准噶尔盆地侏罗准噶尔盆地侏罗白垩系煤系与非煤系储层成因模式与孔隙定量预测

准噶尔盆地侏罗准噶尔盆地侏罗白垩系煤系与非煤系储层成因模式与孔隙定量预测

油气勘探从准噶尔盆地边缘转移到盆地腹部，从平均向中深部转移到平均。由于盆地腹部白垩系与侏罗系储层埋藏较深,储层性质的变化复杂,储层的非均质增强,从而影响了腹部油气勘探的效益。如何搞清储层的基本特征及成因和相对优质储层的发育规律与有效的预测方法,是目前准噶尔盆地腹部油气勘探亟待解决的地质问题。本文从储层基本特征描述入手,重点剖析了储层性质的主控因素,并以控制储层性质的主要因素为参量,建立储层孔隙演化的模式与定量地质预测模型,对盆地腹部的勘探具有重要的指导意义。1储层的基本特征1.1煤系储层精细沉积模式依据地层中煤层和碳质泥岩的发育程度将白垩系、侏罗系储层分为两大类,即煤系储层与非煤系储层。储层沉积特征、沉积与成岩背景与地层划分见表1。煤系储层主要指侏罗系八道湾组与西山窑组储层,其地层中煤岩和碳质泥岩较发育,沉积水体主要为封闭、半封闭的弱还原或还原环境,水体中富含有机质,水介质呈酸性;非煤系储层主要为三工河组、头屯河组、齐古组和下白垩统储层,其地层中不含煤,碳质泥岩缺乏,在三工河组主要发育炭屑。三工河组沉积水体主要为潮湿气候下半封闭的弱还原环境,水介质呈微弱酸性,其他为半干旱或干旱气候下弱氧化环境,水体介质呈弱碱性。1.2岩屑系砂岩的性质白垩系、侏罗系储层整体上呈“低成分成熟度、低胶结物含量和高结构成熟度的岩石学特征(表2)。石英含量在25%〜33%之间,长石含量一般在20%〜25%之间,白垩系砂岩长石含量较高,在33%左右,岩屑含量各层系大致接近,在50%左右,而塑性岩屑含量西山窑组与八道湾组略高于其他层系,岩石类型各层系以岩屑砂岩或长石岩屑砂岩为主。泥杂基含量均较低,一般在0.6%〜2.3%,头屯河组偏高,为5.3%。胶结物总量较低,一般在5%左右。1.3非煤系储层物性特征同一地区、相同粒级砂岩,非煤系储层孔隙度与渗透率明显高于煤系储层(表2、表3)。白家海地区各层系中白垩系与头屯河组、齐古组和三工河组储层孔隙度在16.1%〜25.5%间,渗透率在(59.6〜307.7)×10-3μm2,而西山窑组与八道湾组孔隙度与渗透率明显偏低,孔隙度在13%以下,渗透率在10×10-3μm2以下,特别是三工河组二段储层物性明显好于其下的八道湾组与其上的西山窑组。同样,相同粒级砂岩的物性,非煤系储层孔隙度与渗透率明显高于煤系储层。由表3可知,同样是中粒砂岩,三工河组二段物性明显大于西山窑组与八道湾组,特别是渗透率。据铸体薄片观察,各层系孔隙成因类型主要有三大类,即粒间孔隙、颗粒溶蚀孔隙、晶间孔与微孔隙,而粒间孔隙以剩余粒间孔隙为主,微量或少量粒间溶蚀孔隙,晶间孔主要为高岭石晶间孔。由表2可知,粒间孔隙主要发育于非煤系储层及相对优质储层。2学成岩作用的控制由于盆地腹部构造与断裂作用弱,因此,腹部白垩系与侏罗系储层孔隙演化主要受埋藏过程中沉积体内部发生的物理和化学成岩作用的控制,包括压实与压溶作用、胶结作用、溶蚀作用等。而本区压实作用强、胶结作用和溶蚀作用总体较弱,因此压实是减孔的主要作用因素,溶蚀作用对渗透率贡献小,甚至在含煤地层起负面作用,而影响砂岩压实作用进程的自身的物质参量为砂岩的成分成熟度、塑性岩屑含量和粒径,而沉积微相对储层储集性质的控制一定程度上反应在砂岩的粒径上。2.1胶结损失和主要因素是次要相对于胶结作用损失,成岩压实减孔是储层孔隙损失的主要因素,而胶结损失是次要的。由表2和表3可知。压实减孔量远大于胶结减孔量,胶结减孔量一般在5%左右,而压实减孔量基本上在15%〜22%间。2.1.1煤系与非煤系储层压实减孔量与深度关系由于煤系地层砂岩化学溶蚀作用强于非煤系地层砂岩,进而使煤系地层的化学—物理作用大大增加,突出表现在其颗粒的溶蚀压碎上。煤系地层在埋藏较深后,不论砂岩粗细,均表现较强的压实作用,砂岩颗粒基本呈线状或凹凸状接触,胶结类型主要为压嵌状胶结,这是煤系储层物性普遍差于非煤系储层的主要原因之一。图1为煤系与非煤系储层压实减孔量与深度的关系。由图可知,非煤系砂岩快速压实向缓慢压实转化的深度要深于煤系储层,同时各压实阶段非煤系砂岩的压实速率低于煤系砂岩,说明非煤系储层的抗压性能一定程度上强于煤系储层,在相同的埋深下煤系的压实减孔量也高于非煤系储层。造成这种差异的原因主要与煤系地层砂岩较早的颗粒溶蚀与后期压碎有关。2.1.2埋深对储层物性的控制作用研究层系砂岩粒径越粗(砂砾岩除外),石英质碎屑含量越高,塑性岩屑含量越低(表3)。此外,粗粒级砂岩的表面积较小,颗粒之间的支撑力较大,尤其当颗粒形成自生加大时,这使得其自身的抗压性也增强,因此,粒径相对粗的砂岩往往是相对优质储层,是一般规律,但砂岩粒径对储层性质的控制作用在各个层系表现程度不同。图2、图3分别为腹部J1s2、J1b粗粒级砂岩与细粒级砂岩压实减孔率(压实减孔量/原始孔隙度)随埋深的变化关系图。相同埋深下,J1s2储层粗粒级砂岩与细粒级砂岩的压实减孔率有明显差异,并随埋深增加有加大趋势,而J1b粗粒级砂岩与细粒级砂岩压实减孔率在埋藏较浅处有明显差异,但随埋深增加二者趋于一致,这主要与煤系砂岩的颗粒溶蚀较强,在埋藏较深时颗粒易压碎,最终使粗粒级砂岩与细粒级砂岩达到同样的压实程度有关。同时,相同埋深下,相同粒级砂岩压实减孔率J1s2明显小于J1b,差值随埋深的变化见图4,粗粒级砂岩随埋深增加差值增加,而细粒级砂岩则差值减小。2.1.3塑性岩屑对储层物性的影响研究储层中普遍发育浅变质泥岩(千枚岩、板岩,少量片岩),局部发育凝絮粒等塑性岩屑,成为影响储层性质的重要因素之一,表现在塑性岩屑的较强可压缩性,加速了砂岩的压实进程。图5为J1s2塑性岩屑含量与物性的关系。随塑性岩屑增加,粒级变细,储层孔隙度和渗透率均明显减小,孔隙度呈线性减小,而渗透率呈指数减小,即塑性岩屑和粒级的综合作用对渗透率影响更显著。受沉积搬运机制的控制,细粒级砂岩中的塑性岩屑含量明显高于粗粒级砂岩,因此,对储层的评价、预测而言,塑性岩屑对储层性质的控制作用最终可归结为粒径参量。2.2溶蚀作用对非煤系储层储集性质的影响本区各层系的溶蚀作用主要是颗粒的溶蚀,即次生孔隙主要是颗粒溶孔。颗粒溶孔面孔率平均在0.2%〜1.4%之间(表2),颗粒溶蚀并不改变储层的喉道大小,因此也不能改善储层的渗透性。总之溶蚀作用对非煤系储层的储集性质影响小,且非煤系地层的溶蚀主要是成岩晚期的溶蚀。对煤系地层,由于其埋藏后成岩介质即呈弱酸性,在成岩准同生期酸性水介质即对砂岩中的长石和岩屑组分进行溶蚀,溶蚀的结果使砂岩骨架颗粒的抗压实强度降低,当砂岩埋藏到一定深度时,这些颗粒就易被压碎从而失去支撑作用,使砂岩的压实进一步加强,这也是煤系地层砂岩在盆地腹部储集性质差于非煤系地层砂岩的一个主要原因。煤系地层砂岩的这种溶蚀作用在埋藏较浅时对储层的储集性能是起着积极的作用,如盆地中拐地区和陆西地区的颗粒溶蚀较强的西山窑组储集性质就相对较优。2.3有机岩及工质地层高岭石主要形成于偏酸性成岩环境的八道湾组、三工河组和西山窑组砂岩中,而头屯河组和白垩系砂岩中基本不含高岭石。在埋藏成岩初期,煤系地层即可产生有机酸岩,不稳定、易溶蚀的骨架颗粒如长石及酸性火山岩屑溶蚀并析出早期高岭石,同时,成岩早期砂岩孔隙连通性好,流体系统比较畅通,这种早期的高岭石往往呈散乱状分布为主,易迁移,对砂岩的渗透性能影响较大;非煤系地层三工河组二段砂岩中高岭石主要形成于成岩晚期,高岭石往往占据被溶蚀物质原有的位置或就近沉淀于粒间孔隙中而呈集合体斑点状分布,不易迁移,对砂岩渗透性能影响相对较小。2.4压溶阶段砂体的自形程度对非煤系地层砂岩,在成分成熟度低和埋藏较深时,石英和长石的规则加大有利于粒间孔隙的保存。非煤系地层石英和长石加大比较规则,自形程度较高,主要是因为砂岩进入压溶阶段时,粒间空间仍比较发育,石英和长石自由生长空间较大。虽然次生加大和增生占据一定的粒间孔隙,但这种规则加大起到了支撑作用,在负压较大时又可对粒间孔隙起到一定的保护作用。煤系地层砂岩由于其特殊的成岩作用,使其较早被压实,进入压溶阶段时,其粒间空间不发育,石英自由生长空间小,加大不规则,反而占据剩余粒间空间,对砂岩的孔隙保存不利。3煤系储层精细控矿作用按沉积时古气候和水介质环境可分为干旱、半干旱型储层,包括白垩系与头屯河组储层;湿热气候下的煤系储层包括西山窑组与八道湾组和非煤系三工河组储层。各类型储层储集性质主要受控于砂岩热成熟度、粒径(塑性岩屑含量对储层的控制可归结于粒径)、成岩压实、溶蚀与胶结作用的控制,同时西山窑组和八道湾组煤系地层还受煤系较强的溶蚀压碎作用的影响。因此把储层成因类型划为三大类。3.1局部层段发育的砂岩主要指白垩系与头屯河组砂岩储层,为干旱—半干旱气候、半咸水—咸水成岩介质环境下形成的三角洲前缘和滨浅湖砂体。砂岩粒径细,以细中、细、粉细长石岩屑砂岩为主,局部层段发育中砂岩。岩矿上的最大特征是长石和石英含量高,塑性岩屑含量低,基本不含高岭石,发育少量硬石膏、方沸石(白垩系砂岩)、方解石(白垩系与头屯河组砂岩)胶结。储集性质较优,孔隙结构好。储层性质的主控因素为砂岩粒径和低热成熟度,因为是非煤系和极低塑性岩屑,石英和长石含量高,抗压能力强,虽然砂岩较细,但仍保存较多的原生孔隙。该类型储层的孔隙损失的主要因素是压实作用,其次是胶结作用,仅在埋藏后期发育少量的颗粒溶蚀孔隙,其孔隙度随深度的定量演化模型如图6。3.2煤碳质泥岩储集储集和储集过程主要指侏罗系三工河组砂岩储层,为湿热气候下、弱酸性水介质环境下的辫状河三角洲前缘沉积(J1s22)和三角洲前缘、前三角洲与滨浅湖沉积(J1s1、J1s21、J1s3),其碳质泥岩与煤基本不发育,仅见一定量的炭屑。其中J1s22砂体最发育,砂岩粒径也较粗,塑性岩屑含量较低,且主要发育于细粒级砂岩中,发育晚期高岭石、硅质和碳酸盐胶结物,溶蚀作用主要是晚期颗粒溶蚀,且规模较小。砂岩孔隙类型以剩余原生粒间孔隙为主,储集性质较优,孔隙结构较好。储层性质的主控因素为砂岩粒径,储层孔隙损失的主要因素是压实作用,其次是高岭石和硅质的胶结作用,在埋藏后期发育少量的颗粒溶蚀孔隙,其孔隙度随深度的定量演化模型也可用图6表示。3.3储层地质特征主要指侏罗系西山窑组和八道湾组砂岩储层,为湿热气候下、弱酸性水介质环境下的辫状河—辫状河三角洲沉积(J1b3)和三角洲平原(J2x)与三角洲前缘—滨浅湖沉积(J1b1、J1b2),其碳质泥岩与煤相对发育。其中J1b砂体较发育,J2x砂体不发育,且粒级细。岩矿上的最大特征是塑性岩屑含量普遍较高,发育早期和晚期高岭石和硅质,溶蚀压碎作用强。砂岩剩余原生粒间孔隙不发育,储集性质和孔隙结构差。储层性质的主控因素为低成分成熟度、高塑性岩屑含量和溶蚀压碎作用。硅质及分散状高岭石对储层性质也有较大的影响,而砂岩粒径的控制作用弱,同一粒级砂岩的孔隙结构在各研究层系中均是最差的。其孔隙孔隙度随深度的定量演化模型可用图7表示。以上3种储层成因模式特征对比见表4。4层的评估和预测4.1储层塑性岩屑含量和含煤地层的溶蚀压碎储层评价预测基于以下认识:(1)相对优质储层为剩余原生粒间孔隙发育型储层,成岩压实减孔量是决定粒间孔隙发育程度的关键因素,而砂岩粒径、塑性岩屑含量和含煤地层的溶蚀压碎是影响压实作用的关键因素。(2)粗粒级储层刚性颗粒发育,次生硅质加大强,抗压强度大,剩余原生粒间孔隙相对较发育,为优质或相对优质储层;细粒级砂岩刚性颗粒含量相对少,塑性岩屑含量高,抗压强度弱,是相对差的储集层。(3)在限定粒径的条件下,孔隙度与深度、热成熟度和渗透率有良好的相关关系。(4)含煤地层塑性岩屑含量高,溶蚀压碎强,高岭石与硅质胶结强,颗粒溶孔连通性差,孔隙结构差。4.2层的评估和预测4.2.1将八道湾组与东北部窑组中—不同渗透率区间的埋藏深度预测在明确储层性质控制因素的基础上,分层位、分岩性对不同渗透率区间值(K≤1.0×10-3μm2、K≤10×10-3μm2、K≤50×10-3μm2)分粒径确定出对应的深度区间,为油气勘探提供一个参考依据。预测结果表明,八道湾组与西山窑组中—粗砂岩渗透率下限为10.0×10-3μm2时的深度一般宜小于3000〜3200m,渗透率下限为1.0×10-3μm2时的深度一般宜小于3800〜4000m(图8)。三工河组二段中—粗砂岩渗透率下限为10.0×10-3μm2时的深度一般宜小于4800〜5000m,渗透率下限为1.0×10-3μm2时的深度一般宜小于5000〜5200m(图9)。白垩系与石树沟群细中—中砂岩渗透率下限为10.0×10-3μm2时的深度一般宜小于5400〜5600m,渗透率下限为1.0×10-3μm2时的深度一般宜小于6000〜6200m(图10)4.2.2中-下地区—不同渗透率区间平面分布预测与勘探方向或有利勘探区建议在得出剖面上不同渗透率区间所对应的埋藏深度,参考各储层沉积相和砂体展布特别是粗粒级砂岩的展布特征、储层的孔隙度与渗透率的平面展布特征,结合储层描述与横向预测技术,对各储层进行不同渗透率区间的平面分布预测与评价。按5类进行储层性质的平面评价预测:(1)平均渗透率大于500×10-3μm2分布区——Ⅰ类,此类油层能获得高产量的工业油流;(2)平均渗透率(50〜500)×10-3μm2分布区——Ⅱ类,此类油层能获得较高产量的工业油流;(3)平均渗透率(10〜50)×10-3μm2分布区——Ⅲ1类,此类油层能获得中等产量的工业油流;(4)平均渗透率(1〜10)×10-3μm2分布区——Ⅲ2类,此类储层的物性较差,油层仅能获得低产的工业油气流或需压裂改造获得产量;(5)平均渗透率小于1×10-3μm2分布区——Ⅳ类,一般而论,此类储层已差,尤其在深层,即使能出油气,考虑其经济效益也较差。(1)下白垩统与侏罗系头屯河组。储层性质整体较优,如莫索湾地区白垩系埋深在4000m左右,砂岩平均孔隙度为14.59%,平均渗透率90.78×10-3μm2,储层以Ⅱ类为主,其