渤海沙四上亚段砂砾岩低渗储层成因机制研究

渤海沙四上亚段砂砾岩低渗储层成因机制研究

0低渗透储层致密史—引言低渗透石油和天然气资源在中国的石油和天然气资源中占有重要地位。随着未来石油矿的勘探程度的逐渐加深，其比例也在继续上升。因此,低渗透储层在当前和今后一段时间内无疑是我国石油勘探的主战场,加强对低渗透储层特征的认识,明确低渗透储层的成因机制具有重要意义。低渗透储层成因机制应包括储层物性主控因素和储层致密史—油气成藏史匹配关系2个方面。目前对低渗透储层物性主控因素的研究比较深入[3,4,5,6,7,8,9,10,11,12],而仅有少数学者对储层致密史—油藏成藏史的匹配关系进行了初步的探讨。成藏关键时期储层物性很大程度上决定着油气能否大规模进入储层。先期中高渗充注成藏、后期致密化的低渗透储层与先期致密化、后期充注成藏的低渗透储层的勘探开发潜力存在较大差异。因此,加强低渗透储层致密史—成藏史匹配关系的研究,对于勘探阶段钻前预测低渗透储层勘探潜力具有重要的指导意义。渤南洼陷北带沙四上亚段砂砾岩体发育,这类砂砾岩体紧邻烃源岩分布,成藏条件优越,勘探潜力大。目前,针对渤南北部陡坡带的砂砾岩体油气勘探取得了较大突破,义更103井、义104-1侧井、义109-1井都获得了高产工业油流。但是,渤南洼陷沙四上亚段近岸水下扇砂砾岩在埋藏演化过程中经历了多期胶结作用、多期溶解作用和复杂交代作用,导致储层物性经历了复杂的演化过程。同时渤南洼陷北带沙四上亚段近岸水下扇砂砾岩在埋藏演化过程中经历了多期油气充注作用。成藏时期物性特征决定了现今砂砾岩油藏的分布规律。对成藏时期砂砾岩储层物性分布规律认识不清,直接影响了砂砾岩体油气下一步勘探部署。因此,笔者综合运用钻井取心、岩石薄片、压汞测试、物性测试等资料,结合区域地质背景,明确渤南洼陷北带沙四上亚段近岸水下扇低渗透储层成因机制与形成时间,并针对不同成因类型的低渗透储层,结合储层物性演化史—油藏成藏史及试油试采成果等进行储层评价,为渤南北带沙四上亚段近岸水下扇储层的勘探开发提供一定的理论指导。1岩石区界面内缘古近纪构造演化渤南洼陷位于济阳坳陷北部的沾化凹陷内,为一北东走向、北陡南缓、东陡西缓、北断南超的箕状断陷湖盆。北以埕南断层为界与埕东凸起相连,西以义东断层为界与义和庄凸起相邻,南部紧临陈家庄凸起斜坡带,东部以孤西断层为界,与孤北洼陷相邻,面积约为600km2。渤南洼陷古近系自下而上主要发育了孔店组、沙河街组、东营组,沙河街组自下而上可分为沙河街组四段、沙河街组三段、沙河街组二段和沙河街组一段,沙河街组四段自下而上又可分为沙四下亚段和沙四上亚段。沙四上亚段沉积时期,物源供应充足,在洼陷北部陡坡带埕南断层下降盘发育了厚度达800m以上的近岸水下扇砂砾岩体沉积,是重要的油气储层。2储层的基本特征2.1岩屑质及杂基质渤南北带沙四上亚段近岸水下扇岩石类型主要有砾岩、砾质砂岩、含砾砂岩、砂岩和深灰色泥岩等。砾岩和砾质砂岩中砾石成分复杂,以灰岩、花岗片麻岩为主;砾石主要为棱角状—次圆状,杂基支撑,杂基成分主要为灰质,少量为泥质。砂岩以岩屑质长石砂岩、长石质岩屑砂岩为主(图1)。石英含量为20%~45%,平均为36.4%,长石含量为17%~48%,平均为33.2%,岩屑含量为15%~58%,平均为30.4%,且岩屑成分复杂,类型多样,主要是变质岩岩屑。填隙物中杂基含量为0.5%~40%,平均为8.3%,胶结物含量为0.5%~23.5%,平均为8.1%,胶结物成分以碳酸盐胶结物为主,其次为石英加大。分选系数范围在1.44~3.44之间,平均为1.88,分选性较差;磨圆以次棱角状为主,其次为次棱角状—次圆状。总体上,渤南洼陷北带沙四上亚段砂砾岩储层结构成熟度和成分成熟度较低。2.2岸水下扇砂岩岩储层物性特征渤南北带沙四上亚段近岸水下扇砂砾岩储层储集空间以次生孔隙为主,主要为长石和碳酸盐胶结物的次生溶孔。由于沙四上亚段近岸水下扇砂砾岩储层埋藏深度在3000~4500m之间,埋藏较深,储层物性较差。根据物性资料统计表明,孔隙度小于15%的样品占总样品的95.3%,基本均为一般低孔及其以下储层;渗透率的分布范围在(0.001~100)×10-3μm2之间,其中渗透率小于50×10-3μm2的样品占总样品的92.4%,储层低渗特征明显(图2)。2.3孔隙结构分类综合利用压汞测试资料、储层物性、岩石铸体薄片等资料,选取与储层渗透率相关性较高的压汞参数Pd与Pc50,将近岸水下扇砂砾岩储层孔隙结构分为3大类6小类(表1):ⅠA类中孔—中喉型,对应中孔中渗储层;ⅠB类中孔—细喉型,对应中低孔中低渗储层;ⅡA类小孔—细喉型,对应一般低孔特低孔、一般低渗特低渗储层;ⅡB类小孔—细喉型,对应特低超低孔、特低超低渗储层;ⅢA类小孔—微喉型,对应特低超低孔、超低渗储层;ⅢB类微孔—微喉型,对应超低孔超低渗储层。不同孔隙结构类型的储层,其渗孔比与渗透率函数关系不同(表1)。3胶结反应作用渤南北带沙四上亚段近岸水下扇砂砾岩储层成岩作用具有强烈压实、多期溶解、多期胶结和灰泥组分重结晶等特征。整体上,压实作用较为强烈,颗粒主要呈点—线接触到线接触,甚至呈凹凸接触或缝合接触;胶结作用以碳酸盐胶结为主,其次为石英的次生加大,并可见2期石英加大,少量黄铁矿胶结;灰泥发生重结晶现象,而且随着埋深的增加,灰泥重结晶程度增加,到了深层甚至出现了交代颗粒的现象。溶解作用以长石和碳酸盐胶结物的溶解为主,可见石英颗粒及其加大边发生溶解。根据沉积特征和水动力条件等,近岸水下扇可分为扇根、扇中及扇缘3个亚相,不同亚相(微相)沉积特征的差异性导致了埋藏过程中成岩作用的差异性。3.1扇根胶结物及溶解作用扇根亚相主要发育主水道微相,单层厚度大,岩性以杂基支撑砾岩为主,杂基含量高,颗粒呈漂浮状,分选较差。杂基成分以灰质为主,少量发育泥质。扇根成岩作用主要为强压实作用[图3(a)],当杂基为灰质时,会发生杂基重结晶现象,而且随着埋深的增加,扇根重结晶程度增加,到了深层甚至出现了交代颗粒的现象[图3(b)—图3(d)]。扇根也可见一定的胶结作用,胶结物主要为碳酸盐矿物,充填孔隙及颗粒压实碎裂缝[图3(e)]。统计数据显示,扇根碳酸盐胶结物总体上含量偏低,以0~5%为主,且主要发育干层。溶解作用主要为长石颗粒及碳酸盐胶结物的微弱溶解[图3(f)],未能形成较好的次生孔隙。由于扇根亚相远离烃源岩,且扇根原始物性较差,特别是经历压实后损失了大量原生孔隙,导致内部流体活动困难,有机酸很难大量进入,同时溶解物质很难被带出,阻碍了溶解作用的持续进行。灰泥重结晶其实质是碳酸盐重结晶,前人研究表明,碳酸盐重结晶作用需要2个条件:(1)需要达到一定的温度和压力条件,EzatHeydar等认为碳酸盐重结晶作用在50~75℃开始,可持续到4000多米;(2)灰泥重结晶需要有外来碱性高钙热液流体参与。扇根在持续压实作用下孔隙水在浅层已基本排出,灰泥杂基重结晶作用需要有外来流体的参与才能发生。因此,认为扇根灰泥杂基重结晶作用与碳酸盐胶结作用属于同期,也是在有外来碱性流体进入的条件下发生的。3.2扇化岩作用特征3.2.1储层及胶结物扇中辫状水道微相岩性主要为砾岩、砾质砂岩、含砾砂岩、中细砂岩和粉砂岩夹薄层泥岩,整体上杂基含量偏低、分选中等,厚度适中,多期扇体之间常发育湖相泥岩。扇中亚相胶结物类型多样,主要为碳酸盐胶结及石英次生加大,少量黄铁矿及石膏等胶结物,含量上以碳酸盐胶结物为主,胶结程度上,既可见胶结强烈的储层,也可见胶结相对较弱的储层;溶解作用以长石溶解、碳酸盐胶结物溶解为主,可见少量石英及岩屑的溶解。胶结强烈的储层,溶解孔隙不发育,胶结物不仅充填粒间原生孔,而且强烈充填早期次生溶孔,储集空间主要可见少量次生溶孔,导致现今物性较差,主要发育干层;而胶结偏弱的储层,不仅粒间原生孔发育,且溶解作用也较为强烈,形成大量溶解孔隙,主要发育油层和水层。渤南洼陷北带沙四上亚段近岸水下扇扇中辫状水道微相砂砾岩的胶结物含量与其距砂泥接触面距离有关。距砂泥接触面距离较近的砂砾岩胶结物含量一般较高,溶解微弱;距砂泥接触面距离较远的砂砾岩胶结物含量相对偏低,溶解强烈(图4)。通过对渤南地区沙四上亚段大量近岸水下扇扇中辫状水道砂砾岩中胶结物含量与其距砂泥接触面距离统计显示,扇中辫状水道距砂泥接触面距离在0.5m以内的砂砾岩胶结物含量一般大于10%,距砂泥接触面距离在0.5~1.5m之间的砂砾岩胶结物含量多在5%~10%之间,距砂泥接触面距离大于1.5m的砂砾岩胶结物含量多小于5%(图5)。产生这种现象的原因是在碱性环境下,泥岩中蒙脱石向伊/蒙混层转化脱水和石膏脱水释放大量Ca2+、Mg2+、Fe2+等金属离子进入砂砾岩体内部,形成碳酸盐胶结物充填孔隙。金属离子浓度在砂泥界面处最大、向砂体内部逐渐降低,导致砂体边缘被致密胶结、储层孔隙被严重破坏,油气难以进入、后期酸性流体对其改造作用也受到抑制;而砂体内部碳酸盐胶结程度低、油气易于进入、抑制后期成岩作用,使得孔隙得以大量保存,最终形成砂泥岩界面处胶结强烈,向砂体内部胶结程度逐渐变弱的现象。前人研究也表明,砂泥组合地层中泥岩的成岩演化对砂泥岩界面附近砂岩的孔隙演化有较大影响,如钟大康等研究认为,深埋藏下(埋深大于2500m),在砂泥组合地层中,砂泥岩界面附近胶结强于内部,导致砂泥岩界面附近的物性比砂岩内部差;漆滨汶等研究认为在砂岩透镜体与钙质泥岩接触带内会形成一个致密的钙质结壳,使多数砂层物性变差。3.2.2成岩作用及溶解特征扇中水道间微相岩性主要为砂岩、粉砂岩和泥岩等细粒沉积物,也可见少量含砾砂岩,总体上表现为砂泥互层的特征,砂岩分选偏差,杂基含量偏高,成岩作用主要发育胶结作用和交代作用。胶结作用较为强烈,胶结物主要为碳酸盐矿物,可见石英次生加大及少量黄铁矿;扇中水道间胶结物含量多大于10%,为强烈胶结带。溶解作用主要为长石和碳酸盐胶结物的溶解,但溶解程度微弱。储集空间主要为少量次生溶孔。3.3充填胶结作用扇缘亚相岩石类型主要为泥岩夹薄层泥质粉砂岩、砂岩及少量含砾砂岩。成岩作用特征和扇中水道间微相较为相似,主要表现为强胶结作用及交代作用,胶结物主要为碳酸盐胶结物,含量多大于10%,石英加大也较为发育,甚至可见2期加大,并可见少量黄铁矿胶结物;溶解作用微弱,主要为长石颗粒及碳酸盐胶结物的溶解,储集空间主要为少量次生溶孔。4沙四上亚板块储层的物理演化史4.1早期储层精细成岩流体fe3+在成岩作用类型及特征研究的基础上,通过自生矿物的形态、交代切割关系、溶解充填关系以及流体包裹体均一温度等分析,结合渤南洼陷北带构造演化史、埋藏史、热史分析,建立沙四上亚段储层成岩作用演化序列,并确定了不同成岩事件发生的时间范围(图6)。沙四上亚段储层从沉积时到现今所经历的成岩作用演化序列依次为:压实作用/早期黄铁矿胶结→长石溶解/石英加大→石英溶解/碳酸盐胶结/灰泥重结晶→碳酸盐溶解/石英加大→晚期黄铁矿胶结。沙四上亚段沉积后至距今42.5Ma,沙四上亚段沉积时期气候干旱,沉积水体呈弱碱性,该时期沙四上亚段储层埋深在1400m以浅,地层水pH值主要受沉积时水体控制,成岩作用主要为压实排水,随着压实排水储层孔隙水中盐度不断增加,形成早期石膏沉淀。厌氧细菌分解有机质及孔隙水中的SO42-,释放出有机酸、H2S、CO2等气体,在此种介质条件下,沉积物中的Fe3+被还原成Fe2+,形成早期球粒状黄铁矿胶结物。距今42.5~30Ma,沙四上亚段烃源岩成熟,生成的有机酸进入储层,使地层水由弱碱性变为酸性,长石被大规模溶解形成次生孔隙,长石溶解的同时形成大量的高岭石和SiO2,在合适的条件下沉淀形成高岭石自生矿物和石英次生加大边。距今30~24.6Ma,一方面由于早期溶蚀过程中有机酸被大量消耗,另一方面由于渤南洼陷沙四上亚段顶部发育厚层的膏盐层,膏盐层压实排出的碱性地层水中和了剩余的有机酸使地层水由弱酸性转为碱性。在碱性环境下,石英及早期加大边将发生溶解作用,同时大规模的碳酸盐将沉淀充填原生孔隙和早期形成的长石溶解孔隙。该时期发生早期油气充注,但沙四上亚段整体上RO<1.0%,未进入大量生油气阶段,油气充注量较少。距今24.6~14Ma,地层经历了抬升变浅的过程。该时期有机质停止生烃,但是有机酸基本处于浓度最大和有利保存温度范围内,有机质演化可再次生成大量有机酸,使地层水呈酸性。距今14Ma至现今,地层快速沉降,地层温度迅速升高,顶界地层温度超过160℃。油气进入二次生烃、且洼陷中心烃源岩进入生烃高峰,生成大量原油和伴生气,有机酸开始发生热脱羧作用而大量分解,地层水酸性减弱,至距今6Ma之后,由于沙四上亚段石膏脱水排出的碱性水进入储层,使储层地层水变为弱碱性,现今地层水pH值为7~9。油气充注作为一种特殊的成岩流体对储层的成岩作用具有重要影响:它一方面可提供一定量的有机酸,改变孔隙水化学组成,使地层流体pH值降低;另一方面会限制流体活动,阻碍离子间的传递。可见油气充注一方面可促进酸溶性矿物的溶解甚至强烈溶解,另一方面会抑制自生矿物的形成以及矿物间的交代和转化。在确定渤南洼陷沙四上亚段油气充注的期次及时间上,不同学者观点大体一致,认为主要发生了2期油气充注,如张枝焕等根据包裹体均一化温度直方图并结合渤南洼陷埋藏史、热演化史和生烃史的恢复情况分析认为,渤南洼陷沙四上亚段第1期油气充注从沙二段沉积末期直至东营组沉积末期,该时期油气成熟度低,充注量较少,但是在沙二期至沙一期,渤南洼陷北东向断层(义南断层、义东断层、埕东断层)处于活动高峰期,对油气的聚集起到破坏作用,所以第2期油气充注的主要时期为东营组沉积时期,充注时间为距今32.8~24.6Ma;第2期油气充注从馆陶组沉积初期到明化镇组沉积初期,此期间为烃源岩主要生排烃期,并且北东向断层(义南断层、义东断层、埕东断层)活动相对减弱,对油气的聚集不起破坏作用,并且可以作为油气运移的通道,第2期油气充注时间为距今14~6Ma。综合前文所述,确定了渤南北带沙四上亚段近岸水下扇储层成岩作用演化序列和油气充注时间(图6)。4.2地质历史时期储层渗透率计算以“储层成岩作用演化序列—储层孔隙结构”约束下的地质历史时期储层物性恢复方法为指导,笔者以岩石铸体薄片为对象,结合储层埋藏史及成岩作用演化序列,利用图像分析技术精确求取不同成岩事件造成的储层孔隙度变化值,并采用反演回剥法恢复地质历史时期各主要成岩作用时期储层的孔隙度;然后,以储层现今孔隙结构类型及其对应下的铸体薄片特征为基准,结合成岩作用演化序列及不同成岩事件造成的储层孔隙度变化值,依次恢复地质历史时期各主要成岩阶段储层的孔隙结构类型;最后根据现今不同类型储层孔隙结构特征,确定地质历史时期特定阶段储层孔隙结构所属类型,并通过相应的孔隙结构类型储层的孔—渗函数关系(表1),计算地质历史时期储层渗透率(图7)。通过地质历史时期储层物性的恢复,可以确定义284井3804m含砾砂岩储层在距今约28Ma成为低渗储层(K<50×10-3μm2),在距今26Ma成为特低渗储层(K<10×10-3μm2),在距今约2Ma成为超低渗储层(K<1×10-3μm2)(图8)。因此,判断义284井3804m含砾砂岩储层低渗与特低渗形成时间位于第1期成藏期内,超低渗形成时间位于第2期成藏期后。5早期油气充注类型针对渤南北带沙四上亚段近岸水下扇储层,采用上述物性恢复方法,对近岸水下扇不同亚相或微相、不同岩性地质历史时期储层物性进行了恢复,并确定了不同类型储层(特/超)低渗成因机制与形成时间。依据沙四上亚段近岸水下扇不同亚相或微相、不同岩性储层物性演化表明,沙四上亚段近岸水下扇存在5种不同低渗成因类型的储层(图8):Ⅰ类低渗储层为压实低渗特低渗、灰泥重结晶超低渗型;Ⅱ类低渗储层为压实低渗、胶结特低超低渗型;Ⅲ类低渗储层为压实低渗、特低渗型;Ⅳ类低渗储层为溶蚀改善物性,压实胶结低渗型;Ⅴ类低渗储层为压实低渗,压实胶结特低超低渗型(表2)。根据储层物性演化史—成藏史的匹配关系、储层含油性以及试油试采成果等,分析不同低渗成因类型储层的勘探潜力,并进行储层分类评价。Ⅰ类储层为压实低渗特低渗、灰泥重结晶超低渗型[图8(a)],主要分布在扇根大套杂基支撑砾岩中,分选差,原始物性条件差。沉积初期至距今42.5Ma,早期的快速压实使物性快速降低,并导致储层形成一般低渗。距今42.5~30Ma,在有机酸作用下发生微弱溶解,但溶解作用物性的增加远小于压实作用物性的减小,因此物性仍持续降低并导致储层形成特低渗。距今30~24.6Ma,发生灰泥重结晶作用,使得物性进一步降低导致储层超低渗。距今24.6Ma至现今,压实作用和灰泥重结晶作用持续增强,后期溶解作用微弱,物性持续降低。由于该类低渗储层在第1期油气成藏前已经形成一般低渗、特低渗,难以形成有效的早期油气充注,储层遭受严重破坏,现今为非渗储层,具小孔或微孔—微喉型孔隙结构。钻井取心为无显示—荧光含油级别,该类储层潜力小,为较差储层,如义110井3521~3537m杂基支撑中砾岩储层,采取压裂措施后仍为干层。Ⅱ类储层为压实低渗、胶结特低超低渗型[图8(b)],主要分布在扇中辫状水道中厚层砂砾岩距泥岩近部位、扇中水道间和扇缘薄层砂岩,分选中等,原始物性中等。沉积初期至距今42.5Ma,成岩作用以压实作用为主,储层物性变差。距今42.5~30Ma,在有机酸作用下发生溶解,但溶解作用物性的增加小于压实作用物性的减小,因此,物性仍持续降低并导致储层形成一般低渗。距今30~24.6Ma,在碱性流体作用下发生碳酸盐胶结作用,并且早期油气充注过程要略早于碳酸盐胶结作用。在早期油气充注的过程中,油气首先充注构造高部位和物性更好的扇中辫状水道距泥岩较远部位,扇中辫状水道距泥岩较近部位、扇中水道间和扇缘薄层砂油气充注量有限,含油饱和度低。前人研究表明,烃类充注对储层成岩作用的抑制与含油饱和度有密切关系,只有在储层的孔隙完全或大部分被油气所占据,造成孔隙水呈不连续的孤立滞留状态,才可扼制成岩作用的继续进行,否则只要孔隙水尚能自由的运动,成岩作用就不会停止。因此,扇中辫状水道距泥岩较近部位、扇中水道间和扇缘薄层砂油气充注对后期成岩作用的抑制有限。在碱性环境下,储层被碳酸盐致密胶结,从而迅速形成特低渗和超低渗。距今24.6Ma至现今,后期酸性流体进入困难,对储层改造有限,储层压实作用持续增强,现今为非渗,具小孔或微孔—微喉型孔隙结构,为较差储层。如义91井3676~3681m粉砂岩储层,试油结果为干层。Ⅲ类储层为压实低渗、特低渗型[图8(c)],主要分布在扇根颗粒支撑砾岩和扇中辫状水道中厚层砂砾岩的底部,分选中等,原始物性中等。距今42.5~30Ma,成岩作用以压实作用为主,物性降低。距今42.5~30Ma,在有机酸作用下发生微弱溶解,但溶解作用物性的增加要小于压实作用物性的减小,因此物性仍持续降低。距今30~24.6Ma,发生第1期油气充注和碳酸盐胶结作用,由于早期油气充注时储层并未形成低渗,因此油气可部分充注储层,而且碱性金属离子浓度在砂泥界面处最大、向砂体内部逐渐降低,导致砂体边缘被致密胶结,中厚层砂砾岩的底部碳酸盐胶结作用并不强,持续的压实作用使物性降低并导致储层形成一般低渗。距今24.6至现今,压实作用持续增强,后期溶解作用微弱,物性持续降低,导致储层特低渗。由于该类储层第1期油气充注要早于一般低渗形成时间,早期油气可充注储层,后期只遭受一定程度的破坏,现今为特低渗储层,具中孔细喉或小孔细喉型孔隙结构,为较好储层。如义283井3957~3962m灰色油迹砂砾岩储层,试油结结果显示为低产油层,日产油2.35t。Ⅳ类储层为溶蚀改善物性,压实和胶结作用低渗型[图8(d)],主要分布在扇中辫状水道中厚层砂砾岩距泥岩远部位,分选较好,原始物性较好。沉积初期至距今42.5Ma,成岩作用以压实作用为主,储层物性变差。距今42.5~30Ma,在有机酸作用下发生溶解,使储层物性显著增加。距今30~24.6Ma,发生早期油气充注,油气优先充注这些物性较好的储层且充注油气充注量相对较大,含油饱和度高。在后期的碱性环境下,油气充注有效抑制了碳酸盐胶结作用,使储层得以良好的保护,储层物性降低较少。距今24.6~6Ma,发生第2期酸性溶解作用,但溶解作用物性的增加量要小于压实作用物性的减小量,在此期间储层形成一般低渗。距今6Ma至现今,形成少量晚期黄铁矿胶结,现今为一般低渗储层,具中孔中喉或中孔细喉型孔隙结构,为好储层。如义173井4108~4124.5m深灰色油浸细砂岩储层,试油结果为油层,日产油6.51t。Ⅴ类储层为压实低渗,压实胶结特低超低渗型[图8(e)],主要分布在扇中辫状水道中厚层砂砾岩距泥岩较远部位。分选中等,原始物中等。沉积初期至距今42.5Ma,主要发生早期的压实作用,使储层物性变差。距今42.5~30Ma,