车西洼陷沙四上亚段异常高压形成机制及其对特低渗储层特性的影响
2010-01-04赵振宇顾家裕郭彦如阿里木江吴中彬
赵振宇,顾家裕,郭彦如,阿里木江,吴中彬
(1.中国石油 勘探开发研究院,北京 100083;2.中石化 胜利测井公司,山东 东营 257000;3.胜利油田 桩西采油厂,山东 东营 257237)
车西洼陷沙四上亚段异常高压形成机制及其对特低渗储层特性的影响
赵振宇1,顾家裕1,郭彦如1,阿里木江2,吴中彬3
(1.中国石油 勘探开发研究院,北京 100083;2.中石化 胜利测井公司,山东 东营 257000;3.胜利油田 桩西采油厂,山东 东营 257237)
通过对车西洼陷沙四上亚段碎屑岩储层沉积、构造、成岩、物性、试油试采等资料综合分析,深入探讨该区异常高压的成因机制及其对储层产生的各种影响。研究表明:异常高压发育主要与地层不均衡压实有关,其次矿物成岩作用有助于超压的保存与提高;异常高压有效抑制了地层温度的增加和成岩作用的进一步加深;异常高压有效减缓了地层压实作用的增强,致使储层深部次生孔隙保存相对较好,为油气勘探开发提供了有利条件;在射孔厚度一定的情况下,以泥质砂岩为主的特低渗储层并非地层压力越大油气产能越高,高产油层压力系数1.2~1.3,这与储层内单砂体有效厚度、物性参数、含油饱和度、压力敏感性等因素有关。
车西洼陷;异常高压;特低渗储层;储层物性;地质参数
长期以来,异常高压的研究焦点主要集中在自身形成机制及其与油气分布的关系上,对于超压作用储层而产生的各种影响研究较少[1-3]。20世纪50年代以来,国内外许多学者通过试验模拟和对典型超压盆地研究分析认为,超压有利于储层原、次生孔隙的保存,并能通过物理和生物化学两种机制改善储层物性[4-8],但在超压油气藏开采过程中,由于储层流体产出将使岩石受力改变而发生弹塑性变形,从而又降低了孔隙度和渗透率[9-12]。由此可见,超压对储层物性的建设性作用与破坏性作用仍需要进一步深入探讨[1,4]。笔者以车西洼陷沙四上亚段特低渗泥质砂岩储层为例,结合大量试油试采数据、矿物测试分析、地震-测井资料等,详细分析异常高压的成因机制及其对储层温度、成岩演化、物性以及单井产能等方面产生的影响,为油气藏的勘探与开发提供重要的科学依据。
1 区域地质概况
研究区位于山东省无棣县,构造上处于车西洼陷南部缓坡带(图1)。北接埕子口凸起,西邻庆云凸起,南接无棣凸起、义和庄凸起,东部通过套尔河-车3鼻状构造与大王北、郭局子洼陷相连[4]。沙四上亚段地层厚度为90~120 m,南东高北西低(地层单斜:310°∠10°),岩性组合为砂、泥岩互层,主力储层为含泥—泥质细砂岩。储层孔隙度一般集中在10% ~20%,渗透率一般小于 10×10-3μm2,排驱压力为1~2 MPa,最大连通喉道半径为0.5~1.5 μm,综合评价为中-低孔特低渗较差储层。
沙四段早期,盆地接受多物源供给,以无棣凸起为主,庆云、义和庄凸起为辅。沉积相类型以三角洲相为主,其中分流河道、河口坝、水下分流河道等微相发育有利储层。由南至北,地层埋深逐渐增大,成岩作用逐步增强,并呈东西条带状分布,依次为中成岩A1亚期、中成岩A2亚期和中成岩B期3个阶段。
图1 研究区域位置示意图ig.1 Sketch map of location of study area
2 异常高压分布特征及其形成机制
2.1 异常高压分布特征
异常高压主要分布在研究工区北部,沉积相类型以三角洲前缘及半深湖亚相为主,压力系数为1.2~1.5。根据单井试压数据、声波时差-等效深度法计算数据与地层深度拟合分析可知,地层压力系数Y与深度H呈正相关性,Y=3.9×10-4H。因此,当地层深度大于3.0 km时,地层压力系数大于1.2,进入高压层段(图2)。
图2 地层压力系数与深度的关系Fig.2 Relationship of formation pressure coefficient and depth
2.2 异常高压形成机制
现今,有关异常压力的形成机制有十多种,其中不同形成机制具有不同的作用对象和范围[1,5-9]。在实际的含油气盆地中,往往是一种或几种成因占主导地位,其他成因不起作用或作用不明显。综合分析研究工区的各项地质条件后认为,异常高压的成因机制主要有两个。
2.2.1 与沉积作用有关的不均衡压实增压机制
不均衡压实主要存在于持续埋深的沉积盆地中。如果盆地演化后期或近期遭受过构造抬升,则不均衡压实作用形成的超压就有可能减弱或消失。另外,此种超压主要是由泥质沉积物的欠压实作用引起,与快速沉积和沉积物的低渗透性有关,尤其发育在以泥质含量为主的砂泥岩剖面中[1]。
首先,研究区南北向构造演化剖面显示(图3),高压区地层以持续沉降为主(常压区地层后期略有抬升),并且沉积速度相对较快。其次,高压区内单井砂岩泥岩厚度比为0.18~0.35,主要集中在0.22~0.27,也就是说,高压层段岩性组合以泥包砂为主,这个比值与现代泥质沉积物异常高压区的沙泥比非常接近[13-14](现代水下泥质沉积物异常高压区的沙泥比为0.2~0.25)。因此,本区异常高压的发育条件与不均衡压实增压所需的各项地质条件完全吻合。同时,沙三下亚段巨厚泥岩段的高压系数超过2.0,前人分析主要为欠压实所致[15]。综合上述研究认为,与沉积作用有关的不均衡压实增压为本区高压形成的主要机制。
图3 车西洼陷南北向构造演化剖面Fig.3 Tectonic evolution of north-south section in Chexi depression
2.2.2 与矿物成岩作用有关的增压机制
在成岩作用过程中,黏土矿物蒙脱石向伊利石、绿泥石转化将释放大量晶格层间水和吸附水,这些高密度水进入孔隙后会使流体体积增大,同时导致高压[4,16-18]。研究工区泥质砂岩内黏土矿物含量见表1,主要成分为伊蒙混层、高岭石、绿泥石和伊利石。在高压区与常压区平均深度差达1.4 km的情况下,伊蒙混层、伊利石以及伊蒙间层比的平均含量十分相近,但高岭石与绿泥石的平均含量却相差较大,且具有互补的趋势。由此可以看出,随地层埋深增加,高岭石向绿泥石方向转化,这与该区的地质环境相吻合。高压区泥质砂岩中含有丰富的方解石、白云石、黄铁矿等,具备高岭石向绿泥石转化所需的Mg、Fe和碱性水介质(地层水型为 NaHCO3)条件[19]。因此,蒙脱石脱水对本区超压发育具有积极意义。
另外,Hunt等[18-19]认为,胶结作用可以使异常超压带顶部形成岩性致密封隔带,能够有效保持下部异常高压。研究区内中成岩A2亚期晚期胶结作用的起始深度约2.8 km,而异常高压发育的起始深度约3.0 km,由此可以看出,晚期胶结作用发育的岩性致密层段为异常高压的保存提供了有利条件。同时,高压区泥质砂岩中普见黏土矿物呈薄膜状包裹于颗粒表面或呈搭桥状存在于颗粒之间的现象,这些自生矿物在一定条件下可以起到封闭作用并促使地层压力升高。因此,结合前人的研究成果可知,矿物再胶结作用与自生矿物的形成有助于异常压力的保存与提高。
表1 高压区与常压区黏土矿物成分对比Table 1 Comparison of clay mineral composition in over and normal pressure areas
3 异常高压对特低渗储层特性的影响
3.1 对储层温度的影响
当地层埋深大于3.0 km时,地层压力系数大于1.2(图4)。在常压区范围内,流体包裹体均一温度与试油测温数据均表现为正常地温,且地温梯度恒定不变,但在高压区,大部分流体包裹体与试油测温数据均偏离了正常的温度趋势范围,出现异常低温现象,而且地温梯度明显小于常压区。结合前人大量的研究成果可知,异常高压封闭系统能够有效阻止封存箱内地层温度的增加,产生此种现象的原因不少学者认为与孔隙水有关[1-3],因为除泥岩外,水比多数沉积岩的隔热效果要好3倍以上,特别是被封闭的水体,隔热效果更加明显。
3.2 对储层成岩作用的影响
沙四上亚段地层埋深跨度大,洼陷南部斜坡区埋深约2.0 km,北部洼陷区约4.2 km。在近2.2 km的高差范围内,由南至北,随地层深度增加成岩作用逐步增强,并呈东西条带状分布,依次为中成岩A1亚期(2.0~3.0 km)→中成岩A2亚期(3.0~3.4 km)→中成岩B期(3.4~4.2 km)。如图5所示,随地层埋深增加,高岭石含量呈逐渐减小的趋势,但在高压区3.3~3.6 km内,出现含量偏大现象。与高岭石变化特征相反,伊利石和绿泥石含量随深度增大呈逐渐增加的趋势,其中2.2~3.6 km内,伊利石含量及增加趋势明显大于绿泥石,然而到4.0~4.2 km时,绿泥石含量却明显大于伊利石,这充分反映出成岩作用后期绿泥石大量发育的特点,其中包括高岭石向绿泥石的转化以及储层中绿泥石的自生。通常,在正常沉积地层中,伊蒙混层含量和伊蒙间层比(S)会随成岩作用加深而逐渐减小,并以此来定性或者半定量地划分成岩阶段,但在沙四上亚段高压层段内,两者均无明显变化,这与洼陷南部常压条件下的变化趋势形成鲜明对比。在常压段内,当地层埋深大于4.0 km时,S小于10%,成岩阶段处于晚成岩期。综合上述各项指标可知,该区异常高压有效地阻碍了成岩作用的进一步加深。
图4 地层压力系数与温度的对应关系Fig.4 Corresponding relationship of formation pressure coefficient and temperature
图5 黏土矿物含量与地层埋深关系Fig.5 Relationship of clay mineral content and formation depth
3.3 对储层物性的影响
异常高压成因类型不同对于储层物性的影响不同[14]。在由不均衡压实和矿物成岩作用所引发的异常高压区内,储层沉积初期,其物性条件相对于同时期的非高压区普遍较差,主要原因是砂体中含有较多的泥质杂基。但是,这种不利的先天因素在经历了漫长的地质演化后会逐步过渡为一种有利于储层开发的建设性因素,如异常高压可以保存甚至改善储层孔隙空间等[13-14]。
随上覆地层厚度不断增加,压实作用逐渐增强,碎屑颗粒间由点接触→线接触→凹凸接触→缝合接触,储层孔隙空间逐渐减小(图6)。由地层深度与孔-渗数值拟合分析可知,随地层埋深增加,储层孔隙度和渗透率值均呈逐渐减小的趋势,其中孔渗趋势线的斜率可以反映出压实作用的强弱。压实作用强,直线斜率小,反之,直线斜率大[8]。根据上述分析可知:在2.1~3.0 km内,孔渗受压实作用影响较大,即单位深度内孔渗数值降幅大,因此直线斜率相对偏小;3.0~4.1 km,孔渗受压实作用影响相对较小,直线斜率相对偏大。
通常,可溶组分溶解可以形成大量次生孔隙,由图6可知,2.25~2.7 km异常孔、渗发育带,包络线向右侧突出,明显大于正常压实情况下的孔渗数值,结合该区成岩演化序列、异常高压垂向分布以及成像测井等资料综合分析认为,这主要与中成岩A1亚期溶解作用产生的大量次生孔隙有关。3.3~3.55 km孔、渗异常带的地层压力系数为1.25~1.4,超压有效保存了部分原生孔隙和中成岩A1亚期所形成的大量次生孔隙,从而使深部储层保持了较高的孔隙度和渗透率。3.95~4.1 km孔、渗异常带的地层压力系数为1.4~1.6,超压改变了岩石发生破裂时的有效应力场,促进了少量微裂缝形成,成像测井显示微裂隙较为发育,且以高角度非构造裂隙为主,进而增加了超压体系内的储集空间,改善了储层物性。这种储层物性随深度的变化规律,对于指导油气田的勘探开发具有重要意义[6,19]。
图6 储层物性随深度的变化趋势Fig.6 Reservoir properties change with formation depth
3.4 对储层产能的影响
沙四上亚段地层压力系数主要集中在0.9~1.45,其中高产油层对应的地层压力系数为1.2~1.3(图7)。由此可知,在以泥质为主的特低渗储层,并非原始地层压力越大油气产量越高,主要有以下3个原因:
图7 地层压力系数与日产液量的关系Fig.7 Relationship between formation pressure coefficient and fluid volume per day
(1)高压区油层质量较差。以车251、车252井为例,射孔层段地层压力系数为1.42~1.44,但油气产能较低,日均产液水平小于5 m3。分析认为主要是油层质量不好所致,其中包括单层厚度较薄(单油层厚度为0.5~1.9 m,平均为1 m),含油级别为油斑至油浸,油层类型为油水同层等。因此,油层质量不好是导致高压不高产的首要因素。
(2)高压区油层物性较差。车251井油层孔隙度、渗透率均较低,平均孔隙度为9.1%,平均渗透率为1.2 ×10-3μm2,孔喉半径平均值为0.2 μm,均质系数为0.28,最大汞饱和度为53.31%,退汞效率为25.05%,这些参数值均较低,综合评价为低孔特低渗较差储层,因此这是导致储层高压不高产的另一个因素。
(3)储层存在压力敏感性伤害。压力敏感性伤害属于一种永久性伤害,其程度与储层渗透率、黏土含量、孔隙结构等有关[11]。试验结果表明,孔隙度对有效应力的敏感性低于渗透率的应力敏感性,即初始渗透率越低,应力敏感性越强[9-12]。因此,当地层压力系数过大时,开井压差就相应增加,泄压时流体流速过快,导致储层中的黏土颗粒等微小粒子堵塞孔隙喉道,从而降低渗透率影响产能。另一方面,泄压时流体流速过快会使油水呈乳状或溶解在油中的气体逸出,发生贾敏效应,从而对油气产能产生消极影响。
综合上述3点可知,在泥质含量较高的特低渗储层(异常高压由欠压实作用引起,构造等其他因素引起的异常高压除外),并非压力越大油气产能越高,异常高压只是油气高产的一个因素,但不是决定性因素,该区油气高产的有利地层压力系数为1.2~1.3。
4 结论
(1)车西洼陷南部缓坡带沙四上亚段泥质细砂岩储层物性较差,综合评价为低-中孔特低渗较差储层。区域南部为常压区,北部为高压区(压力系数1.2~1.45),其中异常高压的成因机制主要与地层不均衡压实有关,其次为矿物成岩作用所致。常压区与高压区平均地温梯度分别为4.0℃/100 m和3.3℃/100 m,这与异常高压影响地热传导有关。同时,异常高压还有效抑制了成岩作用的进一步加深。
(2)储层孔隙度渗透率随深度增加呈递减的趋势,但在变化过程中,表现出3个异常大值深度带,分别为:2.25~2.7 km,与中成岩A1亚期溶解作用产生的大量次生孔隙有关;3.3~3.55 km,异常压力系数为1.25~1.4,与异常高压保存孔隙空间有关;3.95~4.1 km,与异常高压、地层裂缝双重影响有关。
(3)在储层厚度一定的情况下,以泥质砂岩为主的特低渗储层并非地层压力越大油气产能越高,高产油层压力系数为1.2~1.3,这与储层内单砂体的有效厚度、物性参数、含油饱和度、压力敏感性等因素有关。
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Mechanism of generating abnormal overpressure and its influences on super-low permeability reservoirs for upper Es4member in Chexi depression
ZHAO Zhen-yu1,GU Jia-yu1,GUO Yan-ru1,ALIMUJIANG2,WU Zhong-bin3
(1.Research Institute of Petroleum Exploration&Development,PetroChina,Beijing100083,China;2.Shengli Well Logging Company,Dongying257000,China;3.Zhuangxi Oil Production Plant of Shengli Oilfield,Dongying257237,China)
By means of analyzing sedimentary microfacies,structure features,diagenesis,porosity and permeability and geochemical testing data,the mechanisms of generating abnormal overpressure and its influences on super-low permeability reservoir of upper Es4member in Chexi depression were discussed detailedly.The results show that the principal mechanism of generating abnormal overpressure is disequilibrium compaction,and the secondary is mineral diagenesis.The formation temperature increasing and diagenesis deepening with depth are inhibited by abnormal overpressure.In the abnormal overpressure section,secondary porosity is relatively well preserved,which is a favourable condition for oil and gas exploration and development.In argillaceous sandstone-based super-low permeability reservoir,it is not a linear relationship between oil and gas production capacity and formation pressure coefficient,as a higher capacity corresponds to the pressure coefficient of 1.2-1.3.This phenomenon results from single sand body thickness(sand-mud ratio),physical parameters,oil saturation and pressure sensitivity and so on.
Chexi depression;abnormal overpressure;super-low permeability reservoirs;reservoir properties;geological parameters
TE 122.2
A
10.3969/j.issn.1673-5005.2010.05.003
1673-5005(2010)05-0012-06
2010-03-20
中国石油科技创新基金项目(2010D-5006-0104);中国石油天然气股份有限公司岩性地层油气藏富集规律与勘探技术研究重大专项(2008B-0103)
赵振宇(1980-),男(满族),内蒙古通辽人,博士后,现从事盆地沉积学、动力学研究。
(编辑 徐会永)