济阳坳陷古近系页岩油运移路径探讨及其石油地质意义
2022-02-03王胜奎王学军
刘 鹏,张 磊,王胜奎,康 燕,王学军,张 媛
(1.中国石化胜利油田分公司勘探开发研究院,山东东营 257015; 2.中国石油华北油田分公司第二采油厂,河北霸州 065700;3.中国石化国际石油勘探开发有限公司,北京 100029; 4.中国石油华北油田分公司第一采油厂,河北任丘 062552)
传统的石油地质学理论认为,油气自烃源岩向储集层或运载层中运移称为油气的初次运移,油气的初次运移又称为烃源岩的排烃作用[1],排出的油气经过二次运移形成常规油气,而滞留在烃源岩内的油气成为页岩油气。随着页岩油认识的深入及页岩油概念的外延[2-3],认识到页岩油并不是完全赋存在页岩中的原地滞留油,其包含了富有机质页岩及其碳酸盐岩、砂岩等薄夹层中的液态烃[4],为富有机质泥页岩生成但未能完全排出而滞留或仅经过极短距离运移而就地聚集的产物[5-6]。页岩系统中存在油气运移现象,但前人对页岩油的运移关注不够,没有认识到页岩油存在较长距离运移的可能并会对页岩油及常规油的富集产生重要控制作用,进而影响页岩油与常规油勘探部署的评价思路。笔者以渤海湾盆地济阳坳陷沙河街组为研究对象,基于近年来不断增加的泥页岩岩心资料,进行页岩油到常规油运移路径的探讨。
1 油气在层理缝中的运移认识
1.1 开启的层理缝为油气运移的潜在通道
页岩是黏土矿物在经过长期的埋藏沉降,在一定的温压系统内发生压实、脱水、重结晶等成岩作用后形成[7],呈薄页状,在沉积环境与成岩演化的共同作用下造成页岩内部不同细粒物质垂向叠置,在不同类型矿物的接触界面上层理缝非常发育(图1),关于层理缝能否成为页岩油运移的通道这一问题前人鲜有关注。实际上,页岩中部分层理缝在覆压状态下的开度远大于页岩基质中的孔隙,处于开启状态,胡钦红等[8]对济阳坳陷东营凹陷利页1井页岩岩心样品CT扫描和高压压汞测试表明,覆压条件下的部分层理缝开度可达0.71~27.4 μm,而页岩基质孔隙的孔喉半径主要集中在小于0.05 μm,同时济阳坳陷罗69井与樊页1井的页岩岩心在偏光显微镜及场发射扫描电镜下也可观察到众多微米级和纳米级层理缝(图1),且层理缝中普遍充填有机质,因此认为泥页岩中应存在部分开启的微米级层理缝,其渗透率是泥页岩基质渗透率的近20倍[8]。据董明哲等[9]开展的页岩油渗流数学模拟研究表明,泥页岩中优势通道渗透率为非优势通道渗透率的10倍以上时,大于70%的中等黏度(5 mPa·s)原油通过优势通道流动。
图1 纹层状泥页岩岩相中不同尺度的层理缝镜下照片Fig.1 Microscopic photos of different scale bedding fractures in laminar shale facies
此外,据渤南洼陷沙三段泥页岩的岩心资料证实,钻井现场刚出筒的岩心中层理缝有黑色原油流出(图2(a)),大部分层理缝在岩心暴露一段时间后自然裂开(图2(b)),长时间暴露后原油中的轻质组分挥发,页理面上残留黑色沥青质(图2(c))。层理缝是储集页岩油气的有效空间已被广泛认同[10-11],但其能否真正起到油气输导作用还取决于层理缝的延伸范围。一般而言,若层理缝发育局限,页岩油难以在层理缝中进行有效运移,而济阳坳陷页岩中的层理缝一般多存在于纹层状、层状页岩岩相中,此类岩相在沉积环境的控制下多发育在盆地的斜坡带和洼陷带[12],区域上分布面积广,横向展布较稳定。因此页岩中存在部分开启的微米级层理缝,且在横向上具有一定的延伸空间,是页岩油中短距离运移的潜在通道。
图2 泥页岩岩心中层理缝及其含油性照片Fig.2 Photos of shale core lamellation crack and its oil bearing property
1.2 较大的地层倾角更利于层理缝的开启
关于层理缝开启的流体压力条件鲜有报道,但前人对水平超压缝形成的流体压力开展过大量研究[13],普遍认为流体压力达到上覆静岩压力的50%~80%时,水平超压缝处于开启状态,相当于流体压力系数达到上覆岩石密度的50%~80%时水平超压缝具备开启条件。以罗69井为例,其沙三段泥页岩及上覆岩层的岩石密度为2.0~2.7 g/cm3(图3),取密度均值2.35 g/cm3,此时当流体压力系数达到1.18~1.88时便可使层理缝开启,据罗69井泥页岩试油井段实测数据显示,现今压力系数可达1.82(图3),而烃源岩主要排烃期的古压力系数往往更高[14],罗69井泥页岩裂缝中方解石脉的流体包裹体捕获时的压力系数甚至在2.22~2.89,因此认为纹层状泥页岩岩相在主要排烃期及现今条件下都可能具备层理缝开启的条件。
图3 罗69井岩石密度及实测压力系数综合柱状图Fig.3 Comprehensive histogram of rock density and measured pressure coefficient of Luo69 well
一般而言,在地层具有一定倾角情况下更有利于层理缝的开启。这是因为当地层具有一定倾角时,来自上覆岩石骨架的重力(P)将会在横向上被分解(图4),即部分作用力沿着页理面释放(P1),层理缝中的流体所受挤压力(P2)降低,并随着地层倾角(A)的增大P2逐渐降低,在此情况下层理缝更容易开启,成为页岩油运移的通道。如罗69井,其所处构造位置的地层倾角为6.8°,层理缝中的流体所受上覆岩层压力为Pcos 6.8°,此时当流体压力系数达到1.18~1.88时便可使层理缝开启,并随着地层倾角的增大,层理缝开启所需的流体压力系数条件逐渐降低。
勘探实践表明:主要储集空间为有机质孔及黏土矿物粒间、粒内等微孔隙的基质型页岩油,其缺乏裂缝与砂岩、碳酸盐岩夹层等宏孔储集体[15],其油井产能与地层倾角呈正相关关系(图5(a));此外,在夹杂一定砂岩、碳酸盐岩夹层的大套富有机质泥页岩中试油,由于夹层中包含较多宏孔[15],夹层的输导作用在部分程度上掩盖了层理缝的输导能力[4],因此夹层型页岩油井的产能与地层倾角的正相关关系并不特别显著(图5(b))。分析认为,造成产能与地层倾角呈正相关关系的原因可能正是由于较大地层倾角情况下层理缝更容易开启,层理缝输导能力更强,在层理缝的输导作用下距井筒较远的页岩油可运移至井筒处并被采出。因此地层倾角大的泥页岩地层中页岩油产能更高这一现象也佐证了地层倾角对层理缝开启程度具有一定影响。
图4 地层倾角控制层理缝受力示意图Fig.4 Schematic diagram about controlling bedding crack stress by formation dip
图5 地层倾角与产能关系散点图Fig.5 Scatter diagram of relationship between formation dip and productivity
2 油气在泥页岩裂缝中的运移认识
2.1 岩性接触面产生的裂缝
勘探实践证实,烃源岩层系往往存在大量碳酸盐岩、膏盐岩和粉细砂岩等岩性类型[16],各类岩性所含矿物成分的差异导致其弹性模量、泊松比等参数存在差异[17],因此各类岩性的抗压能力和应力应变等弹性参数存在差异。在此背景下,烃源岩层系在埋藏过程中随着埋深的增大所受上覆岩层压力逐渐升高,沉积体由塑性变形到弹塑性变形直至出现裂缝带。依据膏盐岩、粗砂岩、细砂岩、泥页岩、灰岩、白云岩由塑性到刚性的排序,塑性强的岩性与刚性强的岩性接触时,在相同应力作用下刚性强的岩性更容易破裂产生裂缝(图6(a)、(b)),因此不同岩性接触面容易产生裂缝。
这种现象在微观的镜下薄片观察中尤其常见(图6(c)~(h)),岩性接触面上的裂缝往往延伸距离较远并大致平行于地层沉积界面,镜下可见裂缝中残留黑色有机质(图6(i)),表明此类裂缝应具有一定的油气储集和运移能力,尤其在页岩油发育层段,岩性接触面上的微裂缝可成为页岩油中短距离运移的通道。
2.2 幕式开启的泥页岩裂缝
传统的石油地质学理论认为油气多具有幕式充注的特点[18],生烃增压作用导致的流体异常高压为油气的幕式充注提供了主要动力,也正是在不断增大的流体异常压力下,伴随着构造运动的发生,烃源岩层系中的泥页岩发生破裂,产生了众多与地层沉积界面垂直或斜交的裂缝(图7(a)~(c))。当岩石破裂形成此类裂缝时,油气可在裂缝中进行大规模的纵向运移,并与横向上的有利运移通道相互组合(图7(d)),形成了泥页岩层系内部的高效输导体系,使得页岩油具有较长距离运移的可能。
通过罗69井泥页岩裂缝中方解石脉体的流体包裹体分析测试(图7(e)),发现方解石脉中可见大量沥青质包裹体,透光下为黑色,无荧光。同时,存在含沥青质的液态烃类包裹体,液态烃类呈蓝色荧光,代表了原油的高成熟度,沥青质包裹体周围存在裂纹,应是高成熟原油的轻质组分散失所致,还存在单项液态盐水包裹体,其均一温度为86.3 ℃,捕获温度为124.5 ℃,计算捕获压力为66.6 MPa。通过该井沉积埋藏史恢复证实该盐水包裹体捕获时的压力系数介于2.22~2.89,剩余压力介于36~43 MPa。在如此大剩余压力作用下泥页岩容易发生破裂产生裂缝,实际上该井泥页岩岩心中见到大量低角度顺层缝、穿层缝以及高角度破裂缝(图7),裂缝中普遍充填方解石脉,表明裂缝为幕式开启,开启时成为页岩油运移的通道,随着压力释放,裂缝逐渐闭合,并被后期碱性成岩流体作用下产生的大量方解石胶结物所充填(图7)。此外,罗69井不同深度泥页岩中页岩油的成熟度出现倒转现象,表现出3 000~3 070 m埋深的页岩油成熟度为高熟油的特点,而埋深更大的3 120~3 130 m段页岩油只表现出成熟油的特点(图8),反映了3 000~3 070 m埋深的高成熟页岩油应有外来油源,证明幕式开启的泥页岩裂缝是深部高成熟泥页岩生成的原油往浅部低成熟泥页岩中运移的通道。
图6 岩性接触面附近的裂缝照片Fig.6 Photos of fractures near lithologic contact surface
图7 罗69井泥页岩裂缝照片Fig.7 Photos of shale fracture of Luo69 well
图8 罗69井页岩油成熟度倒转现象Fig.8 Reversal of shale oil maturity of Luo69 well
3 页岩油运移方式、动力和距离探讨
目前,页岩油的微观流动机制通过实验室研究取得一定进展[19-20],但受限于宏观的资料条件及缺乏有效表征手段,页岩油宏观上的运移方式及距离等还缺乏系统研究。本文中基于层理缝及各类裂缝成因,推测层理缝及各类裂缝的发育规模,进而分析页岩油在其中的宏观运移方式和距离。
3.1 页岩油在层理缝中的运移特点
泥页岩中纹层是组成层理的最基本单位,一般纹层的出现预示着矿物成分的突变或渐变[7],代表着沉积环境发生了一定变化,因此纹层与沉积环境变化密切相关,而一定沉积环境下形成的沉积物在平面区域上相对具有稳定性,对于泥页岩沉积尤是如此。以济阳坳陷渤南洼陷沙三下亚段为例,其底部砂组泥页岩岩相分布相对稳定,纹层状、层状岩相分布范围较大(图9),预示着纹层之间的层理缝在理论上横向延展性较强,页岩油在层理缝中横向运移距离受泥页岩岩相稳定性影响,运移距离可能大于1 km,但受限于井筒取芯的厘米级尺度及页岩油运移示踪的宏观表征方法欠缺,目前对于页岩油的准确运移距离还较难确定。
图9 济阳坳陷渤南洼陷沙三下亚段底部泥页岩岩相与压力系数等值线叠合图Fig.9 Superimposition diagram of shale lithofacies and pressure coefficient isoline in the lower Es3 sub member of Bonan sag, Jiyang Depression
济阳坳陷页岩油赋存的富有机质页岩普遍发育异常高压,且从洼陷带向斜坡带压力系数逐渐降低(图9),因此页岩油在洼陷中心沿着层理缝向斜坡带运移的动力主要为高压驱动,在地层倾角增大的区域不但层理缝开启性较高利于页岩油运移,还往往形成有利的构造背景成为油气聚集的指向区。
3.2 页岩油在裂缝中的运移特点
页岩油在裂缝中运移和赋存已成为不争的事实,普遍认为页岩油主要在高压和浮力的双重驱动下沿裂缝进行纵向运移,但页岩油在裂缝面上的微观运移方式鲜有报道。据济阳坳陷渤南洼陷罗67井的取芯资料显示,岩心中裂缝面上可见大量绵延弯曲、呈不规则状分布的白色条纹(图10(a)),总体上白色条纹延展性较好,彼此之间互相连通。通过荧光薄片镜下观察发现白色条纹荧光显示级别高(图10(b)),表明曾是油气运移的通道,推测油气在泥页岩裂缝面上应沿不规则网状通道运移。为进一步认识白色条纹组成的网状通道,通过电子显微镜分析发现网状通道由类似流动构造的物质所组成,且呈现出多期次特点(图10(c)~(d)),同时X射线能谱分析表明硅、铝是组成网状通道的主要物质(表1)。由于硅、铝元素的次生成因多与酸性成岩流体有关,而酸性成岩流体又多来自于烃源岩生、排烃过程中伴生的有机酸[21],因此认为网状通道应是裂缝面上油气和有机酸运移的主要路径,在多期次油气运移伴随的有机酸作用下,胶结的硅铝酸盐依次叠加(图10(d)),组成了裂缝面上的网状通道,由此推测页岩油在裂缝中的运移呈现多期次性,同时先期运移的通道往往也成为后期运移的优势通道,呈“脉冲式”特点,且运移路径蜿蜒曲折。
图10 罗67井泥页岩裂缝中纹状通道及其特征照片Fig.10 Photos of striated channel and its characteristics about shale fracture of Luo67 well
表1 罗67井泥页岩裂缝中纹状通道物质组成Table 1 Material composition of striated channel about shale fracture of Luo67 well
一般而言,岩性接触面上的裂缝受限于不同岩性分布范围及弹塑性变形的程度,规模有限,只能成为页岩油短距离运移的通道,而生烃增压及构造成因裂缝普遍发育、规模较大且错综复杂,易形成网状输导体系,成为页岩油纵向运移的主要通道。
生烃增压缝的发育程度主要受控于泥页岩生烃能力及其脆性高低,与泥页岩厚度及碳酸盐岩矿物含量息息相关,济阳坳陷泥页岩普遍富碳酸盐岩矿物[22],脆性较高,因此泥页岩厚度高值区生烃增压缝发育密度相对较高,这是因为泥页岩厚度高值区生、排烃作用相对较强,更易产生烃增压裂缝,如渤南洼陷罗69井区沙三下亚段泥页岩厚度可达300 m,在其200余米系统取芯井段可统计到生烃增压缝430余条。
构造裂缝的发育程度主要受构造运动期次与强度的影响,在经历多期次断裂叠加的区域往往不同走向的断层互相交叉,伴生的构造裂缝发育程度也较高。如渤南洼陷罗42井区断裂组合复杂(图9),该井钻井过程中在沙三下亚段泥页岩段出现井漏,并发生井涌、井喷,致使该井提前完钻。对发生井涌、井喷的2 828~2 861 m泥页岩段试油,获得日产油79.9 t、气7 750 m3的高产油气流,原油密度0.89 g/cm3。据渤南洼陷烃源岩演化特点[23],埋深约2 850 m处的烃源岩镜质体反射率Ro介于0.5%~0.6%,生成的原油密度约为0.92 g/cm3且不会生成天然气,而埋深约3 300 m烃源岩才可生成密度0.89 g/cm3的原油。推测该井产出原油应为深部地层所生,且产出的天然气应为更深部烃源岩所生,深部油气通过裂缝的纵向运移到达中浅部地层聚集,纵向运移距离大于400 m。
4 油气运移再认识对油气勘探的指导作用
4.1 页岩油勘探应重视纹层状岩相与地层倾角
层理缝不但可储集油气,还可成为页岩油运移的通道,因此层理缝的发育程度是控制页岩油富集的重要因素。前人研究表明纹层状泥页岩岩相兼具层理缝发育与有机质含量高两大有利因素[24],是页岩油赋存的主要岩相类型。此外,层理缝需要在一定地层倾角情况下才能有更好的开启状态,而层理缝的开启程度对页岩油的输导效率具有重要影响,因此页岩油的勘探应注重地层倾角。但地层倾角过大可能不利于页岩油的聚集和保存,因此对于地层倾角范围不同地区有不同要求,还需进一步深入研究。
4.2 页岩油勘探应考虑宏观构造背景
多方面证据表明页岩油并不是全部滞留或仅经过极短距离运移,其存在较长距离运移的可能。因此针对页岩油勘探需要重视宏观构造背景,油气既有运移,必然有优势运移方向和油气聚集、保存等问题。一般而言,洼陷的向斜区是油气运移的始点,斜坡区是运移的经点,背斜区是运移的终点。据济阳坳陷页岩层段测试井产能与测试井所处的构造位置统计分析,背斜区测试井产能最高、斜坡区次之、向斜区最差(图11),表明有利的宏观构造背景是页岩油运移的指向区,利于页岩油的富集,在页岩油勘探中应予以充分考虑。
图11 济阳坳陷页岩油井日产油与所处构造位置关系Fig.11 Relationship between daily oil production and structural location of shale oil wells in Jiyang Depression
5 结束语
页岩油的运移研究关乎页岩油勘探的评价思路和方法,并有望跳出中高演化程度烃源岩层系的限制,进一步拓展勘探空间,值得深入探索和求证。本文中基于济阳坳陷页岩油与常规油协同勘探理念及其方法探索的不断深入,大胆提出一些新观点,但受限于数据资料的片面性和局限性,缺少一些关键性证据和科学机制的深入剖析,旨在抛砖引玉,引起更多学者的思考和更深入的研究。