塔里木盆地志留系瀝青砂巖黑砂與白砂對比研究

塔里木盆地志留系瀝青砂巖黑砂與白砂對比研究

塔里木盆地是一個典型的重疊盆地（賈成堅，1997；郭燕杰等，2000；唐良杰等，2000；彭暢等，2002）。它具有多油源層、多烴、多層成藏、多油氣層系和各種油氣藏的特點（謝啟來等，2004；唐良杰等，2004）。油氣藏的幾個階段調(diào)整和破壞，油氣藏的旋轉(zhuǎn)性（呂秀祥等，1996；唐良杰等，2000；彭雄等，2002b）。盆地內(nèi)志留系具有廣泛的瀝青砂巖分布,表明志留系早期聚集成藏的油氣曾經(jīng)遭受了嚴重的破壞。志留系瀝青砂巖的厚度分布具有不均勻性,從幾米到一百多米不等,巖心觀察過程當中發(fā)現(xiàn),雖然瀝青砂巖段厚度較大,但并不是整段之內(nèi)全部含有瀝青,瀝青只是分布在物性較好的層段(如塔中37井、塔中23井、哈1井等),巖心剖面上呈現(xiàn)出“黑白砂相間”的現(xiàn)象,“黑砂”的部分為含瀝青層段,“白砂”的部分為不含瀝青層段(圖1a)?！鞍咨啊敝性?jīng)是否有油氣進入對古油藏油氣破壞量計算、古油藏規(guī)模估算等將產(chǎn)生重大的影響。以前的解釋認為,瀝青砂是早期的油氣藏后期被破壞,瀝青在物性差的砂巖條帶里殘留下來而形成的,巖心中的“白砂”部分早期是含有油的。在結(jié)合前人研究成果的基礎上,使用先進的含油包裹體顆粒指數(shù)(GOI)方法和定量顆粒熒光(QGF)技術(shù)對瀝青砂巖段的“黑砂”和“白砂”進行對比研究,以弄清在確定瀝青砂巖有效厚度時是否去掉“白砂”部分的厚度。1方法和結(jié)果1.1青在物性差的砂巖條帶里殘留了一個對塔中37井含瀝青條帶和相鄰不含瀝青條帶進行了密集取樣分析,結(jié)果表明,含瀝青部分的“黑砂”物性好于不含瀝青的“白砂”部分(圖1b,表1)。這一結(jié)果說明,認為瀝青砂是早期的油氣藏后期被破壞,瀝青在物性差的砂巖條帶里殘留下來而形成的解釋是不合理的。另外,對志留系瀝青砂巖段內(nèi)“黑砂”與“白砂”的巖石薄片進行顯微鏡下巖石含油飽和度估測及普通巖石薄片鑒定,可以看到,不含瀝青部分的“白砂”中灰質(zhì)—基質(zhì)含量相對較高,有些呈基底式膠結(jié),次生加大少見,粒度較細,分選較好,“白砂”中幾乎不含油或瀝青(圖2b);而“黑砂”中石英次生加大發(fā)育,多為再生式膠結(jié),灰質(zhì)偶見,并且瀝青分布在石英自生加大顆粒的剩余孔隙中,“黑砂”中含有較多的油或瀝青(圖2a)(劉洛夫等1)。這說明油氣充注時儲層中特別是“白砂”中已有一定的成巖作用,“白砂”在早期油氣成藏時,油氣根本沒有進入或進入的比較少。1.2儲集層goi指標GOI(Grainswith/containingoilinclusions,Eadingtonetal.,1995)測定的是含有油包裹體的格架礦物顆粒占總礦物顆粒的百分比,即GOI(%)=包含含油包裹體的礦物顆粒數(shù)目×100/總礦物顆粒數(shù)目。Eadington等(1995)提出用GOI指標來表征砂巖儲集層的含油飽和度,根據(jù)樣品的GOI值可以對儲集巖的含油性和油層性質(zhì)進行評價,從而區(qū)分油層和水層(Eadingtonetal.,1995)?；诖罅恳阎吞锏膶嶋H資料,Eadington等(1996)認為GOI<1.0%時,儲集層為水層或含油水層;GOI>5%為高含油飽和度,為油層。油層與水層GOI數(shù)據(jù)存在明顯的數(shù)量級差別(圖3)。如果“白砂”中曾經(jīng)有油氣進入,那么當初“黑砂”與“白砂”部分都屬于古油柱,它們的GOI數(shù)據(jù)不應該存在明顯的差別。為此選取了志留系六口井的12對“黑砂”與“白砂”巖石樣品制片,并在熒光顯微鏡下對薄片的GOI數(shù)據(jù)進行測定,測定結(jié)果見表2與圖4。由GOI測定數(shù)據(jù)得到“黑砂”的GOI值為2.67%~7.33%,平均4.83%;“白砂”的GOI值為0.20%~2.33%,平均為1.41%。可以看出,“黑砂”巖石樣品的GOI值明顯高于“白砂”巖石樣品,這說明“白砂”早期僅有少量油氣進入或沒有油氣進入。1.3熒光光譜和qgf指數(shù)QGF技術(shù)(Quantitativegrainfluorescencetechnology)是使用短波長的紫外光對儲層巖石顆粒進行照射激發(fā),測量巖石顆粒表面及巖石內(nèi)部包裹體中烴類流體發(fā)出的熒光強度來檢測古油柱的位置(Liuetal.,2001,2002,2003)。研究表明,古油層具有其特有的QGF光譜范圍,在光譜范圍375~475nm間出現(xiàn)譜峰,大多數(shù)水層樣品熒光光譜在這個范圍內(nèi)比較平緩;油層巖石樣品的熒光光譜與水層樣品相比,熒光的強度明顯增強(圖5)。QGF強度是通過計算且計算結(jié)果校正到300nm波長對應的熒光強度后得到的參數(shù),這個參數(shù)反映的是375~475nm熒光光譜范圍內(nèi)平均熒光強度?，F(xiàn)今的油層和古油層內(nèi)QGF強度普遍大于4,由油層過渡到水層后,正常情況下QGF強度會突降至油層的幾倍,由此就可以根據(jù)熒光強度和QGF值在油藏剖面上急劇變化的位置來確定古油水界面的位置(Liuetal.,2001,2002)。由于含油與非含油儲層巖石的QGF指數(shù)有明顯的不同,如果“白砂”中曾經(jīng)有油氣進入,那么當初“黑砂”與“白砂”部分都屬于古油柱,它們的QGF指數(shù)不應該存在明顯的差別。為此選取了志留系“黑砂”與“白砂”巖石樣品進行QGF指數(shù)測定,測定結(jié)果如圖6所示。QGF指數(shù)測定結(jié)果顯示,“黑砂”的QGF指數(shù)為6~14,“白砂”的QGF指數(shù)為0~3?？梢钥闯?“黑砂”巖石樣品的QGF指數(shù)明顯高于“白砂”巖石樣品,這也說明了“白砂”早期僅有少量油氣進入或沒有油氣進入。1.4巖心觀察密度巖心觀察過程中發(fā)現(xiàn),志留系瀝青砂中的稠油、軟瀝青和干瀝青很多時候是不容易區(qū)分的,巖心觀察尚且如此,未取心井段地質(zhì)錄井資料的誤差就更大了,所以說,塔里木盆地志留系瀝青砂的實際有效厚度并不是很大,據(jù)巖心觀察統(tǒng)計,“黑砂”厚度約占瀝青砂巖段厚度的60%。2非均質(zhì)輸導層運移型儲集層的油氣包裹體油氣藏充注理論指出油氣藏中油氣首先進入具有最低孔隙排替壓力的儲層,隨著更多石油運移而來,油氣以一組向前推進的石油波陣面的方式充注進油藏。很多學者(Englandetal.,1987;Thomasetal.,1995;Hirschetal.,1995)通過研究認為,儲層巖石中有機包裹體的形成與石油充注過程有關(guān)。原油在非均質(zhì)輸導層或儲集層運移時,如果沒有阻隔層,地層毛細管壓力將使原油沿最大的孔隙喉道網(wǎng)運移。在這種情況下,地層內(nèi)只有少量孔隙與原油接觸。實際資料表明,當原油在非均質(zhì)輸導層運移時,其含油飽和度很少超過1%~2%,只有少量礦物顆粒能截獲原油形成含油包裹體(圖7a);當圈閉中原油持續(xù)注入,儲集層油柱升高、壓力增大時,原油能克服毛細管壓力進入更小的孔隙喉道,使儲集層相應的含油飽和度增高,可達40%~90%;在儲集層處于高含油飽和度且有穩(wěn)定油柱的情況下,大部分孔隙與原油接觸,這樣就會在大量的礦物中發(fā)育含油包裹體(圖7b)(Hirschetal.,1995;Oxtobyetal.,1995)。對于志留系這種孔隙介質(zhì)類型較單一的儲層而言,物性好的儲層一般排替壓力較低,因而油氣首先進入到這些儲層并開始聚集,形成一定飽和度的油藏,這一過程中形成的油包裹體也逐漸增多;但是由于志留系油氣成藏后不久即遭受破壞,油氣還未來得及進入或很少進入那些相鄰的物性差的儲層,相應地,這些儲層中沒有形成油包裹體或形成的數(shù)量很少,又由于油氣藏遭受破壞速度高于油氣運聚速度,因而形成今天這種物性好的“黑砂”中殘留瀝青,包裹體GOI數(shù)據(jù)和QGF指數(shù)較高,而物性差的“白砂”卻“干干凈凈”,包裹體GOI數(shù)據(jù)和QGF指數(shù)較低的現(xiàn)象。當然,由于志留系古油藏埋藏較淺、成巖作用弱,總的來說,油包裹體的數(shù)量較少,包裹體GOI數(shù)據(jù)總體也比較低。3對比瀝青砂巖段的厚度(1)塔里木盆地志留系瀝青砂巖段內(nèi)“黑砂”巖石物性明顯好于“白砂”巖石的物性。(2)由GOI測定數(shù)據(jù)得到,“黑砂”的GOI值平均為4.83%,“白砂”的GOI值平均為1.41%,“黑砂”巖石樣品的GOI值明顯高于“白砂”巖石樣品。(3)QGF指數(shù)測定結(jié)果顯示,“黑砂”的QGF指數(shù)為6~1