日产油16t,含水4%;长庆油田的张14井长6段射孔段渗透率(0.01~0.1)×10-3μm2,日产油5.3t,不含水:城88井长7段射孔段渗透率(0.01~0.08)×10-3μm2,日产油13.1t,不含水,这些致密砂岩储层已达到储油能力的极值。以上勘探成果表明,特低渗、超低渗油藏仍具有开发潜力,随着能源需求的日益增加,致密低渗油藏将成为重要的资源。致密低渗透砂岩储层将是中国当前和今后一段时期内的石油勘探“主战场”,对于这一点必须要有充分的认识,勘探致密低渗透砂岩储层对中国石油工业的持续发展具有重要的战略意义。本文以鄂尔多斯盆地南部三叠系延长组为研究对象(图1),在大量分析测试研究的基础上,试图寻找延长组致密砂岩储层与常规储层之间的差别,进行致密砂岩储层特征及形成机理研究,进而寻找致密储层背景下的优质储层分布规律,为致密砂岩储层油藏的勘探提供新的思路。1盆地沉积期对比鄂尔多斯盆地是中国中-新生代大型陆相沉积盆地之一,三叠系延长组是该区油气勘探的主要目的层。延长组具有烃源岩发育、生储盖组合配套、勘探领域广、潜力大的特点,具有丰富的石油资源。三叠纪延长期,鄂尔多斯湖盆为一大型的内陆湖盆,湖盆面积远大于现今的鄂尔多斯盆地面积;根据目前的勘探资料,湖盆北陡南缓,具有不对称的箕状拗陷的特点。延长期主要发育两大三角洲,东北部的三角洲和西南部的三角洲(图1)。上三叠统延长组自下而上划分为10个油层组,目前油气主要富集在长8段、长6段和长2、长3段中。延长组沉积后,由于印支运动的构造抬升作用,延长组遭受了不同程度的剥蚀,剥蚀量西部大于东部(图2);之后接受侏罗纪沉积。由于燕山早期运动,在其内部形成若干个不整合面,但剥蚀量均不大。早白垩世,由于拉张环境,在盆地快速沉积了志丹群地层;早白垩世晚期,燕山运动使盆地周边剧烈变形,盆地整体抬升,从而使盆地处于挤压剥蚀状态。新生代以来,鄂尔多斯盆地主体仍持续隆升。鄂尔多斯盆地南部延长组地层平缓,为一简单的单斜,构造坡降平均为1/100。在这个单斜上,仅发育一系列的低幅鼻状构造,延长组油气的富集与构造关系不大,而主要为岩性油藏。2层的特征研究2.1地形迅速变缓岩石学和计算晚三叠世,鄂尔多斯湖盆为一内陆湖泊,受沉积物源的控制,延长组主要发育东北和西南两大三角洲沉积体系。盆地西南缘,延长组沉积期湖盆边缘较陡,然后地形迅速变缓。物源主要来自东祁连双侧造山带的葫芦河组(Z-O2hl)和陈家河组(O3ch),主要为一套变碎屑岩和变火山岩,搬运距离近,储层以中-细砂岩为主。储层以水下分流河道和浊积岩砂体为主,河口坝欠发育。盆地东北部,延长组沉积期湖盆底形较平缓,发育曲流河三角洲。物源来自东北部的一套花岗片麻岩、闪长片麻岩、角闪斜长片麻岩,搬运距离远,储层以细-粉砂岩为主,缓的湖盆底形导致三角洲平原和前缘均较发育,三角洲前缘河口坝相对发育。2.2岩屑及胶结物特征受沉积物源的控制,研究区东北部延长组主要为一套长石砂岩,含少量的岩屑长石砂岩(图3-A),岩石薄片中,石英的面积分数普遍低于50%,长石的面积分数在25%~50%,岩屑的面积分数在10%~25%。长石以斜长石和微斜长石为主;岩屑主要为黑云母,含少量的千枚岩岩屑。受大量长石的影响,碎屑颗粒的分选和磨圆均不好,颗粒以点-线接触为主,见少量的凹凸接触,胶结物主要为方解石、浊沸石和黏土。盆地东北部延长组砂岩最典型的特征是黑云母含量高、粒度细,浊沸石和黏土胶结物发育。盆地西南缘延长组主要为一套中-细粒的岩屑长石和长石岩屑砂岩(图3-B),石英的面积分数为20%~77%;长石含量和岩屑含量接近。长石以斜长石为主,含少量的微斜长石;岩屑以千枚岩岩屑为主,次为硅质岩岩屑,含少量的喷出岩岩屑。碎屑颗粒分选中-好,颗粒以次棱角状为主,常呈线接触,并见点接触和凹凸接触,胶结物主要为方解石和黏土。盆地西南部延长组砂岩最典型的特征是千枚岩岩屑含量高、粒度细,方解石和黏土胶结物发育。2.3胶结作用通过大量的薄片观察,发现对研究区砂岩储层起破坏作用的主要成岩作用有压实作用和方解石的胶结作用,而建设性成岩作用则主要有溶蚀作用和环边绿泥石的胶结作用。a.压实作用是导致延长组砂岩储层致密的一个最重要因素。自上而下,压实作用明显增强,长2和长3段颗粒以点-线接触为主,长6和长8段颗粒以线接触为主。塑性颗粒多的砂岩段,由于颗粒的形变,压实作用明显增强。b.胶结作用主要包括方解石的胶结和环边绿泥石的胶结。碎屑岩地层中,方解石胶结极为常见,主要起堵塞孔隙的作用,又可分为成岩早期的无铁方解石胶结和成岩晚期的含铁方解石胶结。不管是西南部还是东北部,早期的无铁方解石胶结极为普遍,碎屑颗粒呈飘浮状分布于方解石中;而晚期的铁方解石不仅仅充填于孔隙中,而且大量交代碎屑颗粒。环边绿泥石是延长组砂岩储层一个非常典型的特征,且东北部含量明显高于西南部。根据自生绿泥石晶体的排列方式及其与颗粒的接触关系,可以将绿泥石分为3种:颗粒包膜绿泥石、孔隙衬里绿泥石和玫瑰花状泥绿石。其中含量最高、对粒间孔隙保存最重要的是孔隙衬里绿泥石,呈栉壳状包裹颗粒,只生长于孔隙接触的颗粒表面。这种绿泥石晶体呈竹叶状垂直于颗粒表面向孔隙中心方向生长,越接近孔隙,自形程度越好,叶片越疏。研究区衬里绿泥石的厚度普遍在3~8μm,个别可达10μm。c.溶蚀作用主要见于延长组储层中长石及岩屑的溶蚀和浊沸石胶结物的溶蚀,几乎未见方解石的溶蚀。长石沿格子双晶发生溶蚀,但差别较大,溶蚀明显的长石和新鲜的长石经常共存;而岩屑的溶蚀常存在于千枚岩岩屑和喷出岩岩屑中,溶蚀孔差别较大,可呈孤立状,也可形成蜂窝状。浊沸石的溶蚀在研究区东北部常见,向西南方向逐渐减少。2.4物理特征2.4.1孔隙度、渗透率分析通过对鄂尔多斯盆地南部镇原-泾川地区及富县地区长8段-长6段3000余个样品的孔隙度、渗透率分析(图4),可以看出,孔隙度主要分布在4%~16%,平均为8.9%;渗透率主要分布在(0~0.6)×10-3μm2,平均为0.38×10-3μm2。按照中国石油天然气行业标准(SY/T6285-1997),延长组属于特低孔超低渗储层。2.4.2储层参数对储层渗透率的影响致密砂岩不但渗透率低,而且渗透率对应力极为敏感。通过对延长组21个样品进行围限压力下的渗透率测定,发现随着上覆压力的增加,渗透率迅速减小。以镇泾地区长8段砂岩为例,当围压达到15MPa(接近油层的压力),渗透率减小了20%~85%,平均减小52%,降至(0.03~0.5)×10-3μm2。通过铸体薄片及扫描电镜,发现致密砂岩对应力敏感是由于扁平的细喉道在应力下易于闭合造成的。岩石越致密,这种敏感特征越明显。2.4.3储层及储层密度特征延长组致密砂岩的孔隙类型主要为剩余原生粒间孔、粒间溶孔、溶蚀粒内孔和大量的晶间微孔。孔喉分布复杂及大量微孔发育是延长组致密砂岩的典型特征,最终导致高束缚水饱和度。将0.2μm的喉道作为石油能够进入储层的下限,即喉道>0.2μm的孔隙体积可视为能够储集石油的最大体积。因此,可将岩石孔喉体积中>0.2μm的孔喉体积视为岩石中最大的含油饱和度。通过43个样品的压汞资料分析,发现长8段的束缚水饱和度平均为68%,长6段为48%。可以看出,致密砂岩具有相当高的束缚水饱和度和低的含油饱和度。2.4.4储层及储层精细度油气能否进入储层,取决于浮力和毛细管压力。在浮力一定的情况下,只有当毛细管力小于浮力,油气才能发生充注。延长组砂岩储层具有小孔细喉的特征,对应着极高的毛细管力,油气主要充注在致密低渗背景下的相对优质储层中。含油饱和度低,油水分异不彻底,没有统一的油水界面,油层被一个巨大的水体所封闭,油水同层、差油层、油层交替分布,甚至出现油水倒置现象(图5)。所以,在钻井过程中,往往出现“井井见油,井井不流油”的现象。2.4.5致密砂岩储层的反渗透特征致密低渗透砂岩储层由于岩性致密,脆性大,出现裂缝的概率更大。裂缝在致密砂岩储层中是一把“双刃剑”。一方面裂缝的存在增加了流体的泄流面积,使地层的渗透率明显升高;另一方面,致密砂岩储层由于能量不足,均需注水补充能量,在注水过程,水极易沿裂缝发生水窜,造成水淹。3讨论3.1地层密度和岩性毫无疑问,压实作用是延长组储层致密的最主要因素。以富县地区为例,长2、长3段地层埋藏较浅,渗透率主要分布在(0.5~2)×10-3μm2,平均为0.88×10-3μm2;而长6、长8段地层较长2、长3段埋深大200~300m,渗透率则主要分布在(0.01~0.5)×10-3μm2,平均为0.4×10-3μm2,渗透率明显减小。但需注意的是,延长组砂岩储层压实作用强的主要因素有两个。第一个因素为埋深,以长8段为例,在西南缘的镇泾地区,现今埋深约1.9~2.3km;而在东部的富县地区,埋深普遍在0.8~1.3km。如果考虑到早白垩世末的剥蚀量,在西南缘的镇泾地区为500m左右;而向东至富县地区,则剥蚀可达1.5km。也就是说,延长组砂岩储层在早白垩世末埋深达到最大值,埋深约2.4~2.8km,远大于现今埋深:深埋是强压实的主要原因。第二个因素是颗粒成分的差异,刚性颗粒的增加可使压实作用减弱。西南缘延长组含大量的千枚岩岩屑,而东北部的延长组含大量黑云母岩屑,这些塑性岩屑在压实过程中,极易发生形变而占据孔隙空间:这是强压实的第二个主要原因。方解石胶结是延长组储层致密的另一个原因。早期方解石胶结使储层呈连生胶结(图6-A),变为致密层;后期流体的活动也极为有限,几乎不发生任何溶蚀作用。早期这种方解石的胶结主要与湖泊的水体性质有关。通过微量元素分析,延长期湖盆水体具有微咸水-半咸水的特点,在这种环境下,极易产生早期方解石的胶结。而且这些早期方解石胶结在粒度细的粉砂岩中易见,而在粗粒的中-细砂岩中相对较少。真正使延长组储层致密的是成岩晚期的铁方解石胶结。铁方解石的δ13C相对较轻,为-4.26‰~-8.02‰;δ18O也较轻,为-18.95‰~-22.9‰。由于烃源岩有机质发生热脱羧并释放部分CO2,这时CO2的碳同位素明显较轻,通常在-4‰~-35‰之间。所以较低的δ13C说明这类铁方解石中有大量的有机碳参与,它的形成明显与有机质的脱羧作用有关。铁方解石除充填孔隙外,还含有大量的交代碎屑颗粒及填隙物(图6-B),而且形成的温度相对较高,形成时间应该是早成岩阶段的晚期-晚成岩阶段的早期。成岩晚期的铁方解石主要胶结中-细砂岩,从薄片及扫描电镜中可以看出,胶结之前,砂岩具有较好的孔隙,说明铁方解石沉淀于流体的运移通道上。但同时可以看出,铁方解石胶结与油气充注呈此消彼长的关系,说明油气的充填可以阻止铁方解石的胶结。3.2优质储层管理因素3.2.1环边绿泥石成因延长组砂岩压实作用普遍较强,但具有相同埋深的储层,其压实作用仍可具有较大的差别,分析其本质原因,主要表现为两个方面。第一,塑性颗粒的含量不同,塑性颗粒含量越高,压实越强(图6-C)。而塑性颗粒与砂岩的粒度有一定的关系,粒度越粗,塑性颗粒含量相对减小;而粒度越细,情况正好相反。这也是薄片下观察到的,粒度粗的砂岩压实作用明显弱于粒度细的砂岩。粒度反映水动力强度,在三角洲前缘沉积环境中,主河道发育区具有较强的水动力条件,对应于较粗的粒度。第二,成岩早期的绿泥石衬里具有抵消上覆地层压力作用,发育绿泥石环边的砂岩通常具有较低的颗粒接触强度,多数情况下是点接触与线接触(图6-D);而经历类似埋藏深度但没有绿泥石环边的砂岩颗粒常为线接触。绿泥石环边形成于初始压实之后,绿泥石环边的持续生长所增加的机械强度抵消了一部分在埋藏过程中上覆地层的机械压实作用。从图6-A可以看出,被早期方解石胶结的砂岩具有最弱的压实强度,而被绿泥石环边胶结的砂岩其压实强度有所增大,但比没有环边胶结的砂岩要弱得多。所以,早期的环边绿泥石胶结虽然占据了一部分孔隙体积,却减缓了压实作用的强度,是延长组高效储层形成的一种重要成岩作用。富含黑云母的母岩在搬运过程中水解形成大量的铁,进入河水中的铁在河口附近因沉积盆地电解质的加入发生絮凝形成含铁沉积物,这种含铁沉积物将为成岩过程中绿泥石环边的形成提供丰富的铁来源。海水中含有丰富的电解质,所以在海相三角洲中,绿泥石的形成是顺理成章的。而鄂尔多斯盆地延长组中含有大量的绿泥石,说明当时水体可能并非淡水,而是具有一定盐度的微咸-半咸水,有一定数量的电解质,这也在烃源岩研究、微量元素及古生物研究中得到充分证实。研究区东北部三角洲的物源为一套花岗片麻岩、闪长片麻岩、角闪斜长片麻岩,含大量的黑云母,所以东北部三角洲形成的砂体绿泥石非常发育;而西缘三角洲由于缺少黑云母的母岩,绿泥岩含量明显减少。3.2.2浊沸石胶结岩孔隙发育机理延长组溶蚀作用相对较弱,易溶颗粒和浊沸石胶结物发生不同程度的溶蚀(图6-D,E)。根据酸性水的形成条件,可分为大气淡水的溶蚀和有机酸的溶蚀。大气淡水的溶蚀作用主要出现在延长组顶部的不整合面处,溶蚀作用较强,自上而下,受大气淡水淋滤作用形成的次生孔依次减少,而由于溶蚀形成的高岭石则依次增加。延长组长石的溶蚀较为明显,见大量的长石沿格子状双晶发生溶蚀,如果溶蚀形成的高岭石被带走,则形成蜂窝状溶孔,甚至铸模孔。岩屑溶蚀主要发育在千枚岩岩屑和火山岩岩屑中,岩屑中不稳定组分的选择性溶蚀。浊沸石溶蚀孔指浊沸石胶结物被溶形成的次生孔隙。浊沸石胶结物主要分布在研究区东北三角洲形成的砂岩储层中,在含浊沸石胶结物的砂岩中,浊沸石以斑块状充填粒间孔,形成所谓的“麻斑砂岩”,红色麻斑为浊沸石胶结区。浊沸石能够发生溶蚀的前提是砂岩被浊沸石胶结后仍存在一定量的粒间孔,这些粒间孔为后期流体的流动创造条件,否则将不能发生溶蚀。在安塞、富县、靖安一带浊沸石的溶孔可达0.5%~4%。浊沸石只有在高pH值和低CO2分压环境下才稳定,在成岩深度范围内,流体中的CO2含量较低,因而,在流体中极少量的CO2就可以导致浊沸石的分解。对于大气淡水的溶蚀,前侏罗纪古地貌是溶蚀强弱的关键,取决于以下两个因素:首先,不整合面之下的地层影响溶蚀的强弱,如果不整合之下就是砂岩发育区,大气淡水极易沿渗透层淋滤,发生溶蚀;反之,如果不整合之下是泥岩发育区,则形成一个封隔层,阻止大气淡水的淋滤,溶蚀作用不明显。其次,古地貌也决定了溶蚀的强度。一般来说,大气水在古地貌高地以垂向渗流为主,在斜坡以水平潜流为主,而在低凹处发生泄流。水平潜流带由于水流速度快、接触面积大,溶蚀后的产物能够及时带出,所以溶蚀作用最为彻底;而古地貌低凹处,往往位于潜水面之上,溶蚀作用并不明显,而且水平潜流带反应的产物也易在该处地层中发生沉淀。对于有机酸的溶蚀,情况比较复杂。烃源岩上下的长6段和长8段均见不同程度的有机酸溶蚀,次生孔隙较发育,总溶蚀程度并不强,这主要是因为鄂尔多斯盆地总体上是一个冷盆,古地温梯度一直较低,在经历了中侏罗世晚期的热事件后进入生烃门限,低地温梯度导致有机质成熟较晚,等有机酸发生溶蚀时,砂岩储层已发生了致密化,导致了水-岩反应的不彻底。通过大量的薄片观察,发现次生孔隙发育的砂岩具有以下特征;砂岩储层分选好、粒度粗、压实作用相对较弱、粒间孔发育。以上特征说明原始孔隙为后期酸性水的流动提供了通道,干酪根生烃过程中,生成的油气及有机酸主要沿高孔渗带进行运移,而那些相对致密的砂岩并不能很有效地与有机酸接触。所以,原始储层物性较好的砂岩,后期的次生孔隙也相对发育。综上所述,对于大气淡水的溶蚀,古地貌斜坡及主河道发育是次生孔隙发育带;而对于有机酸的溶蚀,位于主河道,以刚性颗粒为主的砂岩储层是次生孔隙发育带。3.2.3斜向正交裂缝发育延长组发育大量的裂缝,根据地表露头及成像测井资料,发现延长组发育两组正交型的构造裂缝系统,研