准噶尔盆地ch66区块砂砾岩体特征及油气藏控制因素

准噶尔盆地ch66区块砂砾岩体特征及油气藏控制因素

0砂岩岩体油气藏ch66区块位于山东省山东省东营河口区ch66口。该构造位于济阳市洪泛压裂和造鲁河塌陷以北，为古生代砂三亚区发育砂岩砂岩。2005年底,经CH66井钻探,在井段4301.03～4462.64m中途测试首获237t/d高产油气流,从而发现了砂砾岩体油气藏。该油气藏具有层位深、岩性粗、高压、高产、成藏控制因素复杂等特征,但由于其经济效益很大,此类型油气藏受到人们极大的关注。该油气藏的发现扩大了勘探家们的视野,拓宽了油气勘探领域,丰富了石油地质理论知识,带动了一批此类型深井的部署,目前寻找此类型油气藏的勘探已成为热点。1覆岩构造演化套尔河洼陷是车镇凹陷中部的一个负向构造单元,南临义和庄凸起,北部与埕子口凸起断接,东、西通过CH古20-套尔河、D52-义和庄鼻状构造分别与大王北洼陷和车西洼陷相通。套尔河洼陷是济阳运动早期受埕南大断层控制而形成的北断南超式的箕状断陷,其沉降中心在埕南大断层下降盘下掉背景上呈北东向展布,表现为一沟槽,CH66区块砂砾岩体处于沟槽较低部位,与周边地层相比沟槽地层变化较平缓,倾角为6°～16°,断层不发育。洼陷南部主要表现为盆倾顺向正断层,局部发育北西向西南掉小断层。总体上洼陷内断层不发育,断层仅发育于洼陷周边(图1)。2该层的特征2.1下斜坡固沙型新生界自上而下有第四系平原组,新近系明化镇组、馆陶组,古近系东营组及沙河街组的沙一段、沙二段、沙三段、沙四段。其中古近系的沙河街组沙三段与沙四段为主要目的层。沙三段又可划分为3个亚段。沙三上亚段为第一套油页岩顶界以上,埋深2930m左右,厚度约110m,以灰色泥岩、砂质泥岩为主,夹薄层灰色粉砂岩、泥质粉砂岩。沙三中亚段为四套油页岩段,埋深3050m左右,厚度约830m,上部为褐灰色灰质油泥岩、深灰色灰质泥岩及泥岩与灰色中砾岩呈不等厚互层,下部以褐灰色、灰质油泥岩和深灰色灰质泥岩、泥岩、油页岩为主,夹薄层灰色中砾岩。沙三下亚段底界划在下斜坡电阻率曲线结束处,埋深3920m左右,厚度约550m,上部以褐灰色、深灰色泥岩、灰质泥岩、灰质油泥岩、油页岩为主,夹薄层灰色中砾岩;下部为褐灰色、深灰色泥岩和灰质泥岩,灰质油泥岩与灰色中砾岩、细砾岩呈不等厚互层。沙四段:埋深4500m左右,以深灰、褐灰色中砾岩为主,夹薄层深灰、褐灰色泥岩和灰质泥岩、灰质油泥岩。CH660井沙四段在4325～4360m井段见到尖尾小河星介、卵形假玻璃介化石,沙四段层位得到落实。2.2砂组与底界控制按沉积旋回及砂砾岩体发育情况,沙三下亚段砂砾岩体可细分为4个砂组,从上至下为Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ、Ⅳ砂组,以沙四上亚段顶部约50m的泥岩发育段顶面控制Ⅳ砂组砂砾岩体底界。4个砂组厚度基本相同,CH660井处略增厚。4个砂组沉积旋回特征明显(图2)。3聚集特征3.1上古生界物源通道CH66区块砂砾岩体母岩为石炭系、二叠系-奥陶系。物源来自多方面:一是北部埕子口凸起馆陶组直接覆盖在太古宇片麻岩上,上古生界及下古生界被剥蚀殆尽,且距洼陷区近,被剥蚀的地层可形成良好物源。该区块的东北方向发育较大的古冲沟,为主要物源通道,西北方向发育了多个小古冲沟,为次要物源通道。二是长期活动的埕南大断层,在北部形成陡岸,上古生界碳酸盐岩地层垮塌碎裂形成少量断层角砾岩物源。另外西部的CH古20滑脱褶皱潜山与套尔河洼陷以高角度正断层(部分为逆断层)对接,断距达千米以上,碳酸盐岩地层垮塌碎裂形成的断层角砾岩也可为该区提供少量物源。3.2微电阻率成像沙三下亚段砂砾岩体为滑塌浊积扇沉积,具有湖底扇的特征。滑塌浊积扇主要发育于深洼陷内近陡岸一侧,为北部陡坡带紧靠断面的水下扇沉积物累积到一定厚度后,扇中、扇端部位与深水区形成的落差越来越大,在重力或其他外力作用下滑塌浊积而成,一般无明显扇根区。扇体主要分布于深水暗色泥质岩中,无红色泥质岩;在纵、横向地震剖面上均为“透镜状”,且与北部水下扇主体脱开,表现为“无根”扇;每个砂组底部分别发育一套较厚的砾石层,上部发育多期相对较薄的砾石层,中间为泥岩或油泥岩所分隔,形成多期多套叠加砂体特征。CH66井,Ⅲ砂组的砾岩体微电阻率成像显示4377.5m以下存在冲刷面,砾石分选差、棱角-次棱角状,粒序特征不明显,见少量交错层理,冲刷面下部以泥质岩为主,见水平层理、垂向显示复合正旋回,旋回上部过渡为半深湖相沉积的灰质泥岩、油泥岩、泥岩,未见红色泥质岩;CH660井,微电阻率成像测井沉积旋回特征较清楚,尤其是Ⅱ、Ⅲ砂组正旋回特征较清楚,旋回顶部发育水平层理的泥质岩类,反映沉积时水体深、能量弱。旋回下部为粗粒序的砾石,具一定的磨圆度,且冲刷面发育,显示了经过较长距离的搬运,水体能量较强,颗粒分选差,呈现出快速堆积的特征。岩心观察,CH660井4138.40～4146.20、4187.00～4204.00、4238.50～4244.70m井段主要为大套砾石层,岩性为灰色中砾岩,成分为灰岩岩块、白云岩岩块,砾径最大100mm,一般10～40mm,次棱角-次圆状,泥质胶结,砾石排列具一定方向性,反映强水动力环境,具有一定的供给水道,近距离搬运特征。CH660井局部见滑塌、蠕动构造,深灰色泥质砂岩中见揉皱构造、泥岩撕裂屑及包卷层理,具浊流沉积特征。CH662井3760.5m见重荷构造,3759.56m砾石层底部见垂直砾石直插现象。这些构造特征反映水动力强,快速堆积,为浊流沉积常见构造现象。多层细砂岩薄层夹于砾石层中,细砂岩成分主要为石英、长石及灰质和硅质岩块,单层厚度小于3m,其间多含炭屑,且多呈层状沿层面分布,反映具有一定的供给水道,表现为近距离搬运特征。CH660井岩心粒度曲线呈现单段弧形,滚动组分较低,跳跃和悬浮总体交切点粒度值为0.177～0.037mm,表现了能量强,迁移快,为重力流特征。CH660井油层段样品点落在CM图重力流区域,连线近于直线,与C-M基线平行,具有浊流沉积的特征。4储层特征4.1砾岩的制备储集层由2大类型的岩性构成。一是碳酸盐岩砾石,砾石成分有豹皮灰岩、伟晶灰岩、微晶白云岩、泥灰岩及少量鲕粒灰岩、砂岩、煤块等,杂乱堆积。分选差,次圆-次棱角状;砾石颜色多为灰色或灰白色,厚层砾岩质纯,泥质含量低。二是砂岩,砂岩成分主要为石英、长石及灰质和硅质岩块,粒度较细,主要为粉砂及细砂岩,以单独的薄层或充填在砾石间或与泥质岩呈纹层状存在,单层厚度小于3m,其间多含炭屑,且多呈层状沿层面分布。总体上砂岩胶结较致密,充填在碳酸盐岩砾石间的砂粒主要以基质形式存在,多含油,且部分层含油较均匀、饱满,与泥质岩呈纹层的砂岩基本无油气显示。4.2储层的空间类型和物理特征砂砾岩体存在多种类型的储集空间,储集层类型不同储集空间类型有所不同。4.2.1孔隙小渗裂缝电镜扫描储集空间类型为孔隙、裂缝型,且以孔隙为主。孔隙主要有原生孔隙和次生孔隙,次生孔隙主要包括溶蚀孔隙、溶蚀微孔。裂缝主要有高导缝、微裂缝、砾缘溶蚀缝等。电镜扫描显示微孔隙为3～16μm、微裂缝宽度在2μm左右。岩心常规分析表明孔隙度一般为4%～8%,最高达13.7%。4.2.2孔隙裂缝主要表现储集空间类型主要为孔隙型,见少量裂缝。孔隙主要为原生孔隙,裂缝主要为高角度裂缝。岩心常规分析孔隙度一般为9%～12%,最高达18.6%。4.3储藏室的原因砂砾岩体储集空间的成因可从母岩本身的孔洞、砾间孔洞、溶蚀孔洞和裂缝4个方面分别叙述。4.3.1岩、粒砂岩、煤岩石薄片分析及岩心观察表明,碳酸盐岩砾石成分有豹皮灰岩、微晶灰岩、细晶白云岩、泥灰岩、鲕粒灰岩、煤等,其间泥岩孢粉分析为石炭系、二叠系分子。依据岩性、结晶程度及沉积与剥蚀呈倒置关系,母岩应为石炭系、二叠系-奥陶系。石炭系、二叠系砂岩形成的岩块本身存在孔隙,奥陶系岩石本身也发育了大量的孔、洞,它们形成的砾石和岩块包含母岩的原始孔洞。4.3.2结构孔隙的形成原因砾石在沉积及成岩过程中,会形成砾间孔洞。在砾岩越纯、填隙物越少的情况下,形成的孔洞越好。CH66井自然伽马测井表明,砾岩纯度高、砾间充填物极少,可形成有效孔洞。4.3.3储集物性分析碳酸盐岩地层剖面结构与扇体的储集物性密切相关,尤其是与次生孔隙的发育关系密切。砂砾岩扇体的剖面结构有利于储集层发育,因为砾岩层多为3～5m的薄层,最大单层厚度为17m,这与以往钻遇的上百米厚的物性差厚层块状扇体形成明显的对比。薄片和测井资料分析表明,次生的溶蚀孔隙(洞)分布特点:①3～5m的薄层储集物性较好,平均孔隙度大于10%;厚层储集物性较差,多为5%左右。②厚层碳酸盐岩砂砾岩层,其顶、底的储集物性要明显好于中间部位。这种现象表明物性与酸性水的溶蚀改造作用有关,主要是这种剖面结构易受到酸性水的溶蚀改造。另外由于沙三下亚段存在异常高压流体封存箱,异常高压使CO2的溶解度增大,也增强了孔隙流体对碳酸盐岩砾石的溶蚀作用,从而使储集层的储集性能得到了极大改善。4.3.4那是裂缝(1)岩性显微裂缝砂砾岩体沉积位置距下部潜山地层十分接近,砾石岩性又主要为碳酸盐岩,因此在后期的压实成岩作用过程中,受古构造背景影响较大,易形成微细裂缝。解压实作用产生占岩石体积约3%的裂缝体积。(2)应力释放裂缝的形成机理由于古生界潜山内部的大断层十分发育,断层仍然是后期构造运动的应力释放处,这些应力的释放必将对紧邻的、脆性较大的上部碳酸盐岩砾岩层直接起到一定改造作用,易形成大大小小的裂缝。(3)微裂缝的产生流体封存箱内因烃类的不断注入和热膨胀作用导致压力增大。开发实践证明,当孔隙流体压力系数达到1.4时,岩石就产生微裂缝,而沙三下亚段压力系数高达1.73,具有形成微裂缝的足够压力。微裂缝的存在可起到沟通孔隙的作用,从而使储集层物性得到改善。这些微裂缝已在钻井取心及CH66井岩屑电镜扫描中得到了证实。5砂砾岩的分布5.1砂地层及砂岩砂砾岩体4个砂组中以Ⅲ、Ⅳ砂组砂砾岩体发育(图2),4个砂组砂砾岩层累计厚度达170m。Ⅰ砂组:主要为中-薄层中砾岩与油页岩、油泥岩呈不等厚互层,向上泥质岩类增多。Ⅱ砂组:下部主要为中-厚层的碳酸盐岩中砾岩层,夹暗色泥质岩层,上部为巨厚层的暗色泥岩、油泥岩夹中砾岩薄层,具有正旋回沉积特征,CH66井砾岩体层数较少但厚度大。Ⅲ砂组:主要为中-厚层碳酸盐岩中砾岩层,局部夹暗色泥岩、油泥岩层,夹有较多的泥质岩薄层,为高产油气层段。Ⅳ砂组:主要为中等厚度的中砾岩层与中-薄层暗色泥岩呈略等厚互层,夹有少量泥岩、灰质油泥岩薄层。5.2砂体及沉积相4个砂组各期分布形态不同,但总体上趋势一致,分布面积有差异,随着湖盆的增大及水体的加深,砂砾岩体规模逐渐增大,但主体均位于CH66井西南部,沿套尔河洼陷区北东向展布(图3)。Ⅳ砂组:为一近北东向沉积长扇体。分布面积约20km2,砂砾岩体沉积中心在CH660井附近,最大厚度约26m。Ⅲ砂组:继承了第Ⅳ期砂砾岩体分布特征,沉积规模逐渐增大。该期砂砾岩体西至CH663井西,东至CH66井东附近,南至CH662井至CH68井间,东西宽4.5km,南北长7km,面积约32km2,砂砾岩体沉积中心在CH66井附近,最厚约33m。Ⅱ砂组:随着埕南大断层活动的加剧,此时湖盆可容空间增大,砂砾岩体沉积规模进一步增强,形成了南北向分布的扇体,东西宽4.5km,南北长6km,面积约27km2,砂砾岩体沉积中心在CH660井附近,最厚约20m。Ⅰ砂组:埕南大断层活动剧烈,构造沉降加速,套尔河洼陷已近深水区,且湖岸北移,使得砂砾岩体规模达到最大。该期砂砾岩体西至CH663井以西附近,东至CH66井以东附近,南至CH662井以南附近,东西宽6.2km,南北长7km,面积约43km2,砂砾岩体沉积中心在CH66井附近,最厚约102m。从砂砾岩体纵横向分布规律分析,结合CH663井砂砾岩体钻井油气显示差、试油低产、地层压力变化大、同一地震相位变化大的特征,表明虽然各期砂砾岩体均有分布,但在单个砂砾岩体上,由于其为浊积成因,且砂砾岩单层较多,并多为薄-中厚层,在砂砾岩体尖灭带,单个孤立砂砾岩体个数增多,连续性变差,形成了包裹于泥质岩中的单个“土豆状”砂砾岩体(图4),而在近物源方向及砂体中心砂砾岩体的连续性好,如CH66井、660井钻遇同一砂砾岩体。6油气藏的控制因素和油气藏类型6.1砂体结构油气分布控制因素根据对与套尔河洼陷相邻的车西洼陷沙三下亚段砂砾岩体及砂体分布规律的研究,增强了对深部砂体的认识,进一步明确了勘探方向,按照东风港油田沙三下亚段砂体含油模式,加深勘探套尔河洼陷沙三下亚段砂体含油气情况。由于在洼陷中部布署的CH68井勘探失利,很快在其北部部署了CH66井,并在沙三下亚段获得高产油气流,而后又在其南部部署了CH660井,又获成功,随即向北、西、南三面快速扩大含油范围。所钻CH661井目的层未获油气显示;CH663井砂砾岩体发育但录井显示差;CH662井钻遇较好油气显示,但岩性已明显变细,试油效果很差。由此认识到CH66区块砂砾岩体油气分布控制因素复杂。(1)砂砾岩体油层主要集中分布于沙三下亚段砂砾岩中,虽然沙四段发育砂砾岩体但含油较差。沙三下亚段砂砾岩体多口井已试油获高产,为主要含油层系。CH66井钻穿沙四段地层86.68m,虽然录井获荧光显示12层23.0m,测井解释油层8层18.1m,但储集层物性相对较差,孔隙度为1.931%～6.833%,渗透率为0.1×10-3～0.865×10-3μm2,试油结论偏干,试油效果差,沙四段含油较差。因此,对于CH66区块砂砾岩体,主力油气层主要集中分布在沙三下亚段,高部位的沙四段只能作为兼探目的层。(2)砂砾岩体主体部位具有整片含油的特点,但含油丰度存在较大差别:在纵向上第Ⅲ、Ⅳ砂组含油最好,其原因是砂砾岩体单层厚度大,泥质含量低所致。(3)储集层物性好,油气就富集。从目前所钻井看,北部的CH66井、CH660井钻遇的砂砾岩体厚,储集层物性好,含油好,油气产量高,均获得了高产油气流。6.2油气控制因素6.2.1高压“流体封装箱”识别一个沉积盆地是否具备“封存箱”成藏条件主要有3个标志:一是纵向上有封隔层存在;二是有异常流体压力;三是有基本水平的超压顶面。据此分析CH66区块砂砾岩体油气藏为高压“流体封存箱”成藏(图5)。垂向上,砂砾岩体顶部存在的沙三中亚段巨厚油泥岩、油页岩分布于整个洼陷,且断层不发育,形成了优质盖层,为高压“流体封存箱”顶部封隔层。侧向上,砂砾岩体向四周尖灭,形成侧向泥岩封堵;砂砾岩体底部位于沙四段顶部50～60m左右,分布稳定的泥质岩类沉积,形成了高压“流体封存箱”底部封隔层。异常高压系统存在于沙三下亚段高压“流体封存箱”内,测试压力系数高达1.72～1.73,超压顶面在其顶部的最大湖泛面位置。常压系统存在于沙四段中,测试压力系数在1.27左右。封存箱外生成的烃类由于无通道外排,只能挤入封存箱内储集层中,随着烃类的积累,封存箱内的压力不断升高,形成了现今的异常高压流体封存箱。高压“流体封存箱”空间展布于沙三下亚段,控制了油气层的空间分布。6.2.2扇体中砂岩地层影响产能的主要因素是扇体的物性及含油饱满程度。分布在扇体中北部的砂砾岩厚度大,储集层物性好,储集空间大,含油饱满,油气丰度高,所钻CH6