台南凹陷三叠系油气有效输导层特征分析

2020-05-29郭宗广王朋岩王燕红赵金龙

中国锰业 2020年2期

郭宗广，王朋岩，王燕红，赵金龙，李丽

(东北石油大学地球科学学院，黑龙江大庆 163318)

油气运移过程中源岩是起点，圈闭是终点，不同的渗透性介质组合会产生多种油气聚集效果。油气输导体系是指烃类在二次运移过程中的全部通道空间，包括渗透性砂体、开启的断裂体系、不整合通道及其空间组合[1-2]。国内学者对这一概念进行了相关研究和应用[3-6]。而有效输导体系指的是油气在运移过程中实际通过的那部分输导空间。输导体系的研究有助于发现有效储层，确定优势运移方向和有利油气聚集位置，指导油气勘探，丰富油气成藏理论。

1 台南凹陷油气成藏条件

1.1 构造与地层分布

吐鲁番坳陷是吐哈盆地的次一级单元，位于吐哈盆地的西部，为中新生代沉积坳陷。台南凹陷属于吐哈盆地吐鲁番坳陷中部次级构造单元(见图1)。地理位置位于新疆维吾尔自治区鄯善县境内。台南凹陷现今具有南高北低，西高东低的构造特征。从下向上发育了二叠系、三叠系、侏罗系、白垩系、古近系、新近系等地层，最厚处超过9 000 m[7]。

本次工作目的层位为三叠系。中—上三叠统下克拉玛依组(T23kII)地层底部为厚层灰色砂砾岩，整体由砂岩和灰黑泥岩互层组成。东南隆起区缺失本组地层，其余地区厚度约为50～300 m。中—上三叠统上克拉玛依组(T23kI)同样在东南隆起区缺失，地层以深灰色泥岩为主，分布砂岩夹层，厚度在60～200 m范围。与上覆侏罗纪地层之间存在沉积间断，地震剖面上可见削蚀现象。

1.2 生储盖组合及成藏规律认识

研究区油气主要来自于台南凹陷二叠系暗色泥岩，向吐玉克地区方向尖灭消失，在英也尔地区受到剥蚀。研究区主要盖层为上克拉玛依组泥岩。圈闭类型以断块圈闭居多，其次是背斜型圈闭。

三叠系中三叠统克拉玛依下油组和上油组是本区主力储集层。上油组砂体主要发育在研究区东部和南部，下油组砂体在全区均有分布。储层分布面积大、厚度大、连续性好，具有大面积侧向运移油气的能力。

前人研究成果显示油气成藏期为早燕山运动期，油气在鲁克沁构造带内沿三叠系输导层向东南方向运移[8-10]。运移过程中原油粘度增加，发生稠化作用，主要是受到了水洗作用和氧化作用的影响。鲁克沁构造带油藏为构造稳定、继承性发展型油气藏，成藏的主控因素为继承性古隆起和有利的沉积相带，圈闭形成时间与烃源岩排烃时间具有较好的配置，构造稳定、继承性发展，为油气运移的长期指向，从而形成大规模的原生油气藏。

图1 台南凹陷构造分区简图

2 输导层物性及影响因素

2.1 输导层岩性、物性特征

台南凹陷三叠系储层沉积环境主要为辫状三角洲平原相、辫状三角洲前缘相以及滨浅湖相，其次为半深湖—深湖相[8]。储层主要为细砂岩，其次为中砂岩和砾岩。矿物组成除石英、长石外，岩屑含量可达40%～70%。岩屑主要成分为岩浆岩、泥岩及云母等，具有塑性特征，在埋藏过程中易于压缩变形，使得原生孔隙空间减少，对储层物性影响较大。

物性测试结果显示：储层孔隙度在15%～30%范围，平均值为23%，属中孔—高孔储层。整体东部地区孔隙度比西部地区稍高。砂岩渗透率分布在0～1 000×10-3μm2范围内，涵盖了低渗、高渗到特高渗范围，表明储层渗透性非均质性较强[10]。

2.2 砂岩储层输导能力宏观影响因素分析

从油气储层的研究实践来看，实验室分析测试仅是对局部、少量的样品进行分析，要应用于指导优质储层预测、油气井位选取，还要通过研究微观物性与宏观可测因素的相关性来实现。本文通过埋深校正的操作，分别分析了埋深、沉积环境和岩性对储层物性的影响程度。

2.2.1 孔隙度与埋深的关系

统计全区实测孔隙度与埋深的关系发现，随着埋藏深度增加，台南凹陷三叠系砂岩孔隙度整体呈减小的趋势。由于储层中广泛存在柔性岩屑组分，压实过程中发生变形、压缩，在上覆地层压力作用下孔隙空间减小明显。同一深度数据分散，说明还有其他影响因素在起作用，如岩性、沉积环境、成岩作用等。

按照指数公式拟合孔隙度与埋深关系：

φ=0.63×e-0.003 9z

(1)

式(1)中：φ为孔隙度，z为埋藏深度。

2.2.2 孔隙度与岩性的关系

理论上影响储层物性的因素较多，如母岩区岩性、搬运距离、水动力强度、水化学特征、盆地沉降速度、沉积物供应速度等，涉及到搬运作用、沉积作用和成岩作用等地质过程。这些影响因素中埋藏深度、岩性特征和沉积环境可通过研究获取，并用来预测储层物性的好坏。

砂岩储层普遍受到压实作用的影响，但不同岩性、不同沉积环境下的储层，压实影响有所差别。通过计算实测孔隙度与理论孔隙度(用埋深—孔隙度关系曲线计算)之间的差值(见式2)，可在同一深度水平对比各种类型储层物性的优劣。

φc=φm-φr

(2)

式(2)中：φc为埋深校正后的孔隙度值，φr为某深度下用埋深—孔隙度关系(见式1)得到的计算值，φm为某深度下实测孔隙值。

按岩性分类统计实测孔隙度数据，并进行埋深校正，对比校正前后孔隙度分布规律(见图2)。

图2 台南凹陷三叠系砂岩岩性对孔隙度的影响

观察校正后孔隙度值分布的集中程度以及偏离零值的程度，可以判断储层物性的相对好坏。砾岩孔隙度校正前分布在5%～35%范围，比较分散。用式(2)计算后校正孔隙度分布在-5%～5%之间，集中程度明显提高，校正后数据围绕零值分布，表明压实作用是影响砾岩物性的重要因素。岩性校正后的中砂岩、细砂岩、粉砂岩孔隙度集中程度也均有明显增加。同等压实条件下各类岩性中以细砂岩物性最好，校正孔隙度偏向正值，其次为中砂岩和砾岩，粉砂岩校正孔隙度明显处于负值区域，表明其物性相对较差。

2.2.3 孔隙度与沉积环境的关系

按式(2)原理，根据不同沉积环境，分类统计实测孔隙度值与对应埋藏深度，进行埋深校正，并对比校正前后数据分布频率。校正后的数据分布范围比校正前明显变窄，反映了在相同埋深条件下各类沉积环境中砂岩储层的物性差异。校后数据中辫状三角洲内前缘和辫状三角洲平原储层物性偏向正值区，输导性能相对较好；滨浅湖、深湖—半深湖储层物性偏向负值区，孔渗性能相对较差。

3 剖面砂泥岩组合对输导层有效性的影响

碎屑岩储层都是一系列剖面上砂泥岩的组合，其中砂岩比例占优，总体能起到输送和储存油气的作用。“砂地比”参数计算砂岩层与总地层厚度的比值，一般以地层组或段为单位计算，一个地层段可能包含了数十到数百个砂泥岩小层。在沉积环境变化快、小层层数多的情况下，剖面中砂泥岩分布不均匀，砂地比参数可能忽略了不少有价值的信息。本文提出“滑动砂地比”的概念。

(3)

式(3)中：Ri为第i小层的滑动砂地比；Hs为砂层厚度；HL为砂层或泥层的厚度。即Ri为包含第i小层及上下各2小层共5小层的砂地比值。

玉1-18井5层滑动砂地比分析(见表1)显示，具有油气显示的砂层段与5层滑动砂地比的高值区相对应。这一分析表明：尽管在常规上被认为整套地层均为储层的层段，油气输导、储存仍然有所选择，部分滑动砂地比低的层段不能成为有效储层。其他探井油气显示层位分布也都有类似特征。

表1 玉1-18井5层滑动砂地比值与油气显示层位的关系

统计全区35口探井三叠系储层中油气显示层段与滑动砂地比值的关系(见图3)，结果显示滑动砂地比值越高，油气显示层位越多，具有明显正相关关系。全区85%油气显示小层都分布在滑动砂地比值大于60%的层段中，可以考虑把60%滑动砂地比作为有效储层砂泥分布的下限。

图3 5层滑动砂地比值与油气显示的关系

4 三叠系砂岩输导体系综合评价

在神经网络模型中，输入三叠系砂岩所有孔隙度实测数据、埋藏深度、沉积相分析和岩性预测结果，通过学习形成稳定网络预测结构，并满足验证条件。采用此模型预测三叠系储层中有效砂层段的孔隙度参数。应用有效孔隙空间厚度的概念表达储层的储集能力(见式4)。

(4)

式(4)中：Hk为有效孔隙空间厚度，Hi为第i个砂岩小层的厚度，n为小层总数，φi为第i个砂岩小层对应的有效孔隙度。

输导层有效孔隙空间厚度是全部有效砂体小层厚度与其有效孔隙度乘积的累加，对应于输导层内部可容纳流体储存和运移的空间。对三叠系砂岩含油气性和对应孔隙空间厚度统计结果显示，不同的含油气级别所对应的孔隙空间厚度存在下限值，较高含油级别“油浸+饱含油”需要至少11 m孔隙空间厚度，较低含油级别“油斑+油迹+荧光”需要7.5 m以上的孔隙空间厚度。

以克拉玛依组下段为例(见图4)，全区有效孔隙空间厚度在10～60 m范围，北部偏高，厚度大于40 m，南部在20～40 m范围，等值线延展方向从西部玉西3井向东到玉北1井、玉北5井、鲁8井，与相似沉积环境下砂体分布有关。整体侧向输导能力好，有利于油气由西向东长距离运移，这与现今油气分布现状一致。