琼东南盆地梅山组泥岩盖层封闭性综合评价

王 欢,王 琪,张功成,张 瑞,郝乐伟,马晓峰

(1.中国科学院油气资源研究重点实验室,甘肃兰州730000;2.中国科学院研究生院,北京100049; 3.中国海洋石油研究总院,北京100027)

0 引言

盖层是确保油气成藏的主要条件之一,其中天然气藏对盖层的要求更加苛刻。由于泥岩具有较低的孔渗性,且塑性大,不易发生破裂,因此泥岩的封闭性能仅次于岩盐和石膏,是作为优质盖层的有利岩性[1-2]。目前,随着测试手段的深入,泥岩盖层研究方法多种多样,但都可以归结为对盖层宏观品质和微观封闭性的研究[3-4]。宏观研究主要包括岩性、单层厚度、层段累积厚度以及沉积环境等,目的是确定泥岩盖层在三维空间上的展布特征,划分泥岩的有利分布区域[1];微观研究的主要内容是泥岩盖层的物性封闭能力,主要参数包括排替压力、渗透率、孔隙度、密度、比表面积、微孔结构等[5]。研究发现,排替压力与其他参数均存在显著的函数关系,因此通过研究排替压力可以直接确定泥岩物性封闭能力[5]。琼东南盆地在盖层研究方面前人尚未做过区域性的综合封闭性能评价。针对这一研究空白,笔者从宏观分布以及微观排替压力两方面入手,对琼东南盆地梅山组泥岩盖层封闭性进行综合评价。

1 地质背景

琼东南盆地位于海南岛与西沙群岛之间的海域,呈北东—南西向展布,面积约3×104km2,是发育在南海北部陆架上的新生代盆地(图1)[6]。琼东南盆地古近纪以来在构造上先后经历了裂谷期、热沉降期和新构造运动3个构造运动阶段[7]。地震解释认为,始新统中深湖相沉积是最老的地层。钻井揭示最老的地层是裂谷期下渐新统崖城组,向上依次为上渐新统陵水组(裂谷期),热沉降期的下中新统三亚组和中中新统梅山组,新构造期上中新统黄流组、上新统莺歌海组以及全新统乐东组(图2)[7-8]。根据前人研究,发育于热沉降阶段的三亚组滨海、浊积扇砂岩与梅山组浅海—半深海相泥岩是盆地内非常具有研究价值的一套区域性储层与盖层组合(图2)[7]。

2 泥岩盖层宏观发育特征

2.1 沉积环境、储层与盖层组合以及泥岩分布

图1 琼东南盆地构造单元划分Fig.1 Tectonic Units Map of Qiongdongnan Basin

图2 琼东南盆地新生代地层发育特征及构造演化阶段划分Fig.2 Diagram of the Characteristics of Cenozoic Strata and the Stages of Tectonic Evolution in Qiongdongnan Basin

琼东南盆地进入中新世以后,构造背景已经由晚渐新世裂陷晚期进入坳陷期[9]。经过晚渐新世较强烈的充填作用影响后,隆起与凹陷之间先存的地形差异大幅减小,随着裂陷期的结束,T60界面(三亚组底界)以上断层活动基本趋于停止。进入坳陷期后,盆地南、北两缘均转向主要由坳陷作用控制的、在宽缓地形背景下的沉积类型。到中中新世,梅山组的沉积物主要来自盆地北缘,南部除一些小型的隆起外基本不存在向盆地提供沉积物的大型物源[9-10]。根据对琼东南盆地单井岩性资料以及地震相资料的研究,从中新世开始,由于盆地各部位地形相继趋缓,粗粒沉积物可延缓坡向盆地内部运移,因此三亚组到梅山组在单井岩性剖面上出现砂体增多的现象,同时在中央坳陷带附近形成浊积砂体沉积。随着相对海平面上升,梅山组沉积早期在砂岩之上沉积了一套浅海—半深海相泥岩,对三亚组顶部沉积的砂体起到了封盖作用[10-12],其分布范围主要包括陵水凹陷主体以及陵水低凸起南部、松南宝岛凹陷主体以及松涛凸起东部和宝岛凸起南部(图3)。受地形控制,浅水区沉积物从北至南基本表现为由粗到细的粒度渐变,泥岩的横向分布主要受相对海平面变化的影响,在没有较大海平面上升的条件下,不宜形成泥岩对砂体在垂向上的覆盖,因此相对于地形宽缓的地区,在残存的凸起部位以及中央坳陷带与中部隆起带之间,易形成砂、泥互层,是较为有利的勘探目标。琼东南盆地北部崖城凸起和南部深水区北礁低凸起周缘中新世发育生物礁,说明两处在这一时期均表现为水下或小型水上隆起,但是崖城凸起受北部三角洲的影响较小,沉积物基本没有到达这一地区,南部深水区更是缺少沉积物源,因此这些地区泥岩不发育[13]。

2.2 宏观参数特征

从表1可以看出,中部隆起带西侧梅山组泥岩累积厚度不大,平均厚度约65 m,但中部隆起带东侧以及中央坳陷带附近泥岩厚度显著增加,平均厚度超过300 m;泥岩最大单层厚度同样呈现上述规律,中部隆起带西侧平均厚度约15 m,中部隆起带东侧以及中央坳陷带附近最大单层厚度平均约79 m;砂地比(砂岩厚度与所在地层厚度的比值)与上述规律相反,中部隆起带西侧较高,平均值约49%,中部隆起带东侧以及中央坳陷带附近数值较低,平均约10.7%,泥岩品质总体上呈现沿北东—南西向分布的特征(图3)。

图3 梅山组和三亚组一段泥地比分布Fig.3 Distribution of the Ratios of Thickness Between Mudstone and the Located Stratum in Meishan Formation and the First Member of Sanya Formation

表1 琼东南盆地单井梅山组泥岩参数Tab.1 Parameters of Mudstone for Single Well in Meishan Formation of Qiongdongnan Basin

3 泥岩盖层微观发育特征

岩石样品发生渗流时的压力称之为突破压力(break through pressure);但在实验室条件下,在短时间使较大岩芯样品发生渗流,需要的压力较高,测得的突破压力往往高于最低的突破压力——排替压力(displacement pressure,岩石中润湿相流体被非润湿相流体驱替所需要的最小压力)[14]。排替压力不能直接测得,只能通过2次或者2次以上试验的突破压力进行换算[14]。

本研究利用 Hao等对琼东南盆地泥岩和砂岩样品实测排替压力所总结的泥岩排替压力(Pdm)、砂岩排替压力(Pds)与测井声波时差(Δt)的关系公式来进行计算[15]。

泥岩排替压力与声波时差关系式为

砂岩排替压力与声波时差关系式为

利用式(1)、(2)分别计算琼东南盆地三亚组一段砂岩和梅山组泥岩的排替压力[15]。从图4可以看出,砂岩和泥岩排替压力均随埋深增加而变大,而且梅山组泥岩排替压力明显大于三亚组一段砂岩,二者差值相对稳定。利用排替压力公式还计算了琼东南盆地29口井梅山组泥岩和三亚组一段砂岩的排替压力以及二者的排替压力差(表1)。

当烃柱浮力(Pg)大于储层与盖层排替压力差(ΔPd)时,其中的流体就会发生渗流,天然气会通过盖层逐渐散失;当二者相等时,烃柱高度即为盖层封盖烃柱的最大高度[16]。假设盖层两侧的地层均为静水压力系统(研究所涉及井位均处于琼东南盆地常压部位,因此忽略地层剩余压力[17]),则有

式中:H为气藏幅度;g为重力加速度;ρw为地层水密度;ρg为天然气密度。如果 Pg≥ΔPd,盖层就不能封闭。

琼东南盆地ρg为0.65～0.72 g/cm3,将ρw设定为1.1 g/cm3,于是有0.38 g/cm3<(ρw-ρg)< 0.45 g/cm3。将表1中砂岩和泥岩排替压力差代入式(3),便可得出各井梅山组泥岩可封闭三亚组一段砂岩中气柱的最大高度。理论上能够封闭1 000 m以上气柱高度的盖层为 Ⅰ类;能够封闭 5 00～1 000 m气柱高度的盖层为Ⅱ类;能够封闭200～500 m气柱的盖层为Ⅲ类;能封闭100～200 m气柱的盖层为Ⅳ类;封闭能力小于100 m气柱的盖层被认为不具备封闭气田的能力[16]。据此评价标准,得出表1中各井泥岩盖层微观评价级别。

4 综合评价

4.1 综合评价标准设定

根据前人对盖层综合封闭能力的研究[18-21],分别选取岩性、沉积环境、最大单层厚度、累积厚度、含砂量和排替压力差5个参数作为评价指标,并将这些参数从好至差分成4个不同等级,分别赋予权值4、3、2、1(表2)。

图4 泥岩和砂岩排替压力与埋深关系Fig.4 Relationships Between Displacement Pressure and Depth of Mudstone and Sandstone

表2 盖层封闭能力综合评价参数Tab.2 Comprehensive Evaluation Parameters of Sealing Ability of Caprock

YC13-1-4井三亚组一段4.8 m厚储层的上覆盖层来自梅山组泥岩,因此选取该井对影响盖层综合封闭性能各个参数的权重分配问题进行讨论。统计显示,此井梅山组泥岩累积厚度仅为54 m,最大单层厚度15 m,砂地比更高达68.6%,宏观品质过低;但是三亚组一段砂岩排替压力为1.9 MPa,梅山组泥岩排替压力为6.8 MPa,砂岩和泥岩排替压力差达到4.8 MPa,可以封盖高达1 088～1 289 m的天然气柱。虽然YC13-1-4井梅山组泥岩盖层宏观性质差,但仍然对下伏气藏形成了有效封盖。由此可以看出,琼东南盆地泥岩盖层微观参数中的排替压力在封盖油气过程中起主要作用,其他宏观参数起次要作用。

将YC13-1-4井的宏观与微观参数代入表2,可以得到6个宏观与微观参数分别对应的权值。将5个宏观参数的权值取平均值,结果为2.8,微观参数中的排替压力差权值为4,二者相除结果为0.7。由此看出,在油气封闭过程中,5个宏观参数与微观参数中的排替压力差所占权重分别为0.7和0.3。由于资料有限,很难对每个宏观参数在油气封闭过程中的贡献进行详细统计,因此各参数权重取平均值0.14(表2)。

根据权值与权重之间的对应关系,总结出综合权值评价公式为

式中:Q为盖层综合评价权值;ai为第i项评价参数的权值,i=1,2,3,4,5;qi为第i项评价参数的权重。

通过将各井目标层段泥岩盖层宏观与微观参数与表2比较便可获得相应的权值,再将权值和权重代入式(4),即可获得该层段泥岩盖层综合评价权值。当综合评价权值为3～4时,为好盖层;当综合评价权值为2～3时,为较好盖层;当综合评价权值为1～2时,为一般盖层;当综合评价权值小于1时,为差盖层。

4.2 综合评价步骤及结果

本研究重点筛选了梅山组内较为纯净的泥岩层段,因此岩性等级均为好,权值取4;沉积环境参数按照单井沉积相研究结果与表2对照取值;最大单层厚度、累积厚度、砂地比和排替压力差4个参数取表1中各井的数值与表2进行对照并得出相应权值。运用上述方法得到29口井各参数所对应的权值,并将权值和 6个评价参数对应的权重代入式(4),即可计算出29口井中梅山组泥岩对三亚组一段砂岩封闭能力的综合权值评价结果(表3)。从表3可以看出,梅山组泥岩综合评价结果显示出凹陷低、凸起高的特点。另外,所有井位综合评价品质均为好与较好,比单纯宏观或微观评价结果要好,由此可见宏观与微观品质在一定程度上起到了互补作用。

表3 盖层封闭能力综合评价结果Tab.3 Results of the Comprehensive Evaluation on the Sealing Ability of Caprock

图5为盆地北部综合权值等值线分布图。由于探井数量有限,所以当某一无井区域与过井地区具有相同的沉积相特征时,将有井地区的6个参数赋予无井地区。图5显示的综合权值分布特征与琼东南构造单元的分带特征相似,呈现北部坳陷带综合权值低、中部隆起带高、中央坳陷带略低向南部隆起逐渐升高,总体表现为凸起高凹陷低的特点,有利于构造油气藏的封闭。

图5 梅山组泥岩盖层综合品质分布Fig.5 Distribution of Comprehensive Quality of Mudstone Caprock in Meishan Formation

5 结语

(1)梅山组泥岩盖层集中发育于梅山组下部,以浅海—半深海相泥岩为主。在盆地北部泥岩厚度呈现西薄东厚的特征,沿北东—南西向分布,形成区域性分布的泥岩盖层。

(2)梅山组泥岩盖层与下伏三亚组一段砂岩储层之间尤其在凸起部位具有较高的排替压力差,盖层物性封闭能力强,按微观评价标准总体上属于Ⅰ、Ⅱ类。

(3)梅山组泥岩宏观与微观封闭能力相互补充。发育于凸起、低凸起周缘以及中央坳陷带附近的泥岩盖层综合品质均属于较好与好类别,对三亚组一段分布于凸起周缘的滨海相砂体和发育于中央坳陷带边缘的浊积砂体起到了很好的封盖作用。

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