长6致密油成藏过程与成藏模式

长6致密油成藏过程与成藏模式

自美国成功开发了巴坎特和爱尔霍夫以来，致密油在世界上的储量和产量迅速增加，是常规石油资源中最现实的资源。鄂尔多斯盆地陆相致密油主要发育在三叠系延长组地层,延长组自下而上分为长10～长1共10个油层组,致密油赋存在紧邻长7烃源岩展布的长6、长7、长8致密砂岩储层中。近年来,针对鄂尔多斯盆地致密油的研究成果众多1油气层序界面鄂尔多斯盆地是中国第二大含油气盆地,依据构造演化史和现今的构造形态将其划分为6个构造单元。伊陕斜坡是盆地内部一平缓的西倾单斜,地层倾角一般不足1°,局部发育低幅鼻隆构造,是油气主要富集区。长6沉积时期,鄂尔多斯盆地沉降速率逐渐减小,湖盆开始收缩,沉积补偿大于沉降,沉积作用大大加强,是湖泊三角洲主要建设期,三角洲规模远强于长7以前的各时期。长6砂体比长7发育,厚度大,连片性好,粒度相对粗,反映其沉积环境有较大的变化。主要岩石类型为长石砂岩,其次为岩屑长石砂岩。孔隙度介于0.2%～17%,平均值为9%,峰值在6%～10%;渗透率主要分布在0.001～6mD,主峰位于0.03～0.5mD。长6油层组下伏长7大面积展布的优质烃源岩,有机质含量高,厚度大、生排烃强度大,油源充足;上覆长4+5区域盖层,生储盖配置优良,具备良好的致密油成藏条件,是鄂尔多斯盆地最主要的产油层系。前人已从烃源岩、储层、保存条件、储集空间等方面对长6致密油的成藏条件进行过大量论述2致密化过程与动力演化致密油储层物性差、孔喉细小,成藏首先要解决成藏动力、动力与储层孔喉的耦合问题,即原油能否突破致密孔喉的毛管阻力;其次要理清储层的致密化过程与动力的演化,即储层何时致密、何时成藏;最后根据致密油的运聚富集规律建立其成藏模式。2.1储层精细度与排烃量烃源岩生烃增压导致的源储压差和原油持续充注是致密油富集的重要因素式(1)中:ΔP为生烃增加的压力,MPa;ρ模型中重要参数有深度、氢指数、有机质转化率和残留系数。其中各地质历史时期的深度可以通过埋藏史得到,原始TOC通过现今TOC恢复得到,残留系数和氢指数通过文献图1中孔隙流体压力为生烃增压与静水压力之和,岩石破碎压力与埋藏深度相关。当孔隙流体压力大于烃源岩破碎压力时,储层产生裂缝,烃源岩大量排烃,为主要成藏期。当孔隙流体压力小于烃源岩破碎压力时,裂缝闭合,但孔隙流体压力基本仍在10MPa以上,大于致密储层突破压力(2～8MPa),说明原油仍可以进入致密储层,只是以弥漫式缓慢充注为主。图1中可以看出,长6大规模接收排烃的主要成藏期为距今160Ma和120～100Ma。两期成藏阶段,研究区烃源岩生烃增压数据见表1。2.2充注能力与储层压力的关系若源储界面生烃增压超过地层破裂压力,则烃源岩和储层产生微裂缝,随着致密油生成和排出,动力降低至地层破裂压力附近。原油开始重复生成、聚集、缓慢排出、压力积累的过程。致密油充注受毛管压力、黏滞力、惯性力阻碍,因致密油排油速度低,黏滞力和惯性力可忽略不计。因此,源储界面和储层内部致密油的充注阻力只考虑毛管压力,毛管压力越大,阻碍致密油充注的能力越强,充注孔喉下限越大。根据Young-Laplace方程,将毛细管力换成充注最大动力即可得到充注最小孔喉半径(表1)。数据显示,两个主要成藏期(160Ma、120～100Ma),充注孔喉下限分别为18、16nm。第二期成藏时地层埋深更大、充注压力更大,能够充注进入的孔喉半径更小。根据统计数据,鄂尔多斯盆地延长组致密砂岩储层中值孔喉直径主要为50～200nm2.3层的致密化和层的形成2.3.1长6储层临界孔喉半径研究储层致密时间,首先需要了解储层油气充注浮力成藏临界物性,即储层致密的物性标准。本次釆用理论计算法,通过微观油质点受力分析确定储层致密临界物性。石油在储层中运移时动力必须大于阻力,静水条件下运移的动力为浮力,阻力为毛细管力,浮力和毛细管力相等时对应的孔喉半径即为临界孔喉半径。考虑到储层一般是亲水的,孔喉表面会存在一层束缚水膜,临界孔喉半径减去束缚水膜厚度即为储层致密孔喉半径上限。通过压汞分析建立孔喉半径与储层物性关系图版,计算得出长6储层临界孔喉半径介于0.003～0.207μm。当孔喉中值半径取0.207μm时,对应的渗透率为0.37mD、孔隙度为12.01%。即孔隙度约12%时,长6储层达到致密标准。2.3.2储层物性恢复储层致密程度受沉积原始物质和成岩作用的双重控制。沉积环境是影响储层物性的基础,决定原始孔隙度的大小。但沉积物质形成后不再发生变化,所以成岩作用是致密储层形成的关键地质因素。根据地史过程中孔隙度演化曲线来恢复储层物性,探讨储层致密的演化过程。原始孔隙度的求取利用Beard建立的砂岩原始孔隙度计算经验公式对不同微相储层的初始孔隙度进行了恢复,水下分流河道储层原始孔隙度平均为39.59%,分流间湾储层原始孔隙度平均为40.17%,浊积扇储层原始孔隙度平均为37.70%。根据薄片观察与鉴定计算出各成岩阶段储层孔隙度变化(表2)。数据显示,压实作用是造成储层物性变差的主要因素,但压实后储层物性未达到致密临界物性,胶结作用使储层物性进一步变差,转变为致密储层,不同微相储层孔隙度演化如图2所示。2.3.3平均成藏期长6储层盐水包裹体均一温度直方图表现为双峰特征,前峰在70～80℃,后峰位于105～125℃,分布连续,表明长6存在两期主要油气成藏过程,中间存在缓慢的原油弥漫式充注。结合埋藏史、热史分析,主要油气成藏的时间为距今160Ma和130～100Ma,前期为早期生油阶段,生烃量较小,主力成藏期为距今130～100Ma,与压力模拟结果吻合(图2)。根据成岩作用、孔隙度演化,结合埋藏史、热史和烃类充注史分析长6储层致密化与油气成藏耦合过程:晚三叠世-早侏罗世,储层主要受早期压实作用影响,孔隙度急剧减小,但尚未达到致密;中侏罗世末期(距今约180Ma)胶结作用开始,不同微相的砂岩储层物性进一步降低,达到储层致密上限;早白垩世进入中成岩A期,烃源岩大量生烃,进入成藏期;烃类侵入导致孔隙流体变为酸性,促进了溶蚀作用的产生,形成次生孔隙,改善了储集性能,但由于储层已经致密,流体活动空间有限,溶蚀产生的孔隙度对总孔隙度贡献有限,储层仍然比较致密。长6储层为先致密后成藏,但其紧邻长7烃源岩,具有近距离捕捉油气的优势,在强大的生烃增压驱动下,烃源岩生成的石油克服毛细管阻力,持续向致密储层多尺度微孔隙中充注,含油范围逐步扩大、含油饱和度逐渐增高,最终形成大面积弥散型分布,局部富集的致密油区。3致密油藏模式3.1岩心和露头观察3.1.1构造裂缝,部分含油岩心观察发现,储层物性控制着致密油富集程度,表现为基质粒度(孔隙)控制致密油含油级别。致密储层粒度越粗,含油性越好。此外,岩心观察中发现一些高角度构造裂缝,部分含油;裂缝发育的岩心往往含油级别高,以油饱和、油浸为主。目的层存在两种类型的裂缝含油产状,一是细粒砂岩裂缝含油,二是泥页岩裂缝含油。细粒砂岩含油裂缝多为近水平和低角度的层理缝,少量中、高角度的构造缝,以油浸为主,以裂缝充填及两侧浸染为主,反映了裂缝,尤其是层理缝对致密油的重要控制作用。3.1.2储层精细界面图3为延安安沟长6段野外油苗露头,该观测点整体为致密细-粉砂岩,岩性粗细控制含油性,含油性好的层为粒度相对粗的纹理层,含油级别主体为油斑。砂岩横向非均质性控制富集程度,石油富集在相对粗的高孔隙砂岩储层中,呈团块状分布于整体致密的储层背景之中,沿层横向展布。构造缝是石油纵向运移的重要通道,层理缝是石油横向运移的重要通道,沿裂缝存在原油局部富集。露头观察表明,长6致密油存在不规则团块状石油局部富集型、沿层理富集的层状石油富集型、沿不同角度裂缝富集的线状石油富集型和沿不同裂缝交叉处的块状石油富集型等4种富集模式。3.2非均质砂体实验根据致密油在碎屑岩中运移聚集模拟实验的要求,共设计了两类实验,一是无裂缝的均质砂体和非均质砂体(有甜点)的两种实验;二是有裂缝的均质砂体和非均质砂体(有甜点)的两种实验。3.2.1粗砂层石英砂充注选用3层粒度不同砂体进行模拟,顶部中砂层选用粒径为0.25～0.3mm的石英砂,中部细砂层选用粒径为0.05～0.1mm的石英砂,底部粗砂层选用粒径为0.6～0.7mm的石英砂,快速充满原油模拟张家滩页岩(图4)。模型内含水饱和度达100%后开始模拟油藏充注实验,初期采用0.2mL/min泵速快速充注,底部粗砂层完全饱含油后泵速降为0.1mL/min持续充注。整体来看,原油在向上运移过程中均匀充注,油气呈现弥散式推进特征(图5)。3.2.2细砂层内的垂向运移及其对油藏的控制作用模型砂层与第一组实验相同,原油充注速度也相同。在模型内插入垂直粗网格模拟构造缝,水平粗网格模拟层理缝,其中左侧裂缝密度较大。砂层内插入4处塑胶隔板模拟长6内部局部泥岩(图6)。结果显示,在初期底部粗砂层油藏充注的同时,中部细砂层中原油沿构造缝初期垂向运移;底部粗砂层完全充注后,开始整体向中部细砂层充注,在垂直的构造缝处普遍含油性较好,左侧裂缝密度较大的充注面积大于右侧;水平层理缝对油藏的横向运移作用较为明显。在模拟构造缝与层理缝交叉部位出现明显的油富集,形成裂缝型甜点;插入长6的内部泥岩对油气运移起到了明显隔挡作用,表明局部盖层对成藏过程中致密油富集起到一定封盖作用(图7)。3.3储层精细运移特征通过岩心及露头观察,室内实验模拟,得出长6致密油富集成藏模式:(1)长7段高丰度的油页岩和泥岩随着热演化程度增加,生成的原油向邻近的长6储层运移,但主力成藏期储层已经致密,动力为烃源岩生烃增压产生的源储压差;(2)在裂缝不发育地区,石油向与烃源岩紧邻的致密储层弥散型运移,运移过程中依次经历拟线性流、非线性流和滞流三个阶段,由于生烃增压产生的压力梯度由源向储递减,3个阶段石油运移速度和含油饱和度将逐级降低;(3)在裂缝发育区,石油在裂缝沟通的致密储层中运聚形成致密油甜点;(4)原油经近源超压强充注、裂缝垂向沟通与侧向短距离运移调整相结合形成盆地内现今大面积分布、整体含油、局部甜点富集的长6准连续型致密油藏(图8)。4长6储层致密油成藏期相成藏模式(1)长6致密油成藏动力为长7烃源岩生烃产生的过剩压力。主要成藏期为距今160Ma和120～100Ma。两期成藏阶段,研究区绝大多数地区生烃增压都大于10MPa,成藏期充注孔喉下限分别为18nm、16nm,均大于长6储层平均孔喉直径,具备大规模成藏的条件。(2)长6储层原始孔隙度水下分流河道平均为39.59%,分流间湾平均为40.17%,浊积扇平均为37.70%,经过压实、胶结、溶蚀作用改造,在距今180Ma左右变为致密储层,为先致密后成藏。(3)岩心中储层物性和裂缝控制致密油富集程度,野外露头中发现长6致密油具有团块状石油局部