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鄂爾多斯盆地延安西北部地區(qū)長6—長8油層組成巖時序研究

2021-01-14 08:15:42龐長旭胡林楠
非常規(guī)油氣 2020年6期

龐長旭,曹 青,2,胡林楠

(1.西安石油大學(xué)地球科學(xué)與工程學(xué)院,陜西西安 710065;2.陜西省油氣成藏地質(zhì)學(xué)重點實驗室,陜西西安 710065)

鄂爾多斯盆地延安地區(qū)西北部中生界具有多套含油層系的特點,主要含油層系有延安組延9油層組、延10油層組和延長組,其中,長6—長8油層組儲層為致密砂巖。目前對該區(qū)長6—長8油層組儲層的研究主要集中在沉積、儲層孔隙結(jié)構(gòu)、成巖作用等方面[1-7],涉及儲層致密—成藏時序特征方面的研究較少。而鄂爾多斯盆地延長組儲層致密與成藏時間的研究結(jié)論存在較大差異,可歸納為以下3種認識:①儲層先致密,隨后油氣充注;②油氣先充注成藏,儲層隨后致密;③油氣充注與儲層致密同時進行[8-13]。本文探討鄂爾多斯盆地延長致密砂巖儲層油氣充注成藏和成巖演化致密之間的關(guān)聯(lián)性,為研究延長組致密砂巖的油氣成藏機理提供科學(xué)依據(jù)。

1 油區(qū)地質(zhì)概況

延安地區(qū)西北部位于鄂爾多斯盆地伊陜斜坡東南部,統(tǒng)計顯示延長組長6—長8油層組致密砂巖中長石砂巖約占72%,巖屑長石砂巖不足25%。膠結(jié)物以碳酸鹽礦物和黏土礦物為主,硅質(zhì)次之;孔隙類型以剩余粒間孔隙、粒間溶蝕孔隙和粒內(nèi)溶蝕孔隙為主。孔隙度主要分布在3.5%~11.5%之間,滲透率主體低于1 mD。

2 成巖作用與成巖序列

2.1 成巖作用類型

壓實作用:延安地區(qū)西北部長6—長8油層組壓實作用發(fā)生在成巖作用早期,主要表現(xiàn)為:①塑性顆粒(云母及部分巖屑)受壓后彎曲變形(圖1a);②超過85%的礦物顆粒為線—凹凸接觸關(guān)系。

膠結(jié)作用:儲層膠結(jié)作用在延安地區(qū)西北部長6—長8油層組十分發(fā)育,早期硅質(zhì)膠結(jié)相對較少,中—晚期黏土礦物及方解石膠結(jié)物相對較多。

黏土礦物膠結(jié):統(tǒng)計結(jié)果顯示,膠結(jié)物中綠泥石約占1.2%,伊利石和伊/蒙混層約占2%,高嶺石膠結(jié)物含量不足0.5%。掃描電鏡下可觀察到大量綠泥石以玫瑰花瓣狀均勻包裹在礦物顆粒表面,伊利石和伊/蒙混層多以針狀不均勻覆蓋局部礦物顆粒,少量的高嶺石書以頁狀充填在粒間孔內(nèi)并發(fā)育少量晶間孔(圖1b、1c、1d、1f)。

硅質(zhì)膠結(jié):鑄體薄片觀察到少量Ⅰ級石英次生加大,掃描電鏡也觀察到少量顆粒較小的自生石英(圖1d、1i)。

碳酸鹽膠結(jié):通過陰極發(fā)光觀察顯示方解石膠結(jié)可分為兩期,相對膠結(jié)較早的方解石顯示橘紅色光,隨后膠結(jié)的方解石發(fā)亮橘黃色光,鏡下觀察可見較多的方解石膠結(jié)物,因此明顯降低了儲層孔隙度(圖1g、1h、1j)。

溶蝕作用:儲層溶蝕作用在延安地區(qū)西北部長6—長8油層組主要表現(xiàn)為長石、碳酸鹽的溶解。

長石溶解:通過陰極發(fā)光觀察,顯示約有36%的長石發(fā)生柵格狀溶蝕(圖1e、1h、1j)。

碳酸鹽溶解:陰極發(fā)光和鑄體薄片觀察顯示,主要是晚期方解石發(fā)生不規(guī)則溶蝕(圖1k、1l)。

2.2 成巖演化階段劃分

參照碎屑巖成巖階段劃分標(biāo)志,將延安地區(qū)西北部延長組長6—長8油層組成巖演化階段確定為中成巖A期[14],主要指標(biāo)有:①針對150張鑄體薄片觀察歸納,延安地區(qū)西北部長6—長8油層組儲層骨架礦物顆粒以線—凹凸接觸為主,超過85%的礦物顆粒為線—凹凸接觸關(guān)系,表明儲層成巖作用已進入中成巖A期;②流體包裹體均一測試獲得365個數(shù)據(jù),鹽水包裹體記錄的地層最大古地溫不超過130 ℃(圖2);③通過64塊樣品的鏡質(zhì)體反射率測試,鏡質(zhì)體反射率分布于0.5%~1.3%之間,主峰介于0.7%~1.1%之間,表明延安地區(qū)西北部長6—長8油層組儲層成巖作用已進入中成巖A期(表1);④通過85塊樣品做X衍射—黏土礦物分析表明,伊/蒙混層比主體介于15%~25%,表明本區(qū)儲層已經(jīng)演化到中成巖A期。通過對礦物顆粒接觸類型、包裹體均一溫度、鏡質(zhì)體反射率和黏土礦物相對含量綜合分析,認為延安地區(qū)西北部延長組長6—長8油層組已演變到中成巖A期。

表1 長6—長8油層組鏡質(zhì)體反射率統(tǒng)計表

圖2 延安西北部長6—長8油層組包裹體均一溫度直方圖

2.3 成巖序列

通過各種放大倍數(shù)的鏡下觀察,發(fā)現(xiàn)以下成巖現(xiàn)象:①可見在綠泥石膜包覆礦物顆粒的情況下,粒間孔隙中填充自生石英和伊利石,說明綠泥石膜的形成次序相對最早(圖1b、1c、1d、1e、1f);②長石顆粒表面普遍被綠泥石包裹,其中部分長石觀察到明顯的柵狀溶蝕現(xiàn)象,說明長石溶蝕發(fā)生在被綠泥石膠結(jié)之后(圖1e);③電鏡下可清晰地觀察到伊利石和伊/蒙混層膠結(jié)物覆蓋在綠泥石和自生石英之上,說明伊利石等黏土礦物膠結(jié)晚于綠泥石膠結(jié)和次生石英加大(圖1b、1c、1d、1e、1f);④陰極發(fā)光可觀察到方解石膠結(jié)物充填剩余粒間孔和黏土礦物晶間孔,并局部不規(guī)則溶蝕,說明方解石膠結(jié)和溶蝕的發(fā)生次序相對最晚(圖1k、1l)。

圖1 延安地區(qū)西北部長6—長8油層組成巖作用特征

通過烴類包裹體巖相學(xué)對比及其內(nèi)微量液態(tài)烴熒光定性和定量分析,發(fā)現(xiàn)以下現(xiàn)象:①石英顆粒中液態(tài)烴包裹體在藍光激發(fā)下顯示黃綠色熒光(圖3a),長石顆粒中液態(tài)烴包裹體在紫外激發(fā)下發(fā)黃色熒光(圖3b);②方解石膠結(jié)物中液態(tài)烴包裹體在紫外激發(fā)下顯示黃色和藍綠色熒光(圖3c);③晚期方解石不規(guī)則溶蝕內(nèi)殘留少量烴類物質(zhì),紫外激發(fā)后顯示藍白色光(圖3d)。對比上述不同液態(tài)烴包裹體的熒光光譜主峰波長測試結(jié)果發(fā)現(xiàn),石英、長石和碳酸鹽膠結(jié)物內(nèi)液態(tài)烴包裹體的烴成熟度依次增大[15-17]。

圖3 延安地區(qū)西北部長6—長8油層組內(nèi)液態(tài)烴包裹體熒光顏色及其熒光光譜

綜合分析認為,延安地區(qū)西北部長6—長8油層組儲層的成巖序列為:壓實作用—綠泥石膜—硅質(zhì)膠結(jié)—烴類開始充注—長石溶蝕—高嶺石膠結(jié)—伊利石膠結(jié)—方解石膠結(jié)—烴類持續(xù)充注—方解石溶蝕(圖4)。

圖4 延安地區(qū)西北部長6—長8油層組成巖序列

3 致密儲層孔隙度演化

本次研究分選系數(shù)恢復(fù)原始孔隙度(原始孔隙度=20.91+22.90/So),通過膠結(jié)物含量和成巖序列,分析其孔隙度演化[18-19]。

推算結(jié)果顯示,延安地區(qū)西北部長6—長8油層組儲層原始孔隙度均值為35.3%,91%的推算結(jié)果分布于34%~40%。長6—長8壓實減孔率從50.4%至59.4%,壓實剩余孔隙度介于17.5%~14.3%之間,壓實過后儲層仍為常規(guī)儲層,膠結(jié)減孔率介于31.6%~29.5%之間,延安地區(qū)西北部長6—長8油層組的溶蝕增孔率介于6.9%~9.9%之間(圖5)。綜合分析認為,延安地區(qū)西北部長6—長8油層組儲層塑性礦物含量高,粒度細,容易遭受壓實;強烈的壓實作用使原生孔隙損失較大,是儲層致密的主要成因,但壓實后儲層尚未致密。膠結(jié)作用使儲層進入致密狀態(tài),其中碳酸鹽對儲層物性的影響較大。溶蝕作用雖改善了儲層物性,但未能改變儲層致密的性質(zhì)[20-22]。

圖5 壓實減孔率和膠結(jié)減孔率交匯圖

4 儲層致密—成藏時序特征

鄂爾多斯盆地延安地區(qū)西北部長6—長8油層組砂巖儲層經(jīng)歷的成巖演化具體如下:

早成巖A期:埋深小于1 150 m,地層古地溫小于45 ℃,Ro小于0.35%;伊/蒙混層以蒙皂石為主,其狀態(tài)整體顯示為無序;塑性礦物(以云母和巖屑為主)因壓實受力而明顯變形。壓實作用較為明顯地降低了儲層原生孔隙,長6—長8油層組壓實減孔率依次增高為50.4%、54.5%和59.3%。早成巖階段綠泥石膠結(jié)相應(yīng)地降低孔隙,其減孔率依次為5.5%、5.9%和2.6%。

早成巖B期:埋深小于1 650 m,地層古地溫小于65 ℃,Ro小于0.5%;伊/蒙混層狀態(tài)主體顯示為無序,剩余粒間孔因壓實受力快速降低。早成巖階段硅質(zhì)膠結(jié)降低孔隙不明顯,其減孔率依次為2.4%、3.5%和2.4%。

中成巖A期:埋深小于2 400 m,地層古地溫小于140 ℃,Ro小于1.3%;伊/蒙混層狀態(tài)部分轉(zhuǎn)變?yōu)橛行颍袡C質(zhì)達到成熟階段。膠結(jié)作用較為明顯地降低剩余粒間孔,其中黏土礦物和碳酸鹽膠結(jié)減孔率依次為6.1%、5.5%、2.3%和16.6%、15.1%、22.1%。成巖演化最后階段的方解石溶蝕略有增加孔隙度,溶蝕增孔率分別為9.8%、8.3%和6.9%;長6—長8油層組最終計算結(jié)果孔隙度分別為10.1%、7.3%和6.6%。

中侏羅世長8—長6油層組儲層先后進入致密狀態(tài),隨后烴源巖開始大量排烴,伴隨著油氣的充注,儲層發(fā)生溶蝕,孔隙度增大,但未能改變儲層致密的性質(zhì);130 Ma~100 Ma(早白堊世)大量油氣富集成藏,此時長6—長8油層組儲層孔隙度都在12%以下,儲層已經(jīng)致密,儲層致密—成藏時序為先致密后成藏(圖6)。

圖6 延安地區(qū)西北部長6—長8油層組成巖—成藏特征

5 結(jié)論

(1)延安地區(qū)西北部長6—長8油層組致密砂巖成巖演化達中成巖A期,其成巖序列為:壓實作用—綠泥石膜—硅質(zhì)膠結(jié)—烴類開始充注—高嶺石—伊利石—方解石—烴類持續(xù)充注—溶蝕作用。

(2)雖然壓實作用明顯降低了延安地區(qū)西北部長6—長8油層組的孔隙度,但壓實后儲層尚未完全致密;黏土礦物和碳酸鹽膠結(jié)作用最終使得儲層整體致密,后期少量碳酸鹽膠結(jié)物的溶蝕未能改變儲層致密的狀態(tài)。

(3)將儲層成巖致密演化史及油氣充注綜合分析認為,延安地區(qū)西北部長6—長8油層組顯示“先致密,后成藏”的耦合關(guān)系。

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