吉木薩爾凹陷蘆草溝組致密油儲層巖性與孔隙特征

吉木薩爾凹陷蘆草溝組致密油儲層巖性與孔隙特征

1油氣勘探潛力吉木薩爾凹陷位于準(zhǔn)噶爾盆地東南部。它位于東部的古西部，東部與北三海溝相連，南部與阜康斷裂帶接壤，北部與沙岐突出和北三海溝東段相鄰（圖1）。自2010年以來,吉木薩爾凹陷內(nèi)鉆揭二疊系蘆草溝組的鉆井均見大段熒光顯示和氣測異常,繼而針對該區(qū)鉆揭蘆草溝組的鉆井進(jìn)行了試油或恢復(fù)試油等工作,目前已在吉23井、吉25井、吉30井、吉31井、吉171井、吉172井、吉174井、吉251井等鉆井獲工業(yè)性油流,取得了準(zhǔn)東南部致密油勘探工作的重要突破。已有研究表明,吉木薩爾凹陷發(fā)育優(yōu)質(zhì)烴源巖,有機(jī)碳(TOC)含量一般大于2%,有機(jī)質(zhì)母質(zhì)類型主要為II1型,處于低成熟-成熟演化階段,生烴潛力較高。據(jù)估計(jì)整個(gè)凹陷資源量達(dá)3.8億噸,有利勘探面積達(dá)970km2,具有巨大的勘探潛力。該區(qū)中二疊系地層自下往上可以分為4個(gè)組,分別是烏拉泊組、井井子組、蘆草溝組和紅雁池組,其中蘆草溝組是該凹陷產(chǎn)出致密油的目標(biāo)層段。蘆草溝組可以分為上下兩段,即蘆草溝組二段(P2l2)和蘆草溝組一段(P2l1)。蘆草溝組二段分為2個(gè)層組,其中一層組(P2l21)主要為灰色(白云質(zhì))泥巖,分布范圍較小,厚度一般在10~25m;二層組(P2l22)主要為灰色含云質(zhì)砂巖、砂屑云巖、云質(zhì)泥巖,在該層組上部發(fā)育一段致密儲層,稱為上儲層段(即上“甜點(diǎn)”),厚度較大,一般在50~140m,是吉木薩爾凹陷最重要的致密儲層。蘆草溝組一段也分為兩個(gè)層組,其中一層組(P2l11)主要為灰色含云質(zhì)泥巖,橫向上分布范圍廣,厚度較大,一般在40~120m左右。二層組(P2l12)主要為灰色含云質(zhì)砂巖、云質(zhì)泥巖,在該層組的上部也發(fā)育一段致密儲層,稱為下儲層段(即下“甜點(diǎn)”),厚度較小,一般在30~60m。然而,目前關(guān)于蘆草溝組儲層巖石和孔隙特征的研究還比較薄弱,不少問題存在爭論,影響了該區(qū)致密油的勘探工作。作者以典型鉆井吉174井(蘆草溝組全井段取心)、吉30井以及吉31井的巖心為主要研究對象,結(jié)合野外剖面觀測和地震資料數(shù)據(jù),對吉木薩爾凹陷蘆草溝組致密油儲層的剖面結(jié)構(gòu)、儲集巖石類型和孔隙特征等進(jìn)行了比較系統(tǒng)的研究,取得了一些初步認(rèn)識,撰成此文,籍以交流和指正。2吉木薩爾凹陷關(guān)于吉木薩爾凹陷二疊系蘆草溝組沉積相的描述尚存爭議。例如,張建等(2003)和彭雪峰等(2011)認(rèn)為蘆草溝組地層主要為一套深湖-淺湖相沉積,而趙霞飛等(1994)和高智梁等(2011)則認(rèn)為是濱淺湖相和深湖-半深湖相沉積。整體而言,該凹陷蘆草溝期沉積環(huán)境主要為湖相沉積已基本得到認(rèn)可。通過對吉木薩爾凹陷二維和部分三維地震剖面的解釋,已經(jīng)大致了確定蘆草溝組地層以及上、下儲層段的空間展布情況。蘆草溝組地層在凹陷西南部靠近西地?cái)嗔烟幝裆钭畲?向東、北東和北西方向逐漸抬高。凹陷內(nèi)蘆草溝組呈南厚北薄、西厚東薄的趨勢,平均厚度約200~350m,最大厚度可達(dá)500m。根據(jù)地震剖面解釋資料,揭示了上、下儲層段的分布特征(圖2)。下儲層段在整個(gè)凹陷范圍內(nèi)分布較為穩(wěn)定,其空間展布與蘆草溝組地層類似,大致呈南厚北薄、西厚東薄的趨勢。具體來講,在凹陷中南部最厚,例如在吉174井附近可達(dá)近60m,以此為中心,向南、北逐漸減薄,在凹陷南部的吉5井附近減薄至30m,而凹陷北部的吉15井附近只有約10m厚。此外,凹陷東南部吉23井附近下儲層段厚度也較大,可達(dá)40m以上。受構(gòu)造條件限制,上儲層段分布范圍較小,主要分布在凹陷中東部,厚度也較小,一般小于40m,基本以吉30井-吉32井-吉171井-吉31井一線為界,向兩側(cè)逐漸減薄,直至尖滅(井位參見圖1)。3儲層段剖面的結(jié)構(gòu)和巖質(zhì)特征3.1儲層段儲集巖的演化通過對吉木薩爾凹陷吉174井、吉31井、吉30井巖心以及野外剖面的觀測,認(rèn)為蘆草溝組儲層段在縱向上以砂屑云巖、云質(zhì)粉砂巖、云質(zhì)泥巖等的交互出現(xiàn)為主要特征(圖3)。以吉174井為例,上儲層段主要以云質(zhì)粉砂巖、粗粒的砂屑云巖與云質(zhì)泥巖頻繁互層為主要特征。儲集巖以云質(zhì)粉砂巖為主,砂屑云巖次之,儲層單層厚度多小于1m,相比而言,云質(zhì)泥巖厚度較大,可以達(dá)到4m左右;下儲層段以云質(zhì)粉砂巖和云質(zhì)泥巖的頻繁互層為主要特征,局部發(fā)育薄層鈣質(zhì)砂巖。該儲層段致密油主要賦存于云質(zhì)粉砂巖中,與上儲層段相比,有效儲集巖(即云質(zhì)粉砂巖)的單層厚度較厚,可以達(dá)到近2m。云質(zhì)泥巖單層厚度也較小,一般小于2m。野外剖面也顯示了同樣的韻律結(jié)構(gòu)特點(diǎn)。如吉木薩爾縣大有鄉(xiāng)小龍口磚廠剖面,其下儲層段由2個(gè)云質(zhì)粉砂巖-云質(zhì)泥巖韻律組合構(gòu)成。由于露頭出露情況的限制,無法與鉆井巖心一一對應(yīng)。與吉174井不同的是,該剖面云質(zhì)泥巖單層厚度較大,可以達(dá)到6m。吉30井、吉31井巖心觀測結(jié)果也進(jìn)一步證明了上、下儲層段巖性組合在空間上的不均一性。吉30井上儲層段主要儲集巖為云質(zhì)粉砂巖,其單層厚度以及與云質(zhì)泥巖的韻律組合形式與吉174井類似。而吉31井與上述兩口鉆井差異較大,從圖3可以看出,該井上儲層段云質(zhì)粉砂巖單層厚度明顯增大,可以達(dá)到近5m。云質(zhì)泥巖的單層厚度則明顯減薄,其單層厚度小于1.5m。圖3也顯示,吉木薩爾凹陷蘆草溝組致密油儲層段巖性在縱向上具有不均一性,作為有效儲集巖的砂屑云巖和云質(zhì)粉砂巖往往與云質(zhì)泥巖呈韻律互層產(chǎn)出。在平面上,上、下儲層段巖性組合形式在不同地區(qū)也有所差異,可能與沉積水體的水深以及水動力條件有關(guān)。3.2頁巖儲層結(jié)構(gòu)目前關(guān)于蘆草溝組巖性的研究主要集中在盆地南緣,認(rèn)為蘆草溝組主要巖性為灰黑色、黑色、褐灰色砂質(zhì)頁巖、油頁巖,夾粉砂巖、白云巖、白云質(zhì)灰?guī)r(王東營,2007;高智梁等,2011)。但由于相對湖盆中心位置的不同,沉積相以及相應(yīng)的巖石類型與巖性組合在不同的地區(qū)也會有所差異(吳紹祖,2002)。本文通過對吉174井儲層段大量薄片鑒定以及電子探針背散射觀測和成分分析,確定了吉木薩爾凹陷蘆草溝組致密油儲層巖石類型以致密砂質(zhì)、云質(zhì)巖為主,主要包括砂屑云巖、云質(zhì)粉砂巖、泥晶白云巖以及少量巖屑砂巖、含鈣長石砂巖等,這與盆地南緣略有差異,也不同于巴肯致密油的頁巖儲層(林森虎等,2011),其孔滲性介于普通砂巖和泥頁巖之間。是一類具有碎屑巖結(jié)構(gòu)、成分以微晶白云石為主的特殊碳酸巖,主要以夾層形式產(chǎn)出,單層厚度一般小于1m,但物性較好,含油性好,是上儲層段的重要儲集巖。手標(biāo)本為淺灰色塊狀、較為均一、顆粒感明顯的巖石,主要由砂屑和充填于砂屑間的鈉長石、石英組成。如圖4-1、4-2所示,砂屑呈橢球狀,磨圓好,砂屑大小在20~500μm之間,分選差,砂屑內(nèi)部主要由泥粉晶白云石和少量鈉長石組成,石英少見,晶體大小在10~20μm之間,砂屑間溶蝕孔隙較為發(fā)育。砂屑之間主要為鈉長石和少量石英,鈉長石小于40%,石英小于10%,鈉長石溶蝕強(qiáng)烈,粒間溶孔發(fā)育。電子探針元素分析表明,構(gòu)成砂屑的泥粉晶白云石主要為含鐵白云石(表1)。手標(biāo)本為淺灰色塊狀、顆粒感明顯的巖石,與云質(zhì)泥巖互層產(chǎn)出,是蘆草溝組最主要的儲集巖,含油性好,可達(dá)油浸級別。如圖4-3所示,云質(zhì)粉砂巖主要由鈉長石、粉晶白云石、鉀長石等組成,具鈣質(zhì)或泥質(zhì)膠結(jié),粒間溶孔發(fā)育。白云石晶體多呈菱形,含量小于30%,晶體大小介于10到30μm之間。鈉長石邊緣多被溶蝕成鋸齒狀、港灣狀,含量一般大于60%,大小為5~50μm,分選性差,在粒間孔隙中常發(fā)育自生鈉長石。電子探針元素分析結(jié)果顯示,白云石主要為含鐵白云石,并且部分白云石邊部FeO含量可以達(dá)到10%以上,說明在成巖期的還原條件下有大量Fe進(jìn)入白云石晶格(表1)。手標(biāo)本為淺灰色或灰褐色塊狀巖石,可見油斑或油跡,上下儲層段均有發(fā)育,上儲層段更為常見。如圖4-4所示,主要由泥粉晶白云石以及少量方解石、鈉長石、石英組成。白云石多為菱形晶體,大小為5~20μm。晶體之間往往為點(diǎn)-線接觸,盡管巖石較為致密,但是未見鑲嵌接觸現(xiàn)象,這都表明白云石未經(jīng)受強(qiáng)烈的重結(jié)晶作用(Huangetal.,1997)。電子探針元素分析表明,白云石主要為含鐵白云石(表1)。4儲層的空隙特性4.1粒內(nèi)溶孔對砂屑間砂屑的控制研究表明,蘆草溝組致密油儲層原生孔隙已基本消失殆盡,主要儲集空間為成巖階段發(fā)育的次生溶蝕孔隙。根據(jù)薄片觀察和電子探針背散射分析結(jié)果,將蘆草溝組儲層段的次生孔隙劃分為如下幾種類型。這類孔隙是研究區(qū)蘆草溝組致密油儲層的主要儲集空間類型。如圖5-1所示,這類溶孔主要分布在白云質(zhì)砂屑之間,可能形成于砂屑間膠結(jié)物的溶蝕過程。砂屑邊部常被一薄層泥晶鈉長石包殼包裹,砂屑間局部可見自生鈉長石。此外,云質(zhì)粉砂巖中鈉長石之間通常發(fā)育晶間溶孔,這類孔隙主要形成于鈉長石溶蝕過程,常見鈉長溶蝕產(chǎn)生的港灣狀、鋸齒狀結(jié)構(gòu)。粒內(nèi)溶孔是指顆?；蚓Я?nèi)部由于選擇性溶蝕作用所形成的孔隙,也是較常見孔隙類型。主要分布于砂屑、巖屑、白云石晶體內(nèi)部,多見于上儲層段。這類孔隙可能形成于早期大氣淡水溶蝕過程,也可能形成于埋藏期的有機(jī)酸溶蝕過程。如圖5-3所示,砂屑內(nèi)部溶孔主要由鈉長石溶蝕形成;而巖屑內(nèi)溶孔常顯示鈉長石交代溶蝕現(xiàn)象;白云石晶內(nèi)溶孔通常是內(nèi)部方解石殘余溶蝕的結(jié)果,這也說明這種白云石形成于富鎂流體交代灰?guī)r(方解石)的過程(圖5-4)。是指貫穿于顆粒之間,形似裂縫的孔隙,主要見于泥質(zhì)砂巖中。這類孔隙與構(gòu)造斷裂或破碎關(guān)系并不明顯,應(yīng)是埋藏期有機(jī)酸溶蝕形成的流體通道。雖然這類孔隙孔徑較大,但只在局部發(fā)育,所以這類巖石含油性并不好,因而對油氣儲集貢獻(xiàn)并不大。4.2白云巖孔隙類型根據(jù)薄片鑒定和電子探針背散射分析,吉木薩爾凹陷二疊系蘆草溝組致密油儲層段孔隙組合類型主要有以下三類。1)以粒間溶孔為主,含少量晶間孔、粒內(nèi)溶孔的組合(圖5-2)。儲層巖石類型主要為云質(zhì)粉砂巖,這類孔隙組合主要見于下儲層段,上儲層段局部也有發(fā)育。粒間溶孔主要為鈉長石溶蝕孔隙,鈉長石溶蝕形成的港灣狀、鋸齒狀結(jié)構(gòu)常見,而白云石溶蝕較弱,孔隙大小在2~10μm之間,連通性較好。2)以粒內(nèi)溶孔和粒間溶孔為主的孔隙組合(圖5-1、5-3),粒內(nèi)溶孔與粒間溶孔比例變化范圍較大,巖石類型以砂屑白云巖為主,少量(含)巖屑砂巖。在(含)巖屑砂巖中,粒間溶孔主要為鈉長石溶蝕孔隙,孔徑多在5~30μm之間,連通性好,是這類巖石的主要儲集空間類型。砂屑云巖的粒間孔更為發(fā)育,局部被自生鈉長石充填,在一定程度上降低了孔隙度,但這類孔隙仍然是上儲層段主要的孔隙類型。粒內(nèi)溶孔主要為砂屑或巖屑內(nèi)(交代)溶蝕孔隙,孔徑1~20μm不等,局部可達(dá)幾百μm,但連通性差。3)以晶間溶孔和晶內(nèi)溶孔為主的孔隙組合(圖5-4),巖石類型主要為泥晶白云巖。這類巖石物性較差,晶間溶孔孔徑為0.75~1μm,局部可達(dá)5~10μm,晶內(nèi)溶孔主要為白云石晶內(nèi)溶蝕孔隙,少量為石英溶蝕,孔徑多小于0.75μm局部達(dá)5~30μm,孔隙連通性差。白云巖晶內(nèi)溶蝕較為均勻,但溶蝕程度較弱。這種孔隙組合多見于上儲層段,含油性較差。5致密油儲層儲集空間地質(zhì)組合1)通過對典型鉆井和野外剖面蘆草溝組致密油儲層段巖性組合結(jié)構(gòu)的解剖,揭示了上、下儲層段的砂屑云巖、云質(zhì)砂巖、云質(zhì)泥巖的韻律性組合特征,認(rèn)為致密油儲層段優(yōu)質(zhì)儲集巖層在縱向上和橫向上變化較大,儲層段儲集性非均質(zhì)性強(qiáng)。查明其空間展布規(guī)律與主控因素對于指導(dǎo)研究區(qū)致密油勘探工作具有重要意義;2)根據(jù)薄片鑒定和電子探針背散射觀察以及元素分析結(jié)果,確定了蘆草溝組致密油