長(zhǎng)6致密油成藏過(guò)程與成藏模式

長(zhǎng)6致密油成藏過(guò)程與成藏模式

自美國(guó)成功開(kāi)發(fā)了巴坎特和愛(ài)爾霍夫以來(lái)，致密油在世界上的儲(chǔ)量和產(chǎn)量迅速增加，是常規(guī)石油資源中最現(xiàn)實(shí)的資源。鄂爾多斯盆地陸相致密油主要發(fā)育在三疊系延長(zhǎng)組地層,延長(zhǎng)組自下而上分為長(zhǎng)10～長(zhǎng)1共10個(gè)油層組,致密油賦存在緊鄰長(zhǎng)7烴源巖展布的長(zhǎng)6、長(zhǎng)7、長(zhǎng)8致密砂巖儲(chǔ)層中。近年來(lái),針對(duì)鄂爾多斯盆地致密油的研究成果眾多1油氣層序界面鄂爾多斯盆地是中國(guó)第二大含油氣盆地,依據(jù)構(gòu)造演化史和現(xiàn)今的構(gòu)造形態(tài)將其劃分為6個(gè)構(gòu)造單元。伊陜斜坡是盆地內(nèi)部一平緩的西傾單斜,地層傾角一般不足1°,局部發(fā)育低幅鼻隆構(gòu)造,是油氣主要富集區(qū)。長(zhǎng)6沉積時(shí)期,鄂爾多斯盆地沉降速率逐漸減小,湖盆開(kāi)始收縮,沉積補(bǔ)償大于沉降,沉積作用大大加強(qiáng),是湖泊三角洲主要建設(shè)期,三角洲規(guī)模遠(yuǎn)強(qiáng)于長(zhǎng)7以前的各時(shí)期。長(zhǎng)6砂體比長(zhǎng)7發(fā)育,厚度大,連片性好,粒度相對(duì)粗,反映其沉積環(huán)境有較大的變化。主要巖石類(lèi)型為長(zhǎng)石砂巖,其次為巖屑長(zhǎng)石砂巖?？紫抖冉橛?.2%～17%,平均值為9%,峰值在6%～10%;滲透率主要分布在0.001～6mD,主峰位于0.03～0.5mD。長(zhǎng)6油層組下伏長(zhǎng)7大面積展布的優(yōu)質(zhì)烴源巖,有機(jī)質(zhì)含量高,厚度大、生排烴強(qiáng)度大,油源充足;上覆長(zhǎng)4+5區(qū)域蓋層,生儲(chǔ)蓋配置優(yōu)良,具備良好的致密油成藏條件,是鄂爾多斯盆地最主要的產(chǎn)油層系。前人已從烴源巖、儲(chǔ)層、保存條件、儲(chǔ)集空間等方面對(duì)長(zhǎng)6致密油的成藏條件進(jìn)行過(guò)大量論述2致密化過(guò)程與動(dòng)力演化致密油儲(chǔ)層物性差、孔喉細(xì)小,成藏首先要解決成藏動(dòng)力、動(dòng)力與儲(chǔ)層孔喉的耦合問(wèn)題,即原油能否突破致密孔喉的毛管阻力;其次要理清儲(chǔ)層的致密化過(guò)程與動(dòng)力的演化,即儲(chǔ)層何時(shí)致密、何時(shí)成藏;最后根據(jù)致密油的運(yùn)聚富集規(guī)律建立其成藏模式。2.1儲(chǔ)層精細(xì)度與排烴量烴源巖生烴增壓導(dǎo)致的源儲(chǔ)壓差和原油持續(xù)充注是致密油富集的重要因素式(1)中:ΔP為生烴增加的壓力,MPa;ρ模型中重要參數(shù)有深度、氫指數(shù)、有機(jī)質(zhì)轉(zhuǎn)化率和殘留系數(shù)。其中各地質(zhì)歷史時(shí)期的深度可以通過(guò)埋藏史得到,原始TOC通過(guò)現(xiàn)今TOC恢復(fù)得到,殘留系數(shù)和氫指數(shù)通過(guò)文獻(xiàn)圖1中孔隙流體壓力為生烴增壓與靜水壓力之和,巖石破碎壓力與埋藏深度相關(guān)。當(dāng)孔隙流體壓力大于烴源巖破碎壓力時(shí),儲(chǔ)層產(chǎn)生裂縫,烴源巖大量排烴,為主要成藏期。當(dāng)孔隙流體壓力小于烴源巖破碎壓力時(shí),裂縫閉合,但孔隙流體壓力基本仍在10MPa以上,大于致密儲(chǔ)層突破壓力(2～8MPa),說(shuō)明原油仍可以進(jìn)入致密儲(chǔ)層,只是以彌漫式緩慢充注為主。圖1中可以看出,長(zhǎng)6大規(guī)模接收排烴的主要成藏期為距今160Ma和120～100Ma。兩期成藏階段,研究區(qū)烴源巖生烴增壓數(shù)據(jù)見(jiàn)表1。2.2充注能力與儲(chǔ)層壓力的關(guān)系若源儲(chǔ)界面生烴增壓超過(guò)地層破裂壓力,則烴源巖和儲(chǔ)層產(chǎn)生微裂縫,隨著致密油生成和排出,動(dòng)力降低至地層破裂壓力附近。原油開(kāi)始重復(fù)生成、聚集、緩慢排出、壓力積累的過(guò)程。致密油充注受毛管壓力、黏滯力、慣性力阻礙,因致密油排油速度低,黏滯力和慣性力可忽略不計(jì)。因此,源儲(chǔ)界面和儲(chǔ)層內(nèi)部致密油的充注阻力只考慮毛管壓力,毛管壓力越大,阻礙致密油充注的能力越強(qiáng),充注孔喉下限越大。根據(jù)Young-Laplace方程,將毛細(xì)管力換成充注最大動(dòng)力即可得到充注最小孔喉半徑(表1)。數(shù)據(jù)顯示,兩個(gè)主要成藏期(160Ma、120～100Ma),充注孔喉下限分別為18、16nm。第二期成藏時(shí)地層埋深更大、充注壓力更大,能夠充注進(jìn)入的孔喉半徑更小。根據(jù)統(tǒng)計(jì)數(shù)據(jù),鄂爾多斯盆地延長(zhǎng)組致密砂巖儲(chǔ)層中值孔喉直徑主要為50～200nm2.3層的致密化和層的形成2.3.1長(zhǎng)6儲(chǔ)層臨界孔喉半徑研究?jī)?chǔ)層致密時(shí)間,首先需要了解儲(chǔ)層油氣充注浮力成藏臨界物性,即儲(chǔ)層致密的物性標(biāo)準(zhǔn)。本次釆用理論計(jì)算法,通過(guò)微觀油質(zhì)點(diǎn)受力分析確定儲(chǔ)層致密臨界物性。石油在儲(chǔ)層中運(yùn)移時(shí)動(dòng)力必須大于阻力,靜水條件下運(yùn)移的動(dòng)力為浮力,阻力為毛細(xì)管力,浮力和毛細(xì)管力相等時(shí)對(duì)應(yīng)的孔喉半徑即為臨界孔喉半徑。考慮到儲(chǔ)層一般是親水的,孔喉表面會(huì)存在一層束縛水膜,臨界孔喉半徑減去束縛水膜厚度即為儲(chǔ)層致密孔喉半徑上限。通過(guò)壓汞分析建立孔喉半徑與儲(chǔ)層物性關(guān)系圖版,計(jì)算得出長(zhǎng)6儲(chǔ)層臨界孔喉半徑介于0.003～0.207μm。當(dāng)孔喉中值半徑取0.207μm時(shí),對(duì)應(yīng)的滲透率為0.37mD、孔隙度為12.01%。即孔隙度約12%時(shí),長(zhǎng)6儲(chǔ)層達(dá)到致密標(biāo)準(zhǔn)。2.3.2儲(chǔ)層物性恢復(fù)儲(chǔ)層致密程度受沉積原始物質(zhì)和成巖作用的雙重控制。沉積環(huán)境是影響儲(chǔ)層物性的基礎(chǔ),決定原始孔隙度的大小。但沉積物質(zhì)形成后不再發(fā)生變化,所以成巖作用是致密儲(chǔ)層形成的關(guān)鍵地質(zhì)因素。根據(jù)地史過(guò)程中孔隙度演化曲線來(lái)恢復(fù)儲(chǔ)層物性,探討儲(chǔ)層致密的演化過(guò)程。原始孔隙度的求取利用Beard建立的砂巖原始孔隙度計(jì)算經(jīng)驗(yàn)公式對(duì)不同微相儲(chǔ)層的初始孔隙度進(jìn)行了恢復(fù),水下分流河道儲(chǔ)層原始孔隙度平均為39.59%,分流間灣儲(chǔ)層原始孔隙度平均為40.17%,濁積扇儲(chǔ)層原始孔隙度平均為37.70%。根據(jù)薄片觀察與鑒定計(jì)算出各成巖階段儲(chǔ)層孔隙度變化(表2)。數(shù)據(jù)顯示,壓實(shí)作用是造成儲(chǔ)層物性變差的主要因素,但壓實(shí)后儲(chǔ)層物性未達(dá)到致密臨界物性,膠結(jié)作用使儲(chǔ)層物性進(jìn)一步變差,轉(zhuǎn)變?yōu)橹旅軆?chǔ)層,不同微相儲(chǔ)層孔隙度演化如圖2所示。2.3.3平均成藏期長(zhǎng)6儲(chǔ)層鹽水包裹體均一溫度直方圖表現(xiàn)為雙峰特征,前峰在70～80℃,后峰位于105～125℃,分布連續(xù),表明長(zhǎng)6存在兩期主要油氣成藏過(guò)程,中間存在緩慢的原油彌漫式充注。結(jié)合埋藏史、熱史分析,主要油氣成藏的時(shí)間為距今160Ma和130～100Ma,前期為早期生油階段,生烴量較小,主力成藏期為距今130～100Ma,與壓力模擬結(jié)果吻合(圖2)。根據(jù)成巖作用、孔隙度演化,結(jié)合埋藏史、熱史和烴類(lèi)充注史分析長(zhǎng)6儲(chǔ)層致密化與油氣成藏耦合過(guò)程:晚三疊世-早侏羅世,儲(chǔ)層主要受早期壓實(shí)作用影響,孔隙度急劇減小,但尚未達(dá)到致密;中侏羅世末期(距今約180Ma)膠結(jié)作用開(kāi)始,不同微相的砂巖儲(chǔ)層物性進(jìn)一步降低,達(dá)到儲(chǔ)層致密上限;早白堊世進(jìn)入中成巖A期,烴源巖大量生烴,進(jìn)入成藏期;烴類(lèi)侵入導(dǎo)致孔隙流體變?yōu)樗嵝?促進(jìn)了溶蝕作用的產(chǎn)生,形成次生孔隙,改善了儲(chǔ)集性能,但由于儲(chǔ)層已經(jīng)致密,流體活動(dòng)空間有限,溶蝕產(chǎn)生的孔隙度對(duì)總孔隙度貢獻(xiàn)有限,儲(chǔ)層仍然比較致密。長(zhǎng)6儲(chǔ)層為先致密后成藏,但其緊鄰長(zhǎng)7烴源巖,具有近距離捕捉油氣的優(yōu)勢(shì),在強(qiáng)大的生烴增壓驅(qū)動(dòng)下,烴源巖生成的石油克服毛細(xì)管阻力,持續(xù)向致密儲(chǔ)層多尺度微孔隙中充注,含油范圍逐步擴(kuò)大、含油飽和度逐漸增高,最終形成大面積彌散型分布,局部富集的致密油區(qū)。3致密油藏模式3.1巖心和露頭觀察3.1.1構(gòu)造裂縫,部分含油巖心觀察發(fā)現(xiàn),儲(chǔ)層物性控制著致密油富集程度,表現(xiàn)為基質(zhì)粒度(孔隙)控制致密油含油級(jí)別。致密儲(chǔ)層粒度越粗,含油性越好。此外,巖心觀察中發(fā)現(xiàn)一些高角度構(gòu)造裂縫,部分含油;裂縫發(fā)育的巖心往往含油級(jí)別高,以油飽和、油浸為主。目的層存在兩種類(lèi)型的裂縫含油產(chǎn)狀,一是細(xì)粒砂巖裂縫含油,二是泥頁(yè)巖裂縫含油。細(xì)粒砂巖含油裂縫多為近水平和低角度的層理縫,少量中、高角度的構(gòu)造縫,以油浸為主,以裂縫充填及兩側(cè)浸染為主,反映了裂縫,尤其是層理縫對(duì)致密油的重要控制作用。3.1.2儲(chǔ)層精細(xì)界面圖3為延安安溝長(zhǎng)6段野外油苗露頭,該觀測(cè)點(diǎn)整體為致密細(xì)-粉砂巖,巖性粗細(xì)控制含油性,含油性好的層為粒度相對(duì)粗的紋理層,含油級(jí)別主體為油斑。砂巖橫向非均質(zhì)性控制富集程度,石油富集在相對(duì)粗的高孔隙砂巖儲(chǔ)層中,呈團(tuán)塊狀分布于整體致密的儲(chǔ)層背景之中,沿層橫向展布。構(gòu)造縫是石油縱向運(yùn)移的重要通道,層理縫是石油橫向運(yùn)移的重要通道,沿裂縫存在原油局部富集。露頭觀察表明,長(zhǎng)6致密油存在不規(guī)則團(tuán)塊狀石油局部富集型、沿層理富集的層狀石油富集型、沿不同角度裂縫富集的線狀石油富集型和沿不同裂縫交叉處的塊狀石油富集型等4種富集模式。3.2非均質(zhì)砂體實(shí)驗(yàn)根據(jù)致密油在碎屑巖中運(yùn)移聚集模擬實(shí)驗(yàn)的要求,共設(shè)計(jì)了兩類(lèi)實(shí)驗(yàn),一是無(wú)裂縫的均質(zhì)砂體和非均質(zhì)砂體(有甜點(diǎn))的兩種實(shí)驗(yàn);二是有裂縫的均質(zhì)砂體和非均質(zhì)砂體(有甜點(diǎn))的兩種實(shí)驗(yàn)。3.2.1粗砂層石英砂充注選用3層粒度不同砂體進(jìn)行模擬,頂部中砂層選用粒徑為0.25～0.3mm的石英砂,中部細(xì)砂層選用粒徑為0.05～0.1mm的石英砂,底部粗砂層選用粒徑為0.6～0.7mm的石英砂,快速充滿原油模擬張家灘頁(yè)巖(圖4)。模型內(nèi)含水飽和度達(dá)100%后開(kāi)始模擬油藏充注實(shí)驗(yàn),初期采用0.2mL/min泵速快速充注,底部粗砂層完全飽含油后泵速降為0.1mL/min持續(xù)充注。整體來(lái)看,原油在向上運(yùn)移過(guò)程中均勻充注,油氣呈現(xiàn)彌散式推進(jìn)特征(圖5)。3.2.2細(xì)砂層內(nèi)的垂向運(yùn)移及其對(duì)油藏的控制作用模型砂層與第一組實(shí)驗(yàn)相同,原油充注速度也相同。在模型內(nèi)插入垂直粗網(wǎng)格模擬構(gòu)造縫,水平粗網(wǎng)格模擬層理縫,其中左側(cè)裂縫密度較大。砂層內(nèi)插入4處塑膠隔板模擬長(zhǎng)6內(nèi)部局部泥巖(圖6)。結(jié)果顯示,在初期底部粗砂層油藏充注的同時(shí),中部細(xì)砂層中原油沿構(gòu)造縫初期垂向運(yùn)移;底部粗砂層完全充注后,開(kāi)始整體向中部細(xì)砂層充注,在垂直的構(gòu)造縫處普遍含油性較好,左側(cè)裂縫密度較大的充注面積大于右側(cè);水平層理縫對(duì)油藏的橫向運(yùn)移作用較為明顯。在模擬構(gòu)造縫與層理縫交叉部位出現(xiàn)明顯的油富集,形成裂縫型甜點(diǎn);插入長(zhǎng)6的內(nèi)部泥巖對(duì)油氣運(yùn)移起到了明顯隔擋作用,表明局部蓋層對(duì)成藏過(guò)程中致密油富集起到一定封蓋作用(圖7)。3.3儲(chǔ)層精細(xì)運(yùn)移特征通過(guò)巖心及露頭觀察,室內(nèi)實(shí)驗(yàn)?zāi)M,得出長(zhǎng)6致密油富集成藏模式:(1)長(zhǎng)7段高豐度的油頁(yè)巖和泥巖隨著熱演化程度增加,生成的原油向鄰近的長(zhǎng)6儲(chǔ)層運(yùn)移,但主力成藏期儲(chǔ)層已經(jīng)致密,動(dòng)力為烴源巖生烴增壓產(chǎn)生的源儲(chǔ)壓差;(2)在裂縫不發(fā)育地區(qū),石油向與烴源巖緊鄰的致密儲(chǔ)層彌散型運(yùn)移,運(yùn)移過(guò)程中依次經(jīng)歷擬線性流、非線性流和滯流三個(gè)階段,由于生烴增壓產(chǎn)生的壓力梯度由源向儲(chǔ)遞減,3個(gè)階段石油運(yùn)移速度和含油飽和度將逐級(jí)降低;(3)在裂縫發(fā)育區(qū),石油在裂縫溝通的致密儲(chǔ)層中運(yùn)聚形成致密油甜點(diǎn);(4)原油經(jīng)近源超壓強(qiáng)充注、裂縫垂向溝通與側(cè)向短距離運(yùn)移調(diào)整相結(jié)合形成盆地內(nèi)現(xiàn)今大面積分布、整體含油、局部甜點(diǎn)富集的長(zhǎng)6準(zhǔn)連續(xù)型致密油藏(圖8)。4長(zhǎng)6儲(chǔ)層致密油成藏期相成藏模式(1)長(zhǎng)6致密油成藏動(dòng)力為長(zhǎng)7烴源巖生烴產(chǎn)生的過(guò)剩壓力。主要成藏期為距今160Ma和120～100Ma。兩期成藏階段,研究區(qū)絕大多數(shù)地區(qū)生烴增壓都大于10MPa,成藏期充注孔喉下限分別為18nm、16nm,均大于長(zhǎng)6儲(chǔ)層平均孔喉直徑,具備大規(guī)模成藏的條件。(2)長(zhǎng)6儲(chǔ)層原始孔隙度水下分流河道平均為39.59%,分流間灣平均為40.17%,濁積扇平均為37.70%,經(jīng)過(guò)壓實(shí)、膠結(jié)、溶蝕作用改造,在距今180Ma左右變?yōu)橹旅軆?chǔ)層,為先致密后成藏。(3)巖心中儲(chǔ)層物性和裂縫控制致密油富集程度,野外露頭中發(fā)現(xiàn)長(zhǎng)6致密油具有團(tuán)塊狀石油局部