济阳坳陷平方王油田碳酸盐岩潜山内幕储层特征及其主控因素

王永诗, 李继岩,2

(1.中国石化胜利油田分公司勘探开发研究院,山东东营 257000; 2.中国石化胜利油田博士后流动工作站,山东东营 257000)

济阳坳陷平方王油田碳酸盐岩潜山内幕储层特征及其主控因素

王永诗1, 李继岩1,2

(1.中国石化胜利油田分公司勘探开发研究院,山东东营 257000; 2.中国石化胜利油田博士后流动工作站,山东东营 257000)

有利储层预测是制约目前下古生界碳酸盐岩潜山勘探由山头向内幕开展的重要因素之一,以济阳坳陷平方王油田下古生界潜山为研究对象,利用元素地球化学、矿物学、岩心常规分析等多种技术方法,分析内幕储层储集空间成因类型,明确储层发育主控因素,最终建立储层发育改造模式。结果表明:下古生界发育大套不同类型的碳酸盐岩是内幕储层形成的物质基础,内幕储层发育原生孔隙、构造裂缝、溶蚀孔洞-裂缝3种类型的储集空间,3种储集空间类型决定了储层受控于岩石类型、构造改造、流体改造3种地质因素;岩石类型是基础性因素,不仅决定了原生孔隙的量,且进一步影响岩石抗溶蚀与构造裂缝发育程度;构造改造是关键性因素,构造裂缝与溶蚀孔洞-裂缝的发育呈明显的正相关性;流体改造是决定性因素,深部热液和有机酸联合溶蚀形成了大量孔洞、微孔、微裂缝,大大改善了储层物性。关键词:平方王油田; 下古生界; 碳酸盐岩; 内幕储层特征; 主控因素

下古生界碳酸盐岩古潜山作为渤海湾盆地早期勘探重要的油气藏类型之一,已发现了多个高产的“潜山头”[1-3],如冀中坳陷的任丘潜山,黄骅坳陷的千米桥潜山、济阳坳陷的广饶潜山、桩西潜山、孤岛潜山等[4-7]。随着潜山“山头”勘探程度的不断提高,该类油气藏的勘探空间大幅缩小,如华北油田1986年以后,以潜山顶块状油藏为主要勘探对象,多年没有取得新的突破与发现,潜山油藏产量快速递减,2005年仅剩63万t,并呈现出每年5～8万t的递减趋势;胜利油田2000年之前发现的潜山以“山头”型为主,仅部分探井钻至潜山内幕见到了良好的油气显示,之后的十余年没有潜山勘探的重大突破。但华北油田自2006年以来,先后发现了长3、宁古8、牛东1等10个日产油226～1 036 t高产、高效的隐蔽性深潜山及潜山内幕油气藏,为整个渤海湾盆地寻找潜山内幕油气藏掀开了序幕[2-3],并取得了一些理论认识:一是潜山内幕发育多套储盖组合有利于内幕油藏的形成;二是储层物性与输导体系耦合控制潜山内幕成藏,已证实了储层对于潜山内幕油气成藏具有非常重要的控制作用[2-3]。下古生界碳酸盐岩潜山内幕储层储集空间类型多样,包括溶蚀孔缝、构造裂缝以及白云岩中原生孔隙。受制于潜山内幕勘探程度的限制,对内幕储层主控因素的分析比较笼统,未对其发育规律进行过深入系统的解剖。为深入分析下古生界碳酸盐岩潜山内幕储层主控因素,笔者以济阳坳陷平方王油田为研究对象,利用大量岩心、镜下薄片、分析化验资料,明确内幕储层储集空间成因类型,系统分析内幕储层发育主控因素,建立储层发育改造模式,从而为济阳坳陷乃至整个渤海湾盆地下古生界碳酸盐岩潜山内幕储层的预测奠定良好基础。

1 区域地质概况

平方王油田位于济阳坳陷东营凹陷西部高青-平南断层的上升盘,紧邻博兴洼陷,洼陷中沙四上亚段—沙三下亚段发育大套烃源岩,可以为平方王地区提供充足有机酸和油气(图1)。下古生界发育巨厚的碳酸盐岩为内幕储层形成奠定了物质基础,其中寒武系馒头组以含膏泥—微晶白云岩及紫红色页岩互层为主,夹大套闪长玢岩;毛庄组与徐庄组发育

图1 平方王油田构造位置及热液-烃源岩分布Fig.1 Tectonic location and distribution of hydrothermal liquid-hydrocarbon source rocks of Pingfangwang Oilfield

灰岩与页岩互层,夹部分泥—微晶白云岩与侵入岩;张夏组发育鲕粒灰岩与块状灰岩;崮山组与长山组以泥灰岩与瘤状灰岩为主;凤山组发育一套中厚层细—中晶白云岩与灰岩;冶里-亮甲山组发育厚层的细—中晶白云岩;马家沟组以豹皮灰岩、块状灰岩、细—中晶白云岩互层为主;八陡组发育块状灰岩与泥质白云岩互层。受多期构造应力转换叠加作用的控制,研究区形成了北西、北东向、近东西向等多组断裂体系,且在漫长的盆地演化历史过程中发生了多期岩浆侵入与喷发[8],为热液溶蚀碳酸盐岩储层提供了流体来源。为了从岩石学、热液岩溶、构造裂缝等多个方面系统研究平方王油田下古生界碳酸盐岩潜山内幕储层发育主控因素,采集了研究区代表性的滨古26、滨古斜15、滨古11、滨古8等探井中岩心样品,有针对性地对已知样品做了元素地球化学、流体包裹体测温、微量元素分析等实验分析。本次研究取样层位集中在凤山组、冶里-亮甲山组、马家沟组地层中,以便排除八陡组中由于大气淡水淋滤岩溶作用对研究结果的干扰(即研究区八陡组为潜山风化壳,内幕指八陡组以下层位)。

2 内幕储层储集空间类型及形成机制

大量岩心、镜下薄片的观察结果表明,下古生界碳酸盐岩潜山内幕储层储集空间包括溶蚀孔洞-裂缝、构造裂缝,另外在白云岩中发育大量的原生孔隙(图2)。

图2 下古生界碳酸盐岩潜山内幕储层储集空间成因类型Fig.2 Genetic types of reservoir spaces, layered reservoir of the Lower Paleozoic carbonate buried hill

2.1 溶蚀孔洞-裂缝特征及形成机制

溶蚀孔洞-裂缝是下古生界碳酸盐岩内幕储层最为重要的储集空间(图2(a)～(e))。岩心和薄片观察中见到了大量的孔(孔径小于2 mm)、微孔(孔径小于0.01 mm)、小缝(缝宽为0.1～1 mm)、微缝(缝宽小于0.1 mm),溶蚀裂缝延伸长度一般小于15 cm,呈锯齿状延伸,多条缝一般平行成排出现。溶蚀孔洞-裂缝大部分是对碳酸盐岩本身的溶蚀,少量是对构造裂缝中早期方解石胶结物的溶蚀。这些溶蚀孔洞-裂缝的产生必须有外来酸性流体与碳酸盐岩产生化学反应而形成,研究区存在深部热液和有机酸两种能够对内幕储层溶蚀的酸性流体。

2.1.1 深部热液溶蚀

研究区热液流体主要与幔源岩浆活动有关[9-10],热液流体中有效溶蚀组分(CO2、H2S、SO2等)沿断裂以及裂缝向上运移过程中,对易溶的下古生界碳酸盐岩进行溶蚀,随着温压条件的改变,往往会沉淀出一些特殊的矿物,这些特殊矿物成为后期识别热液流体溶蚀的重要证据[11-15]。平方王油田发现的与热液活动相关矿物主要有萤石、硬石膏、重晶石、自生石英、黄铁矿等多种矿物,常见有2种热液矿物组合,即萤石-硬石膏-自生石英组合、硬石膏-重晶石-黄铁矿组合(图3(a)～(d))。另外研究发现该区下古生界碳酸盐岩裂缝充填物方解石中流体包裹体均一温度可高达150～190 ℃[15],远远超出了下古生界经历过的最大埋藏温度及有机酸活动所捕获的包裹体温度[16],分析认为是热液流体活动所携带的高温包裹体。

2.1.2 有机酸溶蚀

平方王油田紧邻博兴洼陷,该洼陷发育沙四上和沙三下亚段两套烃源岩(图1)。利用petromod1.0软件模拟了两套烃源岩的埋藏史,结合古地温变化规律,认为烃源岩从沙二沉积时期已开始排出有机酸(图3(g)),高青-平南断层持续活动至明化镇沉积时期,可以将有机酸源源不断地供给至下古生界碳酸盐岩潜山中。由此可知研究区下古生界碳酸盐岩储层具备有机酸溶蚀的基本条件。另外有机酸溶蚀产生的裂缝或孔洞中,或多或少地都充填自生石英、铁白云石、自生丝状伊利石等矿物(图3(e)、(f))。

2.2 构造裂缝特征及形成机制

岩心观察和成像测井资料统计发现,平方王油田下古生界碳酸盐岩中主要发育完全充填的北西-南东走向低角度(倾角小于40°)和半充填或完全充填的北东-南西走向高角度(倾角50°～80°)2类构造裂缝(图2(f)、(j)),这两类构造裂缝的走向与研究区主要断层走向基本一致。采集两类构造裂缝中的方解石充填物,对5块构造裂缝充填物方解石样品进行碳、氧同位素组成测定(包括滨古斜15、花古斜101、滨古26三口井),结果表明:低角度构造裂缝中方解石样品的δ13C值为-12.356‰～-13.385‰,δ18O值为-2.363‰～-3.921‰;高角度构造裂缝中方解石样品的δ13C值为-16.356‰～-17.385‰,δ18O值为-1.663‰～-2.321‰。对比前人关于济阳坳陷下古生界碳酸盐岩构造裂缝中碳、氧同位素的研究数据[17],低角度和高角度构造裂缝分别形成于印支期和燕山中晚—喜马拉雅早中期,说明燕山中晚—喜马拉雅早中期是有效造缝期,该时期形成的北东-南西向与近东西向断层控制了有效构造裂缝分布规律。通过统计研究区距断层距离与构造裂缝发育的关系,结合胜利多样性潜山的研究成果[17],研究区断层控制下有效构造裂缝发育的范围为400 m,距离断层大于400 m构造裂缝趋于稳定分布,主要受区域构造应力控制。

2.3 原生孔隙特征及形成机制

关于白云岩化增孔的研究已非常成熟,理论计算表明:白云石交代方解石可使其体积缩小13%,从而相应增加孔隙度[18-21]。平方王油田多口探井镜下薄片观察发现白云岩中存在收缩晶间孔、残余粒间孔(图2(k)、(l)),未被溶蚀层段灰岩和白云岩的常规物性测定表明,泥—微晶白云岩原生孔隙度平均2.1%,细—中晶白云岩原生孔隙度平均3.2%,灰岩中几乎观察不到原生孔隙。

3 内幕储层主控因素分析

储集空间的成因机制差异性决定了储层发育主控因素的多样性,据成因机制的不同,将下古生界碳酸盐岩内幕储层发育主控因素分为内因和外因两种,内因主要为岩石类型,外因包括构造改造程度、流体改造强度。

3.1 岩石类型是控制储层形成的基础性因素

岩石类型是控制内幕储层形成的基础性因素,它不仅决定了原生孔隙发育程度,进而影响后期溶蚀作用和构造裂缝发育情况,主要表现在以下两个方面:①原生孔隙差异明显,常规物性测定结果表明(图4(a)),不同类型碳酸盐岩中原生孔隙差异明显,次序为细—中晶白云岩>泥—微晶白云岩>豹皮灰岩、块状灰岩、鲕粒灰岩(图中统一为灰岩)>泥灰岩;②岩石溶蚀程度和构造裂缝发育差异明显,前人实验结果表明,白云岩在深埋藏高温阶段更易于被溶蚀,且其抗压强度最低,最易破裂形成构造裂缝[22-24]。利用岩心观察的数据统计距断层距离相近、与烃源岩距离相近的探井中溶蚀孔洞-裂缝和构造裂缝个数(图4(b)),结果发现不同类型碳酸盐岩溶蚀程度和构造裂缝发育程度具有差异性,次序为细—中晶白云岩>泥—微晶白云岩>豹皮灰岩、鲕粒灰岩>块状灰岩>泥灰岩。需要说明的是鲕粒灰岩和豹皮灰岩结构上表现为对构造裂缝/鲕粒放射结合纹/颗粒晶体结合带等结构薄弱带选择性溶蚀[25],形成各种溶蚀孔洞,因此其比块状灰岩更易于溶蚀成孔洞。

图4 下古生界碳酸盐岩潜山内幕岩石类型对储层的控制Fig.4 Rocks type controlling to reservoir, layered reservoir of the Lower Paleozoic carbonate buried hill

3.2 构造改造程度是储层形成的关键性因素

现今未充填或半充填构造裂缝本身可以成为有效储集空间,最为重要的是燕山中晚—喜马拉雅早中期形成的大量构造裂缝往往成为深部流体及后期有机酸溶蚀的通道,从而明显地控制了碳酸盐岩内幕储层中溶蚀作用的发育。岩心观察中这一现象普遍存在,在滨古26井深度约2 437 m发育有一条小的断层,断层中岩石具有明显的擦痕镜面现象,且由于错动摩擦高温导致岩石变绿,而其上下地层中溶蚀孔洞非常发育(图5(a))。在大量岩心观察的基础上,统计构造裂缝与溶蚀孔洞(孔径小于2 mm)、溶蚀裂缝(延伸长度小于15 cm)线密度关系,两者具有非常好的相关性,构造裂缝越多,溶蚀裂缝-孔洞也越发育(图5(b)),充分说明构造裂缝在沟通流体过程中起到了非常重要的作用。

3.3 流体改造程度是储层好坏的最终决定性因素

深部热液和有机酸两种流体多期叠加对内幕碳酸盐岩储层溶蚀改造,不仅形成了肉眼可以观察到的溶蚀孔洞,该类储集空间充填程度低,往往孤立分布,而且更多地形成了溶蚀微孔、微裂缝,这些微裂缝、微孔将孤立的溶蚀孔洞连通起来从而使其成为有效的储集空间。为了分析深部热液和有机酸联合控制下溶蚀微孔和微裂缝发育的多少,利用常规物性分析结果,结合岩心与镜下薄片观察成果,对不同类型岩石储层物性变化规律进行分析。

岩石抗溶蚀程度的差异性决定了酸性流体对不同类型碳酸盐岩储层物性改善程度不同。研究区滨古11井2 300～2 310 m、2 388～2 392 m泥—微晶白云岩发育段,镜下薄片中观察到了大量溶蚀形成的微孔和微裂缝(图2(c)),孔隙度约为3.65%,渗透率平均为6.12×10-3μm2,其中2 300～2 310 m试油日产气10 342 m3,为高产气层;滨古11井2 320～2 350 m,细—中晶白云岩中观察到了多条溶蚀微裂缝(图2(d)),储层孔隙度约为5%,渗透率平均为6.85×10-3μm2,该段试油日产气1 940 m3;滨古斜15井2 283～2 293 m灰岩发育段,镜下薄片中观察到了溶蚀产生的微孔(图2(e)),孔隙度为2.8%～3.95%,平均为3.12%,渗透率大于1.0×10-3μm2,平均为4.25×10-3μm2,该段试油日产水50.9 t,为高产水层,说明灰岩储层中存在大量连通的溶蚀孔缝。

图5 下古生界碳酸盐岩潜山内幕构造裂缝对储层影响Fig.5 Structural fracture controlling to reservoir, layered reservoir of the Lower Paleozoic carbonate buried hill

图6 平方王油田不同类型岩石储层物性变化规律Fig.6 Change rule of physical property in different type rocks of reservoir in Pingfangwang Oilfield

利用岩心常规物性分析结果统计不同类型碳酸盐岩储层物性(图6),结果表明:细—中晶白云岩平均孔隙度为4.89%,平均渗透率为7.04×10-3μm2;泥—微晶白云岩平均孔隙度为3.42%,平均渗透率为3.99×10-3μm2;豹皮灰岩和鲕粒灰岩平均孔隙度为2.97%,平均渗透率为2.39×10-3μm2;块状灰岩平均孔隙度为1.95%,平均渗透率为1.76×10-3μm2,泥灰岩平均孔隙度为1.03%,平均渗透率为0.68×10-3μm2。与岩石的原生孔隙度和渗透率相比,由于热液流体和有机酸溶蚀形成的微裂缝、微孔的存在,极大地提高了不同类型碳酸盐岩的储层物性。

4 内幕储层发育改造模式

综合上述分析,考虑3种主控因素的状态,建立了平方王油田内幕储层发育改造模式。下古生界内幕发育不同类型碳酸盐岩为内幕储层形成奠定了物质基础,白云岩中保留了部分原生孔隙。燕山中晚期—喜马拉雅早中期,受大量断层以及区域构造应力的控制,高角度构造裂缝开始大量形成,其中未充填或半充填的裂缝可以成为有效储层,另外构造裂缝可以为深部热液和有机酸向碳酸盐岩中的弥散式运移提供了通道。喜马拉雅中晚期大量深部热液和有机酸沿着高青平南及次级断层向上运移,侧向上沿着已有的构造裂缝等对碳酸盐岩进行溶蚀,从而形成了大量的溶蚀孔洞-裂缝(图7)。因此受控于岩石类型、构造改造、流体改造三大因素叠加改造作用,平方王油田下古生界碳酸盐岩潜山内幕储层形成了溶蚀孔洞-构造裂缝-原生孔隙并存的多样储集空间类型。

图7 平方王油田下古生界碳酸盐岩潜山内幕储层发育改造模式Fig.7 Development model of layered reservoir of the Lower Paleozoic carbonate buried hill of Pingfangwang Oilfield

5 结 论

(1)下古生界碳酸盐岩内幕储层储集空间成因类型包括溶蚀孔洞-裂缝、构造裂缝,及白云岩中发育收缩晶间孔等原生孔隙。溶蚀孔洞-裂缝由深部热液和有机酸共同溶蚀而形成,研究区与这两种溶蚀相关的矿物主要有萤石、硬石膏、重晶石、自生石英、黄铁矿等;构造裂缝的形成受控于断层与区域构造应力场;原生孔隙主要是由于白云岩化作用保留了部分孔隙,白云岩化程度越高,原生孔隙越发育。

(2)下古生界碳酸盐岩内幕储层主控因素为岩石类型、构造改造程度、流体改造程度。其中岩石类型是基础性因素,不仅控制了不同类型岩石中原生孔隙发育差异性,还影响了岩石溶蚀程度和构造裂缝发育的差异性;构造改造程度是关键性因素,其形成的未充填或半充填的裂缝可以成为有效的储集空间,且构造裂缝直接控制了溶蚀孔洞-裂缝的发育程度,两者具有明显的相关性;流体改造程度是决定性因素,深部热液和有机酸对内幕储层进行溶蚀形成了大量孔洞-裂缝,对不同类型碳酸盐岩储层物性改善极为有利。

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(编辑 徐会永)

Characteristics and main controlling factors of layered reservoir in buried hill of carbonate rock in Pingfangwang Oilfield, Jiyang Depression

WANG Yongshi1, LI Jiyan1,2

(1.ResearchInstituteofPetroleumExploration&Development,ShengliOilfieldCompany,SINOPEC,Dongying257000,China;2.WorkingStationsforPostDoctors,ShengliOilfieldCompany,SINOPEC,Dongying257000,China)

Favorable reservoir prediction is one of the important factors that control the current exploration from hilltop to inner reservoir in the buried hill of the ower Paleozoic carbonate. Taking the Lower Paleozoic buried hill in Pingfangwang Oilfield of Jiyang Depression as the study area, we combined element geochemistry, mineralogy, and core routine analysis to carry out a series of study. We analyzed the genetic type of the inner reservoir space, defined the master control factors of the reservoir, and established the reservoir development model. The results show that different types of carbonate developed in the Lower Paleozoic formed the basis of the inner reservoir. The inner reservoir has three different reservoir spaces including solution pore space-cracks, tectonic fractures, and primary pores, which suggests that the formation of the reservoir is controlled by rock type, tectonization and fluidization. Rock type is the basic factor controlling the number of primary pores, which further affects the solution-resistance of associated rocks and the development of tectonic fractures. Tectonization degree is a key factor. Tectonic fractures have a positive correlation with solution pore space-cracks. Fluidization degree is the crucial factor. A large number of pore spaces, micropores and microcracks can form through corrosion of deep hypothermal solution and organic acid, which greatly improves the reservoir property.

Pingfangwang Oilfield; lower paleozoic; carbonate rock; characteristics of inner resevior; main control factors

2017-01-16

国家油气科技重大专项(2011ZX05006-003)

王永诗(1964-),男,教授级高级工程师,博士,研究方向为油气地质综合研究与管理。E-mail:wangyongshi.slyt@sinopec.com。

李继岩(1987-),男,博士,博士后,研究方向为油气资源勘探理论与技术。E-mail:ljy19870817@163.com。

1673-5005(2017)04-0027-09

10.3969/j.issn.1673-5005.2017.04.004

TE 122.1

A

王永诗,李继岩.济阳坳陷平方王油田碳酸盐岩潜山内幕储层特征及其主控因素[J]. 中国石油大学学报(自然科学版),2017,41(4):27-35.

WANG Yongshi, LI Jiyan. Characteristics and main controlling factors of layered reservoir in buried hill of carbonate rock in Pingfangwang Oilfield, Jiyang Depression [J]. Journal of China University of Petroleum(Edition of Natural Science),2017,41(4):27-35.