鄂尔多斯盆地临兴-神府地区上古生界致密砂岩成岩作用与成储关系研究

刘阳, 刘彦成, 林利明, 周能武, 王子轶, 卢双舫*, 乔露

(1.中国石油大学(华东)地球科学与技术学院, 青岛 266580; 2.中国石油大学(华东)深层油气重点实验室, 青岛 266580;3.中联煤层气有限责任公司, 北京 100016; 4.东北石油大学三亚海洋油气研究院, 三亚 572025;5.东北石油大学陆相页岩油气成藏及高效开发教育部重点实验室, 大庆 163318)

致密砂岩储层常经历较强压实和胶结成岩过程,使其纳-微米级孔隙十分发育,孔隙网络复杂且非均质。而储层质量则是沉积与成岩相互作用的产物,初始孔隙度与孔隙结构由原始沉积物确定[1-4],埋藏阶段受到压实作用,孔隙变小,后期化学成岩反应生成沉淀物及溶解物,使孔隙尺寸发生变化[5-7]。研究表明,成岩作用在储层改造中所起的作用可分为两个方面:建设性成岩作用(溶蚀作用、绿泥石薄膜)和破坏性成岩作用(压实、压溶和胶结等)。

成岩作用的研究揭示了储层的形成演化过程,但在致密砂岩气甜点评价中,更关心什么样的岩石能作为天然气的储层,即致密砂岩气的成储机理。针对成储机理的研究,前人主要采用水膜厚度法、充注孔喉下限法、试气产能数据和力学平衡法进行了大量的探究,但整体可分为两类:①依据致密砂岩气试气产能与储层质量的关系厘定工业下限;②应用流体流动的规律厘定下限,即水膜厚度法、充注动力法及试气产能法[8-12]。

对于鄂尔多斯盆地临兴-神府区域上古生界密砂岩气藏,前人已经开展了烃源岩、沉积相、储层表征、成岩作用和物源供给等方面的工作[13-17]。但对储层的研究中,亟需解决两个问题:一是认识储层的成储界限,建立一套分级评价标准;二是理清成岩与成储的关系,即什么样的岩石经历何种成岩演化过程形成什么级别的储层。关于致密砂岩的分级评价,有如下两种方法:①利用沉积相和成岩相等手段进行定性评价[18-22];②采用微观孔隙结构表征,筛选对储集层影响较大的参数,以确立分级评价标准[23-25]。

前人已在成岩作用对储层的影响,以及成储界限及分级评价方面均做出研究,但对于岩心经过什么样的成岩作用可以成储缺乏一定的研究。鉴于此,以致密砂岩储层物性、孔喉结构和产能等数据为基础,用水膜厚度法[11]、充注动力法、试气产能资料明确致密砂岩气的理论下限、成藏下限、有效渗流下限,用力学平衡法确测定致密上限[12]。结合高压压汞对孔隙结构的表征,建立研究区致密储层的分级评价标准。通过镜下铸体薄片,分析不同成岩作用对储层改造的影响, 探究研究区致密砂岩成岩作用与成储的关系。

1 地质概况

临兴-神府区块地跨鄂尔多斯盆地伊陕斜坡东北部和晋西挠褶带北段,面积5 618.7 km2。目前,在上古生界[本溪组(C2b)、太原组(P1t)、山西组(P1s)、石盒子组(P2sh)以及石千峰组(P3s)]均发现了致密气层(图1),并获得了多口高产工业气井[26-27]。研究区内致密砂岩储层的岩石类型主要为长石岩屑砂岩,岩屑砂岩次之,岩屑长石砂岩在研究区不太发育[26-27]。研究区致密砂岩孔隙度范围为0～20%,主要集中在6%～10%,渗透率主要集中在0.1～1 mD[26-27]。

GR为自然伽马;SP为自然电位测井曲线;AC为声波测井曲线;DEN为密度测井曲线;S1～S9、LD-1～LD-8、L-4～L-16为已钻探的天然气井名图1 临兴-神府气田区域图及上古生界地层柱状图(改自文献[26-27])Fig.1 Linxing-Shenfu gas field regional map and Upper Paleozoic stratigraphic column chart (revised from ref. [26-27])

2 成岩作用及成岩相的划分

2.1 成岩作用

2.1.1 压实作用

通过对研究区岩芯镜下观察发现,压实作用使得碎屑组分接触紧密,是造成研究区粒间孔减小,储层致密的主要因素。压实作用所表现出的成岩现象主要是碎屑颗粒的定向排列,颗粒间线接触为主,局部地区为线-凹凸接触[图2(a)、图2(b)];塑性杂基和云母在压实作用下发生弯曲变形[图2(c)]。

图2 临兴-神府区域上古生界致密砂岩成岩特征Fig.2 Diagenetic characteristics of tight sandstone in Upper Paleozoic in Linxing-Shenfu area

2.1.2 胶结作用

根据镜下成岩作用产生矿物观察与分析,研究区胶结作用有碳酸盐岩胶结作用、黏土矿物与硅质胶结,主要以如下两种为主。

(1)碳酸盐胶结。碳酸盐胶结物在研究区内致密砂岩胶结物含量最多,是造成储层致密的重要原因之一。其含量为0～59.4%(平均约为5.79%),铁方解石的含量在0～36%(平均约为1.76%),铁白云石的含量为0～32%(平均约为1.45%),菱铁矿的含量在0～26%(平均约为1.43%),白云石的含量在0～36%(平均约为0.78%),方解石的含量在0～40%(平均约为0.37%)。用偏光显微镜对染色后的铸体薄片进行观察,方解石镜下为橙红色或者紫红色,铁方解石紫色,白云石为白色,铁白云石颜色为淡蓝或蓝色,菱铁矿为褐色。方解石多以镶晶式赋存,局部存在孔隙式胶结。铁方解石主要以交代其他矿物的方式赋存[图2(d)]。白云石以孔隙式胶结充填粒间孔。铁白云石的赋存形态以交代白云石和其他碎屑矿物为主[图2(e)]。菱铁矿大多以团簇状或者条带状充填在孔隙和缝隙内[图2(f)]。

(2)自生黏土矿物胶结。分析扫描电镜及X-衍射测试结果,自生黏土矿物在研究区内广泛发育,但两地区仍有不同,临兴地区的绿泥石含量最高,高岭石次之,伊利石与伊蒙混层最少;神府区域主要发育伊利石,高岭石次之,绿泥石和伊蒙混层相对不发育。研究区伊利石在扫描电镜下观察多呈纤维状和丝片状,一般与其他自生矿物共生,研究区内的伊利石大部分是由高岭石转化来的,且以丝片状赋存[图3(b)、图3(c)]。偏光显微镜下,高岭石常发育于长石溶蚀发育附近,呈米粒状充填粒间孔[图2(h)];扫描电镜观下高岭石多呈书页状和鳞片状发育[图3(b)、图3(d)]。偏光显微镜下,绿泥石多以膜状包裹碎屑颗粒的形式赋存[图2(i)];扫描电镜下绿泥石主要以针叶片状赋存[图3(e)]。伊蒙混层多以蜂窝状赋存[图3(f)]。

图3 临兴-神府区域上古生界致密砂岩扫描电镜下成岩特征Fig.3 Diagenetic characteristics of Upper Paleozoic tight sandstones in Linxing-Shenfu area under SEM

(3)硅质胶结。对铸体薄片进行单偏光显微镜下及扫描电镜分析,研究区内硅质胶结主要表现为石英次生加大边和自生微晶石英等形态[图2(g)、图3(a)]。石英次生加大边发育在石英颗粒边缘,与石英碎屑分界清晰,少量样品见Ⅱ期石英次生加大。在扫描电镜下可观察到石英微晶呈六方柱状[图3(a)],自形程度较好。研究区内硅质胶结成因分两类:长石溶蚀及蒙脱石伊利石化供给的硅质;黏土矿物的相互转化为硅质胶结提供了游离硅。

2.1.3 溶蚀作用

研究区长石溶蚀现象普遍,且溶蚀程度较为强烈。长石的溶蚀沿解理发生,多见长石粒内溶蚀,形成粒内溶孔[图2(h)],少见铸模孔。长石的溶蚀形成了孔径较大的孔隙,为致密砂岩储集层提供了有利的空间。长石溶蚀孔内或附近多发育高岭石及绿泥石等自生矿物[图2(h)、图2(i)]。

2.2 成岩阶段及成岩演化序列

2.2.1 成岩阶段

通过对成岩作用和自生矿物生成次序分析,参考石油天然气碎屑岩成岩作用阶段划分准则,研究区的上古生界储层已经历了早成岩阶段,现处于中成岩A-B期(图4)。

Ro为镜质体反射率,表示有机质的成熟度,单位为%图4 临兴-神府区域上古生界致密砂岩成岩阶段及演化序列Fig.4 Diagenetic stage and evolutionary sequence of tight sandstone of Upper Paleozoic in Linxing-Shenfu area

(1)早成岩阶段A期。此阶段古地温低于65 ℃,有机质成熟度较低。该阶段主要受机械压实作用影响,碎屑颗粒呈定向排列状态,压实作用导致云母变形,碎屑颗粒受到早期绿泥石的包裹,此时黏土矿物主要为蒙皂石,一些黏土开始蚀变并转变为混层黏土,砂岩孔隙类型主要为粒间孔。

(2)早成岩阶段B期。此阶段古地温在65 ～85 ℃,有机质半成熟。该阶段除了压实作用及早期绿泥石的环边胶结作用外,还出现了一些石英加大边,黏土矿物转变为伊/蒙混层黏,孔隙类型是原生粒间孔或者残余粒间孔。

(3)中成岩阶段A期。此阶段可分为A1和A2两期,两期的差异主要在古地温和有机质的成熟度,A1期古地温在85～120 ℃,A2期古地温在120～140 ℃,A1～A2期有机质更加成熟度。此阶段伊/蒙混层由部分有序混层过渡到完全有序混层,并出现了片状的自生绿泥石及片状的自生伊利石。孔隙类型除了一些保留的原生粒间孔外,还可见次生孔隙。研究区内上石盒子组、下石盒子组、山西组和少部分地区太原组属于该成岩阶段。

(4)中成岩阶段B期。此阶段的古地温介于140～175 ℃,有机质为高成熟。该阶段干酪根在演化过程中脱羧,产生的有机酸溶解了长石和碳酸盐胶结物,产生次生溶孔。黏土矿物以片絮状伊利石和和片丝状伊/蒙混层为主,研究区内太原组、本溪组和局部地区山西组处于该成岩阶段。

2.2.2 成岩序列

通过偏光显微镜观察,虽无法准确判断成岩作用的起止时间,但可通过对各成岩作用产物及其互切关系进行观察和,可对成岩作用顺序进行判断。研究区致密砂岩的成岩序列为:机械压实-黏土矿物胶结-方解石胶结-石英Ⅰ期加大(绿泥石薄膜)-溶蚀作用-石英Ⅱ期加大-自生高岭石-伊利石胶结-铁方解石胶结-铁白云石胶结-碳酸盐岩溶蚀-石英溶蚀。其判别依据为:黏土矿物先附着与碎屑颗粒表面,其次早期方解石以连晶状充填与原生粒间孔中,表明黏土矿物胶结早与方解石形成;在绿泥石薄膜发育区域少见石英加大边,反之,绿泥石薄膜亦很少出现在石英加大边发育地区,所以在镜下对两者形成顺序很难判定;长石溶蚀区域周边,高岭石通常较发育,且少见高岭石晶间孔被铁方解石充填,该现象揭示了,长石溶蚀作用早于高岭石形成,高岭石较铁方解石形成早;扫描电镜观察到高岭石向伊利石转化,表明高岭石的形成早于伊利石;研究区内方解石被铁方解石交代,表明铁方解石晚于方解石形成。

2.3 成岩相的划分

镜下观察的成岩作用产物同原始沉积时期的矿物和成岩环境有关。综合前人在研究区内沉积相以及物源供给等方面的研究[28],研究区内致密砂岩成岩相可归纳为五类:绿泥石包裹相、溶蚀相、石英胶结相、混合胶结相、致密相,如图5所示。

图5 临兴-神府区域上古生界致密砂岩储层成岩相Fig.5 Diagenetic facies of tight sandstone reservoir of Upper Paleozoic in Linxing-Shenfu region

绿泥石包裹相、溶蚀相和石英胶结相在早期沉积时的杂基含量少(<5%),但在成岩过程中有着较大的区别。绿泥石包裹相经历早期压实作用后,碎屑颗粒被绿泥石膜包裹,石英次生加大不易生成,孔隙类型以原生粒间孔、溶蚀孔和高岭石晶间孔为主;溶蚀相中存在石英次生加大现象,而长石颗粒的溶蚀提高了储层质量,孔隙类型以溶蚀孔和黏土矿物晶间孔为主。石英胶结相的杂基和其他胶结物含量低,但石英次生加大的程度较大石英的含量多,加之酸性流体不能溶蚀石英颗粒,因此溶蚀作用对该类成岩相的储层改善不明显,孔隙类型为残余粒间孔及少量黏土矿物晶间孔。混合胶结相在原始沉积时期有较高的杂基含量(5%～15%)石英次生加大和晚期碳酸盐岩胶结持续破环储层质量,溶蚀作用对储层的改善能力较弱,孔隙类型为黏土矿物晶间孔及少量溶蚀孔。致密相储层岩石粒度细,在沉积时杂基含量多(>15%),早期的压实作用已经使得储层流通性变差,阻碍了成岩作用的水岩反应,镜下的特征以黏土矿物为主,偶见碳酸盐岩胶结物,孔隙几乎不发育。

3 成储界限及分级评价

3.1 成储界限

常规天然气藏形成过程中,在浮力的作用下形成统一的气水界面,但致密砂岩气藏形成于源储压差。为了找到致密砂岩气藏有利区带,应厘清研究区的成储界限。关于确定成储界限,有许多学者从不同的地质意义对于致密砂岩储层进行了成储界限的划分。在本次研究中,将用水膜厚度法[11]、充注动力法[12]、试气产能法以及浮力平衡法[12]分对研究区的理论下限、成藏下限、有效渗流下限和致密上限进行划分。

上述方法中的关键参数是润湿角、生烃增压的压力、地层压力、孔喉比和地层倾角。研究区储层的润湿角范围主要在10°～40°,平均值为20°。主要成藏时期地层压力均值为40 MPa,生烃增压在6～26 MPa,平均增压18 MPa[29],对应的界面张力为0.025 N/m[30],平均孔喉比为160[15],地层平均倾角为5°[31]。

通过上述的方法,根据实际的地层参数,计算了不同界限的临界孔喉半径(图6)。为便于在研究区应用推广,将孔喉半径转换为孔隙度和渗透率。研究区致密砂岩理论下限的孔喉半径为0.002 2 μm,对应的渗透率为0.001 mD,孔隙度下限为1.5%;成藏下限孔喉半径为0.005 2 μm,对应的渗透率为0.003 mD,孔隙度为2.5%;有效渗流下限的常规孔隙度为6%,渗透率为0.1 mD;致密上限孔喉半径为0.4 μm,对应的渗透率为0.4 mD,孔隙度为12%(图7)。

图6 临兴-神府区域上古生界致密砂岩气储层成储界限Fig.6 Formation limits of tight sandstone gas reservoirs in the Upper Paleozoic in Linxing-Shenfu area

图7 临兴-神府区域上古生界致密砂岩气储层成储界限Fig.7 Schematic diagram of storage boundary division of tight sandstone of Upper Paleozoic in Linxing-Shenfu area

3.2 分级评价标准

天然气能否在致密砂岩储层中成藏,主要由源储压差和储层自身的孔隙结构决定。因此,研究区分级评价标准可根据孔隙结构的差异来建立。采用高压压汞实验表征了研究区内致密砂岩孔隙结构,采用聚类分析致密砂岩储层可分为四类(图8)。随主峰孔径及孔隙度分量的减小,储层级别越低,储层越致密。为方便在实际地质应用中进行推广,因此将高压压汞实验的孔隙结构参数转换成可地质条件下预测的孔隙度和渗透率物性。

图8 临兴-神府区域上古生界不同储层孔隙结构差异Fig.8 Pore structure differences of different Upper Paleozoic reservoirs in Linxing-Shenfu area

从孔隙结构表征的结果来看,研究区的致密砂岩储层分级评价标准为(图9):常规储层:孔隙度>12%,渗透率>0.4 mD;Ⅰ级致密储层:孔隙度>9%,渗透率>0.2 mD;Ⅱ级致密储层:孔隙度>6%,渗透率>0.1 mD;Ⅲ级致密储层:孔隙度>2.5%,渗透率>0.003 mD。通过分析分级评价和成储界限的结果发现(表1),常规储层和Ⅰ级致密储层存在致密上限;Ⅱ级致密储层和Ⅲ级致密储层存在有效渗流下限;Ⅲ级致密储层下限对应成藏下限。

表1 鄂尔多斯盆地临兴-神府地区上古生界致密砂岩气成储界限及分级评价Table 1 Storage limits and grading evaluation of Upper Paleozoic tight sandstone gas in Linxing-Shenfu area, Ordos Basin

图9 临兴-神府区域上古生界储层物性分级Fig.9 Physical property classification of Upper Paleozoic reservoirs in Linxing-Shenfu area

4 成岩作用与成储的关系

根据不同类型储层成岩相统计结果,研究区内常规储层主要发育绿泥石包裹相和溶蚀相;Ⅰ级致密储层以溶蚀相为主,其次为混合胶结,局部发育有少量硅质胶结相;Ⅱ级致密储层以溶蚀相和混合胶结相为主,致密相次之;Ⅲ级致密级储层主要为混合胶结相合和致密相,硅质胶结相次之,溶蚀相最少(图10)。

图10 临兴-神府区域上古生界不同级别储层成岩相占比Fig.10 Diagenetic facies proportion of different levels of Upper Paleozoic reservoirs in Linxing-Shenfu area

可以看出,储层类型及其能否成藏受到成岩作用影响。成岩作用的差异造成了储层孔隙结构差异,从而影响了储层质量。由此还可知,研究区成岩相从优至劣依次可分为:绿泥石包裹相>溶蚀相>硅质胶结相(混合胶结相)>致密相。造成此现象的原因为,绿泥石薄膜的发育可以抑制了石英次生加大,有利于原生孔隙的保存,原生粒间孔由较大的孔喉连接,对渗透率的贡献大,因此储层质量较好。绿泥石成岩相与别的成岩相最大的区别在于原生粒间孔的损失,孔隙类型以长石溶孔和黏土矿物晶间孔为主。随着储层级别下降,致密储层中碎屑黏土杂基和云母等塑性矿物含量升高,碎屑颗粒粒度和石英等刚性颗粒的含量下降,受压实作用影响增强,加之各类胶结作用,主导孔隙系统的孔隙类型由尺寸较大的粒间溶孔转变为粒内溶孔和黏土矿物晶间孔,因此物性逐渐变差。

5 储层预测

由于无法对研究区每口井全段取芯来刻画储层。但是测井资料是比较丰富的,所以,可从根据不同成岩相的测井响应特征对储层进行定性的评价[32-34]。通过实测孔隙度与测井曲线的关系对储层进行定量化的评价。

5.1 成岩相预测

通过建立测井曲线与成岩相的对应关系,从各类测井曲线的参数交会图上可很好地区分各成岩相(图11),并依此建立了研究区各成岩相的测井识别(表2)。不同成岩相在测井曲线上的响应存在一定的差异,整体来看,声波时差测井与密度测井在不同成岩相带中具有相对较大响应,自然伽马次之。绿泥石包裹相具有声波时差大,密度小等测井响应特点,其自然伽马响应值略高于溶蚀相及石英响应具有声波时差大,密度小等特点;石英胶结相孔隙结构稍逊于前面两种成岩相,所以它在测井响应特征中声波时差小,密度高;混合胶结相因胶结程度较强,所以它的测井响应是声波时差很小,密度很高、自然伽马更大;致密相因为孔隙结构较差,它的测井响应具有声波时差低,密度高,自然伽马高等特点[32-34]。通过对不同成岩相测井曲线的响应特征进行归纳,进行单井成岩相测井识别,与镜下观察结果高度吻合。

表2 鄂尔多斯盆地临兴-神府地区上古生界致密砂岩储层成岩相测井响应特征Table 2 Diagenetic facies logging response characteristics of Upper Paleozoic tight sandstone reservoirs in Linxing-Shenfu area, Ordos Basin

CNAF为补偿中子测井值;M2R3为阵列感应电阻率图11 临兴-神府区域上古生界不同成岩相测井参数交会图Fig.11 Intersection of logging parameters of different diagenetic facies in the Upper Paleozoic in Linxing-Shenfu area

5.2 储层级别预测

在以小样本为对象进行分类时,最小二乘支持向量机(least square support vector machine,LS-SVM)的优点是调节参数较少,运算速度较高[35-36]。采用LS-SVM法,利用自然伽马、密度和中子等测井曲线对研究区致密砂岩进行了孔隙度的预测,预测孔隙度与实测孔隙度具有较好的相关性(图12)。

以研究区LD-2井太二段和LD-8井盒二段为例(图13),通过建立的分级评价标准对该井储集层进行分级,结果显示,LD-2井近源处太二段致密砂岩储层为常规储层和Ⅰ级致密储层,成岩相以绿泥石包裹相和溶蚀相为主,该段压裂后产能3 000 m3/d;LD-8井远源处盒二段致密砂岩整体以常规储层为主,底部为Ⅰ级致密储层和Ⅱ级致密储层,成岩相以绿泥石包裹相和溶蚀相为主,局部夹层中发育混合胶结相,该段压裂后在中部储层质量最好处产能70 000 m3/d,顶部和底部为干层。以上成岩相和分级评价结果与试气结果的关系说明储集层有利区可能为致密砂岩气高产区。致密砂岩气生产还受储集层含气饱和度的控制,但开展成储界限划分工作,对储集层进行分级评价,筛选优质储集层,是致密砂岩气得以开发的先决条件。

图13 成岩相和储层级别与产能的关系Fig.13 Relationship between diagenetic facies, reservoir class and productivity

6 结论

(1)鄂尔多斯盆地临兴-神府地区上古生界致密砂岩储层经历了不同的成岩演化过程。通过对岩心镜下成岩作用、自生矿物及成岩演化的分析,研究区现今成岩阶段处于中成岩A-B期。根据成岩特征将致密储层类型划分为:绿泥石包裹相、溶蚀相、石英胶结相、混合胶结相和致密相。

(2)采用水膜厚度法、充注动力法、试气产能法和力学平衡法确定了研究区内致密砂岩成储界限。理论下限为:孔喉半径0.002 2 μm,渗透率0.001 mD,孔隙度1.5%;成藏下限为:孔喉半径0.005 2 μm,渗透率0.003 mD,孔隙度2.5%;有效渗流下限为:渗透率0.1 mD,孔隙度为 6%;致密上限为:孔喉半径0.4 μm,渗透率0.4 mD,孔隙度12%。结合对储层微观孔隙结构的表征,通过聚类分析确定储层分级界限,常规储层:孔隙度>12%,渗透率>0.4 mD;Ⅰ级致密储层:孔隙度>9%,渗透率>0.2 mD;Ⅱ级致密储层:孔隙度>6%,渗透率>0.1 mD;Ⅲ级致密储层:孔隙度>2.5%,渗透率>0.003 mD。对两者的关联分析发现,常规储层和Ⅰ级致密储层对应着致密上限;Ⅱ级致密储层与Ⅲ级致密储层对应着有效渗流下限;Ⅲ级致密储层下限对应着成藏下限,低于Ⅲ级致密储层为无效储层。

(3)分析成岩相与成储界限及分级评价的关系发现,研究区内常规储层主要发育成岩相有绿泥石包裹相及溶蚀相;Ⅰ级致密储层主要发育溶蚀相及混合胶结相,局部区域发育少量硅质胶结相;Ⅱ级致密储层主要发育溶蚀相和混合胶结相,致密相次之;Ⅲ级致密储层主要发育混合胶结相和致密相为主,硅质胶结相次之,溶蚀相最少。这一结果表明:研究区内优势成岩相是绿泥石包裹相及溶蚀相,其次为混合胶结相和石英胶结相,致密相最差。

(4)研究区的实际应用结果显示,发育绿泥石包裹相和溶蚀相的常规储层和Ⅰ级致密储层是致密砂岩气的高产区。