甘永年,曹 陽,吳 倩,覃利娟,楊 麗

(中海石油(中國)有限公司湛江分公司,湛江 524057)

北部灣盆地烏石17X油田流三段為南海西部海域低滲層,目前南海西部海域已發(fā)現(xiàn)的低滲儲(chǔ)量規(guī)模大,但有效動(dòng)用較少,如何進(jìn)一步擴(kuò)大低滲儲(chǔ)量的動(dòng)用程度、推動(dòng)低滲儲(chǔ)量的整體開發(fā)是石油科研人員重點(diǎn)攻關(guān)的難題。人們對(duì)中深層-烏石區(qū)流三段低滲儲(chǔ)層特征和主控因素進(jìn)行了研究。曾小明等[1]對(duì)物性主控因素進(jìn)行了分析,認(rèn)為儲(chǔ)層物性是由沉積環(huán)境、成巖作用和構(gòu)造共同控制的,優(yōu)質(zhì)儲(chǔ)層分布于靠近大斷裂的扇三角洲外前緣近端的水下分流河道中；彭志春等[2]研究表明,在沉積環(huán)境一致的背景下成巖作用和孔隙結(jié)構(gòu)是影響儲(chǔ)層物性的主要因素；劉沖等[3]對(duì)成巖作用及孔隙演化進(jìn)行了定性研究,結(jié)果表明，壓實(shí)和膠結(jié)作用使砂巖的原生粒間孔隙明顯減少,溶解作用增加的次生孔隙改善了滲流通道。以上研究表明,成巖作用對(duì)儲(chǔ)層物性的影響較大,研究成果加深了研究區(qū)的基礎(chǔ)性成巖作用認(rèn)識(shí),但孔隙定量演化未做研究,因而成巖機(jī)理分析有所欠缺。此外,中國關(guān)于定量化的孔隙演化研究較少,因此本次研究也具有重要的推廣意義。

在沉積環(huán)境確定的基礎(chǔ)上,現(xiàn)針對(duì)烏石17X油田,利用埋藏史、熱史及儲(chǔ)層微觀資料對(duì)儲(chǔ)層進(jìn)行成巖演化與孔隙演化定量研究,整體評(píng)估了該油田成藏期儲(chǔ)集層的有效性,以期為烏石區(qū)目標(biāo)優(yōu)選提供地質(zhì)依據(jù)。

1 地質(zhì)概況

烏石17X油田位于南海北部灣盆地烏石凹陷東部,烏石凹陷是南海西部北部灣盆地南部坳陷的一個(gè)次級(jí)構(gòu)造單元[4-6],北鄰企西隆起,南鄰流沙低凸起(圖1)。其構(gòu)造是一個(gè)被斷裂復(fù)雜化的含油構(gòu)造,發(fā)育古近系-新近系地層,從下至上分別為長流組、流沙港組、潿洲組、下洋組、角尾組、燈樓角組和望樓港組等7套地層,其中古近系流沙港組為油田主力含油層位。本次研究層位為流沙港組三段(以下簡(jiǎn)稱流三段)。

圖1 烏石17X油田構(gòu)造位置圖Fig.1 Structural location map of Wushi 17X oilfield

流三段地層厚度約200～600 m,縱向上分為3個(gè)油組(L3Ⅰ、L3Ⅱ、L3Ⅲ)。其含油油組位于L3Ⅰ油組,也是本次孔隙演化研究的油組,其巖性為淺灰色中厚層含礫砂巖和砂礫巖夾薄層灰色泥巖。本油組沉積了來自東北部物源的粗碎屑扇三角洲沉積,砂體厚度大,分布面積廣[7-9]?，F(xiàn)研究區(qū)共鉆探井及評(píng)價(jià)井15口,幾口井在該油組均鉆遇大套砂體,油層段內(nèi)砂體橫向分布連片,可對(duì)比性好,以多期水下分流河道沉積為主,縱向上有一定的非均質(zhì)性(圖2)。

2 儲(chǔ)集層基本特征

儲(chǔ)層具有近物源、粗碎屑的巖石學(xué)特征。巖性以含礫粗砂巖、粗砂巖為主,部分細(xì)中砂巖。粗砂巖巖石類型主要為巖屑砂巖和長石巖屑砂巖,細(xì)中砂巖巖石類型主要為巖屑砂巖和巖屑石英砂巖。巖石組分以石英為主,碎屑顆粒以次棱-次圓狀為主,呈顆粒支撐,點(diǎn)-線接觸為主,分選中等-差,儲(chǔ)層以孔隙式膠結(jié)為主,結(jié)構(gòu)成熟度低。儲(chǔ)集層總體具有“四低”特征,即成分成熟度低、結(jié)構(gòu)成熟度低、泥質(zhì)和膠結(jié)物含量低。

烏石17X油田流三段儲(chǔ)層為中孔特低滲儲(chǔ)層,平均孔隙度為17.3%,平均滲透率為4.16 mD,孔滲相關(guān)性差。

3 儲(chǔ)集層成巖演化

成巖演化是儲(chǔ)集層埋藏史、熱演化史及地下水溶液活動(dòng)等綜合演變的結(jié)果[10]。不同類型礦物的溶解與再生和成巖演化息息相關(guān)。本次成巖演化研究以膠結(jié)-溶解序列為基礎(chǔ),根據(jù)埋藏史與熱史確定各主要成巖作用發(fā)生的時(shí)間與相應(yīng)的古埋深；結(jié)合相應(yīng)階段的水溶液環(huán)境,印證相應(yīng)礦物的形成與轉(zhuǎn)變。

L3Ⅰ-流三段Ⅰ油組；L3Ⅱ-流三段Ⅱ油組；L3Ⅲ-流三段Ⅲ油組圖2 烏石17X油田單井綜合柱狀圖Fig.2 Single well comprehensive histogram of Wushi 17X oilfield

3.1 膠結(jié)溶解序列

烏石17X油田流三段儲(chǔ)集層中石英加大及高嶺石普遍發(fā)育[圖3(a)、圖3(b)],石英加大邊最大寬度可達(dá)160 μm,高嶺石最高含量可達(dá)14%,高嶺石普遍發(fā)育于長石溶蝕區(qū)內(nèi),說明其為長石溶蝕的產(chǎn)物,長石溶蝕的同時(shí)生成了大量的硅質(zhì),形成石英加大。常見石英內(nèi)部、邊部及加大邊有溶蝕[圖3(c)、圖3(d)、圖3(e)],但未被充填,說明其溶蝕時(shí)間相對(duì)靠后。研究區(qū)碳酸鹽膠結(jié)物相對(duì)不發(fā)育,但在局部井區(qū)和層段有富集,主要包括鐵方解石、白云石和菱鐵礦。由于流三段儲(chǔ)集層埋深較大,碳酸鹽膠結(jié)物形成于較高溫度環(huán)境下,受有機(jī)脫羧作用明顯(圖4)。薄片鏡下見部分菱鐵礦及白云石以泥晶狀充填于粒間孔,說明其形成于早成巖期；部分白云石晶粒較大,充填于長石溶孔中,與高嶺石混雜堆積[圖3(f)],說明其形成晚于長石溶蝕；鐵方解石充填粒間孔、粒內(nèi)孔,并部分交代多晶石英[圖3(g)、圖3(h)],說明其形成時(shí)間晚于長石、巖屑、石英等顆粒的溶蝕；部分菱鐵礦晶粒較大[圖3(i)],為粉晶狀,是重結(jié)晶產(chǎn)物,充填于溶蝕孔內(nèi),說明重結(jié)晶時(shí)間晚于溶蝕作用。菱鐵礦多與瀝青伴生,瀝青條帶多繞著菱鐵礦,說明菱鐵礦的形成晚于油氣充注時(shí)期。掃描電鏡下常見石膏呈團(tuán)塊狀或放射狀充填于粒間孔中[圖3(j)],部分具有溶蝕現(xiàn)象,石膏形成需要較高鹽度環(huán)境和弱酸性介質(zhì)。

圖3 成巖圖版Fig.3 Diagenetic plate

圖4 碳氧同位素分析圖Fig.4 Carbon and oxygen isotope analysis maps

綜上,儲(chǔ)集層膠結(jié)溶解序列為:早期部分菱鐵礦及白云石膠結(jié)；中期長石溶蝕、石英加大、高嶺石充填及石膏膠結(jié)；晚期石英溶蝕、石膏溶蝕、鐵方解石膠結(jié)、菱鐵礦重結(jié)晶。

3.2 成巖演化

烏石17X油田流三段的儲(chǔ)層段主要位于地層上部,因此成巖演化對(duì)象為上部地層段(圖5)。距今27.5～56.5 Ma,儲(chǔ)層埋深為0～1 700 m,儲(chǔ)層段底界溫度低于80 ℃,該時(shí)期發(fā)育早期菱鐵礦及白云石膠結(jié),兩者形成均需堿性條件,因此推斷該時(shí)期成巖環(huán)境呈堿性特征,成巖期為早成巖A期-早成巖B期。研究區(qū)儲(chǔ)集層原油對(duì)比顯示,烏石17X構(gòu)造烴源巖主要來源于低部位鄰區(qū)流二段下部泥巖,烴源巖主生排烴期(最佳生酸期)為距今27.5～11 Ma,此時(shí)儲(chǔ)集層溫度為80～100 ℃,利于烴源巖中有機(jī)酸的保存,此階段在有機(jī)酸的影響下,儲(chǔ)集層成巖環(huán)境開始轉(zhuǎn)化為酸性,長石、巖屑等礦物溶解,石英次生加大與高嶺石開始形成,并出現(xiàn)石膏膠結(jié),成巖期為中成巖A期,儲(chǔ)層底界埋深小于2 300 m。距今約11 Ma,儲(chǔ)層溫度大于100 ℃,儲(chǔ)集層系統(tǒng)封閉,烴源巖地層溫度大于120 ℃,羧酸陰離子脫羧,有機(jī)酸濃度降低,蒙皂石向伊利石轉(zhuǎn)化和伊利石向綠泥石轉(zhuǎn)化過程中產(chǎn)生的Fe2+、Mg2+、Ca2+等堿金屬離子進(jìn)入孔隙水,成巖環(huán)境酸性減弱,此時(shí)儲(chǔ)集層流體轉(zhuǎn)化為弱堿性,石英溶蝕、石膏溶蝕、鐵方解石膠結(jié)、菱鐵礦重結(jié)晶等,至現(xiàn)今儲(chǔ)集層地層流體仍呈弱堿性(pH為7.0～8.5),成巖期為中成巖A期。

圖5 儲(chǔ)集層埋藏演化史及成巖演化史Fig.5 History of burial and diagenetic evolution of reservoirs

4 儲(chǔ)集層孔隙度定量演化

在近20年的時(shí)間里,多數(shù)學(xué)者按照將近論古的觀點(diǎn),將現(xiàn)有的縱向上孔隙度分布特征等同于某一段儲(chǔ)集層的時(shí)空演化特征[11-12],這忽視了其是垂向上不同性質(zhì)地層的綜合結(jié)果。本次孔隙度定量演化研究是針對(duì)某套固定的儲(chǔ)集層進(jìn)行從埋藏開始的成巖演化研究,是在成巖演化研究的基礎(chǔ)上,利用面孔率與孔隙度的函數(shù)關(guān)系,將成巖各階段的膠結(jié)及溶解作用進(jìn)行定量化的反演回剝,同時(shí),根據(jù)正常壓實(shí)圖版,對(duì)反演回剝的孔隙度進(jìn)行機(jī)械壓實(shí)校正,從而建立地質(zhì)歷史時(shí)期碎屑巖儲(chǔ)層實(shí)際孔隙度演化曲線。

4.1 膠結(jié)-溶解孔隙度反演回剝

儲(chǔ)層微觀研究中各礦物含量的多少是以所占面孔率的大小來計(jì)算的,因此在孔隙度的反演過程中需將面孔率換算成孔隙度,研究區(qū)面孔率與孔隙度相關(guān)性高,可以用相關(guān)關(guān)系式進(jìn)行成巖演化過程中孔隙度損失量或增加量的換算,其換算公式為φ=4.664 9φ視0.476 6(φ為常規(guī)物性孔隙度,φ視為視孔隙度,即薄片面孔率)。

烏石17X油田流三段儲(chǔ)層開始沉積時(shí)為距今56.5 Ma；56.5～27.5 Ma,古埋深約為1 700 m,成巖環(huán)境堿性,早期菱鐵礦及白云石膠結(jié),膠結(jié)面孔率為0.64%,利用面孔率與孔隙度之間的函數(shù)關(guān)系,其損失的孔隙度為3.8%；27.5～11 Ma古埋深約為2 300 m,成巖環(huán)境酸性,長石、巖屑等礦物溶解,石英次生加大與高嶺石開始形成,出現(xiàn)石膏膠結(jié),溶解增加的面孔率為9.44%,換算成孔隙度為13.6%,膠結(jié)物與自生礦物充填孔喉,損失的面孔率為1.04%,換算成孔隙度為4.75%；11 Ma至今,埋深約2 700 m,成巖環(huán)境弱堿性,石英及石膏溶蝕現(xiàn)象可見,但溶蝕量可忽略不計(jì),鐵方解石膠結(jié)、菱鐵礦重結(jié)晶,其所占面孔率為0.18%,損失孔隙度2.06%。

4.2 壓實(shí)孔隙度反演回剝

造成孔隙度增加與減少的主要成巖作用類型為壓實(shí)作用、膠結(jié)作用與溶解作用,上述已對(duì)膠結(jié)和溶解作用進(jìn)行了定量化的反演回剝,下一步需對(duì)壓實(shí)作用損失的孔隙度進(jìn)行分段回剝。不同成巖階段壓實(shí)作用損失的孔隙度一般由正常壓實(shí)圖版讀取,本次挑選了研究區(qū)處于常壓環(huán)境中、膠結(jié)物含量小于5%、以原生孔為主、次生孔隙含量小于1%的樣品作為正常壓實(shí)的樣品點(diǎn),將其實(shí)測(cè)孔隙度與深度進(jìn)行擬合,所得曲線為研究區(qū)儲(chǔ)集層正常壓實(shí)圖版(圖6)。

圖6 正常機(jī)械壓實(shí)圖版Fig.6 Normal mechanical compaction plate

根據(jù)機(jī)械壓實(shí)校正原則,地層發(fā)生正常壓實(shí)作用時(shí),壓實(shí)作用損失的孔隙度可由壓實(shí)圖版讀取,而在本油田范圍內(nèi),部分井區(qū)在成巖早期各類膠結(jié)物總含量已超過5%,膠結(jié)作用抑制壓實(shí)作用,壓實(shí)作用損失的孔隙度對(duì)比正常壓實(shí)狀態(tài)下減少,此時(shí)若按圖版讀取數(shù)據(jù)則必然造成錯(cuò)誤,因此依據(jù)前人研究的成熟經(jīng)驗(yàn),使用了將機(jī)械壓實(shí)作用損失的總孔隙度按所占比例分配到各關(guān)鍵成巖作用階段的原則,進(jìn)行了各關(guān)鍵成巖作用階段機(jī)械壓實(shí)作用損失量的計(jì)算,其分配比例由壓實(shí)圖版讀取[13]。機(jī)械壓實(shí)作用損失的總孔隙度按式(1)進(jìn)行計(jì)算。

φp=φo-φm-φc+φf

(1)

式(1)中：φp為機(jī)械壓實(shí)作用損失的總孔隙度；φo為原始孔隙度；φm為實(shí)測(cè)孔隙度；φc為膠結(jié)物作用損失的孔隙度；φf為溶解作用增加的孔隙度。

式(1)中膠結(jié)物損失的孔隙度與溶解作用增加的孔隙度為已知數(shù)據(jù),此時(shí)還需求取儲(chǔ)層的原始孔隙度。Beard等[14]通過實(shí)驗(yàn)建立了利用Trask分選系數(shù)So求取砂巖原始孔隙度φo的經(jīng)驗(yàn)公式φo=20.9+22.9/So,但是該方法僅適用于粒度較細(xì)的砂巖,對(duì)于粒度相對(duì)較粗的砂巖,經(jīng)驗(yàn)表明,根據(jù)碎屑巖正常壓實(shí)作用過程中儲(chǔ)層物性演化規(guī)律,將正常壓實(shí)曲線延伸至地表即可得出該樣品的原始孔隙度[9],烏石17X油田流三段原始孔隙度為44%。因此,根據(jù)式(1)可得:烏石17X油田流三段機(jī)械壓實(shí)損失的總孔隙度為29.09%(44%-17.9%-10.61+13.6%),與本區(qū)的強(qiáng)壓實(shí)特征相符。根據(jù)正常壓實(shí)圖版,將壓實(shí)作用損失的總孔隙度按 9∶3∶1 的比例進(jìn)行分配,即長石、巖屑等礦物溶解之前(56.5～27.5 Ma),機(jī)械壓實(shí)作用損失的孔隙度為20.14%,長石、巖屑等礦物溶解開始至結(jié)束(27.5～11 Ma),機(jī)械壓實(shí)作用損失的孔隙度為6.71%,鐵方解石等碳酸鹽膠結(jié)物開始形成至今(11 Ma至今),機(jī)械壓實(shí)作用損失的孔隙度為2.24%。

4.3 孔隙度定量演化

綜合上述膠結(jié)-溶解與壓實(shí)孔隙度反演回剝結(jié)果,可得到儲(chǔ)集層實(shí)際孔隙度演化過程。

烏石17X油田流三段儲(chǔ)層埋藏時(shí),距今56.5 Ma,儲(chǔ)集層實(shí)際孔隙度為44%；距今27.5 Ma(古埋深1 700 m),儲(chǔ)集層實(shí)際孔隙度20.06%(原始孔隙度44%,扣除機(jī)械壓實(shí)損失孔隙度20.14%,白云石等膠結(jié)物損失孔隙度為3.8%)；距今11 Ma(古埋深2 300 m),儲(chǔ)集層實(shí)際孔隙度為22.2%(實(shí)際孔隙度為20.06%,加上溶解作用增加的孔隙度13.6%,扣除機(jī)械壓實(shí)損失孔隙度6.71%,扣除膠結(jié)物與自生礦物損失的孔隙度4.75%)；現(xiàn)今埋深2 700 m,儲(chǔ)集層實(shí)際孔隙度17.9%(實(shí)際孔隙度為22.2%,扣除機(jī)械壓實(shí)損失孔隙度2.24%,扣除碳酸鹽膠結(jié)物損失的孔隙度2.06%)。由此建立了孔隙度實(shí)際演化曲線(圖7)?？紫堆莼砻?烏石17X油田流三段孔隙度降低的主要原因?yàn)樯盥癫叵碌膹?qiáng)烈壓實(shí)作用,其共計(jì)減少了29%的孔隙,后期溶蝕作用的貢獻(xiàn)是現(xiàn)今孔隙度仍能保持中孔的主要原因。

圖7 孔隙度演化曲線Fig.7 Curve of porosity evolution

4.4 孔隙定量演化意義

成藏規(guī)律研究表明烏石17X油田經(jīng)歷了一期連續(xù)的油氣充注,其原油來源于鄰區(qū)烏石16X油田流二段烴源巖,只有盆地?zé)N源巖進(jìn)入了生烴期,成藏才有可能,在距今27.5 Ma,烏石16X油田流二段烴源巖進(jìn)入低成熟區(qū),至今仍處于生烴期,油氣充注的時(shí)間應(yīng)是在27.5 Ma之后,此時(shí)儲(chǔ)集層孔隙度在20.06%左右,為中孔特征,不致密,利于油氣的充注,在距今11 Ma,由于溶蝕作用的影響,孔隙度增至22.2%,更利于油氣的充注,油氣充注飽和度高。因此,該區(qū)發(fā)育有效儲(chǔ)層,且經(jīng)鉆桿測(cè)試(drill-stem testing,DST)測(cè)試表明,局部甜點(diǎn)儲(chǔ)層為高產(chǎn),適合進(jìn)行開發(fā)部署。烏石17X油田為烏石區(qū)目標(biāo)優(yōu)選區(qū)域。

此外,此次儲(chǔ)集層孔隙度演化的定量恢復(fù),還靜態(tài)地分析了各階段成巖作用對(duì)儲(chǔ)集層物性的貢獻(xiàn)量或損失量。例如,儲(chǔ)集層由于壓實(shí)作用損失的孔隙度為29.09%,膠結(jié)作用損失的孔隙度為10.61%,溶解作用增加的孔隙度為13.6%,壓實(shí)作用損失量大于膠結(jié)作用,溶蝕作用增加的孔隙度是后期油氣成藏的主要因素。這一研究結(jié)論有效分析了儲(chǔ)層物性主控因素。因此,甜點(diǎn)儲(chǔ)層主要發(fā)育于弱壓實(shí)強(qiáng)溶蝕區(qū)。

5 結(jié)論

(1)烏石17X油田流三段經(jīng)歷了早期堿性、中期酸性及晚期堿性的成巖演化過程。其成巖演化序列為早期菱鐵礦及白云石膠結(jié)；中期長石、巖屑礦物溶解,石英次生加大與高嶺石生成,出現(xiàn)石膏膠結(jié)；晚期石英溶蝕、石膏溶蝕、鐵方解石膠結(jié)、菱鐵礦重結(jié)晶。

(2)借助鑄體薄片的孔隙度反演法,經(jīng)壓實(shí)校正后得出儲(chǔ)集層的動(dòng)態(tài)孔隙度演化過程。研究結(jié)果表明:儲(chǔ)集層由于壓實(shí)作用損失的孔隙度(29.09%)大于膠結(jié)作用(10.61%),溶解作用增加的孔隙度(13.6%)是后期油氣成藏的主要因素。

(3)油氣充注史與孔隙演化史關(guān)系表明:烏石17X油田流三段油氣充注時(shí)期儲(chǔ)層孔隙度較高,平均20%,中孔,利于油氣充注；距今11 Ma,因溶蝕作用的貢獻(xiàn),孔隙度增至22.2%,油氣充注飽和度高。孔隙演化史與油氣成藏的匹配關(guān)系,使得中深層儲(chǔ)集層有效性評(píng)價(jià)更加準(zhǔn)確,對(duì)油氣勘探與開發(fā)具有更強(qiáng)的實(shí)用性與指導(dǎo)性。