深层特低孔—特低渗砂砾岩储层特征及主控因素——以准噶尔盆地阜康凹陷二叠系上乌尔禾组为例

王秋玉,李树博,闫文琦,刘超威,李 辉,潘 进,刘啸虎

( 1. 中国石油新疆油田分公司 勘探开发研究院,新疆 克拉玛依 834000; 2. 中国石油东方地球物理公司研究院 乌鲁木齐分院,新疆 乌鲁木齐 830016 )

0 引言

深层油气是指埋深超过4 500 m的地层中存在的油气资源[1],随勘探程度不断提高,中浅层常规油藏已经不能满足油田开采需要,深层油气逐渐成为研究焦点[2]。全球87个盆地发现深层油气资源[3],且埋深大于4 000 m层系的累计石油探明储量占新增探明储量的67%[4]。目前,全球发现埋藏最深的油田是储层顶界埋深为9 999 m的墨西哥湾Tiber油田[5],储层压力达137.9 MPa,最高温度为126.7 ℃。1984年,中国第一口深层油气勘探井——沙参2井获成功[6-7]。随深层油气理论不断创新,相继在准噶尔盆地、塔里木盆地、四川盆地和鄂尔多斯盆地[8-12]等获得重要突破,发现塔河、顺北、普光、川西等规模性深层油气田,深层及超深层储层开采成为未来油气田勘探发展的重要趋势。已发现的深层储层岩性(碳酸盐岩、火山岩、页岩和砂砾岩)复杂,经历多期成岩作用改造,具有超高温、超高压、物性差等特点,储层形成机制及保存条件认识较差,优质储层展布规律预测不清,影响后期的高效动用和开发。

阜康凹陷位于准噶尔盆地东部,其二叠系上乌尔禾组砂砾岩储层埋深超过4 500 m,是准噶尔盆地实现规模深层油气勘探的重点领域之一。人们对准噶尔盆地东部深层砂砾岩成藏过程、沉积相、岩相和储层致密化成因等方面展开研究。阜康凹陷二叠系发育多套“源—汇”成藏系统[13],具有丰富的物质来源,油气沿断裂运移并形成油气藏[8]。准噶尔盆地东部上乌尔禾组发育扇三角洲、辫状河三角洲等沉积体系,储层主要为低孔—中低渗岩屑砂岩,埋藏深,岩相和成岩相是控制物性的主要因素[14],且上乌尔禾组储层富含沸石,沸石胶结物的溶蚀作用可改善储层物性和储集性能[15]。曹江骏等认为,上乌尔禾组储层致密化成因是沉积作用、压实作用和胶结作用差异化的结果[16]。关于阜康凹陷二叠系上乌尔禾组深层特低孔—特低渗砂砾岩储层岩相的研究未有突破,由于沸石被溶蚀后形成的孔隙数有限,储层溶蚀成因和溶蚀作用对储层孔隙的贡献,以及裂缝对深层储层的控制作用缺乏研究,制约上乌尔禾组优质储层展布特征的认识,影响阜康凹陷深层油气的勘探进程。

以准噶尔盆地阜康凹陷二叠系上乌尔禾组砂砾岩储层为研究对象,笔者采用岩心薄片、扫描电镜观察、高压压汞分析和FMI测井成像等方法,研究深层特低孔—特低渗砂砾岩储层特征及主控因素,为准噶尔盆地深层油气及同类型油藏的勘探开发提供参考。

1 区域地质概况

准噶尔盆地是中国大型叠合盆地[15],北邻天山,南邻阿尔泰山,盆地面积约为1.3×105km2[17],呈东高西低的“三角形”地形特征。受造山带构造运动作用影响,盆地形成6个一级构造单元和44个二级构造单元[8]。研究区位于中央坳陷区的阜康凹陷(见图1),北邻白家海凸起,东邻北三台凸起,属于三面环凸构造格局。经过多年勘探,在阜康凹陷东部斜坡带发现沙南油田、北三台油田和三台油田。阜康凹陷作为准噶尔盆地最大的富烃凹陷,其二叠系、三叠系和侏罗系发育良好烃源岩,油气资源充足[8],为多期次混合供烃特征。玛湖凹陷油气勘探相继突破,具备同样成藏条件的阜康凹陷成为准噶尔盆地的研究热点[18]。

图1 研究区构造位置及构造单位划分Fig.1 Geographic location and tectonic unit division of the study area

研究区自下而上发育石炭系、二叠系、三叠系、侏罗系、白垩系等地层,目的层段二叠系上乌尔禾组自下而上又可分为乌尔禾组一段(乌一段)、二段(乌二段)和三段(乌三段)。乌一段(P3w1)整体上以灰色块状砂砾岩为主,夹薄层灰色泥岩;乌二段(P3w2)发育灰色砂砾岩、含砾砂岩与灰色泥岩互层,乌一段和乌二段为研究区主要储层;乌三段(P3w3)岩性以灰色泥岩为主,夹薄层粉—细砂岩,为研究区重要盖层。准噶尔盆地发育7套储盖组合[17],其中二叠系上乌尔禾组中部的巨厚冲积扇砂、砾岩体为储层,上部洪泛平原泥岩为盖层,是一套重要的储盖组合,也是准噶尔盆地重要勘探领域。

2 样品来源及实验方法

选取研究区F48、F49、F50、KT1和KT5井二叠系上乌尔禾组砾岩、砂砾岩和砂岩387块岩心样品,取样位置见图2,实验测试在中国石油新疆油田分公司实验检测研究院完成。首先,采用ES-V型气体渗透率测量仪对387块岩心样品的基质孔隙度和渗透率进行测试。然后,垂直于岩心方向钻取9块岩心柱(直径为2.5 cm、高度为2.5 cm的圆柱体),对岩心柱洗油,利用9505压汞仪进行高压压汞实验,最大进汞压力为163.84 MPa。最后,将其中的43块岩心样品分别制成岩石薄片和铸体薄片,采用AxioSkop40偏光显微镜、CIAS-2007图像分析仪及ZEISS EVO MA 15扫描电子显微镜观察岩石矿物形态、粒度和孔隙特征等,利用X线衍射仪(D8 ADVANCE)测量18块岩心样品的黏土矿物质量分数。

图2 研究区样品取样位置分布Fig.2 Sampling location distribution of samples in the study area

3 储层特征

3.1 岩石学特征

阜康凹陷二叠系上乌尔禾组储层岩性以砂岩和砾岩为主,砾岩占比为31%,砂岩占比为69%。研究区储层砂岩为岩屑砂岩(见图3(a)),其中石英体积分数为4.0%～21.0%,平均为9.8%,单晶石英数量最多,且部分石英颗粒呈不规则窄边状次生加大;长石类型以斜长石为主,体积分数为3.0%～22.0%,平均为11.4%;岩屑主要为沉积岩和安山岩岩屑,体积分数最高为90.0%,平均为78.8%。

图3 阜康凹陷二叠系上乌尔禾组储层岩石学特征Fig.3 Petrological characteristics of the Upper Permian Wuerhe Formation reservoir in Fukang Deprssion

与乌二段相比,乌一段砾岩占比更高,砾岩和含砂砾岩占比为49%(见图3(b)),砂岩中的中砂岩占比最多,颗粒磨圆程度较好,65%样品的磨圆程度为次圆状(见图3(d))。岩心具有明显的块状构造(见图4(a)),吸水性差,颗粒呈次棱角—次圆状,分选较差。镜下可观察到砂质砾状结构,颗粒粒径大于2.000 mm,压实作用明显,颗粒间存在明显的线接触(见图4(b)),部分颗粒被胶结,胶结类型为孔隙—压嵌型。部分孔隙被泥质杂基充填,杂基具有云母化现象(见图4(c)),局部可观察到由泥质收缩形成的少量收缩孔。此外,岩石中可见绿泥石和高岭石等黏土矿物(见图4(d))。

图4 阜康凹陷二叠系上乌尔禾组储层岩石矿物铸体薄片及扫描电镜照片Fig.4 Rock mineral morphology and scanning electron microscope of the Upper Wuerhe Formation reservoir of the Permian in Fukang Depressin

乌二段含砾砂岩占比仅为5%,砂岩以细砂岩为主(见图3(c)),整体上乌二段颗粒粒度更细,且磨圆度较乌一段的差,多为次棱角状(见图3(e))。岩心为块状构造,以砂岩、粉—细砂岩与砂砾岩互层为主(见图4(e)),吸水性较好,磨圆度较差,分选中等。岩心具有细粒砂质结构特征,粒径较细,主粒径为0.125～0.250 mm,颗粒间呈线接触(见图4(f)),胶结类型为压嵌型。泥质杂基可见绿泥石化和水云母化,均匀充填在颗粒之间,局部还可见少量浊沸石。

上乌尔禾组储层填隙物体积分数整体较低,乌一段胶结物体积分数为1.19%,乌二段的为1.98%;乌一段杂基体积分数为2.58%,乌二段的为2.33%。胶结物以硅质和方解石为主,可见方解石和硅质充填在颗粒之间(见图4(g)),堵塞原生粒间孔,杂基为泥质和黏土矿物。根据X线衍射结果,上乌尔禾组黏土矿物中伊/蒙混层体积分数大,为50.75%,主要呈不规则状和蜂巢状。除伊/蒙混层外,高岭石和绿泥石也是研究区重要的黏土矿物,体积分数分别为21.00%和20.50%,高岭石主要呈书页状、蠕虫状(见图4(h)),部分具有蚀变现象,绿泥石以不规则片状、叠瓦状分布于颗粒间。

3.2 物性特征

对阜康凹陷上乌尔禾组储层387块岩心样品进行基质孔隙度和渗透率实验,上乌尔禾组孔隙度最小为0.70%,最大为15.80%,平均为6.71%(见图5(a));渗透率整体较小,分布范围为(0.011～1.900)×10-3μm2,平均为0.186×10-3μm2(见图5(d))。其中,乌一段和乌二段孔隙度分布为单峰式(见图5(b-c)),乌二段平均孔隙度(7.60%)较乌一段的(6.10%)大;乌一段和乌二段渗透率分布较为集中,峰值为(0.020～0.040)×10-3μm2(见图5(e-f))。阜康凹陷上乌尔禾组为特低孔—特低渗储层,孔隙度和渗透率之间不存在明显的正相关关系(见图5(d)),原因为上乌尔禾组储层裂缝发育,造成部分孔隙度偏大[19]。

图5 阜康凹陷二叠系上乌尔禾组物性特征Fig.5 Physical characteristics of Upper Wuerhe Formation of Permian in Fukang Depression

3.3 储集空间特征

3.3.1 孔隙类型

阜康凹陷上乌尔禾组发育原生孔、溶蚀孔和微裂缝(见图4(i-o))。原生孔以粒间孔为主,呈不规则四边形和三角形(见图4(i)),面孔率约为3%,孔隙直径最大为400 μm,部分剩余粒间孔呈星点状均匀分布在岩石样品中(见图4(j))。溶蚀孔可进一步分为粒内溶孔、溶蚀粒间孔和溶蚀填隙物内孔。在粒内溶孔中,长石和岩屑被溶蚀后形成长石粒内溶孔(见图4(k))或岩屑粒内溶孔,长石粒内溶孔形状不规则,连通性较差,面孔率为2%,孔隙直径较大,约为4 mm;部分岩屑粒内溶孔呈三角形和纹理状,面孔率较低,小于1%。溶蚀粒间孔(见图4(l))形态呈港湾状,分布于颗粒边缘,面孔率较大,约为4%,连通性较差,被溶蚀的颗粒边缘呈锯齿状,孔隙直径较小,小于1 mm。溶蚀填隙物内孔呈星点状和次圆状分布于岩石样品,以泥质微孔为典型代表(见图4(m)),泥质被溶蚀后形成大量微孔[20],孔隙较为分散,难以统计面孔率,孔隙直径小且数量多。微裂缝可分为构造裂缝和溶蚀缝,其中构造裂缝直径大,岩心上可直接观察到部分斜劈缝(见图4(n)),溶蚀缝较细,呈长条状(见图4(o)),最长为2 mm,部分溶蚀缝可见荧光显示(见图4(p)),表明裂缝是上乌尔禾组原油运移的通道之一[21]。

为明确上乌尔禾组孔隙是否为油气运移过程中的有效孔隙,在F48井裂缝发育井段选取两块样品进行荧光薄片观察。镜下显示样品孔隙有荧光显示,在埋深为4 531.42 m处可见呈黄色亮光的粒间孔(见图4(p)),粒间孔广泛分布在岩石样品中,亮度可达中亮,但岩心样品未见原油浸染现象;此外,有一条呈淡蓝色亮光的溶蚀缝,发光强度较强,形态为长条状,以油质沥青和胶质沥青为主,沥青体积分数约为6.00%,表明孔隙和裂缝在油气运移中具有良好沟通作用。

3.3.2 压汞曲线类型

阜康凹陷上乌尔禾组储层高压压汞毛细管压力曲线主要分为三类,Ⅰ类曲线呈平台状(见表1),最大进汞饱和度为59.93%～71.18%,平均为65.50%,样品物性较好,排驱压力小,最小为0.65 MPa,最大为2.49 MPa,平均为1.71 MPa。孔隙体积最大为1.22 cm3,退汞效率为26.66%～34.82%(见表2),反映储层孔喉间连通性较好[20-22]。Ⅰ类曲线的毛细管半径较大,呈双峰式分布,且分布较为均匀,分布区间为0.008 9～0.287 0 μm,表明除发育较多纳米级孔隙外,还发育少量微孔。岩性为砾岩、粗砂岩和中砂岩,粒度较粗,孔隙多为剩余粒间孔和粒内溶孔,孔隙间连通性较好。

表1 阜康凹陷二叠系上乌尔禾组压汞曲线类型及特征Table 1 Mercury intrusion curve type and characteristics of Upper Wuerhe Formation of Permian in Fukang Depression

表2 阜康凹陷二叠系上乌尔禾组储层高压压汞参数Table 2 High-pressure mercury injection parameters of Upper Wuerhe Formation of Permian in Fukang Depression

Ⅱ类曲线呈弱平台状(见表1),最大进汞饱和度较Ⅰ类的小,为50.04%～51.07%,平均为50.56%,排驱压力较Ⅰ类的大,平均为6.49 MPa,退汞效率也较Ⅰ类的低,孔喉间连通性较差。Ⅱ类曲线的毛细管半径呈单峰式分布,分布区间为0.004 5～0.036 0 μm,孔喉较小,以纳米孔为主,几乎没有微孔发育。岩性为中砂岩、细砂岩,粒度较细,发育少量剩余粒间孔,面孔率较低,孔隙间连通性差。

Ⅲ类曲线呈斜坡状(见表1),岩性为粉—细砂岩,最大进汞饱和度在三类曲线中最低,为32.90%,排驱压力最高,为9.91 MPa,退汞效率也最低,毛细管半径分布区间较小,与其他两类曲线相比,主峰更靠近左侧分布,表明储层以细小孔喉为主,且孔喉间连通性差,贾敏现象严重[23-24],细小孔喉不利于流体流动。镜下观察到粒间孔隙被丝状伊利石充填,导致储层渗流能力变差。

4 储层主控因素

4.1 沉积作用

阜康凹陷为扇三角洲沉积体系,在沉积过程中,受水体活动和距离物源远近影响,颗粒磨圆、分选等经历不同程度改造[20-22]。如水下分流河道微相沉积时,水动力活动较强,岩石颗粒磨圆度和分选较好,粒度最粗,杂基较少[23-25],砂体更为纯净,储层物性最好,成为最有利储层。

为明确储层中的泥质体积分数是否为上乌尔禾组储层发育的主要控制因素,分析泥质体积分数和储层物性之间的关系。当储层泥质体积分数大于5%时,孔隙度低于7.5%(见图6(a)),岩性多为细砂岩及含泥细砂岩,分选差,表明沉积作用使岩性、颗粒分选程度和泥质体积分数发生变化,影响储层物性。在粒径越粗、分选越好、泥质体积分数相对较低时,储层孔隙度越大,储层物性越好。由于泥质发育堵塞部分储层原生孔隙,流体流动性降低,孔隙结构变差,多数孔隙度较小的样品泥质体积分数大于5%,有的可以达到10%,可将泥质体积分数为5%作为衡量阜康凹陷二叠系上乌尔禾组有利储层的标准之一。

泥质体积分数与孔隙度呈明显的负相关关系,随泥质体积分数增大,储层孔隙度明显降低,表明泥质体积分数是影响优质储层发育的主要因素(见图6(b))。此外,距离物源较远的F49井平均泥质体积分数为1%,低于近物源的F48井的(7%),表明搬运距离越远,颗粒分选更好,砂质更纯净,泥质体积分数更低,储层物性更好(见图6(c-d))。

4.2 成岩作用

研究区主要发育压实作用、胶结作用、溶蚀作用和充填作用,其中溶蚀作用为建设性成岩作用,压实作用、充填作用和胶结作用为破环性成岩作用。阜康凹陷上乌尔禾组埋藏较深,压实作用明显,颗粒之间呈线接触,排列紧密,孔隙较少,镜下可见部分岩屑发生变形,矿物颗粒存在定向排列现象[26-27]。充填作用在研究区发育广泛,充填的矿物类型主要为泥质、硅质和方解石,方解石充填于粒间孔隙,泥质杂基存在形式更为多样化,在粒间孔隙和颗粒边缘发育,部分石英晶体充填于粒间孔隙。发生充填作用的矿物存在原生孔隙,导致流体可利用的孔隙变少[28],连通性变差,物性降低。

研究区胶结物主要为黏土矿物,呈书页状的高岭石和呈叠瓦状的绿泥石等黏土矿物堵塞矿物孔隙[29],导致储层物性变差。在埋深为4 500 m以深的地层中,高岭石体积分数逐渐减少,绿泥石和伊利石体积分数增多,高岭石逐步转变为绿泥石和伊利石,成岩环境从碱性变为酸性[30],岩石中的酸性流体增多,开始对长石矿物溶蚀[31-33],形成大量长石粒内溶孔,并分别在4 600和5 140 m处形成两个次生溶蚀带。

建设性溶蚀作用体现在长石被溶蚀后形成大量长石粒内溶孔。长石体积分数与孔隙度呈良好的线性正相关关系,当长石体积分数增高时,发育溶蚀孔的概率增大,从而形成更多的长石粒内溶孔(见图7)。一般情况下,受压实作用影响,孔隙度随埋深的不断增加而降低[34-35],阜康凹陷上乌尔禾组储层两个次生溶蚀带的存在表明溶蚀作用在一定程度上改善研究区储层物性。

4.3 裂缝

阜康凹陷二叠系上乌尔禾组储层可见部分构造缝和大量溶蚀缝。分析KT1、F48、KT5和F49井裂缝形态、线密度、体密度及充填程度,上乌尔禾组裂缝形态以垂直缝和斜交缝两类高角度裂缝为主(见图8(a)),水平缝较少。储层裂缝线密度较低(见图8(b)),最大仅为4条/m,体密度为(1～7) m2/m3。发育的裂缝中,KT1和F49井裂缝未被充填(见图8(c)),F48和KT5井部分裂缝被全充填,造成流体不能流动,为无效裂缝。根据裂缝体密度与储层渗透率关系(见图8(d)),储层裂缝越发育,为流体提供的运移通道越多,储层的渗透性越好。裂缝体密度和线密度最大的KT5井储层渗透率最低,表明KT5井发育的部分水平缝及全充填缝为无效裂缝,对流体流动起到阻碍作用[32],造成裂缝发育多但流体沟通差。

图8 阜康凹陷二叠系上乌尔禾组储层裂缝发育特征Fig.8 Development characteristics of reservoir fractures in Upper Wuerhe Formation of Permian in Fukang Depression

分析裂缝在油气运移中的作用,可见部分岩心样品的裂隙中含油(见图9(a)),镜下可见荧光薄片具有良好油气显示(见图9(b)),裂缝发育部位溶蚀孔增多,且溶蚀孔和裂缝有荧光显示(见图9(c)),部分填隙物和裂缝呈蓝色荧光(见图9(d))。KT5井FMI测井成像可观察到多条半充填缝、张开缝及钻井增强缝(见图9(e))。研究区裂缝发育层段伴随次生溶蚀孔的发育,表明裂缝是沟通溶蚀流体(有机酸)的途径[36-37],进而产生大量溶蚀孔[38-40]。FMI测井成像反映上乌尔禾组裂缝发育较多(见图9(f)),大部分为近东西向的半充填缝,还有部分钻井增强缝,快慢横波形态有所差异。研究区储层物性整体较差,在油气运移过程中,有效裂缝的发育提供沟通流体的通道。

图9 研究区裂缝发育与油气显示关系Fig.9 Relationship between fracture development and hydrocarbon display in the study area

综上所述,沉积作用是研究区优质储层形成的基础,成岩作用是孔隙发育的前提,有效裂缝是流体渗流的保障。阜康凹陷大部分储层为扇三角洲前缘相(见图10(a)),平面上差异不大,溶蚀作用和裂缝在储层发育过程中起决定性作用,为优质储层的主控因素。

4.4 优质储层预测

位于扇三角洲前缘相带,且泥质体积分数小于5%,溶蚀作用强烈,裂缝发育的储层为研究区优质储层。由图10(a)可见,溶蚀作用发育带在KT1井附近尖灭,溶蚀作用发育带的长石体积分数高,溶蚀作用强烈,长石呈沿鼻凸分布的特征。结合地震资料数据,采用所有采样点全局相似性算法,能够获得最大似然体,以及断层与裂缝倾角和走向的信息,进一步融合曲率差异性、地应力方向和岩石信息,对研究区裂缝发育程度进行预测, KT1井附近鼻凸处裂缝发育明显(见图10(b)),F50井附近几乎不发育裂缝。预测阜康凹陷二叠系上乌尔禾组优质砂砾岩储层沿KT1井鼻凸分布,面积约为507 km2(见图10(c))。

图10 研究区优质储层平面分布Fig.10 Plan distribution of high-quality reservoirs in the study area

5 结论

(1)准噶尔盆地阜康凹陷二叠系上乌尔禾组岩性为砾岩和岩屑砂岩,填隙物体积分数较低,砂质纯净,为特低孔—特低渗储层,发育原生粒间孔、溶蚀孔和裂缝等孔隙类型,孔隙具有良好油气显示。毛细管压力曲线主要呈平台状,发育较多纳米级孔隙,孔喉总体分布不均,缺少大且连通的孔喉。

(2)研究区储层泥质体积分数越大,储层物性越差;埋深4 500 m以深时,压实作用强烈;溶蚀作用在埋深分别为4 600和5 140 m处形成两个次生溶蚀带,改善储层物性,为油气运移提供通道。除沉积作用和成岩作用外,上乌尔禾组发育的高角度缝和未充填的有效裂缝也是沟通流体的重要通道。

(3)溶蚀作用和裂缝为控制阜康凹陷上乌尔禾组优质储层发育的两大主要因素,泥质体积分数小于5%,溶蚀作用强烈,裂缝发育的的储层为研究区优质储层,优质储层沿KT1井鼻凸分布,预测优质储层面积约为507 km2。