岩石学报  2017, Vol. 33 Issue (4): 1159-1170   PDF    
准噶尔盆地吉木萨尔凹陷芦草沟组湖相云质致密油储层特征与分布规律
宋永1,2, 周路1,3, 郭旭光2, 常秋生2, 王霞田2     
1. 西南石油大学地球科学与技术学院, 成都 610500;
2. 新疆油田公司勘探开发研究院, 克拉玛依 834000;
3. 油气藏地质及开发工程国家重点实验室, 西南石油大学, 成都 610500
摘要: 准噶尔盆地东南缘吉木萨尔凹陷中二叠统芦草沟组新近发现了独特的湖相云质混积岩致密油储层,不同于传统的海/湖相硅质/灰质致密油储层,展示出重要的学科研究意义。本文报道了这类储层的基本特征与分布规律。结果表明,这类储层岩性主要由砂屑白云岩、粉砂质白云岩/白云质粉砂岩和微晶白云岩组成,见少量粉砂岩和凝灰岩;储集空间以次生粒间溶蚀孔隙和部分剩余粒间孔隙为主,微裂缝仅在少数样品中发育。储层含油性与物性呈正相关,据此将储层分为三类:一类储层孔隙度>12%,渗透率>0.1mD;二类储层孔隙度7%~12%,渗透率>0.01mD;三类储层孔隙度以4%~7%,渗透率>0.001mD。前两类是相对优质储层,分布特征表现为南厚北薄,物性南好北差。这种特点受控于沉积相及其物源,南部是主物源区。据此预测了有利储层分布区,其中芦草沟组上甜点段优质储层主要分布在吉32-吉171-吉31井区,下甜点段优质储层主要分布在吉174-吉251-吉36井区。这些认识还可供区域油气勘探参考。
关键词: 云质岩     混积岩     致密油     储层     湖相     芦草沟组     吉木萨尔凹陷     准噶尔盆地    
Characteristics and occurrence of lacustrine dolomitic tight-oil reservoir in the Middle Permian Lucaogou Formation, Jimusaer sag, southeastern Junggar Basin
SONG Yong1,2, ZHOU Lu1,3, GUO XuGuang2, CHANG QiuSheng2, WANG XiaTian2     
1. School of Geosciences and Technology, Southwest Petroleum University, Chengdu 610500, China;
2. Research Institute of Exploration and Development, Xinjiang Oilfield Company, PetroChina, Karamay 834000, China;
3. State Key Laboratory of Oil and Gas Reservoir Geology and Exploitation, Southwest Petroleum University, Chengdu 610500, China
Abstract: The Middle Permian Lucaogou Formation in the Jimusaer sag of the southeastern Junggar Basin is peculiar at developing lacustrine dolomitic and mixed reservoirs, differing from the conventional marine/lacustrine siliclastic/calcium reservoirs. Thus, the study of the Lucaogou reservoir is of scientific significance. Here we conduct a comprehensive study of the reservoir basic characteristics and occurrence regularities. Results show that the reservoir is composed mainly of dolarenite, sandy dolomite/dolomitic siltstone, and micritic dolomite in terms of lithology. A few siltstone and tufa were also observed. The reservoir space is mainly composed of secondary intergranular dissolution pores and some residual intergranular pores. Micro-cracks were developed only in some samples. The oilness of sample has a good correlation with physical property. Based on this correlation, the reservoir can be divided into three ranks. The first rank has porosity and permeability of >12% and >0.1mD, respectively. The second rank is 7%~12% and >0.01mD, respectively. The third rank is 4%~7% and >0.001mD, respectively. Of these three ranks of reservoir, the first two are of relatively good quality. Their occurrence is characterized by thick in the south and thin in the north. The physical property is also better in the south compared with in the north. This is facies controlled and the sedimentary provenance is located in the south. This implies the favorable target areas for exploration. It is in the area along wells J32, J171, and J31 for the upper sweet point. It is in the area along wells J174, J251, and J36 for the lower sweet point. These results can be applied in the practical exploration.
Key words: Dolomitic rocks     Mixed rocks     Tight oil     Reservoir     Lacustrine     Lucaogou Formation     Jimusaer sag     Junggar Basin    
1 引言

全球油气勘探随常规油气资源的不断减少和新理论与新技术的不断发展,非常规油气日益受到重视。其中,致密油是一种重要类型,这是指以吸附或游离状态赋存于生油岩中,或是与生油岩互层、紧邻的致密砂岩、致密碳酸盐岩等储集层中未经过大规模长距离运移聚集的石油 (林森虎等, 2011; 邹才能等, 2012; 贾承造等, 2012a, b; 杨智等, 2015)。中国的致密油资源丰富,先后在鄂尔多斯、渤海湾、松辽、准噶尔等多个盆地发现了储量可观的资源 (Zhao et al., 2014; 匡立春等, 2012; 姚泾利等, 2013; 施立志等, 2015)。其中,准噶尔盆地吉木萨尔凹陷二叠系中统芦草沟组近年来取得了许多重要突破,多口钻井获得工业油流,已成为中国成功勘探开发致密油的典范 (Wu et al., 2016; 匡立春等, 2012; Cao et al., 2016),因此对吉木萨尔芦草沟组致密油的研究是当前的一个热点。

吉木萨尔芦草沟组致密油的一个重要特色是发育了盐湖相环境的云质混积岩储层,区别于已有报道的海/湖相碎屑岩和硅质/灰质混积岩储层 (Myrow and Landing, 1992; Pöppelreiter and Aigner, 2003; Palermo et al., 2008; Harper et al., 2015),展示出重要的学科研究意义。混积岩本身是一类较为特殊的岩石类型,可发育于海陆过渡带、陆棚和斜坡及陆相湖泊中 (Brooks et al., 2003; García-Hidalgo et al., 2007; García-García et al., 2009; Feng et al., 2013),由陆源碎屑与碳酸盐矿物的混合沉积而得名 (Mount, 1984)。目前,世界上大部分报道的混积岩都是海相的,且以硅质-灰质混合为主,而吉木萨尔凹陷芦草沟组发育以碎屑长石、火山物质和白云石混合为特征的湖相云质混积岩,这与世界大部分已报道的混积岩有很大区别,这一区别也很可能从根本上影响储层的特征和演化。因此研究这类储层无论是对当前的混积岩研究,还是对致密油研究,都具有重要意义,是学科的新积累,非常必要。此外,从研究的普适意义上看,中国在古生代和中生代广泛发育陆相湖泊,目前已知的许多地区的湖相储层与研究区芦草沟组有很多相似,例如准噶尔盆地玛湖凹陷的风城组 (匡立春等, 2012; 邹妞妞等, 2015; Tao et al., 2016)、二连盆地阿南凹陷腾格尔组 (张以明等, 2016)、三塘湖盆地的条湖组 (马剑等, 2015) 等,因此本文对芦草沟组的研究具有推广借鉴意义。

然而,芦草沟组当前的工作却还是以烃源岩居多 (向宝力等, 2013; 匡立春等, 2014; 王成云等, 2014; Gao et al., 2016),有关储层的工作比较初步,划分方案争议较大,没有对储层成因和优质分布规律进行科学的分析和预测 (匡立春等, 2013, 2016; 蒋宜勤等, 2015; 葸克来等, 2015),这限制了成藏规律的认识与勘探部署。有鉴于此,本文力图基于典型钻井的岩芯观测、薄片分析、扫描电镜观测、物性测试和地球物理精细反演为基础,明确芦草沟组优质储层特征和分布规律,并在此基础上预测优质储层分布。

2 地质背景

准噶尔盆地位于中国西北部,是中国最大的含油气盆地之一 (Cao et al., 2015; Sun et al., 2016),其东南缘吉木萨尔凹陷面积约1500km2,为呈西深东浅、西断东超的一个箕状凹陷 (方世虎等, 2006, 2007),除东侧为地层超覆线外,其余三面均受断裂控制,北侧为NE-SW方向延伸的老庄湾断裂、青1井南1号断裂和近E-W向延伸的吉木萨尔断裂,西侧为NW-SE方向延伸的西地断裂,南侧为近N-W向延伸的三台断裂和后堡子断裂 (图 1)。这些断裂控制了吉木萨尔凹陷的边界,并随着准噶尔盆地的构造演化活动频繁,影响着整个凹陷的构造格局。

图 1 吉木萨尔凹陷研究区位置和主要钻井分布图 (据Wu et al., 2016修改) (a) 准噶尔盆地位置图;(b) 吉木萨尔凹陷在准噶尔盆地位置图;(c) 吉木萨尔凹陷构造格架和主要钻井位置图 Fig. 1 Location of the studied Jimusaer sag in the Junggar Basin and main wells (modified after Wu et al., 2016) (a) location of the Junggar Basin; (b) location of the Jimusaer sag in the basin; (c) structural framework and location of the main wells in the basin

吉木萨尔凹陷内的沉积地层是在前寒武纪轻变质结晶基底和石炭系火山岩基础上发展起来的。石炭纪之后,准噶尔盆地经历了裂陷-断陷-坳陷-前陆的演化过程 (蔡忠贤等, 2000; 方世虎等, 2007)。二叠纪早期在拉张背景下,准噶尔盆地形成了多个断陷盆地 (蔡忠贤等, 2000; 方世虎等, 2006, 2007),且断陷范围逐渐扩大成为坳陷,准噶尔盆地呈现出隆坳相间的构造格局,吉木萨尔凹陷当时属于准噶尔盆地南部昌吉坳陷的一部分。中二叠世,随着坳陷范围进一步扩大,准噶尔盆地进入沉降期,特别是芦草沟组沉积期,湖盆逐渐扩展到最大,准噶尔盆地大部分区域 (包括今天的吉木萨尔凹陷在内) 广泛沉积了厚层的以暗色泥岩为主的地层 (方世虎等, 2006)。晚二叠世,湖盆逐渐萎缩,吉木萨尔凹陷也在芦草沟组沉积后,经历了短时间的沉积间断并伴有地层的抬升,芦草沟组上部地层遭受剥蚀,二叠纪末期再次接受了梧桐沟组的粗碎屑沉积。

图 2,岩芯观察结果表明,芦草沟组是一套由泥岩、白云岩和粉砂岩等三类岩石组成的沉积序列,简称云质混积岩。宏观上,芦草沟组由上、下两个由粗到细的沉积旋回组成,分别称为芦一段和芦二段,两段内部根据岩性的差异又各自可分为两段,分别为芦一段上段 (P2l11)、芦一段下段 (P2l12) 和芦二段上段 (P2l21)、芦二段下段 (P2l22)。

图 2 研究区芦草沟组地层综合柱状图 (据Wu et al., 2016修改) 以吉174井为例,井位置见图 1 Fig. 2 Generalized stratigraphy of the Lucaogou Formation in the Jimusaer sag, based on well J174 (modified after Wu et al., 2016) Location of Well 174 refers to Fig. 1

下旋回芦一段下段 (P2l12) 厚0~100m,岩性整体较粗,为灰色粉砂岩或白云岩与暗色泥岩呈频繁互层产出,整合覆于井井子沟组中粗粒砂岩或凝灰岩之上,平行层理和斜层理发育,常见古鳕鱼等化石。该段底部泥岩厚度较大,局部还发育有薄层的泥灰岩 (例如J174井,图 2)。向上粉砂岩层逐渐增多增厚,尽管如此,在粉砂岩之间往往都夹有厚度不等的暗色泥岩。相比而言,芦一段上段 (P2l11) 地层厚度0~50m,岩性整体较细,主要由深灰色厚层泥岩和部分粉砂岩夹层组成,水平层理较为发育,表明该段沉积于较为安静的深水还原环境。

上旋回芦二段下段 (P2l22) 地层厚度0~120m,岩性整体偏粗,主要由灰色粉砂岩或白云岩与暗色泥岩形成的韵律层组成,但白云岩的种类多,组成较为复杂。该段下部泥岩层厚度较大,白云岩层主要为夹层,中部白云岩层 (或砂层) 逐渐增多,但单层厚度依然偏薄 (一般不超过0.5m),且岩性复杂多变,上部白云岩层 (或砂层) 减少,逐渐过渡到泥岩段。至芦二段上段 (P2l21),剥蚀严重,使得地层残余厚度多在40m以下 (例如J174井仅见10m左右),岩性整体变细,主要由深灰色泥岩组成,白云岩层 (或砂岩) 很少,与上覆梧桐沟组 (P3wt) 红褐色砂砾岩或泥岩不整合接触。

如上所析,可见芦一段下段 (P2l12) 和芦二段下段 (P2l22) 是芦草沟组致密油主要的含油段,发育累积厚度较大的白云岩或粉砂岩,所以分别称为“下甜点段”和“上甜点段”。而芦一段上段 (P2l11) 和芦二段上段 (P2l21) 主要由泥岩类型组成,在致密油系统中扮演着盖层和/或烃源岩的角色,也有研究认为这两段对致密油的贡献很小 (Cao et al., 2016)。

3 样品与方法

作为准噶尔盆地重要的富烃凹陷,吉木萨尔凹陷内勘探程度较高,已有钻井近百口,其中钻遇芦草沟组的有20余口,新疆油田公司对这些钻井进行了系统的测井解释,部分钻井进行了取芯,特别是J174井,芦草沟组进行了全取芯;同时,还对整个凹陷进行了大量的地震测试,积累了丰富的地震资料,这些都为本次研究奠定了良好的基础。

为确定致密油储层的岩石学特征,采集典型全取芯钻井J174井储层样品160件,在岩芯手标本精细观测的基础上,进行了显微镜下岩石学鉴定,鉴定在南京大学内生金属矿床成矿机制研究国家重点实验室完成,仪器为ZEISSAxio Scope 40,透反射光偏光显微镜,光源100W Hg灯。

为了查明混积岩储集空间特征,除了显微镜下观测外,还进行了场发射扫描电镜观测,选择典型样品30件,实验在南京大学内生金属矿床成矿机制研究国家重点实验室完成,仪器型号为Carl Zeiss Supra 55。

在以上分析的基础上,还应用实测岩芯物性对核磁测井物性进行标定,建立了可以很好反映储层物性特征的核磁测井物性评价方法。

4 储层特征与分类 4.1 储层岩石学特征

芦草沟组岩石类型组成如前所述比较复杂,属于云质混积岩类,具体的显微观测表明,上甜点芦二段储层岩石类型较为复杂,囊括了芦草沟组几乎全部的岩石类型,主要包括粉砂质白云岩、白云质粉砂岩、砂屑白云岩、泥微晶白云岩和少量凝灰岩;相比而言,下甜点芦一段储层岩性相对简单,主要包括粉砂质白云岩、白云质粉砂岩和泥微晶白云岩,具体的储层岩石学特征如下。

4.1.1 砂屑白云岩

砂屑白云岩主要发育于上甜点段 (图 2),由云屑、长石、火山物质以及粘土矿物和石英等自生矿物组成 (图 3a)。云屑是最主要的组成部分,颗粒多较大,粒径多在0.1~0.5mm。云屑主要由泥晶白云石组成,成分较纯,磨圆较好,反映其沉积之前经历了较强的改造作用。长石次之,粒径多0.1~0.2mm。其他矿物含量相对较低,填充于云屑间的孔隙中。

图 3 芦草沟组致密油储层岩石学特征 (以J174井为例) (a) 砂屑白云岩,主要由云屑和少量长石组成,云屑颗粒较粗 (多>0.1mm);(b) 粉砂质白云岩,主要由微晶白云石和长石碎屑组成,粘土矿物和凝灰质等其他组分含量较低;(c) 白云质粉砂岩,主要由碎屑长石、白云石和凝灰质组成,长石和白云石颗粒均细小 (粒径10~30μm);(d) 微晶白云岩,几乎全部由泥晶-微晶白云石组成,其他组分含量很低;(e) 凝灰质粉砂岩,白云石几乎不发育,长石颗粒细小 (粒径10~30μm);(f) 凝灰岩,主要由玻璃质和少量长石斑晶组成.以上照片均为正交偏光 Fig. 3 Photomicrographs showing lithologic characteristics of the Lucaogou reservoir in the Jimusaer sag, based on well J174 (a) dolarenite containing intraclast and some feldspars. The grain size of intraclast is relatively coarse (>0.1mm); (b) sandy dolomite containing microcrystalline dolomites, feldspars and few clay or tuff; (c) dolomitic siltstone containing feldspars, dolomites and tuff. The dolomites and feldspars are both very tiny (10~30μm); (d) dolomicrite almost containing only microcrystalline dolomites and few other components; (e) tuffaceous siltstone containing few dolomites. The feldspars are very tiny (10~30μm); (f) tuff containing glassy components and a few phenocrysts. All above images are cross-polarized light
4.1.2 粉砂质白云岩

粉砂质白云岩在整个芦草沟组广泛发育 (图 2),主要由白云石、长石、凝灰质及粘土矿物等自生矿物组成 (图 3b)。白云石是该类储层的主要组成部分,颗粒非常细小,粒径几微米到几十微米,在偏光显微镜下呈现明显的粒状,但晶形难以分辨。长石是除白云石外另一个主要组分,颗粒大小与白云石相近,含量变化范围较大,与白云石呈现此消彼长的变化规律,随着长石含量的增加,岩石类型则转变为白云质粉砂岩 (图 3c)。

4.1.3 微晶白云岩

微晶白云岩同样在整个芦草沟组广泛发育 (图 2),但总体厚度较薄,组成上较为单一,主要是泥晶-微晶白云石,其他矿物含量相对较低,不超过10%(图 3d)。白云石颗粒也十分细小,特征上与粉砂质白云岩类似。

4.1.4 粉砂岩和凝灰岩

粉砂岩在芦草沟组零星分布,不是主要的储集岩。粉砂岩主要由长石质的陆源碎屑组成,白云石含量很低。长石磨圆度一般,呈次圆状-次棱角状,粒径多<30μm (图 3e)。与粉砂岩相似,凝灰岩也在芦草沟组也是零星分布,主要由玻璃质和少量长石斑晶组成 (图 3f)。

综合上述,可见研究区芦草沟组是一套由陆源碎屑-白云石-凝灰质三个端元组成的混积岩,仅由端元组分构成的储层占比很低,大部分岩石由三者混合而成,特别是白云石含量相对较高,长石也较为发育。相比较而言,凝灰质较为常见,但多不作为主要组分。

4.2 储集空间特征

由于芦草沟组致密油储层大多颗粒细小,偏光显微镜下较难分辨储层的孔隙特征,故本次工作通过对大量储层样品的场发射扫描电镜观测,确定芦草沟组的储集空间,主要包括:剩余原生粒间孔隙、粒间-粒内溶蚀孔隙、晶间孔、有机质孔和微裂缝。

4.2.1 剩余原生粒间孔隙

剩余原生粒间孔隙主要发育于砂屑白云岩中,孔径多较大,可达几十甚至数百微米,虽然许多孔隙中也充填了次生的钠长石、石英等矿物 (图 4a),但依然是有效的储集空间。

图 4 芦草沟组致密油储层储集空间特征 (以J174井为例) (a) 砂屑白云岩中的剩余粒间孔隙,孔径较大 (可达0.1mm),孔隙中充填了部分次生白云石等矿物;(b) 白云质粉砂岩中的粒间溶孔,孔径10~20μm,孔隙中常见自生钠长石;(c) 白云质粉砂岩中的粒间溶孔,孔径5~20μm,孔隙中充填了较多的自生钠长石和伊利石;(d) 微晶白云岩中的晶间孔,典型的“三角孔”,孔隙较为孤立,孔径2~3μm;(e) 白云石的粒内溶孔,发育于粉砂质白云岩,溶孔呈不规则状,孔径纳米级到微米级;(f) 钾长石粒内溶孔,发育于白云质粉砂岩,孔隙呈长条状分布,孔径1~10μm;(g) 微晶白云岩内的有机质孔,孔隙呈椭球状,孔径纳米级到微米级,较为孤立;(h) 层状粉砂质白云岩中发育的高角度微裂缝,裂缝中可见残留的烃类;(i) 微晶白云岩中发育的高角度微裂缝,裂缝已被方解石充填. (a-g) 为FE-SEM照片; (h-i) 为正交偏光 Fig. 4 Reservoir space of the Lucaogou Formation in the Jimusaer sag, based on well J174 (a) residual pores between intraclast within dolarenite. The pores' size is over 0.1mm, filled with diagenetic dolomites; (b) dissolution intergranular pores (10~20μm) within dolomitic siltstone. Authigenic albite is very common; (c) dissolution intergranular pores (5~20μm) within sandy dolomite. Authigenic albite and illite are developed in the pores; (d) typical "triangle", isolated intercrystalline pores formed in dolomicrite with a size ranging from 2 to 3μm; (e) intragranular pores formed inside dolomite within sandy dolomite with a size ranging from nanoscale to micron scale. The pores are irregular by dissolution; (f) intragranular pores formed inside K-feldspar within dolomitic sandstone with a size ranging from 1 to 10μm; (g) ellipsoidal organic pores developed within dolomicrite; (h) high angle fractures developed in the lamellar sandy dolomite, filled with hydrocarbons; (i) high angle fractures developed in dolomicrite, filled with calcite. (a-g) are FE-SEM images; (h-i) are cross-polarized light images
4.2.2 粒间-粒内溶蚀孔隙

显微观测表明,粒间-粒内溶蚀孔隙在芦草沟组广泛发育。其中,粒间溶蚀孔隙大小多在几十微米,虽然不能与砂屑白云岩的剩余粒间孔隙相比,但数量丰富,且发育于各类储集岩之中,是芦草沟组最主要的储集空间类型。这些粒间溶蚀孔隙可能是在原生孔隙的基础上溶蚀扩大的,也可能是溶掉部分矿物颗粒而形成的,往往伴生有许多次生矿物,如自生钠长石和伊利石等 (图 4b, c)。与粒间溶蚀孔隙类似,粒内溶孔也同样非常发育。粒内溶孔可发育于长石颗粒、白云石等组分上,从而形成相应的白云石内溶孔 (图 4e) 和长石内溶孔 (图 4f)。粒内溶孔多孔径细小,一般在几微米大小,且相对孤立,可能对有效储集空间的贡献较为有限。

4.2.3 晶间孔

晶间孔主要发育于泥晶-微晶白云石颗粒之间,是典型的“三角孔”,孔径很小,一般在几个微米,晶间孔之间多孤立 (图 4d),故虽然孔隙分布较为细密,但对有效储集空间贡献可能很小,这类储集岩也不是优质的储层。

4.2.4 有机质孔

鉴于芦草沟组源储一体的特征,许多微晶白云岩甚至具有较高的有机质含量,所以芦草沟组储层中有机质孔也较为常见。有机质孔的形成主要受干酪根的热演化控制,在有机质生烃过程中,有机质体积缩小,烃类流体排出后在有机质内部形成孔隙。芦草沟组有机质孔呈椭圆状发育在有机质内部,孔径较小,属于微-纳米级 (图 4g)。与晶间孔类似,这类孔隙广泛分布,但对有效储集空间贡献相对较小。

4.2.5 微裂缝

对于储层而言,由于油气运移的需要,局部的断裂往往是很重要,对致密油而言更是如此。芦草沟组微裂缝往往是高角度裂缝,许多还可以观察到残留的烃类 (图 4h),也有的已经被方解石等次生矿物充填 (图 4i)。总体而言,芦草沟组微裂缝不是特别发育,仅在少部分岩芯上观察到了裂隙。

4.3 储层分类

在以上查明研究区芦草沟组岩石学与储集空间基本特征的基础上,进一步综合储层的物性和含油性对储层进行了分类,这对指导勘探开发具有重要意义。结果发现二者之间具有很好的正相关性,如图 5,油浸样品孔隙度绝大部分在12%以上,渗透率均在0.1mD以上,部分大于1mD;油斑样品分布范围相对较大,但绝大部分油斑样品 (超过95%) 孔隙度在7%以上,渗透率大于0.01mD,而孔隙度低于4%,渗透率低于0.001mD的几乎没有油迹级显示的样品。据此,将储层划分为三类。一类储层包含了全部的油浸级样品和一部分油斑级样品,孔隙度以12%为界,渗透率以0.1mD为界。二类储层包含了大部分油斑级和油迹级样品,孔隙度以7%为界,渗透率以0.01mD为界。三类储层主要包含部分油迹级和部分荧光级显示样品,孔隙度以4%为界,渗透率以0.001mD为界。

图 5 芦草沟组三类储层的物性与含油性关系 Fig. 5 Correlation of physical property and oiliness for the three types of reservoir in the Lucaogou Formation

对比岩石类型,发现一类储层主要是砂屑白云岩 (图 3a) 和部分粉砂质白云岩。如前所述,砂屑白云岩是以较大颗粒的碎屑物和粗粒的内碎屑为骨架的储集岩,发育大量的原生孔隙或残余粒间孔隙,孔径几十微米到数百微米 (图 4a),孔隙度、渗透率均较高,物性与常规储层类似,是非常优质的储层,但是发育相对局限,仅见于上甜点段。

二类储层主要包含粉砂质白云岩 (图 3b, c) 和白云质及含白云石粉砂岩。这几种储层具有较为相似的组成特征,主要区别在于白云石和长石的含量。这类储层以粉砂级的碎屑物和碳酸盐矿物颗粒为骨架,含有一定量的凝灰质,发育了大量溶蚀孔隙,虽然孔径仅有几微米到几十微米 (图 4b, c),但数量丰富。所以,即使由于孔隙和孔喉半径较小,渗透率偏低,但是孔隙度相对较高,也是较为优质的储层,部分粉砂质白云岩已成为一类储层。有意义的是,这类储层的分布范围较大,是累积厚度最大的储层,所以是勘探和研究的重点。

三类储层主要包含微晶白云岩 (图 3d) 和部分凝灰岩 (图 3f) 等。这几类储层矿物主要由极细的碳酸盐矿物或粘土矿物等组成,虽然发育大量孤立的微米-纳米级孔隙 (图 4d),但孔隙度和渗透率都非常低,是相对较差的储层。

综合上述,可将研究区芦草沟组的储层分为三类,其中一类和二类包含了绝大部分含油储层,是相对优质储层。

5 优质储层分布规律与控制因素 5.1 优质储层分布特征

在以上应用典型全取芯井J174井进行储层细致分析的基础上,为完成全区优质储层分布特征的分析,本次研究基于核磁孔隙反演方法,根据J174井的标定,对凹陷内10口钻井进行了细致评价分析。结果表明,不同井优质储层的累积厚度差距较大,如厚度最大的J32井可以达到32m,而像J33井几乎不发育优质储层 (图 6图 7)。进一步对比分析发现,这种差异分布在平面上具有很强的分区特征。

图 6 芦草沟组SN向优质储层累积厚度变化图 Fig. 6 Variation of gross thickness of the Lucaogou high quality reservoir along S-N direction

图 7 芦草沟组EW向优质储层累积厚度变化图 Fig. 7 Variation of gross thickness of the Lucaogou high quality reservoir along E-W direction

首先,南北向看,凹陷中部和南部储层物性普遍较好,一、二类优质储层厚度大且集中发育,相比而言,凹陷北部储层物性变差。具体而言,在凹陷南部,下甜点段优质储层累积厚度基本都很大,而上甜点段优质储层基本不发育 (如J36井,图 6);在凹陷中部,上、下甜点段优质储层累积厚度都很大,是整个凹陷优质储层最为发育的区域;而向凹陷北部,上下甜点段优质储层累积厚度都下降很快,例如J34井优质储层累积厚度仅有约8.7m,而J33井优质储层几乎不发育。

其次,东西向看,优质储层累积厚度变化比较复杂。具体而言,在凹陷西部,下甜点段优质储层累积厚度较大 (如J36井),但是上甜点累积厚度最小;在凹陷中部,上、下甜点段优质储层累积厚度都比较大;在凹陷东部,上甜点段优质储层累积厚度最大,但是下甜点段优质储层累积厚度最小 (如J31井,图 7)。

综合上述,平面上看,凹陷南部较北部优质储层更为发育;垂向上看,上甜点段优质储层分布较为局限,仅在凹陷中心附近较为发育,而在北部和西南部都不发育;相比而言,下甜点段优质储层分布较为广泛,并以西南部偏厚,东北和东南部偏薄,中部介于二者之间为特征。

5.2 储层分布规律及控制因素

如上所述,优质储层在纵向上和横向上均具有显著的分布规律,因此查明其原因对指导勘探开发具有重要意义。

首先,从纵向上看,优质储层集中发育于芦一段下段和芦二段下段,这反映了沉积环境的控制。芦草沟组四段岩性的差异表明,芦草沟组沉积于较为封闭的咸化湖盆 (Carroll et al., 1992; 匡立春等, 2012; 邵雨等, 2015)。沉积时期受气候、沉积物供给等因素的影响,湖平面变化较大。芦一段上段和芦二段上段沉积期,整个凹陷内湖水深度较大,形成了较厚层的暗色泥岩,而在芦一段下段和芦二段下段沉积时期,湖水相对较浅,陆源碎屑的输入和白云石等碳酸盐矿物的形成使得粉砂岩和白云岩类大量出现,从而形成了致密油储层。但由于湖盆的频繁震荡,深水、浅水不断变化,在芦一段下段和芦二段下段内部又形成了更为频繁的泥岩与白云岩或粉砂岩互层的特征,这种特征为芦草沟组致密油的形成奠定了基础 (Cao et al., 2016)。

其次,从横向上看,同时期凹陷内不同位置储层的厚度有差异,这种差异实际上是沉积相和岩性上的差异。其中,一类储层主要储集空间为原生孔隙或剩余粒间孔隙,岩性较为单一,所以其分布主要受沉积相控制。相比而言,二类储层储集空间以溶蚀孔隙为主,所以,这类储层除了受沉积相控制外,还与可被溶蚀矿物含量密切相关。大量显微观察表明,被溶蚀矿物主要为碎屑长石、凝灰质等 (蒋宜勤等, 2015; Wu et al., 2016),所以物源供给也是影响储层物性的重要因素。而对于三类储层,泥晶-微晶白云岩的物性差也很好的说明了这一点,这类白云岩虽然白云石含量很高,但由于原始孔隙度过低,难以被溶蚀改造,导致最终孔隙度和渗透率都非常低。

综合上述,芦草沟组致密油优质储层累积厚度在平面上的变化应归因于沉积相和沉积物供给的差异。前人通过对沉积构造等的研究认为,下甜点芦一段储层主要为浅湖或三角洲前缘远砂坝或席状砂沉积 (斯春松等, 2013; Qiu et al., 2016)。本次研究认为下甜点段主要还是浅湖沉积 (图 8a),横向分布广泛,但是越靠近物源,沉积物供给相对越充分,泥质等细粒沉积物相对更少,储层物性也较好。吉木萨尔凹陷二叠系芦草沟组碎屑物主要来自周边的古隆起,而优质储层南厚北薄则说明南部物源是主物源,所以受南部物源控制,储层物性呈现南好北差。

图 8 芦草沟组沉积相图 (a) 下甜点段;(b) 上甜点段 Fig. 8 Sedimentary facies of the Lucaogou Formation (a) lower sweet point; (b) upper sweet point

与下甜点段不同的是,上甜点芦二段段储层分布极为局限,这说明沉积相对优质储层分布起到了决定性作用,特别是一类储层,即砂屑云岩的发育指示了滨浅湖滩坝相沉积 (Wu et al., 2016),而上甜点储层不发育的位置则主要为浅湖-半深湖-深湖沉积。所以,受控于沉积相,一类储层仅在凹陷中心附近发育 (图 8b)。

5.3 储层分布预测

储层预测是储层研究的主要目的之一,有效的预测也可以大大提高勘探的效率。事实上,凹陷内多口钻井的优质储层分析已经大致可以推断优质储层的平面分布。本次研究为更准确的预测这一分布规律,通过神经网络算法,将典型钻井的统计数据进行模型化计算,结果表明,上甜点段优质储层主要分布在吉32-吉171-吉31井区,面积459km2,吉171-吉31井区最厚 (图 9a);下甜点段优质储层主要分布在吉174-吉251-吉36井区,面积417km2,吉251井区、吉36以西最厚 (图 9b)。本次研究认为,这些区域是可作为今后勘探的重点目标领域。

图 9 芦草沟组储层分布预测图 (a) 上甜点段;(b) 下甜点段 Fig. 9 Occurrence of favorable reservoir of the Lucaogou Formation (a) upper sweet point; (b) lower sweet point
6 结论

(1) 芦草沟组致密油储层是主要是由白云石、陆源碎屑和凝灰质三个端元混合组成的云质混积岩,主要储集岩为砂屑白云岩、粉砂质白云岩、微晶白云岩和少部分粉砂岩或凝灰岩。

(2) 芦草沟组致密油储层储集空间以次生粒间溶蚀孔隙和少部分剩余原生粒间孔隙为主,粒内溶孔、晶间孔、有机质孔等也较为常见,但对储层贡献有限。微裂缝在局部发育,部分可见残余烃类或被方解石充填。

(3) 芦草沟组云质致密油储层分三类。一类储层主要包括砂屑白云岩和少部分粉砂质白云岩,以剩余原生粒间孔为主要储集空间。二类储层主要包括粉砂质白云岩、白云质粉砂、含白云石粉砂岩等,以溶蚀孔隙为主要储集空间。三类储层主要是微晶白云岩和部分凝灰岩等,储集空间基本不发育。因此前两类为相对优质储层。

(4) 芦草沟组相对优质储层主要分布在凹陷的中部和南部。这种分布特征主要受沉积相控制,沉积相和陆源碎屑的供给控制了储层岩石矿物组成,进而控制了优质储层在纵向和横向上的分布。

(5) 上甜点段优质储层主要分布在吉30-吉32-吉171-吉31井区,下甜点段优质储层主要分布在吉174-吉251-吉-36井区。

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