低渗透致密砂岩薄互层油气微观运聚充注充注机理研究

低渗透致密砂岩薄互层油气微观运聚充注充注机理研究

固层岩石和含碳岩的烃类水体的包裹体，以及含盐岩和含矿岩的间隙和裂缝中的游离烃，富含油气运输通道、成藏时间和成藏时期的丰富信息。因此，油气勘探一直受到关注。储层中包裹体的形成及其大小,取决于岩性、油气充注能量、油气充注丰度等诸多因素。包裹体分布密度小、数量少、尺寸小等原因,给包裹体丰度以及包裹体均一温度等研究带来了许多不确定性。特别是低渗透致密砂岩储层中的包裹体,由于含油层段密级间隔,给低渗透致密砂岩中油气成藏的精细刻画带来了不便。笔者利用澳大利联邦科学工业研究院石油资源部开发的定量颗粒荧光(QuantitativeGrainFluorescenceandQGFonExtract,以下简称QGF/QGF-E)技术,对鄂尔多斯盆地延长组低渗透致密砂岩薄互层中的包裹体进行荧光扫描,进而对低渗透致密砂岩的成藏机理进行详细分析,取得了较好的应用效果。以下以鄂尔多斯盆地姬塬地区中生界长4+5油层组为例,详细阐述定量颗粒荧光技术分析的原理和成果。1定量颗粒荧光指数qgf-1QGF/QGF-E技术是采用显微岩石学荧光扫描定量分析的方法,确定储集层中油包裹体和残留烃的丰度,进而研究储层的油气充注历史、强度和古含油气饱和度的技术。对定量颗粒荧光技术的刻画,一般采用定量QGF-Index(颗粒荧光指数)、Δλ、λmax和QGF-E(颗粒抽提物荧光指数)强度等几个参数。1)QGF-Index=Imax/I300nm,指在254nm波长的紫外线激发下,300~600nm波长的发射光最大强度与300nm波长的发射光强度的比值(Imax、I300nm分别对应在254nm波长的紫外线激发下,300~600nm波长的发射光最大强度和300nm波长的发射光强度)。2)Δλ=λ2(Imax/2)-λ1(Imax/2),指最大光谱强度一半所对应的两个波长的差值(图1),其中λ2>λmax>λ1(λ代表波长;Δλ代表波长差值)。3)λmax是指最大荧光强度所对应的发射光波长(图1)。4)QGF-E强度是指碎屑岩中抽提出来的烃类物质,在254nm波长的紫外线激发下300~600nm波长的发射光光谱的平均强度值。定量颗粒荧光技术对古含油饱和度具有较好的灵敏度。原油在发射光400~600nm波长范围内具有很高的定量颗粒荧光指数值。从澳大利亚西北生物礁油层样品中的定量颗粒荧光指数看,范围从几到几百,但一般都在4以上。现代海滩砂水层样品中的定量颗粒荧光指数很少超过6,光谱比较平坦。澳大利亚科学与工业研究院石油资源部的试验经验表明,油气运移通道中的颗粒荧光指数应该比(古)油层中颗粒荧光指数范围中的最低值还低。利用定量颗粒荧光技术对单井的分析,主要是采用QGF-Index和QGF-E强度两个参数,因为不同油气藏的地质情况(如油藏的年代、油藏的润湿性、储层矿物的成分、油气的成分、油藏受破坏以后所经历的时间等)不同,所以并没有一个统一的QGF-Index和QGF-E强度标准。但一般来说,油层/古油层的QGF-Index值大于4,波长范围在100~200nm之间;从古油水界面往上QGF-Index值明显增高;QGF光谱也因为具有油包裹体,所以波长在375~475nm之间出现明显的宽阔高峰,并且是不对称的,向短波方向偏斜。而水层的QGF光谱一般比较平坦,经常在350nm或400nm的地方出现小尖峰,反映了石英和长石的固有荧光特征。2法定约束对比鄂尔多斯盆地姬塬地区铁边城附近元214井、元147井和元217井长4+5油层组QGF/QGF-E与含油气性的关系复杂,且砂层的QGF-Index值和QGF-E值普遍偏低。从剖面上看,3口井测井解释的油层、含水油层、油水同层的多数砂层,QGF-E值大于200pc,QGF-Index值大于6。测井解释为干层的砂层,QGF-Index值一般小于6。该特征在元214井表现较明显,元214井2048~2050m段测井解释为含水油层,QGF-E值为200pc,QGF-Index值为6~9;元214井2065~2068m段测井解释为含水油层,QGF-E值平均为250pc,QGF-Index值为6~10(图2)。除此以外,某些被测井解释为含水油层或油水层的砂层,QGF-E值大于200pc,但QGF-Index值小于6,例如,元147井2033~2035m段测井解释为含水油层,QGF-E值为398pc,但QGF-Index值为5;元147井2049~2053m段测井解释为油层,QGF-E值平均为400pc,但QGF-Index值为2.5~5(图3)。通过对3口井长4+5油层组密集取样分析发现,干层中的QGF-Index值往往比油层和含水油层的低一点,多数在6附近,这种情况是在油气第一次充注时干层与含油层物性差异引起的。例如,元214井2053.5m处即为一个古油水界面,该深度之上的砂层QGF-E值却还不到200pc,被解释为干层;但2053.5m之上的干层中QGF-Index值并不算低,达到6.2,显示该干层在地质历史时期曾经有过石油充注,干层的底界就是一个典型的古油水界面。分析认为,姬塬地区延长组油藏的所谓“油水界面”并非油水在重力作用下分异的结果,而是油气在低渗透致密砂岩中充注直接形成的,这一点与常规油藏是有根本区别。3油气储层精细分析对鄂尔多斯盆地姬塬地区延长组长4+5油层组近100个岩屑样品进行QGF/QGF-E值试验分析,根据不同深度岩屑QGF-Index值、QGF-E值相对强度的匹配关系,识别出4种QGF-Index值/QGF-E值配置关系:①QGF-Index值高、QGF-E值也高的双高型;②QGF-Index值高、QGF-E值低的前高后低型;③QGF-Index值低、QGF-E值高的前低后高型;④QGF-Index值低、QGF-E值也低的双低型。1)双高型(排烃高峰期充分充注型)的特点是QGF-Index值较高,一般大于6;QGF-E值也较高,一般大于200pc。显示油气为大量运聚的成藏高峰期充注,并且充注充分,后期没有破坏,多数为含油级别比较高的厚砂层(表1)。例如,元214井长4+5油层组2063~2068m段含水油层,QGF-Index值较高,达到10,QGF-E值也较高,达到280pc,显示出较好的含油气性(图2)。2)前高后低型(排烃高峰期欠充注型)的特点是QGF-Index值较高,大于6;但QGF-E值较低,小于200pc。这样的层多数为干层或者砂泥岩薄互层中的小砂层(表1)。例如,元214井2045~2048m段为砂泥岩薄互层,中间的小砂层QGF-Index值高达10.5,而QGF-E值平均还不到200pc;元217井1922~1925m段解释为干层,但是QGF-Index值却高达8,QGF-E值只有110pc(图4)。这一类型的储层一般处于石油充注通道的外边缘或末梢,或砂层较薄、致密、毛细管阻力大,油气难以大量注入,仅有很少石油充注到储层中,砂层远达不到形成油藏的丰度,因此在此后的成岩过程中也形成了较多的烃类包裹体,但由于孔隙中的游离烃类很少,QGF-E值偏低。3)前低后高型(排烃高峰期后充注型)的特点是QGF-Index值较低,一般低于5;QGF-E值较高,一般大于200pc。该类储层可能是在最新的构造运动过程中才有石油充注,因此还未来得及形成烃类包裹体(表1)。例如,元214井2037~2039m段,QGF-Index值平均不到6,显示成藏初期没有被油气充注(图2),但与现今含油气性相关的QGF-E值却平均高达300pc;元214井2077~2080m段,QGF-Index值均较小,一般都在4以下,最小的还不到1,但是QGF-E值多数在300pc左右;最为典型的是元147井2045~2047m段,QGF-Index值为3,QGF-E值为588pc(图3)。4)双低型(未充注型)的特点是QGF-Index值较低,一般低于5;QGF-E值较低,一般低于200pc。具有这类配置的储集层可能从来未得到石油充注,属干层或水层(表1)。4低渗透致密砂岩油气成藏充注类型1)利用定量颗粒荧光技术能够较好地识别出古油水界面及单井剖面中的油水分布关系,确定现在的干层或砂泥岩薄互层在地质历史时期中是