罗晓容,张立宽,张立强,刘乃贵,闫建钊,雷裕红,齐育楷,李 俊,程 明,严一鸣,曹斌风

(1.中国科学院 地质与地球物理研究所,北京 100029;2.西北大学 地质学系/大陆动力学国家重点实验室,陕西 西安 710069;3.中国石油大学(华东) 地球科学与技术学院,山东 青岛 266580;4.东北石油大学 环渤海能源研究院,河北 秦皇岛 066004;5.中国石化石油勘探开发研究院,北京 100083;6.中国地质大学(武汉) 资源学院,湖北 武汉 430074)

全球范围内,在当前勘探主力目的层系之下的盆地深层蕴藏着丰富的油气资源[1-5]。近十多年来,我国陆上盆地深层油气勘探不断取得新的突破,已探明深层-超深层油气资源丰富,勘探潜力巨大,未来前景广阔,已经成为我国当前和未来相当长时间内油气勘探开发的重点领域[5, 6-10]。

盆地深层处于传统油气勘探范围以下,在高温、高压的环境中,经受了漫长地质时间的埋深过程,其间经历多期构造活动,多期多次油气运聚成藏和调整改造,储层中油气水关系往往十分复杂[11-13]。越来越多的勘探发现和基础研究结果表明,深层-超深层储层非均质性强,物性变化范围大,即便在超深层,储层中仍存在物性相对较好的储集岩石,可以聚集工业规模的油气[14-18]。

从油气勘探理论研究的角度,深层有效储层意指深层含油储层中成藏事件发生时规模油气可以进入其中发生运移、聚集的储集层,储层有效物性下限通指储集层能够成为有效储层应具有的最低物性条件,通常用各种物性参数来度量[19-21]。实际盆地中储层物性结构复杂多变,如何确定储层有效物性下限是一个不断探索和完善的问题。除考虑应用前人提出的多种方法,包括生产测试法、经验统计法、含油产状法、泥质含量法、钻井液侵入法、孔隙结构法、最小流动孔喉半径等[19, 22-28],通过对储层岩石中最小有效喉道的估算作为判定深层储层有效性是目前常用的方法[21, 26, 29-30]。

深层储层有效性研究的认识和评价在勘探实践中遇到诸多困难:①油气向特超低渗岩石中充注受到众多因素的影响,包括岩石物性、孔隙结构、油气水等流体性质、温度、压力等,时间的作用也十分重要,储层有效性表征参数的测试和选择十分困难。②油气充注发生在过去,深层油气藏的形成过程曲折复杂,成藏的方式不尽相同[31-33],要统一地利用现今的岩石样品测试分析结果来恢复重建成藏时的地质条件、厘定深层储层有效性困难重重。③现有的方法基于储层宏观均匀的假设,认为在储层不同位置获得的样品均具有代表性,可以通过地质统计获得代表性特征值;而实际盆地中碎屑岩储层具有结构非均质性[31, 34],所获取样品往往不属于同一总体,其间不能直接插值,也就很难通过统计分析获得可信的储层有效性表征参数值。

本文拟通过对研究团队多年来在深层碎屑岩储层有效性方面研究成果和认识的总结,在认识深层碎屑岩储层的非均质性特征及其对地下流体活动作用和影响的基础上,讨论深层储层有效性问题,分析油气在不同流体动力条件下侵入并浸润储集岩石的机理和过程,建立了深层储层有效性的评价思路和原则,提出了一种新的评价方法,在对准噶尔盆地腹部下侏罗统三工河组二段砂岩储层有效性的评价中应用和验证。

1 碎屑岩储层非均质性特征

沉积盆地中储层非均质性普遍存在[35-38]。储层非均质性是储层在形成过程中受沉积环境、成岩作用和构造作用的影响,造成其组成物质的空间分布与内部属性所存在的不均匀变化[39]。不同层次的储层非均质性是造成剩余油不规则分布的主要原因[20, 35, 39-41],同样也是深层储层在油气运聚成藏过程中有效性判定和评价必须认识清楚的前提。

1.1 深层储层孔渗物性非均质性与含油气性

任何一个地区碎屑岩储层物性随埋藏深度的关系都表现为宽泛的带[42-43]。在储层孔渗物性随深度的关系图上标出含油气性,可以发现储层岩石物性所表现出来的强非均质性影响了油气的充注(见图1)。总体而言,物性很差者一般没有油气进入,物性相对较好者油气充注较多、饱和度更高,但并不是物性好的储集岩石中都有油气进入[44-45]。

图1 准噶尔盆地腹部侏罗系储层中不同含油性砂岩孔渗物性随深度变化Fig.1 Porosity and permeability variations with depth of sandstones with different oil-bearing states in Jurassic reservoirs in the hinterland of Junggar Basin

对碎屑岩沉积地层而言,无论其沉积相带如何,都可以视为由砂(砾)岩和其间的泥质岩以不同比例和组合方式所构成的,尽管有可能在一些相带还存在其他的沉积岩类,如蒸发岩类和碳酸盐岩类等。碎屑岩储集层内部的储集体往往就是各种沉积微相条件下所形成的砂岩体[37-38]。在碎屑岩储层中,如果砂岩的比例较高,其砂体之间叠置的可能性就大,反之砂体之间就被泥质岩所隔开[20, 46-48]。

砂岩体内部岩石学特征和物性特征也存在着强烈的非均质性。储层中厚度比较大的复合砂体是一些在相似沉积环境下多个砂岩体叠置的结果,新的砂岩体在形成之前往往对下伏砂岩体产生冲刷作用,其间一般形成4～5级构型界面[38，49]。在这样的界面上,上下砂体或直接接触,或在上覆砂体叠置沉积之前形成底部的泥质沉积,构成两者间的泥质隔夹层。在砂岩体的内部3～4 级构型界面或砂岩体顶部,往往因沉积水动力条件的变化,沉积一些富含塑性颗粒(如火山岩屑、云母碎屑等)的砂岩[50-52]。这些泥岩、富塑性颗粒砂岩等夹层抗压实能力弱,压实作用速率快,塑性颗粒形变后挤入孔隙,在浅埋阶段已成为致密层[50-51, 53]。此外,在单砂体顶部或底部,或者在复合砂体内部的4～5级构型界面上，在早期成岩阶段很容易形成钙质结核,其内部岩石胶结致密,形成断续的隔夹层[52, 54]。

在这些隔夹层岩石之间为贫塑性颗粒的砂岩,沉积时原始物性相对较好,在深埋过程中可以发生各种成岩作用,油气充注也主要在这些岩石中发生。随着埋深和成岩程度的增加,这些岩石的物性总体趋向于变差,但在储层中始终能够保持相对较好的物性。

1.2 深层储层岩石相

碎屑岩储层中岩石可分为4类岩石相,即泥岩、富塑性颗粒砂岩、强钙质胶结砂岩和贫塑性颗粒砂岩。如果把油气等有机流体也作为成岩作用的重要方式,则贫塑性颗粒砂岩可以再分为含水砂岩和含油砂岩[16, 31, 51-52]。

图2是对于准噶尔盆地腹部下侏罗统三工河组含油层段内储层非均质性特征的观测结果。该储层取心段内砂岩含油与否直接展示出了储层极强的非均质性特征,不同含油级别的砂岩与非含油砂岩频繁互层[31, 50, 55]。通过井下岩心样品系统的镜下微观观测,可认识储层内部不同砂岩的岩石学特征、孔隙类型、成岩作用特征及差异性。尽管不同的沉积环境和相帯中砂岩的岩石学成分和结构存在差异,除泥岩岩石相外,复合砂岩体都可以划分出富塑性颗粒砂岩、强钙质胶结砂岩、含水砂岩、含油砂岩等 4 类岩石相[51, 55]。

富塑性颗粒砂岩(见图 2A、E、I):主要是粒径相对较细的块状细砂岩、极细砂岩,碎屑颗粒中软颗粒含量高,包括千枚岩、凝灰岩、片岩和泥岩等软岩屑,在压实作用下它们发生压扁、压弯等塑性变形，甚至假杂基化;颗粒之间呈线状紧密接触;未见粒间孔隙,物性差,其他成岩现象少见。强钙质胶结砂岩(见图 2B、F、J):岩性以中、粗砂岩为主,软岩屑和杂基含量低,大量方解石、铁方解石、铁白云石以及石膏等呈基底式或孔隙式胶结,很少见到其他成岩现象,物性极差。含水砂岩(见图 2C、G、K):物性相对较好,岩性以中、粗砂岩为主,软岩屑和杂基含量低,成岩现象丰富,胶结物类型多样,多期溶蚀作用;尽管与含油砂岩互层,但很少见到沥青。含油砂岩(见图 2D、H、L):该类砂岩也具有较好的物性,无论岩石学特征还是成岩作用特征都与含水砂岩非常相似,可观察到多期不同类型沥青充注，包括不发荧光的碳质沥青、发黄白色荧光的胶质或油质沥青、蓝白色荧光的油质沥青[50-51, 56]。

A～D 岩心观察；E～H 显微镜下观察；I～L 渗透率统计图2 准噶尔盆地腹部下侏罗统三工河组含油层段内储层非均质性特征观测结果Fig.2 Observations on heterogeneity characteristics of oil bearing reservoirs in the Sangonghe Formation of Lower Jurassic in the hinterland of Junggar Basin

这些岩石相的岩石学特征和成岩过程相差明显,但都位于同一储层(甚至同一砂岩体)内,经历了相同的埋藏过程及对应的温压场、流体活动、地球化学环境的变化。因而将储层中4类砂岩岩石相的成岩作用过程分别归纳、总结出其成岩序列才能准确反映出砂岩储层中的成岩作用特征和过程[31](见图3)。

对于含油砂岩,以不同期次的沥青作为时间标尺,来划分不同的流体活动期次,从而建立起有时间意义的成岩序次关系(见图3)。

图3 准噶尔盆地腹部下侏罗统三工河组含油储层段内4类砂岩岩石相成岩序列Fig.3 Diagenetic sequences of 4 types of sandstone lithofacies in oil-bearing reservoirs in the Sangonghe Formation of Lower Jurassic in the hinterland of Junggar Basin

在不同地区、不同层位,甚至不同沉积微相中,砂岩储层中泥岩的组成和成岩方式大致相同。在早期成岩阶段以压实作用为主,变得致密,之后的成岩作用缓慢,在第一期油气充注时已成为特低渗的隔夹层；而砂岩的岩石学成分、结构和构造等都可能存在明显的差异。

实际储层中砂岩体中可能只包括1类砂岩[57],也可能包括2～4类[16, 51]。不同地区储层中各类岩石相内发生的具体的成岩作用和过程可能完全不同,但从成岩方式上同类型的岩石相相似[34, 50, 52, 57-60]。

1.3 深层储层各岩石相的古物性恢复

深层储层有效性判断需要知道油气运聚时这些岩石相中的物性。因为前面所述的对于各岩石相成岩过程的认识,可以按照不同岩石相的成岩时间序列,基于对各岩石相岩石薄片的镜下观测统计,逆时推演,获得这些岩石相在不同油气成藏期的古物性。

具体的流程是:在岩石薄片中,先将最后一期油气充注之后的成岩作用产物识别出来,利用式(1)估算出该期沥青充注前的古孔隙度:

φ古=φ当前+Δφ胶结-Δφ溶蚀+Δφ压实

(1)

其中：φ古为该期沥青充注时的孔隙度;φ当前为当前观测孔隙度;Δφ胶结为该期沥青充注后胶结减孔量;Δφ溶蚀为该期沥青充注后溶蚀增孔量;Δφ压实为该期沥青充注后压实作用减孔量。

图4展示了各类砂岩岩石相古孔隙度恢复结果。可以看到,不同类型岩石相中孔隙度的演化过程差别很大。在第一期沥青充注时,贫塑性颗粒砂岩的孔隙度在22%～35%之间,物性良好(见图4C、D);而这时富塑性颗粒砂岩古孔隙度为8%～15%,部分已成为特低渗砂岩(见图4A),而强钙质胶结砂岩古孔隙度直接降至5%～10%,完全致密(见图4B)。在第二期沥青充注时3类岩石相的物性都有所降低,贫塑性颗粒砂岩的孔隙度为20%～26%,仍是物性良好的储集岩石(见图4C、D),而另外两类则都属于致密砂岩(见图4A、B)。到第三期沥青充注时贫塑性颗粒砂岩的孔隙度8%～12%,变得致密。

研究结果表明,富塑性颗粒砂岩和强钙质胶结砂岩的空间分布受构型界面控制,在早期成岩阶段已成为致密隔夹层,在油气运移聚集过程中起到了阻隔作用[34]。

A 富塑性颗粒砂岩;B 强钙质胶结砂岩;C 含水砂岩;D 含油砂岩图4 准噶尔盆地腹部下侏罗统三工河组储层含油层段不同岩石相古物性恢复Fig.4 Restoration of paleophysical properties of different lithofacies in oil bearing reservoirs of the Sangonghe Formation of Lower Jurassic in the hinterland of Junggar Basin

2 深层储层有效性及有效储集岩石相

碎屑岩储层结构非均质性的认识表明,研究深层储层有效性必须同时考虑不同岩石相在油气运移聚集动力条件下其各自内部的物性特征及其相互关系。

2.1 各岩石相的物性特征

在认识储集岩石物性时,应该按照岩石相的分类情况,选择具有代表性的样品,分别对孔渗物性测量结果进行统计分析。图5展示了对准噶尔盆地腹部下侏罗统三工河组储层含油层段不同岩石相物性统计的结果。

图5A是对该储层中某一含油层段中所获得的砂岩样品的孔隙度、渗透率的测试结果所做的关系图,不同岩石相分别用不同颜色符号表示。图中孔隙度和渗透率总体上呈正相关关系:富塑性颗粒砂岩和强钙质胶结砂岩的孔渗物性相对较低；贫塑性颗粒砂岩的孔渗物性相对较高；含油砂岩的孔渗物性与含水砂岩的物性大致相当。

图5B、C分别给出了孔隙度、渗透率与样品频数的统计关系图。图中不同颜色的数据柱代表不同的岩石相。可以看到,将全部数据放到一起统计,所获得的孔隙度和渗透率分布明显不符合正态分布规律,表明这些样品确实不属于具有统计学意义的总体;按照岩石相分类分别统计孔渗物性分布则能获得较为理想的样本总体分布状态(见图2E～H)。把它们叠制在一起则清楚地显示了其间孔渗物性分布的差异性(见图5B、C)。这也从一个侧面表明本文工作对储层岩石相分类的合理性。

2.2 深层储层油气充注条件的差异性

分别选择不同岩石相样品在不同的流体压力条件下开展非润湿相流体驱替润湿相流体的充注实验。全部样品都经过洗油处理,因而只有富塑性颗粒砂岩、强钙质胶结砂岩和贫塑性颗粒砂岩3类岩石相样品。

对部分代表性样品进行高压压汞孔隙结构测量后,将注入曲线转换为与喉道半径相关的孔喉体积比例关系。图6A～C分别展示了富塑性颗粒砂岩、强钙质胶结砂岩和贫塑性颗粒砂岩中的孔喉分布状态。可以看到富塑性颗粒砂岩中喉道半径基本上都小于1.0 μm,强钙质胶结砂岩中喉道半径基本小于0.1 μm,贫塑性颗粒砂岩中大部分孔喉体积与大于1.0 μm的喉道相关。

图5 准噶尔盆地腹部下侏罗统三工河组储层含油层段不同岩石相物性统计Fig.5 Statistics on physical properties of different lithofacies in the oil-bearing reservoirs of Sangonghe Formation of Lower Jurassic in the hinterland of Junggar Basin

进一步利用中国科学院地质地球研究所油气资源研究重点实验室的高压充注实验设备开展了不同岩石相样品的高压充注实验[63]。实验中,岩石样品出口端压力为大气压力,入口端压力随时间不断的增加。当油气可以进入样品时的压力称为临界充注压力(Ps),样品的含油饱和度随压力增加逐渐增高,当实验进行一定时间,压力不再增加、油气饱和度也不再增加,最初达到该状态的压力即为油气穿过岩石样品而持续运移的突破压力(Pe)。

A 富塑性颗粒砂岩，孔隙度2.24%、渗透率0.013×10-3μm2；B 强钙质胶结砂岩，孔隙度6.25%、渗透率0.05×10-3μm2；C 贫塑性颗粒砂岩，孔隙度10.5%、渗透率0.95×10-3μm2图6 准噶尔盆地腹部下侏罗统三工河组储层含油层段不同岩石相物性高压压汞实测孔喉分布Fig.6 Distribution of pore throats measured with high pressure mercury injection method in different lithofacies of oil bearing reservoirs of Lower Jurassic Sangonghe Formation in the hinterland of Junggar Basin

图7是对3种岩石相代表样品实验过程的展示。可以看到,不同岩石相中油气临界充注压力、突破压力以及可达到的含油饱和度差异很大。对于贫塑性颗粒砂岩样品(见图7C),实验开始时,压力沿着标样注入压力梯度逐渐增加,但油不能进入岩石,含油饱和度为0%;当压力增加到0.4 MPa,样品中油可以注入,达到临界充注;之后压力增加幅度减小,并随着时间的增加,样品中含油饱和度逐渐增加;当压力增加到1.6 MPa时,压力不能再升高,含油饱和度也不再增加,新注入的油全部从出口段排出,这时的压力达到突破压力(见图7C)。对于富塑性颗粒砂岩样品,临界充注压力为8.4 MPa,突破压力为11.8 MPa,对应的含油饱和度为8%(见图7A);对于强钙质胶结砂岩,其临界充注压力,为8.8 MPa,突破压力为11.9 MPa,对应的含油饱和度为5%(见图7B)。

图8则展示了对不同岩石相所选择的多个样品的测试结果。其中,图8A、B分别给出了准噶尔盆地腹部下侏罗统三工河组含油层段中四类岩石相的油充注测试结果,图8C、D则给出了四川盆地须家河组含气致密砂岩的气充注测试结果。从图8A可以看到,贫塑性颗粒砂岩中的临界充注压力相对较小,而富塑性颗粒砂岩和强钙质胶结砂岩中的临界充注压力就明显要高。由图8B可见,富塑性颗粒砂岩和强钙质胶结砂岩中在达到突破压力后的油饱和度较小,一般不足30%,而贫塑性颗粒砂岩中,油充注饱和度大都在30%～50%之间,小部分可达70%。天然气在致密砂岩中的充注存在类似情况,贫塑性颗粒砂岩中气的临界充注压力较低,而在富塑性颗粒砂岩和强钙质胶结砂岩中,天然气进入岩石中所需的临界充足压力则要高得多。图8D则显示,富塑性颗粒砂岩和强钙质胶结砂岩中在达到突破压力后的气饱和度较小,一般不足30%;贫塑性颗粒砂岩中,充注气饱和度大都在30%～60%之间,小部分可达70%。而且注意到,在气充注实验中,各类岩石相中气饱和度与充注压力之间存在正相关关系,这与油充注砂岩的结果有所不同(见图7)。

注：各图中橙色的粗线为不渗透标样中的充注压力线。A 富塑性颗粒砂岩，孔隙度2.24%、渗透率0.013×10-3μm2；B 强钙质胶结砂岩，孔隙度6.25%、渗透率0.05×10-3μm2；C 贫塑性颗粒砂岩，孔隙度10.5%、渗透率0.95×10-3μm2 图7 深层储层中不同岩石相砂岩样品中充注压力、含油饱和度随实验时间的变化Fig.7 The variations of filling pressure and oil saturation with experimental time in sandstone samples of different lithofacies in deep reservoirs

图8 深层储层中不同岩石相砂岩样品中油气充注实验结果Fig.8 Results of oil and gas injecting experiments with sandstone samples of different lithofacies in deep reservoirs

2.3 深层有效储层下限的确定

深层有效储层下限的确定就是要在整个储层中找一个有效物性下限值,物性大于此值的岩石中都可能发生油气运移聚集。

储集岩石中喉道的分布是有一个范围的,不同的动力条件下运移的油气能够克服具有不同毛细管力的喉道,运移动力越大,可以克服的毛细管力就越大,所对应的喉道的半径就越小。理论上,油气充注能够克服的喉道半径下限是喉道的极端有效半径,即喉道半径等于喉道壁上束缚水的厚度[64]。严格地讲,最小喉道半径还必须考虑运移烃类的分子大小[21]。可以通过以下公式来计算在不同流体压力梯度条件下,储集岩石中有效喉道半径的极小值。

(2)

其中:rlimit为最小油气可充注喉道半径;σ为油气/水表面张力;θ为喉道中油气/水润湿角;ΔPex为预测作用于储集岩石上的最大过剩压力差值;hb为喉道壁上束缚水厚度;rHc为参与运移的油气分子半径。

因此,临界充注压力反映了岩石中存在油气可以克服与之相当的毛细管力后可进入的喉道,但并不对应于该岩石样品的有效喉道下限,后者对应于油气进入并穿过该岩石样品时的动力条件,即突破压力。这时连续的油气在整个岩石样品中构成至少一条完整通路,之后的油气可以沿该通路穿过岩石样品而发生流动。

为说明需要多少有效喉道才能在一孔隙介质中形成相互连通且能穿过介质体的有效通道,设计了一个100×100×100三维网格孔隙介质模型以描述宏观均一但微观非均匀的孔隙介质(见图9A)。模型中网格的结点表示孔隙,其间的连线表示喉道,孔隙和喉道的半径各自服从平均分布。采用侵入逾渗方法模拟油气进入该模型进而在其中运移的过程[65-66]。

实验时,可以通过改变充注压力或孔渗参数值控制有效喉道数与总喉道数的比值(有效喉道占比R)。将有效喉道占比R值从0到1设定若干个区间,对每个R值区间进行100次孔喉半径赋值运移模拟实验,以油气运移路径可以穿过模型次数的百分数为该R值区间内模型中有有效喉道相互连通构成有效通道的概率。图9B中以运移突破概率和有效喉道占比为横纵坐标,展示了模拟分析的结果。当有效喉道占比R小于0.43,模型中不能形成有效通道;R值达到0.44才有可能形成有效通道,但形成的概率很低;随着R值的增加,形成有效通道的概率也增加;当R值达到0.47之后,模型中能够形成有效通道的概率达到1。

由上述分析结果可知，深层储层岩石的有效下限应为：在给定的深层地下流体动力条件下，油气可以通过的有效喉道占比R大于0.47，其中，对应的最小有效喉道的半径rlimit由式(2)所定。

A 孔隙介质三维网格模型；B 逾渗通道形成概率与有效喉道占比的关系图9 油气运移逾渗通道形成概率模拟实验结果Fig.9 Simulation results of forming probability of percolation channel for hydrocarbon migration

2.4 储层中的有效岩石相

当给定充注压力,储层中最小有效喉道半径rlimit值也就确定了。不同岩石相中大于最小有效喉道半径rlimit的有效喉道数目则相差很大,因而储层中不同岩石相共存的条件下,在给定压力梯度条件下哪些岩石相能够允许油气进入并发生突破,取决于各岩石相中半径大于该rlimit值的有效喉道数目是否占优。

因此,可以简略地以不同注入压力条件下有效喉道数占比大于0.45作为达到突破压力的界限,对图6中的实验结果进行分析。当充注压力对应的rlimit值为100 μm时,贫塑性颗粒砂岩中可以发生油气充注,但不能发生运移突破;而在富塑性颗粒砂岩和强钙质胶结砂岩中油气不能注入;当充注压力增加,其对应的rlimit值为1 μm时,贫塑性颗粒砂岩中已实现油气运移突破,而在部分富塑性颗粒砂岩中油气才可以注入,强钙质胶结砂岩样品中油气仍不能注入;充注压力进一步增加,对应的rlimit值达到0.1 μm时,部分富塑性颗粒砂岩中可以油气运移突破,而强钙质胶结砂岩中仍不能突破。

深层储层中不同岩石相共存,富塑性颗粒砂岩和强钙质胶结砂岩致密化作用发生早,在第一期油气运移时已经呈现出致密化状态,而贫塑性颗粒砂岩中物性始终相对较好(见图4)。而油气运聚期断裂裂缝的多期活动、幕式开启构成了有效储集岩石间的连通条件[31],储层砂岩体中不同的岩石相往往同时接触到运移来的油气。这时,压力梯度即便是达到了富塑性颗粒砂岩或者是强钙质胶结砂岩的突破压力,但与之相邻的贫塑性颗粒砂岩中已经形成了优势运移通道,油气仍大概率选择在贫塑性颗粒砂岩中发生油气运移和聚集。

碎屑岩储层内砂岩骨架颗粒往往由不同类型的矿物和岩屑所组成,早期原油的充注将改变其中部分颗粒表面的润湿性,使岩石呈现出混合润湿的状态[67]。实验和观测结果表明[68-70],在岩石混合润湿状态下,油气更易于发生运移,所需充注压力也比较小。图10为利用致密砂岩储层中含油的和不含油的贫塑性颗粒砂岩样品进行的油充注实验结果,表明在含油砂岩样品中,油气充注的突破压力明显的低于不含油砂岩(图10A),而在达到突破压力后前者含油饱和度明显大于后者(图10B)。

图10 致密砂岩储层贫塑性颗粒砂岩润湿性改造对油充注过程的影响Fig.10 Influence of wetting state modification of sandstones poor in plastic particles in tight sandstone reservoirs on oil filling processes

同理,在同为贫塑性颗粒砂岩的含油砂岩和含水砂岩共存的条件下,运移的油气也倾向于优先选择含油砂岩。这也说明了为何在深层储层中那些曾经发生过油充注的贫塑性颗粒砂岩中往往油气多期充注,而其相邻的其他岩石相中却很少发生油气充注的现象。

3 深层储层有效性评价的思路与方法

深层储层结构复杂,非均质性强,规模油气运移成藏的动力学条件难以确定。基于上述对于深层储层不同岩石相物性下限的讨论,笔者认为直接通过岩石物性值来界定深层储层有效性及其下限的难度极大,很不现实。而在实际深层地质条件下,储层中大概率能够形成油气运移通道并提供聚集空间的有效砂岩相的存在、多少以及相互连通关系才是深层储层有效性评价应该关注的内容。

3.1 深层储层评价的思路和评价参数

储层的有效性不仅取决于储层本身的岩石物性特征,还受控于发生油气运移聚集时的流体动力学条件,随盆地演化而动态变化。深层有效储集岩石可定义为在深层流体动力条件下储层中油气可以进入、聚集的岩石,而在深层油气规模运聚发生时包含了有效储集岩石的地层就是深层有效储层。

储层岩石物性测试、油气充注实验以及实际观察结果均表明,在任何埋藏成岩阶段,在任何充注压力条件下,储层中贫塑性颗粒砂岩中有效喉道占全部喉道的比例都远大于其他岩石相。在深层油气运移动力增加的过程中,贫塑性颗粒砂岩总是优先达到运移通道连通条件,而且在不同岩石相相邻共存的条件下,运移的油气优先选择贫塑性颗粒岩石相发生运移,因而贫塑性颗粒砂岩可以认为是深层储层中的有效储集岩石。早期发生过油气的贫塑性颗粒岩砂岩中,部分骨架颗粒表面发生润湿性改造,使得岩石具有憎水性,可明显降低后期油气运移所需的动力,有利于油气的运移和聚集,这部分贫塑性颗粒砂岩可认为是深层储层中的优质储集岩石。

传统的储层研究都是通过对储层岩石学特征和成岩现象进行综合分析和统计,寻找储层物性演化规律,往往将偏离整体规律的现象作为优质储层的标志。实际上具有结构非均质性储层中只有一部分砂岩能够成为有效储集岩石且其间被无效的隔夹层所分隔,多期次幕式断裂裂缝形成和活动时的开启闭合过程使得有效储集岩体之间时断时连,形成封而不死、隔而不断的动态的连通储集体系[16]。传统的对储层有效性及其空间分布的描述方法都遇到了困难,因为储层不同位置获得的观测数据之间往往不能直接统计分析,也不能在空间上进行插值处理。

3.2 深层碎屑岩储层有效性评价方法

本文研究中提出了一种沉积地质学条件约束的单元砂体充填建模方法,建立三维的结构非均质性储层地质模型,用于储层中有效储集砂岩的空间分布及其相互关系的描述和评价。研究中采用了人工智能的思想,构建不同类型的单元砂体模型,组合构成单元砂体模型库;根据对研究区储层沉积特征、成岩过程和油气运移充注的研究认识,在模型库中选择合适单元砂体模型,直接充填建立储层地质模型。

基于前人沉积学认识,根据不同的沉积环境、沉积特征和砂体类型以及其中成岩特征等建立独立的单元砂体模型,其中包括有效储集岩石和其间可能存在的泥岩和致密砂岩所构成的隔夹层。不同沉积条件下相同类型的单元砂岩体具有不同的结构特征,因而构建起不同的单元砂体模型。例如河流相的单元砂体采用5级构型界面确定其范围,对于曲流河以点坝体系作为一个完整的单元,包括点坝砂体、废弃河道以及上覆河漫滩沉积,并可描述点坝砂体内部的侧积体及其间的泥岩或塑性颗粒砂岩夹层。而辫状河砂体则是由5级构型界面所分隔的小型河道内多期心滩交错叠置所构成,包括心滩体之间的富塑性砂岩夹层与上覆河漫滩沉积。图11 给出了由心滩体交错叠置构成辫状河单元砂体的建模过程示意图。

A 不同沉积期心滩砂体分布；B 由心滩体交错叠置构成的辫状河单元砂体模型;C 单元砂体模型剖面上显示的内部次级结构 图11 辫状河单元砂体模型构建过程示意图Fig.11 Schematic diagram of construction process for an element sand body model of braided river

基于储层内有效岩石相所具有的继承性和改造性的认识[51, 71],单元砂体内部的孔渗物性特征根据研究区实际获得,从而确定在不同油气成藏期储层有效性并进行量化表征。

沉积地质学条件约束的单元砂体充填建模方法中按照时序性、事件性和沉积微相约束的砂体叠置模式选择合适的变差函数差值,利用序贯指示算法,实现单元砂体的充填,量化表征不同运聚成藏期储层古物性,建立起储层地质模型。工作流程如下:

1) 综合利用录井、岩心和测井资料,划分单井层序界面,识别单井沉积微相,划分单井单元砂体。

2) 在井震标定基础上,利用地震资料识别层序界面,搭建层序地层格架,获得各地层单元的顶面构造图。

3) 在单井砂体解释、单元砂体识别和井震标定基础上,利用地震资料反演技术获得各层砂地比分布图。

4) 基于单井沉积微相识别结果和井震标定,采用地震资料识别沉积微相。

5) 将各类资料和参数输入储层建模软件平台,搭建三维地质模型构造格架和三维沉积相模型。

6) 基于露头及单井单元砂体的宽度、厚度、长度、宽厚比等几何参数及叠置关系,完善不同沉积微相的单元砂体库,选择适合储层建模单元砂体及单元砂体叠置模式。

7) 基于单井砂岩储层、岩石相识别结果,结合不同沉积微相砂体长、宽、宽厚比等几何参数、砂体叠置模式、不同岩石相空间分布规律,在构造模型、沉积相模型和砂地比的约束下采用单元砂体充填的方法建立三维砂体地质模型。

8) 基于研究区不同层位、不同沉积微相和岩石相孔隙度、渗透率的统计和不同运聚成藏期古物性恢复结果，量化表征储层模型中各岩石相孔隙度、渗透率。

4 应用实例

上述深层储层有效性评价方法在准噶尔盆地腹部莫西庄地区三工河组二段深层储层评价和优质储层预测研究中进行了应用与验证。

莫西庄地区位于准噶尔盆地腹部,主体处在二叠系构造区划的盆1井西凹陷东南部,总体表现为南倾的宽缓斜坡构造背景,局部地区发育低幅度背斜。下侏罗统三工河组二段(J1s2)储层厚度大,主体为辫状河曲流河三角洲前缘亚相砂体,分流河道砂体十分发育,砂体在空间上相互叠置[72-73]。储层内油气发现普遍,油气聚集方式特殊,油、气、水层共存,空间分布复杂。油气主要来源于下二叠统风成组和中二叠统下乌尔禾组暗色泥岩[74]。烃源岩生成的油气通过深大断裂和次级断裂向浅部运移,进入三工河组储层成藏[75]。

4.1 储层地质特征

受沉积构造背景控制,莫西庄三工河组二段下亚段(J1s21)和上亚段(J1s22)砂体特征具有显著的差异性:J1s21为辫状河三角洲前缘沉积,分流河道砂体及河口坝砂体十分发育,纵向上表现为多期河道砂体相叠置,砂体累计厚度60～80 m,特别是下部呈现出泛连通块状厚层砂体特征,向上泥岩含量增加,非均质性增强。J1s22为曲流河三角洲前缘沉积,砂体以孤立或是侧向叠置为特征,剖面上表现为“泥包砂”的岩性组合特征,分流河道砂体分布于J1s22的底部,厚度一般小于15 m,砂体横向连通性较差。

三工河组二段储层主体为长石质岩屑砂岩和岩屑砂岩,成分成熟度较低,岩屑多为浅变质泥岩和火山岩塑性颗粒。储层埋藏深大(4 000～4 500 m),成岩作用强,砂岩物性变化范围大,孔隙度为1.9%～18% 之间(平均值为 8.3%);渗透率为0.01×10-3～78×10-3μm2(平均值为0.92×10-3μm2)。受原始岩矿组成和差异性成岩作用的影响,储层内成岩演化具有显著的差异性(见图2、3),并可据此将砂岩划分为含富塑性颗粒砂岩、强碳酸盐胶结砂岩和贫塑性颗粒砂岩等岩石相类型,富塑性颗粒砂岩和强碳酸盐胶结砂岩在成岩早期致密化,贫塑性颗粒砂岩则在深埋压实过程中发生了多期胶结和溶蚀作用,经历了3期有机无机流体作用交替的过程[55, 76]。

晚白垩世为该储层中第一期原油充注期,对应的古物性恢复的结果为:富塑性颗粒砂岩和钙质强胶结砂岩中低于8%,油气难以注入;贫塑性颗粒砂岩为15%～24%之间,部分岩石中发生了油充注。储层中后期所发生的原油充注均具有继承性,基本限于经历了早期原油充注的砂岩[50]。

4.2 深层储层模型建立

按照储层地质模型方法工作流程,利用岩心、 薄片观察结果和测井资料,研究单井的砂体单元, 确定单元砂体顶面、 底面和砂地比, 结合构造模型、 沉积微相模型和砂地比数据, 在不同沉积微相单元砂体长、 宽、 宽厚比等几何参数和砂体叠置模式的约束下, 在单元砂体模型库中选择合适的单元砂体, 采用砂体充填的建模方法建立了准中莫西庄地区三工河组二段深层储层地质模型(见图12)。

图12A展示了研究区三工河组二段储层的构造形态和储层内充填的砂体在储层顶界和侧边显示的分布状态,其内部砂体分布结构则通过如图12B～D等展示的栅状图和剖面图清楚表现出来。为能分辨清楚三维储层模型内结构和物性细节,图12中模型的纵向比例尺扩大了15倍。图12B给以栅状图的形式给出了储层中砂体叠置的状态及砂体中孔隙度的空间分布。砂体中孔隙度值依据实际资料的统计结果,按照概率分布随机赋值。图中显示出储层不同位置的砂体密度及孔隙度分布的差异和空间变化。为更清楚展示模型的内部细节,图12C、D给出了两个局部放大的剖面,展示了储层在第一期油气成藏期(93 Ma)的孔隙度分布。

4.3 准中莫西庄地区深层有效储层评价

通过对储层的系统研究和分析可以获得各种不同的物性参数来表征储层有效性,但具体选择哪些参数更为适用则取决于对研究区地质条件和储层特征的认识。本次研究优选表征储层储集能力大小的储层有效厚度和储层有效厚度×有效孔隙度等参数对研究区三工河组二段储层进行了评价,并利用早期油运移聚集过程的模拟结果预测了研究区优质储层分布。

A 储层构造形态与叠置砂岩体空间分布图；B 储层现今孔隙度表征栅状图；C、D 局部放大剖面上古孔隙度表征图12 准噶尔盆地腹部三工河组二段储层地质模型Fig.12 Geological model of reservoir bed in the second member of Sangonghe Formation in the hinterland of Junggar Basin

图13A展示了莫西庄地区三工河组二段下亚段有效储层厚度在平面上的分布。图中可以看到,研究区有效储层厚度在平面上变化明显,有效储集岩石之间不完全连续,其延伸的方向往往与沉积物源和河流流向有关。这也说明对于具有结构非均质性的储层而言,由不同位置井中所获得的岩石物性或其他储层质量参数在井之间是不能通过插值以勾绘等值线图的形式描述。

储层中成岩作用的发生和物性变化也具有非均匀性,储集有效厚度并不一定能反映有效储集空间的大小,因此，采用了储层有效厚度×有效孔隙度来评价储层(见图13B)。

通过建立早期油气运聚成藏期间储层古构造、古物性的储层地质模型,考虑通源断裂启闭性,对于早期油气运移聚集过程进行了模拟分析,将获得的结果叠合在储层有效性评价图上,可以获得晚期油气运聚成藏期的优质储层分布评价图(见图13C)。图13C中红色区域为模拟获得的优质储层分布范围,蓝色小圆为勘探失利井,黑色虚线圈出的范围为探明油区。可以看到,目前已发现探明油区均位于优质储层范围,而失利井均在优质储层范围之外。

A 储层有效厚度评价图；B 储层有效厚度×有效孔隙度评价图；C 优质储层分布预测图图13 莫西庄地区三工河组二段下亚层储层评价图Fig.13 Reservoir evaluation chart of the lower part of the Second Submember of Sangonghe Formation in Moxizhuang Area, Zhungar Basin

5 结语

在深层地质条件下,碎屑岩储层的非均质性特征显著、油气水关系复杂、流体动力条件不清,储层有效性的确定和评价都十分困难。

深层碎屑岩储层普遍具有多尺度结构非均质性特征,可划分为4类岩石相,即泥岩、贫塑性颗粒砂岩、富塑性颗粒砂岩和强钙质胶结砂岩。其组合关系和空间分布受沉积构造控制,成岩作用与演化差异较大。富塑性颗粒砂岩和强钙质胶结砂岩多位于低级构型界面附近,浅埋藏阶段即已成岩致密,构成了储层中各个尺度的隔夹层。贫塑性颗粒岩石中各种成岩作用多期发生,并可能伴随多期油气充注。

储层有效性取决于储层埋藏环境条件下，油气运移流动的动力条件及其对应的有效储集岩石的存在与多寡。在盆地深层,碎屑岩储层中贫塑性颗粒砂岩可始终保持油气优先运移和聚集的有效孔喉连通条件,是储层中的有效储集岩石;其中早期发生过原油充注、润湿性转向亲油的贫塑性颗粒砂岩则构成优质储集岩石。

本文提出了深层碎屑储层有效性评价的思路和方法建议；提出了一种可充分反映储层多层次结构非均质性的单元砂体充填建模方法,建立储层地质模型；利用有效储集岩石中获得的物性参数作为评价深层有效性,表征孔渗物性空间分布。方法应用于深层储层有效性评价,结果通过实际勘探认识的检验。

谨以此文祝贺西北大学120周年华诞!