基金项目:中国海洋石油总公司科技攻关项目(CNOOC-KJ125ZDXM07LTDTJ02)
通讯作者:许聘(1981-),女,河北辛集人,硕士,工程师,E-mail:xupin@cnooc.com.cn
中海石油(中国)有限公司天津分公司 渤海石油研究院,天津 300452
(Bohai Oilfield Research Institute,CNOOC China Limited,Tianjin Branch,Tianjin 300452,China)
low permeability reservoir; abnormal temperature and pressure; diagenesis; Shahejie formation; Bozhong depression; Bohai Bay
DOI: 10.13800/j.cnki.xakjdxxb.2017.0418
渤海是海上异常高温高压低渗油藏高效开发的试验区,沙二段为其主力储集层,查明该区的低渗储层特征及成因对油田高效开发具有重要意义。综合利用温压测试、岩矿分析、物性分析等资料,对低渗储层特征及成因机制进行系统分析。结果 表明:渤海海域X油田沙二段储层属中孔低渗储层,不同沉积作用形成的储层结构组分特征各异,从而导致储层原始物性存在差异; 成岩作用是形成低渗储层的关键因素,成岩早期压实作用、胶结作用强烈,成岩后期溶蚀增孔作用有限,成岩晚期胶结作用持续加剧储层低渗进程,同时高温高压条件下对压实作用抑制较弱,对溶蚀作用影响有限,胶结作用增强,以上因素综合导致沙二段储层低渗; 该成果深化了该区低渗储层的认识,为后期勘探开发中有利储层的优选提供了依据。
Bohai X oil field is a pilot area of high efficiency development of offshore abnormally high temperature and high pressure low permeability reservoirs.The Sha 2 member is the main reservoir.It is important to find out the characteristics and causes of the low permeability reservoirs in the area.The data of temperature and pressure test,rock-mineral analysis,reservoir physical property analysis were used to analyze the characteristics of temperature and pressure,the feature of low permeability reservoir characteristics of the Sha 2 member in Bohai X oilfield.The results show that the Sha 2 member mainly developed mesopore and low permeability reservoirs,the sedimentary difference,which leads to different primary geophysical properties because of different material composition,grain size and sort,is the primary cause of low permeability.The diagenesis is the vital cause of low permeability.The compaction and cementation in early diagenetic stage,the dissolution in later diagenetic stage and continuous cementation in late diagenesis.Meanwhile,The abnormally high temperature and pressure environment has a lesser effect on compaction and dissolution,but cementation show a better reinforcement effect.The above factors have combined to form the low-permeability reservoirs finally.The results deepen the understanding of the low permeability reservoir,and provide the basis for the selection of favorable reservoirs in the late exploration and development satge.
随着油气勘探开发的重点由常规油气转向非常规油气,低渗透油气日渐成为油气勘探开发的重点研究对象[1-2]。渤中25油田沙河街组沙二段发育低渗透储层,地层具有异常高温高压特征,是海上异常高温高压低渗油藏高效开发的试验区,前人结合岩心、地震及钻井资料认为沙二段发育辫状河三角洲前缘沉积[3-4],根据储层试油结果、微观孔隙结构等将低渗储层分为好、中、差3类[5],然而对储层特征及其低渗影响因素未作深入探讨。近年来试产井进一步揭示沙二段储层物性在平面及纵向上的差异,也影响了油田开发的效果,因此迫切需要弄清储层低渗的影响因素并指出相对有利储层的发育位置。普遍认为低渗储层特征由原始沉积条件、后期的成岩改造以及构造活动共同决定,其中成岩改造往往对储层的好坏往往起着决定性作用[6-8],而成岩环境则决定了成岩改造的类型、程度。就异常高温高压成岩环境下的成岩作用,有学者认为异常高压有助于减缓压实作用[9-10],高温有利于有机酸形成并对储层进行溶蚀改造[11-12],而高温高压环境不利于碳酸盐胶结物的溶解[12-13]。渤中25油田沙二段地层异常高温高压环境对储层成岩作用的影响前人未作系统研究,而这是决定储层物性的重要因素。因此,弄清异常温压环境下储层的成岩特征是认清低渗储层特征及成因的关键,有助于指导有利储层的优选。笔者依据渤中25油田温度及压力测试、岩心普通及铸体薄片、常规物性分析、扫描电镜等资料,以统计学分析为手段,在阐明沙二段地层异常高温高压特征及低渗储层特征的基础上,深入分析了异常高温高压环境下储层的成岩特征,探究异常高温高压环境对沙二段低渗储层特征的影响,以期在深化该区低渗储层认识的同时,为后期勘探开发中有利储层的选取提供依据。
渤中25油田其地理上位于渤海南部海域,构造上位于渤海湾盆地渤南低凸起的西端、渤中凹陷与黄河口凹陷的分界处,西邻埕北凸起(图1)。整体上为被2条边界断层所夹持的背斜构造。钻井揭示,自下而上发育古近系沙河街组(三段、二段、一段)、东营组,新近系馆陶组、明化镇组及第四系平原组地层,其中沙河街组三段与二段、东营组与馆陶组为不整合接触。沙河街组储层整体具有低孔低渗的特征,含油层位为沙二段和沙三段,其中沙二段为油田的主力低渗开发层系,埋深在3 200~3 400 m之间,油藏类型为构造、岩性-构造油藏(图1)。沙二段为喜马拉雅运动-东营幕构造演化阶段、渤海湾盆地进入裂后热沉降阶段、沉积的辫状河三角洲前缘砂泥岩地层[14-15]。沙二段上覆东营组底部及下伏沙河街组三段泥岩是该区的主要烃源岩,在为其提供良好成藏条件的同时,作为封堵层,油气的不断充注使得沙二段油藏压力较高。测试资料表明,沙二段地层温度为120~130 ℃,油藏压力系数为1.40~1.57,地层压力为42.0~45.8 MPa,具有异常高温高压的特征。沙二段埋藏深、异常高温高压地层环境等使得其储层在成岩改造中有着复杂的物理、化学成岩反应。近年来沙二段各断块内开发井揭示了不同断块储层物性及产能方面存在差异,为了更好预测有利储层发育位置,有必要对异常高温高压环境下的储层特征进行详细研究。
渤中25油田沙二段为辫状河三角洲前缘沉积,碎屑岩储层中见灰色含砾砂岩、粗砂岩、细砂岩、粉砂岩,以细砂岩为主。对6口取心井的131张薄片鉴定结果统计分析可知,沙二段储层主要为岩屑长石砂岩,碎屑颗粒中石英平均体积分数为49.5%,长石平均体积分数为35.3%,岩屑平均体积分数为15.2%,成分成熟度平均为1.0,属中等成分成熟度(表1),碎屑颗粒呈分选中等-偏好特征,磨圆表现为次圆-次棱状。整体上渤中25油田沙二段石英含量较高,成分成熟度中等,分选中等偏好,磨圆中等,反映其为离物源相对较远的辫状河三角洲前缘沉积环境[3-4]。镜下储层碎屑颗粒以点-线接触关系为主(图2(a)),凹凸-线接触少见; 储层胶结物主要为碳酸盐和粘土矿物(图2(b)~3(c)),碳酸盐胶结物成分主要为方解石和白云石,平均体积分数分别为3.4%和1.8%,粘土矿物平均体积分数为5.2%,主要为伊利石(图2(c)),硅质胶结物含量少,主要为石英加大(图2(d))。
储层储集空间包括残余的原生粒间孔隙(图2(a))、次生溶蚀孔隙以及混合孔隙(图2(e)~2(f)),原生粒间孔隙平均占总孔隙体积的2.0%,次生溶蚀孔隙主要为长石及岩屑颗粒溶蚀形成,平均占总孔隙体积的27.2%,混合孔主要由残余原生孔隙及溶蚀孔隙混合组成,平均占总孔隙体积的70.8%.这3种孔隙类型的发育特征反映出渤中25油田沙二段储层物性受后期成岩作用的影响较大。4口取心井547块样品的常规物性分析数据表明,渤中25油田沙二段储层的孔隙度平均值为14.8%,各井之间孔隙度值差异相对较小,渗透率平均值为19.6×10-3 μm2,各井之间渗透率分布在3.7~42.8×10-3 μm2(表1),孔隙度值相差不大的情况下,渗透率差别较大,表明成岩过程中易溶矿物溶蚀增加的孔隙空间对渗透率的改善效果不明显,胶结作用在很大程度上影响了储层的渗透率。整体而言,沙二段储层表现为强非均性、中孔、低渗的特征。
沉积作用作为影响碎屑岩储层物性的先天因素,通过控制碎屑颗粒类型、粒度大小、填隙物成分等结构组分特征,从而导致不同沉积环境下储层原始物性有所差异。一般表现为稳定水动力下,碎屑颗粒经过充分搬运和簸选后,沉积物粒度粗、分选、磨圆好,杂基含量少,孔喉半径大、孔隙连通性好,储层原始物性好,有利于成岩流体的流动; 反之,不利于后期成岩流体对储层物性的改造[16]。研究区沙二段为辫状河三角洲前缘沉积,碎屑颗粒在持续稳定的水动力条件下反复淘洗、分选,储层物性随着碎屑颗粒粒度增大、分选变好(图3)、抗压实能力增强、泥质含量降低、孔吼连通性增强而有逐渐变好趋势[17]。
成岩阶段的划分一般采用有机质热成熟度分析方法,通常包括3个定量指标:镜质体反射率(Ro)、孢粉颜色及热变指数(TAI)、热解烃峰温(Tmax)。本次研究主要采用粘土矿物资料以及成岩作用特征来推断储层经历的成岩阶段。沙二段埋深3 300~3 400 m,岩性以岩屑长石和长石岩屑砂岩为主。见Ⅲ级石英次生加大,偶见长石次生加大。胶结物以碳酸盐为主,多为方解石,偶见铁方解石、铁白云石,粘土矿物以伊利石为主,伊/蒙混层矿物中蒙皂石的含量20.00%.处于中成岩A2亚期。沙二段储层早期处于碱性成岩环境,经历压实作用和极强的泥晶、亮晶方解石胶结作用,大量减孔,后期酸性环境下经历较弱的长石及岩屑溶蚀和较强的碳酸盐溶蚀,孔隙度略微增加,晚期经历铁白云石胶结再次减孔,形成低渗储层。
依据成岩阶段、成岩作用类型及镜下成岩矿物的类型、形成顺序、溶蚀作用的强弱、粘土杂基的类型和含量等特征,划分为4类成岩相带
1)黑云母机械压实相:镜下观察,机械压实作用导致此成岩相内砂岩致密,碎屑颗粒呈线状-凸凹状接触,原生孔隙基本消失殆尽。同时塑性颗粒如黑云母等经强烈压实变形呈假杂基化充填到孔隙内,致使储层孔隙度变小,物性变差。黑云母机械压实成岩相多发育于中成岩期,埋深大、分布广泛;
图3 渤中25油田沙二段储层原始沉积特点与物性的关系
Fig.3 Relationship between original reservoir sedimentary characteristics and physical properties of Sha 2 member in Bozhong 25 oilfield
图4 渤中25油田沙二段成岩演化序列
Fig.4 Diagenetic evolution sequence of the Sha 2 member in Bozhong 25 oilfield
2)硅质加大与充填相:研究区各井各层段扫描电镜、铸体薄片下均有不同程度的石英次生加大现象,石英呈次生加大充填喉道,在一定程度上致使储层物性较差;
3)不稳定组分溶蚀相:在偏光显微镜和扫描电镜下,可见大量长石等碎屑矿物被溶解成蜂窝状、残骸状,形成粒内溶孔、超大粒间孔及铸模孔等。该相带物性较好;
4)碳酸盐胶结相:研究区砂岩储层在局部区域发育有镶嵌式碳酸盐致密胶结物。碳酸盐胶结物包括方解石、铁方解石和铁白云石3种。在(含铁)碳酸盐胶结成岩相分布范围内,储层物性较差。
上述各成岩相类型特征研究表明:不稳定组分溶蚀相物性最好,为有利成岩相,溶蚀作用形成的各类次生孔隙为低渗储层主要储集空间; 其余3类成岩相,为非有利成岩相,在不同成岩阶段不同程度的破坏原生孔隙保存、充填堵塞孔隙吼道,导致储层致密,物性较差。
随着储层埋深的增加,储层的压实作用往往表现出增强的趋势,而发育异常高压能降低储层的压实强度[18-19]。渤中25油田沙二段储层埋深在3 200~3 400 m之间,镜下可见塑性碎屑颗粒变形和扭曲,碎屑颗粒整体以点-线接触关系为主(图2(a),2(e)~2(f)),原生粒间孔隙仅占总孔隙的2.0%,根据岩矿分析及物性分析资料得出该区沙二段由于压实作用造成的孔隙度损失平均为17.4%,减孔率达到了50.0%,整体看压实作用相对较强。渤中25油田沙二段在接受沉积之后发生了持续性的埋深,后期构造活动抬升不利于沙二段欠压实成因的异常高压发生,而由于有机质成熟生烃导致的异常高压发生在渐新世东营组沉积末期,该时期沙二段已埋深至1 300 m左右,已处于稳定压实阶段[20]。因此,沙二段受持续埋深的影响,晚期形成的异常高压环境对沙二段储层压实的抑制作用较弱。
溶蚀作用往往导致储层发育次生孔隙,对储层物性改善起到较大作用。渤中25油田沙二段储层中的溶蚀现象主要为长石及岩屑的溶蚀,发育粒间溶孔及粒内溶孔、铸膜孔(图2(e)~2(f)),但统计发现,由于溶蚀引起的孔隙度增加平均仅为5.0%,且以长石颗粒的溶蚀为主。一方面较高的温度条件下,有助于沙二段上下烃源岩快速生烃,释放大量有机酸对储层发生溶蚀改造,并且较高的温度和压力条件下,有机酸更易溶解长石,而碳酸盐的溶解度则较低[21-22],因此随着深度增加,沙二段地层温度和压力增加导致碳酸盐胶结物含量有升高的趋势(图2,图4); 另一方面异常高压环境往往为较为封闭的系统环境,不利于系统内流体及物质的交换,导致有机酸溶蚀改造的规模有限。因此,在异常高温高压环境下,沙二段储层虽发生溶蚀改造,但整体的溶蚀改造程度有限。
胶结作用是导致储层物性变差的重要成岩作用。研究区沙二段储层中胶结物主要为碳酸盐,其次为粘土矿物,硅质较少。根据岩矿分析及物性分析资料得出该区沙二段由于胶结作用造成的孔隙度损失平均为5.9%,减孔率达到了16.8%,说明胶结作用对储层物性的影响仅次于压实作用。
图4 渤中25油田沙二段碳酸盐胶结物含量、粘土矿物含量对储层物性的影响
Fig.4 Relationship between carbonate cement,porosity,permeability and depth of Sha 2 member in Bozhong 25 oilfield
从埋深上看,随着埋深的增加,沙二段储层碳酸盐胶结物质量分数呈增高的趋势(图4(a)); 粘土矿物中蒙脱石、高岭石及绿泥石均随着深度增加含量降低,沙二段储层中蒙脱石已基本不发育,高岭石平均含量为11.3%,绿泥石平均含量为5.2%,伊利石含量则表现为增加的趋势,平均含量为54.0%,最高可达64.5%(图5)。这主要是因为,异常高温高压条件下,随着埋深的增加,温度及压力增加,一方面在促使粘土矿物中蒙脱石完全向伊利石转化的同时,高岭石、绿泥石转化使得伊利石含量增加; 另一方面,粘土矿物转化以及长石等铝硅酸盐矿物溶解为碳酸盐胶结物的形成提供了大量的Ca2+,Mg2+,Fe2+,CO2-3等离子[25],温度和压力超过某一临界值时,碳酸盐矿物溶解反应停止,并向生成方向转变,不仅促进了晚期碳酸盐胶结物的形成,也使得有机酸对碳酸盐矿物出现难或不溶的现象[26],导致沙二段由浅至深碳酸盐胶结物含量升高。因此,受异常高温高压环境影响,晚期碳酸盐胶结物及伊利石含量较高,两者附着在颗粒表面并充填碎屑颗粒之间,增强了沙二段储层胶结作用的强度。
微裂缝的形成对低渗储层的渗流能力有极大的改善作用。研究区沙二段储层宏观裂缝基本不发育,但发育碎屑颗粒破裂形成的微裂缝,主要表现为长石、岩屑等颗粒内部破裂(图2(e)~2(f)),且即使在胶结作用较强的储层中也可局部见碎屑颗粒破裂形成的微裂缝(图2(g)),微裂缝在颗粒边部碎裂作用较大,由外向内碎裂作用变弱。沿碎屑颗粒破裂形成的微裂缝常发育溶蚀现象,表现为胶结作用强的储层,沿微裂缝的溶蚀改造程度较弱(图2(h)),而胶结作用相对较弱的储层,沿微裂缝的溶蚀改造程度较强(图2(i)),整体表现为溶蚀改造的程度沿微裂缝由外向内变弱的特征。较高的温度和压力场条件下,储层的有效应力场发生改变,可以导致碎屑颗粒破裂形成微裂缝或晶粒滑动等[23-24],沙二段地层温压条件较高,因此长石、岩屑等颗粒易发生破裂形成微裂缝。统计表明,微裂缝增加的面孔率多在2%以内,但其在成岩时期为溶蚀改造提供了有利通道,使得溶蚀改造作用增强(图2(e)~2(f),2(i)),也对储层的渗透率有很大贡献。
1)沉积作用差异导致储层原始物性存在区别,储层物性随着碎屑颗粒粒度增大、分选变好呈现逐渐变好趋势,且影响储层孔吼连通性及成岩流体流动能力,进而影响成岩演化,导致储层物性存在差异;
2)渤中25油田沙二段储层成岩早期压实作用和极强的钙质胶结作用是储层孔隙明显减少的关键因素,后期酸性成岩环境下的长石、岩屑、钙质胶结物溶蚀增孔作用有限,晚期胶结作用进一步加剧储层低渗进程,导致形成低渗储层。依据划分4类成岩相特征分析,不稳定组分溶蚀相物性最好,为有利成岩相,黑云母机械压实相、硅质加大与充填相、碳酸盐胶3类成岩相,为非有利成岩相,物性较差;
3)渤中25油田沙二段在异常高温高压环境下,储层孔隙空间主要发育残余原生粒间孔及溶蚀孔组成的混合孔,异常高温高压对压实作用的抑制较弱、不利于碳酸盐胶结物的大规模溶蚀、增强了碳酸盐及伊利石的胶结作用,以上因素综合导致沙二段储层低渗;
4)渤中25油田沙二段储层发育碎屑颗粒破裂形成的微裂缝,具有溶蚀改造的程度沿微裂缝由外向内变弱的特征,高温高压条件下微裂缝为成岩流体流动提供有利通道,增强溶蚀作用,储层物性条件相对较好,因此微裂缝发育层段是该油田后期勘探开发的有利储层发育层段。