深层碎屑岩储层次生高孔带发育特征及成因<br/>——以吐哈盆地台北凹陷下侏罗统为例

深层碎屑岩储层次生高孔带发育特征及成因
——以吐哈盆地台北凹陷下侏罗统为例

2020-04-14郝爱胜国建英冉启贵齐雪宁吴贾雪丽黄蝶芳康积伦史艳军

天然气工业 2020年11期

郝爱胜李剑国建英冉启贵张华齐雪宁吴浩贾雪丽黄蝶芳陈旋康积伦史艳军

1.中国石油勘探开发研究院 2.中国石油天然气集团有限公司天然气成藏与开发重点实验室 3.中国石油吐哈油田公司勘探开发研究院4.兰州大学地质科学与矿产资源学院 5.中国石油集团渤海钻探工程有限公司第二钻井工程分公司

0 引言

储集层次生高孔带发育规律及成因研究对于指导深层油气勘探部署和开发决策具有重要的意义[1-4]。随着中浅层油气勘探与开发程度的不断提高，常规和整装油气资源日益减少，目前油气勘探靶区已逐渐转向深层[4-8]。勘探实践表明，在深层大面积低孔、低渗背景下仍然存在着有利储层，而对其分布规律认识不清，则有可能制约油气的规模勘探与开发[9-11]。在系统分析储层基本特征的基础上，明确深层储层次生高孔带发育规律及成因已成为油气有效勘探、评价和生产过程中的核心问题。

吐哈盆地台北凹陷下侏罗统是重要的油气勘探目的层，随着勘探与开发的持续推进，拓展盆地下侏罗统油气接替领域尤为重要。通过对该盆地台北凹陷不同区带成藏地质条件分析，认为台北凹陷下侏罗统具有优越的油气地质条件[12-17]。近年来，勘探实践也揭示了该区良好的油气勘探势头，有多口井在下侏罗统获得工业油气流，如胜北洼陷H8 井测试获得日产油量3.22 m3，H801 井测试获得日产油量11.25 m3；丘东洼陷JS1 井测试获得日产油量10.9 m3、日产气量1.5×104m3，K191 井测试获得日产油量5.28 m3，日产气量10.38×104m3。上述成果预示台北凹陷下侏罗统具有巨大的油气勘探潜力和前景。虽然国内学者针对台北凹陷下侏罗统储层特征的研究已经取得了诸多有益的成果[12-20]，但目前对于下侏罗统次生高孔带发育规律及成因仍缺乏研究，致使多口井在下侏罗统储层试油气段为干层，影响了该区下一步的油气勘探部署。为此，笔者在分析前人研究成果的基础上，综合应用实测物性、测井解释物性、铸体薄片及扫描电镜等资料，对吐哈盆地台北凹陷下侏罗统次生高孔带发育规律及其成因进行了系统研究，以期为今后深层油气甜点区优选及油气高效勘探开发提供依据和指向。

1 地质概况

吐哈盆地包括了墩隆起、吐鲁番坳陷和哈密坳陷3 个一级构造单元，研究区台北凹陷是吐鲁番坳陷的次一级构造单元（图1），面积约为1.0×104km2，是侏罗纪煤系地层主要含油气区[18]。受断裂控制，台北凹陷具有南北分带、东西分区的构造格局，凹陷内可分为七泉湖、恰勒坎、葡北等13 个含油气构造带。凹陷内侏罗系自下而上分为下侏罗统八道湾组（J1b）和三工河组（J1s），中侏罗统西山窑组（J2x）、三间房租（J2s）和七克台组（J2q），上侏罗统齐古组（J3q）和喀拉扎组（J3k）。下侏罗统储层埋藏深度变化较大，介于1 500～5 000 m，整体上从北向南埋藏深度逐渐增大。早—中侏罗世沉积期为河流沼泽—半深湖相含煤建造，台北凹陷北缘主要沉积扇三角洲和辫状河三角洲砂体，凹陷中部发育湖底扇沉积砂体，南缘主要发育辫状河三角洲砂体，分流河道和河口坝砂体的拼合叠置提供了主要的油气储集层[12-15]。其中，八道湾组储层以细砂岩和中砂岩为主，粗砂岩和粉砂岩次之[19-20]；三工河组储层则主要为细砂岩、粗砂岩和砂砾岩。八道湾组和三工河组是台北凹陷侏罗系深层油气勘探的主要目的层。

图1 吐哈盆地台北凹陷构造单元划分

2 储层基本特征

2.1 储层岩石类型主要为长石岩屑砂岩和岩屑砂岩，中等成分、结构成熟度

台北凹陷下侏罗统储层岩石类型主要为长石岩屑砂岩和岩屑砂岩（图2-a）。石英含量介于7.5%～56.9%，平均含量为30.6%；长石含量介于4.0%～32.7%，平均含量为19.8%；岩屑含量介于26.0%～87.2%，平均含量为49.7%，其中岩浆岩岩屑占58.0%，沉积岩岩屑占5.4%，变质岩岩屑占5.1%，火山碎屑岩岩屑占23.8%。整体上，分选差—中等，磨圆次棱，点—线、线—凹凸接触，碳酸盐矿物和黏土矿物胶结为主，普遍具有中等成分和中等结构成熟度。

2.2 储层物性以特低孔、低孔—特低渗为主，发育少量中孔、中—高渗储层

对台北凹陷下侏罗统117 口井994 块样品的实测物性统计结果表明，孔隙度介于1.5%～19.1%，平均值为7.5%，频率分布主体介于5%～10%；累积频率分布曲线表明，有94.8%的实测孔隙度值小于15.0%（图2-b）。渗透率介于0.002～595.741 mD，平均值为4.724 mD；频率累积曲线表明，有98.5%的实测渗透率值小于50 mD，有94.6%的实测渗透率值小于10 mD，有73.5%的实测渗透率值小于1 mD，仅仅有约1.5%的实测渗透率值大于50 mD（图2-c）。依据国家石油行业储层评价标准[21]，台北凹陷下侏罗统为典型的特低孔、低孔—特低渗碎屑岩储层，局部发育少量中孔、中—高渗碎屑岩储层，即在普遍低孔、低渗背景下存在部分物性相对较好的有利储层。

图2 台北凹陷下侏罗统储层成分与物性特征图

2.3 储层储集空间组合类型复杂，部分地区4 000 m以深储集空间以原生粒间孔为主

台北凹陷下侏罗统受控于差异的构造背景、多样的沉积环境及复杂的成岩作用[14,19-20]，致使储层发育多种储集空间类型，主要包括原生孔隙和次生孔隙。原生粒间孔表现为孔隙边缘较为平滑、形状较为规则、颗粒边缘较为平直（图3-a）；次生孔隙主要包括长石、岩屑等碎屑颗粒溶蚀形成不规则状的粒内孔隙及少量颗粒边缘溶蚀孔（图3-b～c）、自生黏土矿物和微晶石英形成的晶间微孔隙（图3-d～e）、石英及长石等脆性颗粒受构造应力作用破裂形成的微裂缝及凝灰质等黏土易脱水收缩产生的粒缘收缩缝。不同深度储层储集空间组合类型不同，整体上随着下侏罗统储层埋藏深度增大，储集空间明显减小，且储集空间组合类型变得复杂（图3-a～c）；然而，在台北凹陷部分地区埋深介于4 000～5 000 m 存在着储集空间以原生粒间孔为主，次生溶蚀孔隙次之的孔隙类型组合特征（图3-f）。

3 次生高孔带发育特征

3.1 原生孔隙正常演化趋势线

图3 台北凹陷下侏罗统储层储集空间镜下特征照片

储层原生孔隙正常演化趋势线，也有学者将其定义为储层最大孔隙度正常演化趋势线[4-5,10]、正常压实—胶结作用使储层孔隙度衰减的趋势线[9,22]、正常压实趋势线[23]，是研究与厘定次生高孔带是否发育的核心工作。次生高孔带是指储层埋藏成岩过程中经历增孔地质作用（如大气水淋滤、有机酸溶蚀）或保孔地质作用（如颗粒黏土矿物环边/包膜、烃类侵位、异常高压）使得储层孔隙度高于正常沉积成岩条件下最大孔隙度的储层相对集中发育带，其往往是含油气盆地中深层油气勘探的甜点。Bloch等[10]通过大量实验数据统计分析认为：①在给定相对较小的深度范围内大多数碎屑岩储层孔隙度分布呈现近似正态分布或为对数正态分布；②储层现今孔隙度分布的偏度是由于受到成岩作用等改造所引起，影响砂岩储层的成岩作用越强，孔隙度分布模式偏度亦愈明显。因此，可以根据储层孔隙度分布特征来推算正常孔隙度群与次生孔隙度群分界点，进而厘定储层正常最大原生孔隙度。当存在明显的保孔地质作用或增孔地质作用时，储层孔隙度分布直方图表现为双峰或左偏特征，虽然双峰特征的孔隙度分布中正常次群体与异常次群体会有部分重叠，但异常次群体本身亦具有正态分布特征，取双峰态中的正常次群体的最大值作为储层正常最大原生孔隙度（图4-a）；而在正常的沉积和成岩条件下，储层孔隙度分布表现为近似正态分布特征或不明显的右偏特征[10,24-26]，储层正常最大原生孔隙度值则读取其直方图中的最大值（图4-b）。

根据台北凹陷中—下侏罗统3 480 个岩心实测孔隙度数据，通过绘制埋藏深度间隔300 m 的孔隙度分布直方图，并厘定其分布特征，进而计算出等深度间隔范围内储层正常最大原生孔隙度；对正常最大原生孔隙度与之所对应的中值深度进行拟合，发现埋深与正常最大原生孔隙度相关性较好，且呈现为对数函数关系，其判定系数高达0.922（图4-c）。

以建立的函数关系式计算了不同深度所对应的储层正常最大原生孔隙度，绘制出台北凹陷中—下侏罗统储层原生孔隙正常演化趋势线（图5-a 中蓝色虚线）；笔者借鉴Bloch 方法所建立的储层原生孔隙正常演化趋势线与Ramm[23]所建立的正常压实趋势线接近（图5-a 中绿色虚线）。

图4 台北凹陷侏罗系储层正常最大原生孔隙度的确定及其与深度的相关性图

图5 台北凹陷中—下侏罗统原生孔隙正常演化趋势线及下侏罗统次生高孔带发育特征图

3.2 次生高孔带发育特征

依据储层原生孔隙正常演化趋势线明确了中—下侏罗统储层主要发育4 个次生高孔带（图5-a）；其中，中侏罗统主要分布在2 400～2 500 m 和3 100～3 500 m 两个深度段，下侏罗统则分布在4 000～4 300 m 和4 450～4 550 m 两个深度段，且对应于次生高孔带Ⅰ和次生高孔带Ⅱ（图5-b）。根据前人对有效储层物性下限的厘定方法[27-30]，明确了下侏罗统储层有效孔隙度下限演化趋势线（图5-b 红色虚线）；结合原生孔隙正常演化趋势线，将下侏罗统次生高孔带内的储层类型划分为次生高孔隙度储层、正常演化高孔隙度储层和正常演化低孔隙度储层。位于有效储层孔隙度下限演化趋势线左侧的储层称为正常演化低孔隙度储层，有效储层孔隙度下限演化趋势线与原生孔隙正常演化趋势线所夹持的储层称为正常演化高孔隙度储层，而位于原生孔隙正常演化趋势线右侧的储层称为次生高孔隙度储层（图5-b）。统计结果表明，研究区正常演化低孔隙度储层孔隙度一般小于10.0%，平均孔隙度为5.5%，渗透率小于1.0 mD，平均为0.6 mD；正常演化高孔隙度储层孔隙度主要介于5.0%～25.0%，平均孔隙度为11.2%，渗透率主要介于0.1～10.0 mD，平均渗透率为16.7 mD（图6）。正常演化高孔隙度储层主要分布在台北凹陷七泉湖、火焰山、葡北及鄯善弧形等构造带，除七泉湖构造带下侏罗统储层埋深相对较浅（约2 300 m）导致储层孔渗相对较高外，其他地区正常演化高孔隙度储层均发育在埋深4 000 m 以深，储层孔渗相对七泉湖构造带较低。次生高孔带储层孔隙度介于9.0%～15.8%，主要介于10.0%～15.0%，平均孔隙度为12.0%，渗透率主要介于1.0～10.0 mD，平均渗透率为7.1 mD（图6）；其中，次生高孔带Ⅰ中的次生高孔隙度储层所对应的孔隙度介于11.5%～15.8%，平均值为12.8%，渗透率介于0.4～286.3 mD，平均值为9.1 mD，平面上主要分布于火焰山构造带；次生高孔带Ⅱ中的次生高孔隙度储层对应的孔隙度介于9.0%～12.6%，平均值为10.4%，渗透率介于1.0～7.8 mD，平均值为2.8 mD，平面上主要分布于葡北构造带。

根据岩心实测物性及与之所配套的铸体薄片相结合，定量统计储层不同储集空间类型的含量，并计算储层原生孔隙和次生孔隙发育的相对含量，分析台北凹陷下侏罗统两个次生高孔带储层的发育特征。分析结果表明，两个次生高孔带储层均以发育原生粒间孔为主，次生孔隙次之。次生高孔带储层面孔率介于2.0%～5.0%，平均面孔率为3.3%；其中，原生孔隙相对含量介于60.5%～90.0%，平均含量占81.5%，次生孔隙相对含量介于10.0%～39.5%，平均含量占18.5%。以原生孔隙正常演化趋势线为界，选取次生高孔带Ⅰ和次生高孔带Ⅱ的正常最大原生孔隙度平均值分别约为11%和8.5%（图5），根据次生高孔带储层实测孔隙度，计算次生高孔带Ⅰ中次生孔隙的贡献介于9.1%～35.0%，平均贡献孔隙度约占16.4%；次生高孔带Ⅱ中次生孔隙的贡献介于5.6%～32.5%，平均贡献孔隙度约为17.7%。依据原生孔隙正常演化趋势线与实测孔隙度计算得到的次生孔隙度相对平均含量同铸体薄片观测次生孔隙平均相对含量接近。因此，台北凹陷下侏罗统深层有利储层为原生孔隙主导的次生高孔带。

图6 台北凹陷下侏罗统次生高孔带内不同类型储层物性分布特征图

4 次生高孔带成因

4.1 高石英质碎屑含量的粗砂岩和砂砾岩是深层次生高孔带发育的物质基础

台北凹陷下侏罗统储层主要为碳酸盐矿物和黏土矿物胶结，压实和胶结是孔隙度减小的主要因素。选取台北凹陷下侏罗统次生高孔带内不同类型的储层微相、岩性、分选系数、胶结物含量等因素进行次生高孔带主控因素的分析，对比研究结果（表1）表明，次生高孔隙度储层、正常演化高孔隙度储层和正常演化低孔隙度储层颗粒大小平均粒径φ值分别为1.41、1.43 和2.10，且次生高孔隙度储层中刚性岩屑含量高，石英质碎屑含量介于51%～78%，颗粒抗压实能力强[31]，使得有效储层（正常演化高孔隙度储层和次生高孔隙度储层）颗粒以点—线、线—线接触为主（图3）；黏土矿物胶结含量平均值分别为1.6%、1.5%和2.8%；碳酸盐胶结物平均含量分别为1.2%、1.4%和2.6%；而分选系数分布特征及其平均值则相似，差异不明显。台北凹陷下侏罗统储层主要为辫状河三角洲和湖底扇沉积，相对于正常演化低孔隙度储层沉积微相，次生高孔隙度储层和正常演化高孔隙度储层则以分流河道、河口坝和湖底扇主水道沉积为主。此外，试油资料的统计表明，下侏罗统次生高孔带内地层压力系数介于0.82～1.09，属于正常压力系统[32]，排除了超压对于深层储层物性的影响。因此，有利的沉积微相、较粗的颗粒粒径、高石英质碎屑含量及相对较低的胶结物含量是次生高孔隙度储层形成的主要控制因素，使得在深层原生孔隙得以大量保存，这可为酸性水进入孔隙和溶解储层中易溶的碎屑岩颗粒和胶结物提供了良好的条件[1]。

4.2 有机酸的溶蚀增孔是深层次生高孔带发育的根本原因

台北凹陷下侏罗统储层的成岩演化史与次生高孔带的发育特征密切相关，即次生高孔带形成与下伏煤系烃源岩生烃演化过程中酸性流体有关。结合黏土矿物中伊蒙混层比和煤系烃源岩镜质体反射率分布特征，在次生高孔带内的储层主要处于中成岩阶段A1亚期，有机质热演化处于低成熟—成熟阶段，有机酸大量生成；烃指数（S1/TOC）计算结果也表明，在4 000 m 以深烃指数均大于10，烃源岩处于排烃门限，干酪根开始脱羧并产生有机酸[33-34]，是有机酸有利保存区和有机酸浓度最大区[35]。砂砾岩、粗砂岩等为深埋砂岩储层原生孔隙的保存提供了有利物质基础，而有机酸进入储层后对长石和岩屑等碎屑组分发生溶解作用，形成大量不同类型的溶蚀孔隙，储层以粒间—粒内溶蚀混合孔组合为特征。镜下照片也显示，在次生高孔带的储层中长石溶蚀非常普遍，并伴随着高岭石和自生石英的沉淀（图3-c～e）。定量统计结果表明，次生高孔带与高岭石含量纵向上的对应关系也可以说明次生孔隙的形成与长石溶蚀密切相关，在次生高孔带的储层高岭石含量较高，长石的溶蚀导致了高岭石的增加（图7），这指示长石等溶蚀有效地改善了储集性。因此，有机酸溶蚀作用是台北凹陷下侏罗统次生高孔带发育的主要原因。

5 油气地质意义

图7 台北凹陷下侏罗统次生高孔带成因分析图

随着中浅层油气勘探程度的提高，吐哈盆地油气勘探领域也从环洼区调整型构造油气藏逐渐向深层洼陷区源内岩性油气藏推进。下侏罗统4 000 m 以深碎屑岩储层作为洼陷区有利的勘探目标，其有利储层主要分布在辫状河三角洲前缘水下分流河道、河口坝及湖底扇主水道区；尤其在台北凹陷下侏罗统三工河组顶部广泛发育一套以粗砂岩、砂砾岩为主的有利储集层，砂体单层厚度大，侧向延伸距离远，纵向上紧邻煤系烃源岩，有利的源储配置易于油气成藏。目前，下侏罗统深层已相继发现多个油气藏，勘探潜力巨大，未来勘探重点将围绕下侏罗统4 000 m 以深的正常演化高孔隙度储层和次生高孔隙度储层详细开展工作，对于深层油气藏高效勘探开发具有重要的指导意义。