渤海灣盆地束鹿凹陷古近系沙河街組湖相混積 泥灰巖致密油儲層特征

付小東,吳健平,壽建峰,王小芳,周進高,張天付,郭永軍

(1.中國石油 杭州地質研究院,浙江 杭州 310023; 2.中國石油 集團碳酸鹽巖儲層重點實驗室,浙江 杭州 310023; 3.中國石油 華北油田分公司,河北 任丘 062552)

國外學者Mount 1985年首次提出“混合沉積物”的概念,提出了4種混合沉積物的成因類型[1]。國內學者楊朝青等1990年提出“混積巖”的概念[2],將其定義為陸源碎屑與碳酸鹽顆粒及灰泥混生在一起的一類沉積巖,并將碳酸鹽組分大于25%、陸源碎屑大于10%的混合沉積歸為混積巖。廣義的混積巖包括兩大類：① 巖石中碳酸鹽組分與陸源碎屑組分混合產出;② 碳酸鹽巖與陸源碎屑巖高頻率交互產出。狹義的混積巖是指上述的第2類[3]。

渤海灣盆地束鹿凹陷沙河街組三段下亞段(簡稱Es3(下))發育一套湖相碳酸鹽灰泥與陸源碳酸鹽巖碎屑混合沉積形成的混積巖[4-7],過去受現場分析化驗條件和地質認識的限制,對該套特殊成因的泥級沉積物難以細化區分,前人?；\統稱之泥灰巖類或石灰泥巖[4-7]。該套混積巖有機質豐度高、厚度大、分布較廣,既是凹陷內主要的烴源巖,也是致密油勘探主要目的層,屬于“自生自儲”型致密油儲層。近年相繼鉆探的束探1井、束探3井等數口致密油探井在該套泥灰巖段均獲得工業油流[8],展示了良好勘探前景?；旆e泥灰巖成因特殊,孔隙結構復雜,明確其儲層特征與“甜點”儲層主控因素,對該類型致密油勘探具有重要意義。依托束探3井等系統取心井巖心,在巖礦、物性特征分析基礎之上,結合場發射電鏡、CT掃描和核磁共振以及有機地球化學分析,揭示了混積泥灰巖儲層特征,明確了“甜點”儲層發育主控因素,建立了儲層發育模式與分類評價標準,指出了該類致密油勘探有利區帶與目標層位。

1 區域地質概況

束鹿凹陷是渤海灣盆地冀中坳陷南部的一個重要富油凹陷,是在前古近系基底上發育的東斷西超NE走向的狹長單斷簸狀凹陷,主體勘探面積約700 km2。構造上具有南北分區,東西分帶的特征(圖1a),Es3早期,由于凹陷內臺家莊和荊秋2個古隆起和相關斷裂的分隔,凹陷由南至北被依次分隔為南、中、北3個次級洼陷;東西向則依次可劃分為東部陡坡帶、中部洼槽帶和西部緩坡帶3個構造單元[5]。古近系是該凹陷最主要的發育時期,主要發育沙河街組三段(沙三段)及以上的地層[9]。

受寧晉凸起等碳酸鹽巖隆起區物源及沉積環境控制,古近紀早期,束鹿凹陷沙三段中、下部主發育碳酸鹽質砂礫巖(角礫巖)和混積成因泥灰巖,往上為正常的砂泥巖沉積。厚層塊狀砂礫巖主要為貧基質的碎屑流沉積;細粒沉積的泥灰巖主要為混合沉積,并可進一步劃分為結構混合、互層混合和夾層混合3種類型[4,10],混積泥灰巖多形成于半深湖-深湖環境[10]。凹陷內Es3(下)可劃分為5個三級層序(SQ1—SQ5)和15個準層序組[8],混積泥灰巖在各層序的湖侵體系域和高位體系域皆發育(圖1b)。Es3(下)泥灰巖地層在凹陷內呈東厚西薄的楔狀體,主要分布于凹陷緩坡帶以及洼槽區,區域厚度100～1 500 m不等[5],往凹陷中心其厚度逐漸增大,目前鉆遇泥灰巖最大厚度603 m。

2 泥灰巖致密油儲層特征

2.1 巖石礦物學特征

Es3(下)混積成因泥灰巖類型復雜多樣,崔周旗等根據其巖石組構和礦物組分特征,結合地震、測井響應特征,對其進行了系統的多維巖性分類[11]。為便于表述,本文根據巖石組構特征主要劃分為紋層狀泥灰巖和塊狀泥灰巖兩亞類來討論混積泥灰巖致密儲層特征。紋層狀泥灰巖由互層混合方式沉積形成(廣義混積巖),鏡下可觀察到明暗相間的紋層組成韻律層(圖2)。亮紋層主要為化學沉淀形成,礦物成分較單一,主要石泥晶-微晶的方解石和白云石,陰極發光呈橘紅色。暗紋層則主要為機械沉積形成,礦物組成復雜,由泥晶方解石和白云石、泥質、碳酸鹽巖砂屑、石英、有機質、黃鐵礦等組成,陰極發光顏色較暗且雜亂。受離物源區的遠近、物源供應的多少及所處部位的不同及構造運動的影響,紋層主要呈現出4種形態：①薄層暗色灰質泥巖與亮色泥晶灰巖不等厚互層,紋層界線平行或不平行(圖2a，b),形成于陸源物質少的靜水環境,以碳酸鹽巖清水沉積為主[4]； ②含陸屑灰質泥巖與含泥或不含泥的泥晶灰巖近等厚互層,常見薄層的粉-細砂巖夾層(夾層混積),紋層界線平行(圖2c，d),形成于近岸深水區或陸源間歇供給充分的深水環境[4]；③紋層界線清晰的波狀紋層(圖2e，f),形成于坡度較陡的斜坡環境中,層狀沉積物還未固結,就沿著斜坡滑動變形而形成； ④由下至上,粉砂巖與泥灰巖或泥晶灰巖形成具粒序變化的遞變層所組成的韻律沉積(圖2g，h),與遠源濁流沉積有關[4]。

圖1 渤海灣盆地束鹿凹陷區域構造特征與Es3(下)地層綜合柱狀圖(據文獻[9],有修改)Fig.1 Regional structural characteristics and stratigraphic column of Es3Lin Shulu Sag,Bohai Bay Basin(modified from reference[9])a.束鹿凹陷構造單元劃分;b. Es3(下)地層綜合柱狀圖

塊狀泥灰巖主要為結構混合沉積形成(狹義的混積巖),包括以陸源組分為主和以內源組分為主2種混源沉積形式。前者以富含有機質的泥質或陸源碳酸鹽巖碎屑(其成分主要為方解石)為主,少量石英、長石等陸源碎屑,偶見球粒狀黃鐵礦不均一分布(圖2i),陰極發光呈雜亂的暗色(圖2j)。后者組分中以原地沉積的泥晶方解石為主,僅有少量陸源碳酸鹽巖砂屑、石英、長石及粘土礦物等組分(圖2k),陰極發光呈橘紅色且較均一(圖2l),該類沉積主要出現在半深湖一深湖環境中,陸源碎屑供給較充足時為含陸屑泥晶灰巖;反之,則為泥晶灰巖。

圖2 束鹿凹陷束探3井Es3(下)泥灰巖巖石學特征Fig.2 Petrologic features of marlstones in the Es3L of Well shutan 3 in Shulu Sag a,b.灰質泥巖/泥灰巖與含陸屑泥晶灰巖不等厚互層,埋深3 974.76 m,a為單偏光照片,b為陰極發光照片;c,d.灰質泥巖/粉砂巖與泥晶灰巖近等厚互層,埋深3 681.49 m,c為單偏光照片,d為陰極發光照片;e,f.灰質泥巖與含陸屑泥晶灰巖構成波狀層理,埋深3 677.61 m,e為單偏光照片,f為陰極發光照片;g,h.粉砂巖與泥灰巖或泥晶灰巖形成具粒序層理,埋深3 984.52 m,g為單偏光照片,h為陰極發光照片;i,j.以陸源組分為主的塊狀灰質泥巖/泥灰巖,埋深3 817.65 m,i為單偏光照片,j為陰極發光照片;k,l.以內源灰泥為主的塊狀泥晶灰巖/泥灰巖,埋深4 100.71 m,k為單偏光照片,l為陰極發光照片;m紋層狀泥灰巖,粉砂紋層粒間微孔含油明顯,淡黃色熒光;埋深3 687.96 m,熒光薄片照片;n.紋層狀泥灰巖,紋層縫、灰質泥巖紋層及有機質中含油明顯,淡黃色、褐黃色熒光,埋深3 978.76 m,熒光薄片照片;o.塊狀泥灰巖,含油較少,均一分布在各類微孔中,埋深3 809.15 m,熒光薄片照片;p.方解石脈中油包裹體、晶間孔含油,埋深3 984 m,熒光薄片照片

沙三段下亞段的陸源碎屑主要源自周圍寧晉凸起等物源區下古生界的海相碳酸鹽巖地層,因缺乏碎屑巖地層,混積泥灰巖中的陸源碎屑主要為碳酸鹽巖砂屑[7]。因此無論是紋層狀泥灰巖還是塊狀泥灰巖,其礦物組成均以方解石為主,含量主要分布在50%～90%;其次為白云石,含量主要在5%～35%;粘土礦物含量較低,平均約為10%;陸源石英含量低,主要在2%～20%,長石含量基本在2%以下。

2.2 儲層物性條件

Es3(下)泥灰巖氣測孔隙度基本在4.0%以下,無明顯裂縫的泥灰巖樣品水平滲透率大多低于10×10-3μm2(圖3a),總體上屬于典型的特低孔、特低滲致密儲層。紋層狀泥灰巖孔隙度總體上高于塊狀泥灰巖,前者洗油前利用氦孔隙度儀測得的孔隙度主要在0.5%～2.5%,平均1.47%,后者則主要在0.1%～2.0%,平均僅0.76%(圖3b)。洗油后泥灰巖氣測孔隙度明顯增加,紋層狀泥灰巖和塊狀泥灰巖洗油后孔隙度分別平均增大1.07%和0.60%,表明地質條件下部分孔隙被原油或瀝青質充填。此外,利用核磁共振技術對飽和水的泥灰巖樣品進行了核磁孔隙度測試,紋層狀泥灰巖核磁孔隙度主要在0.8%～4.0%,平均2.45%;塊狀泥灰巖核磁孔隙度主要在0.7%～2.5%,平均為1.35%;利用核磁共振測得的孔隙度比利用氦氣測得的孔隙度高,可能是由于泥灰巖中部分孤立的納米級微孔和束縛水占據的部分孔隙氦氣法難以測到所致。紋層狀泥灰巖由于紋層縫發育,水平滲透率明顯高于塊狀泥灰巖,前者平均滲透率約1.60×10-3μm2,后者平均滲透率僅0.49×10-3μm2。

圖3 束鹿凹陷Es3(下)泥灰巖孔隙度、滲透率分布特征Fig.3 Distribution characteristics of porosity and permeability of marlstones in the Es3L of Shulu Saga.孔隙度、滲透率關系;b.孔隙度分布直方圖

2.3 儲集空間類型

Es3(下)泥灰巖發育多種類型儲集空間,總體上可分為孔隙和裂縫型兩大類8亞類儲集空間(圖4)。

2.3.1 孔隙型儲集空間

孔隙型儲集空間根據其成因與形態,可進一步分為粒間孔、溶蝕孔、晶間孔、粒內/晶內孔和有機質孔5亞類,不同類型孔隙形貌特征、孔徑大小有明顯差異。

1) 粒間孔

受壓實作用和膠結作用的雙重影響,泥灰巖中的原生粒間孔隙大多消失,偏光顯微鏡下難以觀察到明顯的殘余粒間孔。但在掃描電鏡下可見部分陸源碎屑(主要是碳酸鹽巖砂屑)間仍存在一定量的粒間孔(圖4a，b)。紋層狀泥灰巖中粒間孔主要發育在以機械沉積為主的灰質泥巖紋層(暗紋層)或粉-細砂巖夾層中;塊狀泥灰巖中粒間孔主要分布在粉砂級的陸源碎屑顆粒間。

2) 溶蝕孔

溶蝕孔在紋層狀泥灰巖和塊狀泥灰巖中均廣泛發育,通常是多個溶孔密集分布(圖4c，d,l),沾化凹陷沙河街組富有機質鈣質頁巖中也可見此類孔隙發育[12-14]。此外在充填裂縫的方解石脈中也可見到次生溶孔(圖4o)。溶孔的形成與生烴早期有機酸酸溶蝕有關,由于沙三段泥灰巖有機質豐度高,礦物組分又以易溶的方解石為主,生烴早期形成的大量有機酸可使方解石等礦物溶蝕從而形成大量溶蝕孔,這些溶蝕孔形成后隨著埋深的增加,被壓扁成橢圓狀或拉長狀。

3) 晶間孔

泥灰巖中的晶間孔包括黃鐵礦晶間孔、粘土礦物晶間孔和碳酸鹽礦物晶間孔等。①黃鐵礦晶間孔：Es3(下)泥灰巖多沉積于半深湖-深湖的還原環境,在沉積和成巖演化過程中形成了大量球粒狀的黃鐵礦集合體,這些集合體中晶間孔十分發育(圖4e,f)。②粘土礦物晶間孔：粘土礦物在脫水轉化過程中形成的晶間孔,Es3(下)泥灰巖雖然粘土礦物含量總體不高,但在掃描電鏡下可觀察到伊利石等粘土礦物晶間孔十分發育(圖4b,g)。③碳酸鹽礦物晶間孔：包括兩種類型,一類是泥灰巖基質中部分晶型較好,晶粒較粗的白云石或方解石晶體間可見納米級的晶間微孔(圖4j);另一類是方解石脈中粗晶方解石晶間孔(圖4n)。

4) 有機質孔

有機質在生成油氣的過程中可在內部形成孔隙,孔隙發育程度與有機質成熟度和類型密切相關,通常成熟度較高的樣品有機質孔更發育,藻類體(腐泥組)比鏡質體更容易生成有機質孔[15-17]。束鹿凹陷沙三段下亞段泥灰巖富含有機質,TOC主要分布在0.5%～5.0%,平均1.79%;有機質類型主要為Ⅱ1型,富含藻類體,具備大量形成有機質孔的物質基礎;但成熟度較低(鏡質體反射率Ro值主要在0.7%～1.3%),總體處于低成熟-成熟階段。在熒光顯微鏡和掃面電鏡下可見到大量條帶狀或塊狀有機質,但因成熟度較低,多數有機質未觀察到明顯的機質孔,僅在部分樣品塊狀有機質中觀察到孔徑較大的有機質孔(圖4h)。在凹陷西部斜坡區,泥灰巖中有機質孔欠發育,但在洼槽區,隨著有機質成熟度達到成熟中晚期-高成熟階段,泥灰巖具備大量發育有機質孔的條件。

圖4 束鹿凹陷束探3井Es3(下)混積泥灰巖儲集空間特征Fig.4 Characteristics of the mixed marlstone reservoir space in the Es3L of Well shutan 3 in Shulu Saga.粒間孔,紋層狀泥灰巖,埋深3 978.8 m,平行紋層自然斷面-掃描電鏡照片;b.粒間孔、粘土礦物晶間孔,紋層狀泥灰巖,埋深3 981.9 m,氬粒子拋光-場發射電鏡照片;c.溶蝕孔,塊狀泥灰巖,埋深4 101.6m,氬粒子拋光-場發射電鏡照片;d.溶蝕微孔,塊狀泥灰巖,埋深3 984.9 m,氬粒子拋光面-場發射電鏡照片;e.黃鐵礦晶間孔,紋層狀泥灰巖,埋深3 677.1 m,氬粒子拋光-場發射電鏡照片;f.黃鐵礦晶間孔,塊狀泥灰巖,埋深3 817.7 m,氬粒子拋光-場發射電鏡照片;g.粘土礦物晶間孔,樣品同b,氬粒子拋光-場發射電鏡照片;h.有機質孔、收縮縫,紋層狀泥灰巖,束探1井,埋深4 077.5 m,氬粒子拋光-場發射電鏡照片;i.碳酸鹽巖碎屑粒內孔,紋層狀泥灰巖,埋深3 796.5 m,垂直紋層自然斷面-掃描電鏡照片;j.碳酸鹽巖礦物晶間孔,紋層狀泥灰巖,埋深3 983.4 m,平行紋層自然斷面-掃描電鏡照片;k.紋層縫,樣品同j,垂直紋層自然斷面-掃描電鏡照片;l.與有機質相伴生的紋層縫、溶蝕孔,樣品同a,氬粒子拋光-場發射電鏡照片;m.張性構造縫充填粗晶方解石脈,埋深3 984.0～3 984.3 m, 巖心照片;n.方解石脈中晶間孔,樣品同m,鑄體薄片照片;o.方解石脈及方解石脈中溶蝕孔,樣品同a,鑄體薄片照片

5) 粒內孔

粒內孔主要見于陸源碳酸鹽巖砂屑和亮晶方解石、白云石晶體內(圖i)。白云巖砂屑較灰巖砂屑粒內孔更發育,孔隙主要繼承自母巖地層;亮晶方解石、白云石晶體內孔隙包括礦物在結晶過程中形成的晶格缺陷,或由于次生溶蝕作用形成的近圓狀溶蝕孔。

2.3.2 裂縫型儲集空間

1) 紋層縫

紋層縫主要發育在紋層狀泥灰巖中(圖4k，l),由于兩類紋層在礦物組成,沉積方式上具有明顯差異,在成巖過程中順層理容易形成紋層縫,其發育程度受兩類紋層互層頻率所控制,紋層縫既是重要的儲油空間,也可極大的改善泥灰巖在水平方向上的滲透性。

2) 構造縫

束鹿凹陷地質歷史上斷裂活動強烈,發育走向主要為NE向拉張性正斷層,館陶組沉積期是喜馬拉雅構造運動Ⅱ幕時期,構造作用強烈,形成3條較大的斷層[18]?；旆e泥灰巖脆性礦物含量高,在多期斷層活動作用下易于產生裂縫(圖4n—q),巖心統計裂縫密度在0.3～4 條/m。構造縫既是重要的儲集空間,又是油氣運移的重要通道。根據泥灰巖中裂縫傾角大小分為水平縫、低角度縫、高角度縫和垂直縫4類;以高角度縫為主(占37%),其次為垂直縫(占27%),低角度縫和水平裂縫分別占24%、12%。裂縫的充填物主要是方解石,其次為混合物質(方解石、鐵質、泥質以及有機質等)充填。從構造縫性質和充填物特征來看,Es3(下)泥灰巖地層中至少發育兩期構造裂縫,早期構造縫為張性裂縫,部分裂縫被發棕黃色光的方解石全充填;后一期構造作用表現為壓扭,將早期構造縫中充填的發棕黃色光的方解石揉碎,之后又被發橙黃色光的方解石充填或部分充填[19]。

3) 有機質收縮縫

泥灰巖中有機質受熱演化程度的影響,有機質孔總體欠發育,但在塊狀或條帶狀有機質邊緣或內部,?？梢娨蛏鸁N演化導致塊狀有機質體積收縮形成的有機質收縮縫(圖4h,l)。

2.3.3 孔隙分布特征與儲集空間組合類型

不同巖石組構的泥灰巖孔隙分布特征具有明顯差異,CT掃描顯示紋層狀泥灰巖不同紋層受礦物組成、沉積方式的差異所控制,孔隙發育表現出強非均質性。以機械沉積為主形成的灰質泥巖紋層、灰質粉砂巖紋層基質孔更發育,包括粒間孔、溶蝕孔、晶間孔、粒內孔和有機質孔等多種類型;以化學沉積為主的泥晶灰巖紋層十分致密,孔隙較少,孔隙以溶蝕孔、碳酸鹽礦物晶間孔和晶體內微孔為主,黃鐵礦和粘土礦物晶間孔較少。紋層狀泥灰巖中基質孔主要發育在以機械沉積為主的紋層中,似層狀分布;塊狀泥灰巖由于組構較為均一,基質孔分布也較均一。

根據孔隙、紋層縫和裂縫發育程度的不同,Es3(下)泥灰巖致密油儲層可劃分為四類儲集空間組合。一是紋層縫+基質孔型,主要為構造裂縫不發育的紋層狀泥灰巖;二是構造縫+紋層縫+基質孔型,主要為發育構造裂縫的紋層狀泥灰巖;三是基質孔型,主要為構造裂縫不發育的塊狀泥灰巖;四是構造縫+基質孔型,主要為發育構造裂縫的塊狀泥灰巖。四類儲層中,構造縫+紋層縫+基質孔型儲層孔隙結構最好,其次為紋層縫+基質孔型和構造縫+基質孔型,基質孔型儲層最差。

2.4 儲層孔隙結構特征

儲層孔隙結構是指巖石所具有的孔隙和喉道的幾何形態、大小、分布及其相互連通性等,孔隙結構對致密儲層滲流能力、含油性、致密油的有效動用具有明顯控制作用,沙三段下亞段兩類組構的泥灰巖儲層孔隙結構具較明顯差異(圖5)。紋層狀泥灰巖壓汞進汞飽和度相對較高(35%～60%),毛管壓力曲線表現出較明顯的“雙臺階”(圖5a),核磁共振T2譜具有較明顯的雙峰或三峰特征(圖5c),表明紋層狀泥灰巖微縫(紋層縫)和微米級的中大孔(孔隙直徑≥1 μm,下同)和納米級微孔(孔隙直徑<1 μm,下同)均較發育,具有雙重或多重孔隙介質特征。塊狀泥灰巖壓汞進汞飽和度低(20%～40%),毛管壓力曲線 “雙臺階”不明顯(圖5b),核磁共振T2譜表現為不明顯的雙峰或單峰,主峰偏左(圖5d),說明塊狀泥灰巖中微縫和微米級中大孔欠發育,孔隙結構比紋層狀泥灰巖差。

泥灰巖致密儲層中孔喉主要為納米級孔喉,占總孔喉數量的比例主要在65%～95%,微米級孔喉占比一般低于35%。其中紋層狀泥灰巖中微米級孔喉占比在2.8%～33.1%,平均15.7%;塊狀泥灰巖中微米級孔喉占比在1.7%～27.1%,平均11.3%。不同成因孔隙其直徑分布范圍存在明顯差異,其中粒間孔、溶蝕孔、粘土礦物晶間孔和方解石脈中的溶蝕孔、晶間孔的孔徑相對較大,微米級孔隙較發育;碳酸鹽礦物晶間孔、晶(粒)內孔,黃鐵礦晶間孔,有機質孔等孔徑細小,基本為納米級孔隙。泥灰巖中紋層縫張開度一般小于0.2 mm,屬于微縫。構造縫張開寬度變化大,以寬度小于0.2 mm的微縫為主,約占58%;小縫(0.2～1 mm)約占18%,張開度大于1 mm的中縫和大縫約占24%,少量大縫寬度可達到厘米級規模。

3 儲層含油性與原油賦存狀態

含油率是評價致密儲層原油富集程度的主要參數之一,氯仿瀝青“A”含量和巖石熱解氣態烴量S0+游離烴量(S1)可半定量的評價儲層中含油量的相對高低。束鹿凹陷Es3(下)泥灰巖氯仿瀝青“A”和巖石熱解S0+S1都較高,與TOC呈明顯正相關,其中瀝青“A”含量在0.05%～0.30%(圖6a),瀝青“A”/TOC主要在5%～30%;熱解S0+S1主要分布在0.2～4.0 mg/g(圖6b),平均0.8 mg/g。我國東部陸相盆地新近系“自生自儲”型的致密油(頁巖油)層段含油量(氯仿瀝青“A”和S1)與TOC之間關系具有“三分性”;當有機質的豐度達到某一臨界值時,含油量表現為一穩定高值段,TOC達到該值時有機質生成的油量總體上已能夠滿足頁巖各種形式的殘留需要,豐度更高時頁巖含油量達到飽和,多余的油被排出,認為該類頁巖含油最為豐富,是頁巖油勘探最現實的對象[20-21]。束鹿凹陷沙三段泥灰巖含油量與TOC之間關系也表現出類似特征,當TOC>2.0%時,其熱解S0+S1量大多在0.5 mg/g以上,氯仿瀝青“A”含量則基本穩定在0.1%以上,因此可認為TOC=2.0%是混積泥灰巖中致密油富集的臨界值。

圖5 束鹿凹陷Es3(下)混積泥灰巖孔隙結構特征Fig.5 Pore structure characteristics of the mixed marlstones in the Es3L of Shulu Saga.紋層狀泥灰巖壓汞進汞飽和度曲線;b.塊狀泥灰巖壓汞進汞飽和度曲線;c.紋層狀泥灰巖核磁共振T2譜;d.塊狀泥灰巖核磁共振T2譜

圖6 渤海灣盆地束鹿凹陷Es3(下)泥灰巖TOC與游離烴、氯仿瀝青“A”含量關系Fig.6 TOC vs.contents of free hydrocarbon and chloroform bitumen “A” of the mixed marlstones of Es3L in Shulu Saga. TOC與熱解游離烴含量關系;b. TOC與氯仿瀝青“A”含量關系

熒光薄片和環掃電鏡分析顯示泥灰巖儲層各種成因孔隙中皆可見到原油(圖2m—p),但由于原油分子自身有一定的大小,且孔隙中束縛水膜也有一定的厚度,原油要克服毛管壓力進入孔隙,就要求孔隙直徑達到某一門限值。利用核磁共振束縛水飽和度、氮氣吸附內表面參數,結合原油分子直徑大小(根據原油密度,取10 nm),理論計算獲得泥灰巖致密儲層原油充注進入孔隙所需孔喉直徑主要分布在15～40 nm;與張洪等通過理論計算確定的鄂爾多斯延長組、四川盆地中下侏羅統和美國威利斯頓盆地Bakken組致密油充注孔喉下限分布范圍比較接近[22]。綜合分析認為,在地質條件下,沙三段下亞段泥灰巖中直徑大于40 nm的各類孔隙可以有效儲油,而孔徑低于該值的孔隙原油則難以充注進入。

受巖石組構和孔隙分布所控制,紋層狀泥灰巖和塊狀泥灰巖中原油賦存形式與分布存在明顯差異。紋層狀泥灰巖中原油分布非均質性強,以機械沉積為主的暗色灰質泥巖/泥灰巖或粉砂巖紋層因孔隙相對發育,原油更富集(圖4q),原油賦存在各種孔隙內、或被有機質吸附;以化學沉淀為主的泥晶灰巖紋層孔隙欠發育,因而含油較少;紋層縫和構造縫則通常富含油(圖4r)。塊狀泥灰巖中原油較均勻的分布于各類基質孔內(圖4s),或富集于構造裂縫中(圖4t)。兩類泥灰巖原油富集程度和含油量存在一定差異,對上百塊熒光薄片含油性統計顯示,紋層狀泥灰巖中明顯含油的樣品約占總樣品數的60%,塊狀泥灰巖中明顯含油的樣品只占總樣品數的40%。束探3井、束探1井錄井結果也顯示紋層狀泥灰巖段全烴異常值比塊狀泥灰巖段更高,表明地質條件下紋層狀泥灰巖含油性優于塊狀泥灰巖。

4 有利儲層主控制因素與發育模式

束鹿凹陷沙三段下亞段混積泥灰巖有利儲層發育受沉積相帶、巖石組構、有機質豐度與成熟度(埋深),構造作用等多種因素綜合控制。儲層“甜點”區平面上主要分布在凹陷西部緩坡內帶和洼槽區,距主斷裂帶有一定距離發育構造微裂縫和高有機質豐度泥灰巖的地區是致密油的有利富集區帶。

4.1 沉積環境對儲層的控制

Es3(下)混積成因泥灰巖從淺湖亞相-深湖亞相皆有發育[10],淺湖亞相主要分布在現今凹陷西部斜坡外帶,半深湖、深湖亞相主要分布在斜坡內帶和洼槽區。沉積相帶控制著泥灰巖厚度、巖石組構和有機質豐度。鉆井與地震巖性識別揭示,由淺湖至半深湖環境,Es3(下)混積成因泥灰巖厚度逐漸增加,累計厚度由500 m左右增加至1 000 m以上[5]。泥灰巖TOC含量從淺湖亞相至深湖亞相明顯增高,淺湖環境沉積的泥灰巖TOC一般低于1.0%,深湖亞相泥湖巖TOC可達4.0%以上。受沉積環境的控制,Es3(下)泥灰巖TOC在平面和縱向上具有如下變化特征：平面上由斜坡外帶-斜坡內帶-洼槽區TOC逐漸增,斜坡外帶泥灰巖TOC基本在1.0%以下,洼槽區平均可達2.0%以上?？v向上,三級層序SQ2湖侵體系域的泥灰巖TOC含量最高,主要分布在1.0%～4.0%,部分樣品可達7.0%以上,平均2.2%[6];SQ3、SQ4和SQ5的泥灰巖TOC相對要低,主要分布在1.0%～3.0%,最高可到5.0%;SQ1低位域泥灰巖TOC含量基本在2.0%以下。

4.2 巖石組構對儲層的控制

此處所指巖石組構主要是指泥灰巖紋層或粉砂夾層發育程度,紋層發育程度對泥灰巖儲層孔隙度、滲透率和孔隙結構都具有明顯控制。紋層狀泥灰巖可動流體孔隙度主要在0.4%～2.0%,可動流體飽和度主要在20%～40%,核磁孔隙結構指數主要分布在1.8～3.5;塊狀泥灰巖可動流體孔隙度主要分布在0.2%～1.0%,可動流體飽和度主要在15%～30%,核磁孔隙結構指數主要分布在0.5～2.0。紋層狀泥灰巖及其中的鈣質粉砂巖夾層孔隙度總體上高于塊狀泥灰巖,且紋層狀泥灰巖紋層縫發育,具有雙重或多重孔隙介質特征,微米級孔喉占比、核磁孔隙結構指數、可動流體孔隙度和可動流體飽和度都要高于塊狀泥灰巖,因此紋層狀泥灰巖相對于塊狀泥灰巖更有利于原油的富集與開發。

4.3 有機質豐度對儲層的控制

有機質豐度對泥灰巖儲層的控制作用主要體現在兩方面,一是影響泥灰巖中孔隙的發育,二是控制儲層的含油性。高TOC的泥灰巖在生烴早期可生成大量有機酸,易于發生溶蝕形成溶孔改善儲層物性。TOC含量是高過成熟頁巖中有機質孔數量多少的主控因素之一,隨著TOC的增加,有機質孔數量明顯增加[16-17],在有機質成熟度和有機質類型相似的條件下,高TOC泥灰巖中可發育更多有機質孔,有機質孔對孔隙度的貢獻更大。

束鹿凹陷Es3(下)泥灰巖TOC與熱解S0+S1、氯仿瀝青“A”之間的正相關性表明,有機質豐度對其含油量具有明顯控制作用(圖6),TOC大于2.0%的樣品,瀝青“A”和游離烴含量都較高,含油性好。對于“自生自儲”型致密油儲層而言,有機質是生成油氣的物質基礎,TOC的高低很大程度上決定了其能夠生成的原油多少,有機質類型相同時,TOC高的泥灰巖生油潛力更大;此外,有機質也是泥灰巖中原油賦存的重要介質之一,有機質含量的高低,影響著泥灰巖中滯留油量的多少。

4.4 埋深與有機質成熟度對儲層的控制

壓實作用是導致碎屑巖儲層在深埋過程中孔隙度降低的重要因素之一,但從Es3(下)泥灰巖孔隙度隨井深變化關系來看,二者之間無明顯負相關性(圖7a),表明深埋壓實對泥灰巖而言減孔作用不顯著。這主要是因為混積泥灰巖并非典型的碎屑巖,其在沉積和早成巖階段膠結作用較強,大量的原生粒間孔早期就被膠結充填,儲層早期致密,因此在后期深埋過程中,埋深對儲層孔隙度的影響較小。盡管埋深對孔隙度影響不顯著,但其對有機質的成熟度有著明顯控制作用。已有研究表明,有機質在進入成熟中晚期后(Ro>0.9%),可形成大量有機質孔[16],有機質在深埋過程中成熟度增加,并在此過程中形成有機質孔,可能在一定程度上“抵消”壓實作用的減孔效應。

有機質成熟度決定著泥灰巖在地質時期內累積生油量高低及生成的原油性質,在“生油窗”范圍內,隨著埋深和有機質成熟度(Ro值)增加,累計生油量增加,生成的原油密度、粘度降低。束鹿凹陷烴源巖有機質鏡質體反射率值、總烴/總有機碳與埋深關系表明,Es3(下)泥灰巖生烴門限(Ro>0.5%)深度在2 800 m左右,生成成熟油(Ro>0.7%)門限深度大致在3 300 m,泥灰巖段要富含油,其地質歷史上經歷的最大埋深至少應達到2 800 m。束探3井Es3(下)泥灰巖段滯留油中輕質組分占比與井深關系表明,當井深達到3 900 m左右時,原油中輕質組分占比超過50%(圖7b),三級層序SQ4-SQ5的泥灰巖段因埋深相對較小,原油中輕質組分占比基本在50%以下。該凹陷Es3(下)已發現的油層原油密度與產層深度關系也表明,當產層深度達到3 900～4 000 m時,原油密度達到輕質油的標準(圖7c)。綜合分析認為,Es3(下)泥灰巖致密油為輕質油的門限深度大致在3 900～4 000 m,Es3(下)三級層序SQ4-SQ5泥灰巖在凹陷西部緩坡帶因埋深較小,原油密度較大,可能主要為重質油或中質油,而在洼槽區因埋深大,應為中質油或輕質油。

圖7 束鹿凹陷Es3(下)泥灰巖孔隙度、原油性質與埋深關系Fig.7 Burial depth vs.porosity and oil property of the mixed marlstones in the Es3L of Shulu Saga.泥灰巖孔隙度與埋深關系;b.泥灰巖中原油輕質組分占比與埋深關系;c.原油密度與埋深關系

4.5 構造縫對儲層控制作用

束鹿凹陷在形成演化過程中斷裂活動頻繁,混積泥灰巖又以碳酸鹽礦物為主,脆性指數高,在斷裂活動期易于產生構造縫。構造縫既是重要的儲油空間,又可顯著改善儲層的滲透性,巖心和熒光薄片下都可見構造縫內富含油,高角度的構造縫與紋層縫疊加可形成一種“網狀縫”,有利于原油的富集和采出。Es3(下)裂縫發育程度明顯受斷層控制,主要發育在凹陷斜坡帶和斷裂帶附近,在深洼區裂縫欠發育。晚期斷裂對致密儲層發育與原油富集的控制作用具有兩面性,與斷裂相關的微裂縫對改善儲層物性具有建設作用,但強烈的斷裂活動對油藏也具有破壞作用,可能使復雜斷裂帶附近的油藏遭受破壞,如臺家莊、荊丘、西斜坡高部位的斷裂復雜帶,對油藏保存不利[6]。

4.6 有利儲層發育模式

綜合考慮Es3(下)混積泥灰巖厚度、巖石組構、裂縫發育程度以及其有機質豐富度、成熟度,埋深等因素,建立了混積泥灰巖有利儲層發育模式(圖8)。致密油儲層“甜點”主要分布在凹陷西部緩坡內帶(晉97-晉98井以東)和洼槽區。凹陷西部緩坡內帶裂縫較發育,其中三級層序SQ2-SQ3泥灰巖厚度較大,有機質豐度較高,成熟度總體達到成熟階段,生油率較高,原油密度較低,有利與致密油的富集與開采。而三級層序SQ4-SQ5泥灰巖在斜坡帶深較小(<3 300 m),有機質多處于低成熟甚至未熟階段,生油率低且原油密度大;三級層序SQ1在斜坡帶則主要為粗碎屑的砂礫巖沉積,高有機質豐度的混積泥灰巖欠發育,都不利于致密油的富集和采出。洼槽區致密油勘探的有利條件在于混積泥灰巖累計厚度大、有機質豐度、Es3(下)頂部埋深基本超過4 000 m,有機質已進入成熟晚期-高成熟階段(Ro>1.0%),有機質生油轉化率高,油質輕,有利于原油富集;不利條件在于構造裂縫欠發育,儲層物性相對于斜坡內帶更差,三級層序SQ1在洼槽區埋深基本超過5 000 m,在當前經濟技術條件下,暫不宜作為致密油勘探目的層。

因此對于Es3(下)混積泥灰巖致密油勘探而言,在西部斜坡內帶三級層序SQ2～SQ3,洼槽區三級層序SQ2～SQ5湖侵域和高位域的高TOC泥灰巖段皆可作為勘探目的層。西槽固鼻狀構造帶、臺家莊鼻狀構造南翼及荊丘鼻狀構造北翼等地區,距主斷裂帶有一定距離但發育構造微裂縫的高有機質豐度紋層狀泥灰巖,是致密油勘探有利目標,目前具有良好試油結果的探井也正處于這些構造位置。

圖8 束鹿凹陷Es3(下)泥灰巖有利儲層發育模式Fig.8 Development model of favorable reservoirs in the mixed marlstones of the Es3L in Shulu Sag

5 儲層分類評價

基于Es3(下)混積泥灰巖有利儲層主控因素分析,根據其孔滲條件,孔隙結構、巖石組構,有機質豐度與成熟度,儲層含油性與原油性質等因素,初步建立了束鹿凹陷Es3(下)混積泥灰巖致密油儲層分類評價方案(表1),大致可劃分為3類儲層。

1) Ⅰ類儲層

氣測孔隙度≥2.0%,

水平滲透率≥1×10-3μm2,

可動流體飽和度>30%;

機械沉積紋層厚度占比在50%以上;

實測TOC>2.0%,

鏡質體反射率Ro值在1.0%～2.0%,

現今埋深4 000～5 000 m,

巖石熱解S0+S1>1.0 mg/g,

氯仿瀝青“A”含量>0.2%,

儲層中原油密度<0.87 g/cm3。

2) Ⅲ類儲層

氣測孔隙度<1.0%,

水平滲透率<0.1×10-3μm2,

可動流體飽和度<20%;

機械沉積紋層厚度占比<25%;

實測TOC<1.0%,

鏡質體反射率Ro值<0.7%、或>2.0%,

現今埋深<3 300 m或>5 000 m,

巖石熱解S0+S1值在<0.5 mg/g,

氯仿瀝青“A”含量<0.15%,

儲層中原油密度>0.93 g/cm3。

3) Ⅱ類儲層各項評價參數介于上述兩類之間。

該分類方案可為泥灰巖類致密油“甜點”區評價提供量化參數。

表1 束鹿凹陷Es3(下)泥灰巖致密油儲層分類評價標準Table 1 Criteria for classification and evaluation of mixed marlstone tight oil reservoir in the Es3L of Shulu Sag

6 結論

1) 束鹿凹陷Es3(下)混積泥灰巖發育,包括互層混積的紋層狀泥灰巖和結構混積的塊狀泥灰巖兩類,礦物組成均以方解石為主,其次為白云石,粘土礦物與石英、長石含量很低?；旆e泥灰巖孔隙度多在4.0%以下,基質滲透率一般小于10×10-3μm2,發育兩大類8亞類儲集空間,基質孔以納米級孔隙為主。紋層狀泥灰巖孔隙分布非均質性強,但其微米級孔隙占比較高,表現出雙重或多重孔隙介質特征,儲層物性和孔隙結構整體上優于塊狀泥灰巖。

2) Es3(下)混積泥灰巖有機質豐度高,有機質主要處于低成熟至成熟晚期階段,其氯仿瀝青“A”含量和熱解S0+S1較高,含油普遍;紋層狀泥灰巖含油量高于塊狀泥灰巖,而且其原油賦存非均質性更強。

3) Es3(下)混積泥灰巖有利儲層發育受沉積環境、巖石組構、有機質豐度與成熟度、現今埋深和構造縫發育程度等因素綜合控制。致密油“甜點”區平面上主要分布在凹陷緩坡內帶和洼槽區,西槽固鼻狀構造帶、臺家莊鼻狀構造南翼及荊丘鼻狀構造北翼等地區可作為具體勘探目標。在縱向上,斜坡內帶三級層序SQ2-SQ3、洼槽區三級層序SQ2-SQ5中的高TOC紋層狀泥灰巖段可作為勘探具體目的層。

4) 束鹿凹陷沙三段下亞段混積成因泥灰巖作為一種特殊巖性致密油儲層,其致密油勘探取得突破,豐富了我國致密油類型;針對束鹿凹陷該類型致密油儲層研究成果,對我國東部其它凹陷致密油勘探具有借鑒意義。

致謝：感謝審稿專家的指導與寶貴修改意見,同時感謝華北油田分公司勘探開發研究院江濤、李彬兩位高工對本文研究提供的樣品和資料支持,浙江大學劉一鋒博士在論文修改過程中提供的幫助與建議。