海塔盆地W次凹砂砾岩储层次生孔隙特征及成因

南金浩,刘少然,孙贻铃,孔凡顺,于东旭,林 彤

(1.大庆油田有限责任公司 勘探开发研究院,黑龙江 大庆163712; 2.大庆油田有限责任公司 采油工程研究院,黑龙江 大庆163453)

引言

砂砾岩体是陆相断陷盆地陡坡带广泛发育的一种典型的沉积体,在渤海湾盆地济阳坳陷东营凹陷、准噶尔盆地玛湖凹陷、南襄盆地泌阳凹陷均获得巨大突破[1-5]。砂砾岩沉积通常近源、快速堆积,导致岩石的结构成熟度和成分成熟度一般较低,储层低孔低渗,孔隙结构复杂,储层非均质性极强,同时缺乏正常碎屑岩沉积的泥岩夹层,给后期油藏开发时的砂层组对比造成很大困难[6-10]。次生孔隙对储层物性的改善作用研究主要集中在砂岩,而对于复杂条件下形成和岩性多变等强烈非均质性下砂砾岩次生孔隙的研究相对较少。前人在研究中认为,砂砾岩储层受到酸性和碱性流体溶蚀而使得同一沉积盆地中具有多层系、多区域分布的特征,是形成优势储层的重要条件[11-13]。

近年来,不断深入对W次凹铜钵庙组砂砾岩储层的勘探、对开发井的评价,多井高产,成为海拉尔油田上产的潜力区块。但井间差异大,开发效果差,需进一步开展储层特征研究。T凹陷和W次凹铜钵庙组均发育砂砾岩储层,但储层物性有较大差别。T凹陷孔渗均值为12.9%和22.1×10-3μm2,而W次凹孔渗均值仅9.5%和0.83×10-3μm2。T凹陷以铜钵庙组为主要开发层系,已经取得较好的开发效果,油田初期平均单井日产油大于7 t,W次凹铜钵庙组通过大规模压裂初期产量也能达到5 t/d以上,但物性较差,试验井组无法建立有效驱替井网,导致试验区递减较快,严重制约了油藏的有效动用。本文从储层物性特征着手,厘清T凹陷和W次凹铜钵庙组储层特征的差异,明确造成储层差异的原因,落实次生孔隙的影响因素,优选优质储层发育区带,以指导W次凹下步井位部署及开发技术甄选。

1 海塔盆地地质概况

1.1 区域地质背景及构造格局

海塔盆地为典型的断陷盆地,地理位置跨越我国内蒙古自治区呼伦贝尔市和蒙古国东方省,是叠置在西伯利亚板块和华北板块之间的兴-蒙构造带之上的中新生代陆相沉积盆地,两侧分别为额尔古纳隆起和大兴安岭隆起,构造上呈两隆隔三坳的构造格局(图1(a))[14-16]。根据构造演化阶段性可以划分为断陷期、断坳转换期、坳陷发育期3个阶段,分别对应铜钵庙组-南屯组沉积时期、大磨拐河-伊敏组沉积时期、青元岗组沉积时期。部分研究中将塔木兰沟组定义为区域的初始断陷时期(图1(d))。海塔盆地地质条件复杂,受频繁的构造运动以及局限的湖盆面积限制, 具有多物源、 近物源特征,沉积特征、类型与结构构造受古构造、古地形等因素的控制[17-18]。

图1 海塔盆地区域构造图及地层综合柱状图(据文献[19],有改动)

本次研究目标为海塔盆地中部坳陷带最南端的T凹陷和北端W次凹的铜钵庙储层。T凹陷自西向东具有三洼两隆的构造格局,构造复杂,断层发育,整体受北东、北东东向基底大断裂的控制,形成“多米诺式”箕状断陷。按构造特征可将T凹陷划分为7个区带,分别为西部斜坡带、西部洼槽、西部潜山断裂带、中部洼槽、中部潜山断裂带、东部洼槽和东部断鼻构造带(图1(c)),铜钵庙组油气显示多集中在西部潜山断裂带和中部潜山断裂带的背斜、断鼻、断块圈闭。W次凹整体表现为东缓西陡的2个箕状断阶,构造分区上,W次凹包含苏仁诺尔构造带、乌北北洼槽、乌北南洼槽、东部斜坡带(图1(b)),铜钵庙组油气显示多集中在苏仁诺尔断裂带及南洼槽向东部斜坡过渡的斜坡地区。

1.2 沉积特征及沉积模式

T凹陷铜钵庙组地层沉积时期,发育多物源的扇三角洲沉积,主要物源为西北部和东南部及古隆起向盆地,沉降中心逐渐向盆地中心发生迁移,主要经历了一次大的水退沉积过程。主要发育进积型扇三角洲,可以分为扇三角洲平原、扇三角洲前缘(内前缘、外前缘)和前扇三角洲等亚相单元。扇三角洲前缘的水下分流河道为优势沉积微相,岩性以细砾岩为主,分选较差,次圆状,砾石具定向排列,具有正旋回特征,曲线呈箱型,电性呈高电阻、低伽马(图2(a))。

图2 T凹陷、W次凹铜钵庙组优势沉积微相沉积特征

W次凹铜钵庙组沉积主要为一套泥岩、粉砂岩、砂砾岩、杂色块状角砾岩、砾岩,呈不等厚互层沉积。从断陷发育过程来看,铜钵庙组沉积处于断陷活动早期,小断层发育,以近源快速堆积为主,发育了一套厚层扇三角洲沉积体系。在随后断陷发育中,靠近断陷边界断层也可局部近源堆积,形成扇三角洲沉积体。铜钵庙组沉积末期,在湖盆中心发育深湖-半深湖相,事件性沉积频发,粗粒重力流、浊积砂和湖底扇发育。以重力流、浊积沟道为骨架微相,岩性以粉细砂岩夹泥岩组合特征为主。具杂乱堆积特征,电性曲线为箱型,GR低值,与典型铜钵庙组杂色砾岩不同。从断陷发育过程来看,属于强断陷初期欠补偿盆地形成的深水重力流沉积。目前认识程度较高的密井网区主要发育湖底扇沉积。中扇辫状沟道为主要沉积微相,砂砾岩多呈杂乱堆积,多呈箱型,电性呈低伽马高电阻特征(图2(c)),为目前主要的含油储层,外扇的浊积砂也有部分含油显示(图2(d))。研究区发育多物源的扇三角洲沉积,在扇三角洲的前缘水下分流河道也见到一定的含油显示。相比T凹陷扇三角洲前缘水下分流河道沉积,W次凹水下分流河道砂砾岩粒度更细,电测曲线锯齿化特征较弱(图2(b))。

2 储层特征对比

2.1 典型油藏岩石类型特征

T凹陷铜钵庙组岩石类型由凝灰岩、凝灰质砂(砾)岩、陆源碎屑岩及沉凝灰岩组成,其中凝灰岩和凝灰质砂(砾)岩占绝对优势,体积分数达70%。凝灰岩主要由流纹质和英安质凝灰岩组成,凝灰质砂(砾)岩包括凝灰质砾岩、凝灰质不等粒砂岩、凝灰质粗砂岩、凝灰质中砂岩和凝灰质细砂岩,以凝灰质砾岩为主。陆源碎屑岩由砾岩和砂岩组成,包括砾岩、粗砂岩和细砂岩,以砾岩为主。砂岩主要由长石砂岩和长石岩屑砂岩组成。凝灰岩和凝灰质砂(砾)岩主要分布于中部次凹,而陆源碎屑岩和沉凝灰岩主要分布在中部次凹东西两侧的二级构造单元中。含油砂砾岩主要赋存于砂岩和凝灰质砂砾岩,凝灰岩因溶蚀作用程度不同而含油性存在较大差异。

W次凹陆源碎屑岩为储层的主要岩石类型,体积分数47.6%,凝灰质砂(砾)岩体积分数为31.2%。乌尔逊凹陷普通砂岩类型比较复杂,岩屑砂岩、长石岩屑砂岩、岩屑长石砂岩和长石砂岩皆有所发育,油气主要赋存在粉砂岩、泥质粉砂岩、砂岩和砂砾岩中。

铜钵庙砂砾岩组分结构和成分成熟度低。以砾石为骨架的孔隙空间全部或部分被砂级颗粒充填,由砂粒组成的孔隙中,又被黏土杂基充填,孔隙度变小,构成复杂的双模态或复模态结构,这也是造成铜钵庙组储层物性较差的原因之一。

2.2 孔隙发育特征

2.2.1 孔隙类型及规模对比

T凹陷的孔隙类型主要有完整粒间孔隙、剩余粒间孔隙、溶蚀粒内孔、溶蚀粒间孔、溶蚀裂缝孔、填隙物内孔隙、超大溶蚀孔隙等几种(图3(a)-(e))。T凹陷铜钵庙组次生孔隙类型中以火山物质溶孔占绝对优势,超大孔、岩屑溶孔、粒间溶孔、粒内溶孔也有规模发育,孔隙类型丰富[20-21]。

图3 T凹陷、W次凹铜钵庙组典型次生孔隙照片

通过镜下观察W次凹岩心标本发现,可见铜钵庙组样品原生孔隙和次生孔洞发育,储集空间以原生孔隙为主,主要包括完整粒间孔、剩余粒间孔,粒内孔等,发育粒内溶孔、粒间溶孔等多种类型次生孔隙,主要包括溶蚀粒间孔、溶蚀粒内孔、铸模孔、溶蚀裂缝和超大孔。W次凹多种孔洞类型共存,发育程度差异较大,以长石溶蚀为主,偶见凝灰质溶蚀、岩屑溶孔,整体构造带均发育次生孔隙。相较T凹陷,孔隙类型相对单一,整体溶蚀作用发育程度较差。

根据岩心观察,砾石内部所见孔洞多为角砾岩冷凝包裹未溢出的火山气体形成的,为原生孔,多孤立分布,连通差,不具油气充注条件。砾间可见明显的溶孔,连通性好,为有利的储集空间,岩心标本上可见明显的油气残留(图3(j))。

溶蚀作用是改善深层富含火山岩岩屑砂岩储层物性的重要成岩作用[22-23]。T凹陷次生孔隙发育类型多样且量大,平均体积分数达75%。W次凹铜钵庙组不同样品的次生孔隙以小于50%的为主,次生孔隙平均体积分数30%,远低于T凹陷的次生孔隙比例。

2.2.2 孔隙结构对比

储层孔隙结构分析比常规物性更全面、更深入了解储层的产能、渗透能力及储集性能[24]。铜钵庙组储层因埋深大,砂砾岩复模态发育,储层物性差,孔隙结构一般较差,但对比而言,T凹陷较W次凹孔隙结构更优(图4(a))。

图4 T凹陷、W次凹铜钵庙组孔隙结构特征

T凹陷铜钵庙组储层孔隙结构以中级别为主(77.3%),其次为差级别(9.8%),少量好级别和较好级别(仅占12.9%)。中等孔隙结构的储层毛管压力曲线显示其压汞曲线平台位于中部且比较倾斜,排驱压力较小(平均0.35 MPa),反映储层孔隙中等(19.7%),分布较均匀(图4(c))。孔喉分布图(图4)显示孔喉分布范围较宽(0.02～1.60 μm),形态主要呈单峰型,主峰位1.0 μm,对应峰值11.9%;渗透率峰位1.6 μm,其贡献值52.8%(图4(b))。储层孔隙结构主要以中孔、中喉道为特征,渗透性主要是中孔贡献的,储层物性一般。

W次凹储层孔隙结构级别分布不均匀,从好到较差级别的都有,中等及以上储层孔隙结构级别仅占42.7%,而差孔隙结构的储层占多半。中等孔隙结构的储层压汞曲线平台位于中部,排驱压力低,但饱和度中值压力大,反映储层孔隙较大、喉道较粗(图4(c))。孔隙分布范围较宽,形态呈单峰型,孔隙分布峰位值偏小(1.6～2.5 μm),对应峰值为16.4%;渗透率分布峰位2.5 μm,其贡献值40.6%,储层渗透性主要是较大孔贡献的。储层孔隙结构以中孔、中粗喉道为特征,储层物性相对较好。

2.3 典型油藏储层物性特征

T凹陷铜钵庙组储层孔隙度分布于0.3%～27.4%,主要在5%～20%,平均9.9%,属中、低和特低孔隙度;渗透率分布范于(0.01～4 093)×10-3μm2,主要在1.5×10-3μm2以下,占85.5%,平均32.19×10-3μm2,为低和特低渗透率。T凹陷铜钵庙组储层总体属于中、低和特低孔,特低渗储层。纵向发育多个高孔渗深度带,其中以1 600～1 700 m、1 970 ～2 050 m、2 300～2 400 m最优(图5(a))。

图5 T凹陷、W次凹铜钵庙组岩心实测物性参数随深度变化曲线

W次凹铜钵庙组储层孔隙度分布于0.4%～19.6%,不同深度最大孔隙度一般不超过15%,各深度最大值多在10%～15%,平均7.3%,多为低、特低孔隙度。渗透率为(0.01～104.00)×10-3μm2,平均2.65×10-3μm2,主要在(0.01～5.00)×10-3μm2。W次凹铜钵庙组储层总体属于低和特低孔、特低渗储层。纵向在1 850 m左右及2 000～2 150 m见相对高孔渗带(图5(b))。

平面上,T凹陷可见多个明显优势高渗条带,而W次凹孔隙度优势带不明显,仅在苏仁诺尔断层、南洼斜坡局部隆起有较高孔渗带。

3 次生孔隙影响因素

次生溶孔的发育程度受到沉积、成岩等多方面因素控制,沉积作用、成岩作用、流体的作用等共同控制了次生溶孔的发育[25-27]。H-T凹陷砂砾岩油藏总体上受到多轮次的酸碱作用,受控于沉积储层特征、成岩期次以及酸碱流体作用的共同影响。

3.1 酸碱性流体

3.1.1 酸性流体的溶蚀作用

T凹陷及W次凹的主体含油区块铜钵庙组储层均位于中成岩阶段A期,该深度段有机质热演化生烃的同时伴生了有机酸的发育,对不稳定长石组分发生溶解(式1)。

2KAlSi3O8+2CH3COOH+9H2O→Al2Si2O5(OH)4↓+4SiO2↓+2K++3H2O+2CH3COO-。

(1)

W次凹主断裂周边发育二氧化碳气藏,深部生成的CO2沿主断裂进入铜钵庙组,与长石发生溶解作用(式2),地层中碳酸根与矿化度变化具有较好的一致性,地层中发育碳酸氢钠型地层水,从侧面反映了该作用的发生。

2KAlSi3O8+2H2CO3+9H2O→Al2Si2O5(OH)4↓+4SiO2↓+2K++2HCO3-+8H2O。

(2)

塔南油藏储量丰度明显高于乌北,生烃能力更优,排烃期产生的有机酸等流体对岩石组分的溶蚀作用更强,导致T凹陷次生孔隙更为发育。

3.1.2 碱性的地层水溶蚀作用

海塔盆地中部坳陷带铜钵庙组沉积时期,在相邻的大兴安岭隆起区发生的火山事件多为酸性火山喷发事件。T凹陷距离火山喷发区最近,喷发的火山灰自南部向北飘散,南部的T凹陷凝灰质含量最高,贝尔凹陷和南贝尔凹陷的凝灰质次之,北部的乌尔逊凹陷的火山凝灰质含量最低[28],T凹陷中沉积了大量酸性的火山凝灰质,而乌北次洼酸性火山凝灰质含量相对较低。成岩作用中后期地层水呈碱性,通过分析地层水矿化度可知,海塔盆地地层水多为碳酸氢钠型,地层pH值在8～10,整体呈碱性。活跃的水活动,与地层中酸性凝灰成分发生溶蚀,形成次生溶孔,增加孔隙空间的同时加强了孔隙间的连通性,使原本不连通的储层具备了成藏潜力。凝灰质含量与孔隙度整体呈负相关性,但是凝灰质体积分数为20%～40%时,孔隙度表现为局部高值,因此,在凝灰质体积分数为0～10%和20%～40%时均呈现较高孔隙度,反映酸性的凝灰质受到碱性流体的溶蚀对储层具有一定改善作用。

3.2 不整合作用

沉积间断期,受构造地形起伏影响,不同部位受到剥蚀等影响不同。铜钵庙组顶面为区域不整合面,其中T凹陷铜钵庙Ⅰ油组仅在构造位置较高的局部井区发育,其余井区剥蚀严重;W次凹铜钵庙组三段Ⅰ油组在苏仁诺尔断裂带高部位、南洼槽高部位及东部斜坡区剥蚀,南洼槽低部位未见明显地层缺失,从剥蚀展布的范围来说T凹陷较W次凹在铜钵庙组顶部剥蚀不整合更为严重。地层的剥蚀产生大量的卸荷裂缝,大气淡水沿早期形成的裂缝下渗,使下伏岩层发生岩溶,形成大量风化裂缝和溶蚀孔洞,风化淋滤层中裂缝和次生孔隙极为发育,利于油气富集成藏[29-30]。不整合面之下存在长石和碳酸盐等易溶矿物低值区,同样反映铜钵庙组顶存在风化淋滤。对比W次凹和T凹陷铜钵庙组顶部不整合面之下物性变化规律,W次凹物性突降面距不整合面约25 m,T凹陷物性突降深度约50 m(图6),不整合淋滤对T凹陷的影响更严重,导致次生溶蚀更强烈,对储层改善作用更优。

图6 T凹陷、W次凹铜庙组岩心实测物性参数和与不整合面距离关系

3.3 沉积类型

T凹陷储层类型以凝灰岩为主,在铜钵庙组沉积时期有相当一部分火山碎屑岩没有进入水体,而是陆上的沉积产物,造成其物性与表征水动力条件的沉积微相关系并不明确。在W次凹,目前勘探和开发较为成熟的密井网区发育湖底扇沉积。相同孔隙度条件下,中扇辫状沟道砂体与外扇浊积砂相比,中扇的渗透率明显好于外扇,而且中扇储层中孔隙度在高值占据优势(图7),因此,中扇物性更好。同一岩性内部的不同位置,向湖方向物性有变差的趋势。

图7 W次凹铜三段湖底扇中扇-外扇储层物性对比

3.4 岩石学特征

3.4.1 岩石类型特征

相比W次凹,T凹陷铜钵庙组火山碎屑物含量更高。火山碎屑物中凝灰质更易遭受溶蚀形成次生孔隙,因此,储层岩石类型决定了次生孔隙发育的规模和类型。

3.4.2 岩石结构特征

铜钵庙组砂砾岩相分为颗粒支撑相、杂基支撑相及混合支撑相3种支撑类型。其中,颗粒支撑相泥(灰)质杂基含量低,原生粒间孔发育。颗粒支撑相又可分为多级颗粒支撑岩相和同级颗粒支撑岩相。根据岩心观察并统计后发现,铜钵庙组含油层段多为同级颗粒支撑,证明同级颗粒支撑有更好的油气赋存条件。杂基支撑相分选差,砾石漂浮状随机分布,杂基含量高,易堵塞孔隙;混合支撑相为过渡类型。相比W次凹,T凹陷铜钵庙组颗粒粒径更大,接触关系更偏向于点接触,导致原始孔隙优于W次凹,流体更易流入并对岩石组分进行溶蚀。但过大的颗粒空间易被砂质、泥质充填,导致物性变差。统计显示,细砾岩、粗砂岩等中等级别尺寸颗粒岩性的物性最好,其次为中砾岩,粗砾岩、中砂岩、细砂岩等物性较差。

3.5 成岩阶段

一般来说中成岩阶段A期为次生孔隙发育带,A期又可以分为A1、A2两个亚期。A1亚期有机质低成熟,有机酸含量高,是次生孔隙发育最有利的时期,为次生孔隙产生带。A2亚期有机质成熟,进入生油高锋,有机酸浓度降低,次生孔隙相对较为发育。通过建立镜质体反射率与埋深的关系,计算出T凹陷A1段深度为1 725～2 050 m,A2段深度为2 050～2 990 m(图8(a))。其中,有1/4井顶面位于A1期,其余多数井位于A2期的上部。同样计算乌北油田A1期深度为1 453～1 849 m,仅有苏仁诺尔构造带高点部分井位于该段,A2段深度为1 849～2 701 m(图8(b)),苏仁诺尔断裂带低部位井位于A2段的上部,而南洼槽多数井均处于A2期下部。成岩阶段的差异,导致T凹陷次生溶孔更为发育。

图8 T凹陷、W次凹镜质体反射率随深度变化曲线

4 次生孔隙成因模式及油气意义

4.1 次生孔隙成因模式

在对铜钵庙组砂砾岩储层岩石学特征、孔隙类型及特征以及物性特征分析基础上,结合次生溶孔控制因素,综合分析铜钵庙组砂砾岩储层次生孔隙成因模式(图9)。在沉积成岩初期,砂砾岩快速沉积形成较为疏松的地层, 颗粒间孔隙较大。铜钵庙组末期,地层抬升,岩石中各类颗粒组分均受到大气水淋滤作用,第一次发生次生溶蚀作用。后期铜钵庙组地层被埋藏,随着埋深越来越大,颗粒紧密排列,颗粒间孔隙逐渐变小。进入中成岩阶段后,烃源岩生烃过程中排出的有机酸以及深源的CO2进入地层,主要与长石发生反应,发生第二次次生溶蚀作用。该阶段末期,油气从烃源岩排出,进入砂砾岩孔隙中。排烃期结束后,地层中流体逐渐由酸性流体转化为碱性流体,与地层中凝灰质以及部分石英发生反应,发生第三次次生溶蚀作用,增大孔隙空间的同时,也增强了孔隙的连通,形成了目前发现的铜钵庙组砂砾岩储层。

图9 铜钵庙组砂砾岩储层次生孔隙成因模式

4.2 次生溶孔的油气意义

存在溶蚀孔洞本身就可以成为油气储存的空间。溶蚀孔洞增加了原生粒间孔之间的连通性,有利油气充注,间接增强了储层的含油性铜钵庙组砂砾岩次生孔隙发育比较普遍,但孔洞数量及孔径较小。统计显示,塔南孔隙度参数与次生孔隙度比例明显正相关,而W次凹两者虽然没有明显的线性关系,但可以看到发育次生孔隙的样品孔隙度都偏高的总体趋势。这证实了次生溶孔的发育对储层物性具有一定的改善作用。根据压汞曲线特征分析,长石溶孔发育的孔隙粗孔喉带更宽,曲线向粗歪度靠近,反映长石粒内溶孔孔隙结构最优,原生孔为主的孔隙结构略差于长石粒内溶孔样品,证实次生溶孔的发育改善了孔隙结构。同时储层物性越好,含油级别越高,因此,次生孔隙发育程度影响含油性。

4.3 次生溶孔发育有利区带

根据岩心、镜下薄片,结合各控藏要素,分析次生溶孔,邻近烃源岩储层具有地缘优势;油源断层为各种流体的运移提供有力条件;不整合既可作为储层淋滤形成次生孔隙的条件,后期又可为油气的运移提供条件。因此,环洼槽近源背景、近油源断层、受剥蚀不整合影响、主力砂体富集区的为次生孔隙发育带,也是区域的高孔渗优势储层分布区。W次凹的铜三段Ⅰ油组地层W次洼东部剥蚀不整合,不整合区邻近洼槽区烃源岩,贯穿南屯组的断层具有沟通油源的作用,满盆含砂背景下,局部有利构造有利于油气等流体充注。最终在苏仁诺尔断裂带上升盘的构造高点、下降盘斜坡中部隆起区、南部斜坡高部位落实3个次生孔隙发育带(图10)。

图10 W次洼铜钵庙组次生孔隙发育带(铜钵庙组顶面构造图)

5 结 论

(1)砂砾岩油藏岩石类型、孔隙结构、物性特征存在较大差异。T凹陷较W次凹相比,由于次生孔隙更发育,导致T凹陷岩石孔隙类型及规模更优,孔隙结构更好,具有更好的物性参数和开发效果。火山物质溶蚀形成的次生孔隙为T凹陷铜钵庙组次生孔隙的主要类型。

(2)多轮次的酸碱性流体共同作用是形成次生孔隙的主要作用类型,主力沉积类型背景下的点接触为主的细砾岩和粗砂岩、易溶蚀的岩石类型、好的孔隙结构、偏向中成岩A1期的埋藏深度都是砂砾岩储层次生孔隙发育的有利因素。

(3)沉积后早期抬升剥蚀遭受不整合淋滤、排烃期酸性流体对长石的溶蚀和排烃后期碱性流体对凝灰质、石英的溶蚀为铜钵庙组砂砾岩次生孔隙发育的主要形成阶段。

(4)次生孔隙改善了局部的物性,为油气的聚集提供了有利条件。在环洼槽背景、剥蚀不整合之下、主力砂体富集区的近断裂带及斜坡隆起区为次生孔隙发育带,在W次洼优选次生孔隙发育带3个。