鄂爾多斯盆地延長組長8油層濁沸石對儲層影響因素

劉國文, 胡望水, 李希元, 雷中英, 付煒, 石桓山

(長江大學地球科學學院油氣資源與勘探技術教育部重點實驗室, 武漢 430100)

中國致密砂巖資源豐富,儲層非均質性強廣泛分布在四川盆地、鄂爾多斯盆地、塔里木盆地、準格爾盆地,致密砂巖主要受到成巖作用和沉積作用所影響[1-2]。沉積作用主要是巖石礦物的原生孔隙度以及儲層質量,成巖作用對油氣聚集控制更明顯。

許多學者系統地研究了濁沸石在典型盆地溶蝕后使儲層連通性變好產量提高,如準格爾盆地、松遼盆地、鄂爾多斯盆地都含有大量的濁沸石礦物不斷地發現并取得了重大突破使產量增加[3-4]。沸石礦物含Na、Ca型結構的鋁硅酸鹽礦物,由瑞典礦物學家克朗斯在1756年提出用火燒會沸騰而起名沸石礦物,在全世界發現40多種類型。而濁沸石礦物被認為是影響儲層改造油氣和壓裂關鍵作用之一,濁沸石對油氣成藏還具有一定的指導意義。目前針對延長組北部地區濁沸石對儲層影響富集作用研究較少,即使有學者提出濁沸石對儲層致密化也主要歸納在沉積、成巖、演化、構造、油藏等方面來研究[5-10]。

研究人員發現不同沉積時期砂體分布具有控制作用。而鄂爾多斯盆地致密砂巖研究工作主要集中在盆地伊陜斜坡中部與晉西撓褶皺帶這一部分,而對南部地區研究較少,鄂爾多斯盆地延長組中有大量的濁沸石并改善了儲層物性[11-16],濁沸石形成后會形成大量的次生孔隙,對儲層有著很大的改善,還有一部分研究人員發現濁沸石易溶蝕,溶蝕后的濁沸石周邊會形成大量的孔隙從而改善了儲層的連通性以及增孔非常明顯。

前人在鄂爾多斯盆地三疊系延長組開展儲層物性、粒度、掃描電鏡、X射線衍射、恒速壓汞等方法,綜合定量化評價致密砂巖過程中孔隙度、滲透率演化特征得出了濁沸石膠結會使儲層在成巖時期致密化、濁沸石膠結容易受到地下水及滲流的溶蝕、后期溶蝕可為油氣提供搬運通道改善儲層空間未發生膠結的濁沸可形成物性遮擋邊界層[17-19]。

現利用掃描電鏡、X衍射、恒速壓汞等研究方法, 結合濁沸石的特點對儲層的影響因素巖石學特征、空間展布特征及規律,為延長組和其他類型盆地濁沸石提供勘探理論依據及指導。

1 區域地質概況

鄂爾多斯地區是中國第二大沉積盆地,同時也是最早進行勘探開發大型含油氣的盆地之一。安塞區塊位于伊陜斜坡上,西臨天環坳餡,東部為晉西撓褶帶,北部伊盟隆起,南部渭北隆起(圖1)。安塞地區主要在伊陜斜坡內,長8段巖石孔隙度在10%～15%絕對值屬于低孔,滲透率<1×10-3μm2,IIa范圍在0.5×10-3～1.0×10-3μm2為超低滲。同時研究區內賦存大量濁沸石膠結使致密砂巖在儲層中有著低孔超低滲的特點,但是在現在技術中油田可以進行開發,它屬于一種非常規石油資源,開采度很高。

來自長慶油田研究院圖1 研究區位置及長8沉積背景Fig.1 Location of study area and sedimentary background of Chang 8

2 濁沸石巖石學特征

沉積巖中濁沸石主要發育在富含在陸相或海相的碎屑巖中,以長石砂巖、長石巖屑砂巖和巖屑長石砂巖為主。延長組地區也包含這幾種礦物的存在,濁沸石礦物主要賦予黏土礦物中粒長石砂巖、細粒長石砂巖中核巖屑長石砂巖。由于濁沸石主要為含鐵礦物通常呈現紅色、淡紅色。

濁沸石在安塞地區發育大量膠結物,而膠結物影響著孔滲使孔滲變差。碳酸鹽膠結作用在安塞地區長8油層中也是常見的砂巖儲層,碳酸鹽膠結物的發育占據了孔隙,縮小喉道或充填喉道,降低了巖石的孔隙度和滲透率從而使儲層物性變差。碳酸鹽膠結物主要由菱鐵礦、方解石、鐵方解石、白云石、鐵白云石,隨著埋深的增加,壓實作用導致較粗的晶體充填在粒間孔隙當中,形成鑲嵌結構,如圖2(a)和圖2(b)所示。白云石與鐵白云石晶粒較小,充填粒間孔隙中或鐵方解石中,寧153井與新105井鏡下常常以零星狀等形態充填在粒間孔中,如圖2(c)和圖2(d)所示。

圖2 安塞地區長8成巖作用Fig.2 Diagenesis and pore evolution of Chang 8 in Ansai Area

硅質膠結中沉積盆地中硅質膠結溫度形成溫度在60～145 ℃成巖早期或者晚期硅質膠結都可以發生[12-13]。石英次生加大硅質膠結占0.21%,石英加大顆粒邊會出現一圈黑色的線,如圖2(e)和圖2(f)所示,圍繞著石英顆粒的邊緣沉淀、生長,石英次生加大常見在河道砂巖中。分析發現溶蝕濁沸石和充填原生粒間孔的濁沸石、成分上沒有很大區別,可以說明早期與晚期形成濁沸石成分變化不大。

3 儲層微觀孔隙結構特征

巖心物性分析統計,長8儲層孔隙度9.81%～11.25%,平均10%左右,滲透率0.31～1.55 mD。安地區塞長8儲層面孔率均值在5.79%,孔隙最為發育。殘余粒間孔絕對值是3.7%,相對值為63.90%,粒間溶孔絕對值為0.1%,相對值1.73%,長石溶孔絕對值0.63%,相對值10.88%,巖屑溶孔0.26%,相對值4.49%,雜基溶孔絕對值0%,相對值0%,沸石溶孔絕對值0.53%,相對值9.15%,晶間微孔絕對值0.32%,相對值5.53%,碳酸鹽溶孔0.01%,相對值0.17%,微裂隙絕對值0.24%,相對值4.15%,總合計安塞地區長8儲層面孔率100%,可見安塞地區雜基溶孔無。而安塞地區含油較多的濁沸石溶孔,占面孔率相對含量的9.15%。

通過統計濁沸石對巖石礦物中存在明顯的耦合關系,進一步說明了濁沸石在碎屑中呈點狀接觸膠結現象,壓實程度低等特點。

4 儲層孔隙類型及特征

4.1 孔隙分布特征

巖石內部孔隙形狀均一,鑄體薄片下的孔隙邊界清晰,由于原生粒間孔隙為主要孔隙類型,含量非常高,而分選系數在46.73%分選較好。安塞地區孔隙度含量在10%～15%,滲透率在1×10-3μm2儲層分類為低孔-超低滲[圖3(a)],長8砂體滲透率平面展布特征與孔隙度相似。安塞地區長8砂巖儲層中儲集非常好[圖3(b)],砂體發育。隨著孔隙的變化安塞地區隨著深度的增加,層位向下,平均孔隙度逐漸的減低,主要分布在紅井子-新莊-堡子灣-鐵邊城-吳倉堡一帶(圖3)。

圖3 安塞地區長8儲層掃描電鏡喉道特征Fig.3 Throat characteristics of Chang 8 reservoir in Ansai area under scanning electron microscope

4.2 喉道特征

安塞地區似斷面狀喉道為常見類型,在高20井深度在1 802.90 m掃描電鏡發現,碎屑顆粒之間非常緊密[圖3(a)],從而使得喉道之間變窄,容易使孔喉之間大小差異變大這類喉道的孔隙結構在掃描電鏡下觀察孔隙較大,喉道窄,孔喉直徑大。而砂巖有較高的孔隙度,滲透率非常低,這類喉道在安塞地區長8儲層中非常常見[圖3(a)]。管束狀喉道在安塞地區出現較少,薄片上為斑狀結構,顏色為紅褐色。在[圖3(b)]中很難觀測到,許多的管束喉道結合體特征,在安塞地區長8儲層中孔隙度為中等,滲透率超低,由此可推斷出安塞地區為低孔-超低滲,砂巖發育長8儲層為非常好的致密油儲層(圖3)。

5 濁沸石膠結作用

濁沸石膠結作用在安塞地區是特有的膠結作用礦物主要發育長8儲層中,圖4(a)中的巖心照片濁沸石呈含油斑點狀分布高61井深度1 410.37 m,黑色部分為含油部分,白色部分為濁沸石膠結作用,圖4(b)為濁沸石溶蝕含油斑點狀分布新105井深度在1 817.53 m其中黑色斑點分布均勻為含油,淺色部分為濁沸石膠結作用,圖4(c)為濁沸石膠結物連晶充填孔隙在40倍鏡下觀測薄片為高61井深度在1 415.25 m含有較高的連晶膠結物,分布少量的溶蝕殘余膠結物,圖4(d)為安塞地區新105井深度為1 825.75 m,可見灰白色長石,交代的長石與長石溶孔現象,由此可以得出安塞地區長8儲層中無論是濁沸石對電子探針還是對溶蝕殘余的濁沸石還是充填次生孔隙濁沸石等,其中濁沸石的成分沒有變化,說明巖石在成巖作用時,早起與晚期形成的濁沸石成分沒有明顯的變化,可以看出安塞地區發育濁沸石膠結物(圖4),說明安塞地區儲層發育非常好適合儲集油氣,為安塞地區致密油勘探做出了有利的證據。

圖4 安塞地區長8儲層濁沸石膠結作用Fig.4 Cementation of laumontite in Chang 8 reservoir in Ansai area

6 儲層孔隙度致密演化分析

成巖作用是對原生孔隙的破壞,從本質上改變了原有的分布規律及其演化特征,影響了長8儲集特征,促進了次生孔隙使儲層儲集性更好,形成有利的儲層空間,成巖作用控制著儲層的物性發育,同時也有著建設性與破壞性。

根據前人研究發現,儲層的孔隙致密是由于受到了流體、埋深、沉積、構造、碎屑組分、時間、壓實等諸多因素所導致。同時也受到了成巖作用序列反應成巖其次演化,運用了埋藏史、地熱史,構造對致密機理進行研究,基于前人研究的基礎之上本文研究對成巖構造演化成巖其次孔隙度對成巖的作用進行研究,綜合評價了安塞地區長8段古今孔隙度演化史,用于研究長8段量化表示孔隙致密成因機理奠定基礎(圖5)。

圖5中可以劃分為3個階段:機械壓實、壓實膠結、增孔減孔階段,判斷以上標準分別用膠結物和次生孔隙來作為標準判定。根據圖5的成巖序列、構造演化史以及油氣成史可以看出,早成巖階段A期發生在碎屑巖埋藏成巖作用的最早時期,該期古常溫至65 ℃,有機質尚未成熟,其鏡質體反射率Ro<0.35%,最大熱解峰溫Tmax<430 ℃,熱變指數TAI<2.0。伊蒙混層中蒙皂石含量(混層比)在70%以上。該期的主要成巖作用是機械壓實作用,膠結作用相對較弱,成巖礦物主要是粒表濁沸石。溶蝕作用相對較弱。

早成巖階段B期是碎屑巖埋藏成巖作用的第二個時期,該期古溫度范圍65～85 ℃,有機質處于半成熟階段,鏡質體反射率Ro在0.35%～0.5%,最大熱解峰溫Tmax為430～435 ℃,熱變指數TAI為2.0～2.5。伊蒙混層中蒙皂石含量(混層比)在70%～50%。該期機械壓實作用逐漸減弱,膠結作用逐漸變強,成巖礦物中開始出現自生石英、自生高嶺石和早期碳酸鹽礦物。,生油階段地層逐漸成熟,排除有機酸(圖6)。

該期古溫度范圍85～140 ℃,有機質處于低成熟-成熟階段,鏡質體反射率Ro在0.5%～1.3%,最大熱解峰溫Tmax為435～460 ℃,熱變指數TAI為2.5～3.7。伊蒙混層中蒙皂石含量(混層比)50%～15%。該期成巖作用以膠結和溶解作用為主,自生石英、自生長石、自生高嶺石、自生綠泥石、自生伊利石和碳酸鹽礦物等成巖礦物都有發育。長石、巖屑等顆粒次生溶孔發育。

7 結論

(1)長8儲層為低孔超低滲儲層也是為致密油聚集非常好的儲層,滲透率為0.86×10-3μm2,平均孔隙度為11.63%,受不同的物源巖石類型有所差異,長石砂巖含量發育,長石巖屑砂巖含量較低。

(2)安塞地區主要發育原生粒間孔隙與殘余粒間孔安塞地區平均孔隙半徑在30 μm左右,說明安塞地區儲層性質均一,恒速壓汞有效半徑125 μm左右,說明該地區儲層性質穩定。

(3)壓汞分析表明儲層喉道以細喉為主,孔隙半徑較小。喉道是影響儲層滲透率的重要決定因素,其影響安塞地區長6儲層儲集油氣空間大小,滲透率較低屬于低孔-超低滲,安塞地區喉道體積占有效儲集空間比較大、喉道半徑也大,表明安塞地區滲透率最高,儲集性能最好,該地區為致密油儲層。

(4)儲層物性的因素有許多,對于該地區為低孔-超低滲儲層來講,控制因素有成巖作用,黏土礦物膠結物與濁沸石膠結物作用作為標志產物,濁沸石膠結作用在安塞地區長8儲層中是十分重要的成巖作用,而安塞地區發育濁沸石膠結物,這對安塞地區長8儲層致密油儲集判別十分重要。

長8段成儲主要受黏土礦物膠結物的影響,使儲層孔深降低,導致安塞地區低孔超低滲。