北部湾盆地乌石17X油田流三段孔隙定量演化

甘永年,曹 阳,吴 倩,覃利娟,杨 丽

(中海石油(中国)有限公司湛江分公司,湛江 524057)

北部湾盆地乌石17X油田流三段为南海西部海域低渗层,目前南海西部海域已发现的低渗储量规模大,但有效动用较少,如何进一步扩大低渗储量的动用程度、推动低渗储量的整体开发是石油科研人员重点攻关的难题。人们对中深层-乌石区流三段低渗储层特征和主控因素进行了研究。曾小明等[1]对物性主控因素进行了分析,认为储层物性是由沉积环境、成岩作用和构造共同控制的,优质储层分布于靠近大断裂的扇三角洲外前缘近端的水下分流河道中；彭志春等[2]研究表明,在沉积环境一致的背景下成岩作用和孔隙结构是影响储层物性的主要因素；刘冲等[3]对成岩作用及孔隙演化进行了定性研究,结果表明，压实和胶结作用使砂岩的原生粒间孔隙明显减少,溶解作用增加的次生孔隙改善了渗流通道。以上研究表明,成岩作用对储层物性的影响较大,研究成果加深了研究区的基础性成岩作用认识,但孔隙定量演化未做研究,因而成岩机理分析有所欠缺。此外,中国关于定量化的孔隙演化研究较少,因此本次研究也具有重要的推广意义。

在沉积环境确定的基础上,现针对乌石17X油田,利用埋藏史、热史及储层微观资料对储层进行成岩演化与孔隙演化定量研究,整体评估了该油田成藏期储集层的有效性,以期为乌石区目标优选提供地质依据。

1 地质概况

乌石17X油田位于南海北部湾盆地乌石凹陷东部,乌石凹陷是南海西部北部湾盆地南部坳陷的一个次级构造单元[4-6],北邻企西隆起,南邻流沙低凸起(图1)。其构造是一个被断裂复杂化的含油构造,发育古近系-新近系地层,从下至上分别为长流组、流沙港组、涠洲组、下洋组、角尾组、灯楼角组和望楼港组等7套地层,其中古近系流沙港组为油田主力含油层位。本次研究层位为流沙港组三段(以下简称流三段)。

图1 乌石17X油田构造位置图Fig.1 Structural location map of Wushi 17X oilfield

流三段地层厚度约200～600 m,纵向上分为3个油组(L3Ⅰ、L3Ⅱ、L3Ⅲ)。其含油油组位于L3Ⅰ油组,也是本次孔隙演化研究的油组,其岩性为浅灰色中厚层含砾砂岩和砂砾岩夹薄层灰色泥岩。本油组沉积了来自东北部物源的粗碎屑扇三角洲沉积,砂体厚度大,分布面积广[7-9]。现研究区共钻探井及评价井15口,几口井在该油组均钻遇大套砂体,油层段内砂体横向分布连片,可对比性好,以多期水下分流河道沉积为主,纵向上有一定的非均质性(图2)。

2 储集层基本特征

储层具有近物源、粗碎屑的岩石学特征。岩性以含砾粗砂岩、粗砂岩为主,部分细中砂岩。粗砂岩岩石类型主要为岩屑砂岩和长石岩屑砂岩,细中砂岩岩石类型主要为岩屑砂岩和岩屑石英砂岩。岩石组分以石英为主,碎屑颗粒以次棱-次圆状为主,呈颗粒支撑,点-线接触为主,分选中等-差,储层以孔隙式胶结为主,结构成熟度低。储集层总体具有“四低”特征,即成分成熟度低、结构成熟度低、泥质和胶结物含量低。

乌石17X油田流三段储层为中孔特低渗储层,平均孔隙度为17.3%,平均渗透率为4.16 mD,孔渗相关性差。

3 储集层成岩演化

成岩演化是储集层埋藏史、热演化史及地下水溶液活动等综合演变的结果[10]。不同类型矿物的溶解与再生和成岩演化息息相关。本次成岩演化研究以胶结-溶解序列为基础,根据埋藏史与热史确定各主要成岩作用发生的时间与相应的古埋深；结合相应阶段的水溶液环境,印证相应矿物的形成与转变。

L3Ⅰ-流三段Ⅰ油组；L3Ⅱ-流三段Ⅱ油组；L3Ⅲ-流三段Ⅲ油组图2 乌石17X油田单井综合柱状图Fig.2 Single well comprehensive histogram of Wushi 17X oilfield

3.1 胶结溶解序列

乌石17X油田流三段储集层中石英加大及高岭石普遍发育[图3(a)、图3(b)],石英加大边最大宽度可达160 μm,高岭石最高含量可达14%,高岭石普遍发育于长石溶蚀区内,说明其为长石溶蚀的产物,长石溶蚀的同时生成了大量的硅质,形成石英加大。常见石英内部、边部及加大边有溶蚀[图3(c)、图3(d)、图3(e)],但未被充填,说明其溶蚀时间相对靠后。研究区碳酸盐胶结物相对不发育,但在局部井区和层段有富集,主要包括铁方解石、白云石和菱铁矿。由于流三段储集层埋深较大,碳酸盐胶结物形成于较高温度环境下,受有机脱羧作用明显(图4)。薄片镜下见部分菱铁矿及白云石以泥晶状充填于粒间孔,说明其形成于早成岩期；部分白云石晶粒较大,充填于长石溶孔中,与高岭石混杂堆积[图3(f)],说明其形成晚于长石溶蚀；铁方解石充填粒间孔、粒内孔,并部分交代多晶石英[图3(g)、图3(h)],说明其形成时间晚于长石、岩屑、石英等颗粒的溶蚀；部分菱铁矿晶粒较大[图3(i)],为粉晶状,是重结晶产物,充填于溶蚀孔内,说明重结晶时间晚于溶蚀作用。菱铁矿多与沥青伴生,沥青条带多绕着菱铁矿,说明菱铁矿的形成晚于油气充注时期。扫描电镜下常见石膏呈团块状或放射状充填于粒间孔中[图3(j)],部分具有溶蚀现象,石膏形成需要较高盐度环境和弱酸性介质。

图3 成岩图版Fig.3 Diagenetic plate

图4 碳氧同位素分析图Fig.4 Carbon and oxygen isotope analysis maps

综上,储集层胶结溶解序列为:早期部分菱铁矿及白云石胶结；中期长石溶蚀、石英加大、高岭石充填及石膏胶结；晚期石英溶蚀、石膏溶蚀、铁方解石胶结、菱铁矿重结晶。

3.2 成岩演化

乌石17X油田流三段的储层段主要位于地层上部,因此成岩演化对象为上部地层段(图5)。距今27.5～56.5 Ma,储层埋深为0～1 700 m,储层段底界温度低于80 ℃,该时期发育早期菱铁矿及白云石胶结,两者形成均需碱性条件,因此推断该时期成岩环境呈碱性特征,成岩期为早成岩A期-早成岩B期。研究区储集层原油对比显示,乌石17X构造烃源岩主要来源于低部位邻区流二段下部泥岩,烃源岩主生排烃期(最佳生酸期)为距今27.5～11 Ma,此时储集层温度为80～100 ℃,利于烃源岩中有机酸的保存,此阶段在有机酸的影响下,储集层成岩环境开始转化为酸性,长石、岩屑等矿物溶解,石英次生加大与高岭石开始形成,并出现石膏胶结,成岩期为中成岩A期,储层底界埋深小于2 300 m。距今约11 Ma,储层温度大于100 ℃,储集层系统封闭,烃源岩地层温度大于120 ℃,羧酸阴离子脱羧,有机酸浓度降低,蒙皂石向伊利石转化和伊利石向绿泥石转化过程中产生的Fe2+、Mg2+、Ca2+等碱金属离子进入孔隙水,成岩环境酸性减弱,此时储集层流体转化为弱碱性,石英溶蚀、石膏溶蚀、铁方解石胶结、菱铁矿重结晶等,至现今储集层地层流体仍呈弱碱性(pH为7.0～8.5),成岩期为中成岩A期。

图5 储集层埋藏演化史及成岩演化史Fig.5 History of burial and diagenetic evolution of reservoirs

4 储集层孔隙度定量演化

在近20年的时间里,多数学者按照将近论古的观点,将现有的纵向上孔隙度分布特征等同于某一段储集层的时空演化特征[11-12],这忽视了其是垂向上不同性质地层的综合结果。本次孔隙度定量演化研究是针对某套固定的储集层进行从埋藏开始的成岩演化研究,是在成岩演化研究的基础上,利用面孔率与孔隙度的函数关系,将成岩各阶段的胶结及溶解作用进行定量化的反演回剥,同时,根据正常压实图版,对反演回剥的孔隙度进行机械压实校正,从而建立地质历史时期碎屑岩储层实际孔隙度演化曲线。

4.1 胶结-溶解孔隙度反演回剥

储层微观研究中各矿物含量的多少是以所占面孔率的大小来计算的,因此在孔隙度的反演过程中需将面孔率换算成孔隙度,研究区面孔率与孔隙度相关性高,可以用相关关系式进行成岩演化过程中孔隙度损失量或增加量的换算,其换算公式为φ=4.664 9φ视0.476 6(φ为常规物性孔隙度,φ视为视孔隙度,即薄片面孔率)。

乌石17X油田流三段储层开始沉积时为距今56.5 Ma；56.5～27.5 Ma,古埋深约为1 700 m,成岩环境碱性,早期菱铁矿及白云石胶结,胶结面孔率为0.64%,利用面孔率与孔隙度之间的函数关系,其损失的孔隙度为3.8%；27.5～11 Ma古埋深约为2 300 m,成岩环境酸性,长石、岩屑等矿物溶解,石英次生加大与高岭石开始形成,出现石膏胶结,溶解增加的面孔率为9.44%,换算成孔隙度为13.6%,胶结物与自生矿物充填孔喉,损失的面孔率为1.04%,换算成孔隙度为4.75%；11 Ma至今,埋深约2 700 m,成岩环境弱碱性,石英及石膏溶蚀现象可见,但溶蚀量可忽略不计,铁方解石胶结、菱铁矿重结晶,其所占面孔率为0.18%,损失孔隙度2.06%。

4.2 压实孔隙度反演回剥

造成孔隙度增加与减少的主要成岩作用类型为压实作用、胶结作用与溶解作用,上述已对胶结和溶解作用进行了定量化的反演回剥,下一步需对压实作用损失的孔隙度进行分段回剥。不同成岩阶段压实作用损失的孔隙度一般由正常压实图版读取,本次挑选了研究区处于常压环境中、胶结物含量小于5%、以原生孔为主、次生孔隙含量小于1%的样品作为正常压实的样品点,将其实测孔隙度与深度进行拟合,所得曲线为研究区储集层正常压实图版(图6)。

图6 正常机械压实图版Fig.6 Normal mechanical compaction plate

根据机械压实校正原则,地层发生正常压实作用时,压实作用损失的孔隙度可由压实图版读取,而在本油田范围内,部分井区在成岩早期各类胶结物总含量已超过5%,胶结作用抑制压实作用,压实作用损失的孔隙度对比正常压实状态下减少,此时若按图版读取数据则必然造成错误,因此依据前人研究的成熟经验,使用了将机械压实作用损失的总孔隙度按所占比例分配到各关键成岩作用阶段的原则,进行了各关键成岩作用阶段机械压实作用损失量的计算,其分配比例由压实图版读取[13]。机械压实作用损失的总孔隙度按式(1)进行计算。

φp=φo-φm-φc+φf

(1)

式(1)中：φp为机械压实作用损失的总孔隙度；φo为原始孔隙度；φm为实测孔隙度；φc为胶结物作用损失的孔隙度；φf为溶解作用增加的孔隙度。

式(1)中胶结物损失的孔隙度与溶解作用增加的孔隙度为已知数据,此时还需求取储层的原始孔隙度。Beard等[14]通过实验建立了利用Trask分选系数So求取砂岩原始孔隙度φo的经验公式φo=20.9+22.9/So,但是该方法仅适用于粒度较细的砂岩,对于粒度相对较粗的砂岩,经验表明,根据碎屑岩正常压实作用过程中储层物性演化规律,将正常压实曲线延伸至地表即可得出该样品的原始孔隙度[9],乌石17X油田流三段原始孔隙度为44%。因此,根据式(1)可得:乌石17X油田流三段机械压实损失的总孔隙度为29.09%(44%-17.9%-10.61+13.6%),与本区的强压实特征相符。根据正常压实图版,将压实作用损失的总孔隙度按 9∶3∶1 的比例进行分配,即长石、岩屑等矿物溶解之前(56.5～27.5 Ma),机械压实作用损失的孔隙度为20.14%,长石、岩屑等矿物溶解开始至结束(27.5～11 Ma),机械压实作用损失的孔隙度为6.71%,铁方解石等碳酸盐胶结物开始形成至今(11 Ma至今),机械压实作用损失的孔隙度为2.24%。

4.3 孔隙度定量演化

综合上述胶结-溶解与压实孔隙度反演回剥结果,可得到储集层实际孔隙度演化过程。

乌石17X油田流三段储层埋藏时,距今56.5 Ma,储集层实际孔隙度为44%；距今27.5 Ma(古埋深1 700 m),储集层实际孔隙度20.06%(原始孔隙度44%,扣除机械压实损失孔隙度20.14%,白云石等胶结物损失孔隙度为3.8%)；距今11 Ma(古埋深2 300 m),储集层实际孔隙度为22.2%(实际孔隙度为20.06%,加上溶解作用增加的孔隙度13.6%,扣除机械压实损失孔隙度6.71%,扣除胶结物与自生矿物损失的孔隙度4.75%)；现今埋深2 700 m,储集层实际孔隙度17.9%(实际孔隙度为22.2%,扣除机械压实损失孔隙度2.24%,扣除碳酸盐胶结物损失的孔隙度2.06%)。由此建立了孔隙度实际演化曲线(图7)。孔隙演化表明,乌石17X油田流三段孔隙度降低的主要原因为深埋藏下的强烈压实作用,其共计减少了29%的孔隙,后期溶蚀作用的贡献是现今孔隙度仍能保持中孔的主要原因。

图7 孔隙度演化曲线Fig.7 Curve of porosity evolution

4.4 孔隙定量演化意义

成藏规律研究表明乌石17X油田经历了一期连续的油气充注,其原油来源于邻区乌石16X油田流二段烃源岩,只有盆地烃源岩进入了生烃期,成藏才有可能,在距今27.5 Ma,乌石16X油田流二段烃源岩进入低成熟区,至今仍处于生烃期,油气充注的时间应是在27.5 Ma之后,此时储集层孔隙度在20.06%左右,为中孔特征,不致密,利于油气的充注,在距今11 Ma,由于溶蚀作用的影响,孔隙度增至22.2%,更利于油气的充注,油气充注饱和度高。因此,该区发育有效储层,且经钻杆测试(drill-stem testing,DST)测试表明,局部甜点储层为高产,适合进行开发部署。乌石17X油田为乌石区目标优选区域。

此外,此次储集层孔隙度演化的定量恢复,还静态地分析了各阶段成岩作用对储集层物性的贡献量或损失量。例如,储集层由于压实作用损失的孔隙度为29.09%,胶结作用损失的孔隙度为10.61%,溶解作用增加的孔隙度为13.6%,压实作用损失量大于胶结作用,溶蚀作用增加的孔隙度是后期油气成藏的主要因素。这一研究结论有效分析了储层物性主控因素。因此,甜点储层主要发育于弱压实强溶蚀区。

5 结论

(1)乌石17X油田流三段经历了早期碱性、中期酸性及晚期碱性的成岩演化过程。其成岩演化序列为早期菱铁矿及白云石胶结；中期长石、岩屑矿物溶解,石英次生加大与高岭石生成,出现石膏胶结；晚期石英溶蚀、石膏溶蚀、铁方解石胶结、菱铁矿重结晶。

(2)借助铸体薄片的孔隙度反演法,经压实校正后得出储集层的动态孔隙度演化过程。研究结果表明:储集层由于压实作用损失的孔隙度(29.09%)大于胶结作用(10.61%),溶解作用增加的孔隙度(13.6%)是后期油气成藏的主要因素。

(3)油气充注史与孔隙演化史关系表明:乌石17X油田流三段油气充注时期储层孔隙度较高,平均20%,中孔,利于油气充注；距今11 Ma,因溶蚀作用的贡献,孔隙度增至22.2%,油气充注饱和度高。孔隙演化史与油气成藏的匹配关系,使得中深层储集层有效性评价更加准确,对油气勘探与开发具有更强的实用性与指导性。