东濮凹陷砂岩储层成岩作用及其对高压致密气藏的制约

2000年1月SC IEN T I A GEOLO G I CA S I N I CA 35(1):96—1043国家自然科学基金资助项目(49702025)。

李　忠,男,1964年9月生,副研究员,博士后,沉积学专业。

1999-03-23收稿,1999-08-28改回。

东濮凹陷砂岩储层成岩作用及其对高压致密气藏的制约3李　忠(中国科学院地质与地球物理研究所　北京　100029)寿建峰(石油天然气集团公司杭州石油地质研究所　杭州　310023)王生朗(石油化工集团公司中原石油勘探局　濮阳　457001)摘　要　东濮凹陷低渗致密储层的沉积-成岩特征表现为砂层薄、粒度细、沉积非均质性显著;埋藏深度大于3700m ,压实作用、晚期自生伊利石-绿泥石和二氧化硅胶结作用强。

储层具有小孔极细喉孔隙结构,表面积大,渗透率对围压的敏感性强,地下真实孔隙度和渗透率分别介于10%—<5%、011×10-3—<01001×10-3Λm 2。

研究认为,东濮凹陷致密砂岩气藏大多产出于盆地次级深洼陷中,具有高压水溶气的成因机制,这是由储层的低渗性、较高的毛细管准数、高束缚水饱和度和高温-高压以及充足-近源的天然气供给等条件所决定的。

关键词　东濮凹陷　砂岩储层　高压致密气藏　沉积-成岩作用1　引言低渗致密储层或称致密储层一般是指基质渗透率低于011×10-3Λm 2的储层。

以往研究表明这类储层含有致密天然气,其储量巨大(Sp encer ,1989;关德师等,1995)。

但长期以来,由于开采工艺和地球物理探测(包括测井)技术的困难,这一领域的勘探和开发进展缓慢,在我国多数油区甚至尚未将致密储层作为勘探目标,相关油气地质研究有待深入。

东濮凹陷位于渤海湾油气区南缘,临清坳陷东南部,是一个新生代含油气裂陷盆地。

东濮凹陷油气储层厚度薄、横向变化大(赵澄林等,1988;孙永传等,1996),是制约该区油气勘探与开发的主要因素。

随着东濮凹陷油气勘探开发进入中后期,勘探深度愈来愈大,致密储层所占比例迅速扩大,因此认识低渗致密储层的控制因素,查明相关致密气藏的成因,已成为该区油气勘探开发二次创业的重要基础问题。

2　东濮凹陷致密砂岩储层——现象与问题以往勘探开发资料的统计认为,东濮凹陷常规工艺开采的油气储层孔隙度下限为12%,渗透性下限为1×10-3Λm 2,据此将东濮凹陷的储层分为常规储层和低渗致密储层,但这一分界标准是在干燥、无围压状态下的测定值。

低渗致密储层一般只能储集天然气,其储集空间以小孔极细喉孔隙结构为特征。

东濮凹陷低渗致密储层渗透性上限较高,主要岩石类型有碳酸盐胶结粉砂岩、硬石膏质细砂岩、泥晶白云质粉砂岩和硅质胶结细砂岩。

下第三系是东濮凹陷的主要含油气层位,以灰-深灰色碎屑岩夹膏-盐岩为特征,厚度4000—6000m 。

储层类型的分布特征表现为:①在深度上,小于3700m 为中、高渗常规储层分布区,大于3700m 基本上为低渗致密储层;②在层位上,沙一、二段(E s 1、E s 2)以中、高渗储层为主;沙三段3—4亚段(E s 3+43)为低渗致密储层,局部地区为中渗储层;沙四段(E s 4)基本上为致密储层;③在平面上,沙河街组同层位储层分布一般具有中央隆起带略好于西部斜坡带及兰聊断裂带,而西部洼陷带好于东部洼陷带,凹陷北部好于南部的特征。

已知低渗致密砂岩气藏一般分布在盆地次级洼陷中,或洼陷向正向构造过渡的斜坡带上,与高压和 或异常高压密切关联(图1),因此本文又将这类气藏称为高压致密(砂岩)气藏。

这类砂岩气藏基本属于岩性或与鼻状隆起和断裂构造有关的岩性、成岩圈闭,封盖层往往为膏-盐层或厚层泥岩。

图1　东濮凹陷地层-构造格架与高压致密砂岩气藏分布11异常高压带顶界;21致密砂岩埋深上限;31已知高压致密气藏;41断层;51剥蚀边界;61深洼陷F ig 11　The stratigraphic -structure fram ewo rk and distributi on of high -p ressure andtight sandstone gas poo ls in the Dongpu dep ressi on尽管东濮凹陷低渗致密砂岩在空间分布上存在一个大致的范围,但高压致密气藏的79　1期李　忠等:东濮凹陷砂岩储层成岩作用及其对高压致密气藏的制约分布却较为复杂,特别是与之相关的深部储层分布与保存机制、高温高压条件与天然气储集等问题尚未得到充分认识(许化政,1991;关德师等,1995)。

由于高压致密气藏与砂岩(可能还包括部分泥岩)储层的岩相和岩石物性关系密切,因此对这类气藏的勘探必须基于深入的储层演变及其沉积-成岩作用特征研究。

3　沉积环境与沉积物特征东濮凹陷是一个伸展性盆地,经历了早第三纪裂谷阶段和晚第三纪后裂谷阶段(李忠等,1994)。

其中裂谷阶段依次充填了孔店组(Ek)、沙河街组四段(E s4)、沙河街组三段(E s3)、沙河街组二段(E s2)、沙河街组一段(E s1)和东营组(E s d),存在着两次较为明显的水进-水退沉积旋回。

E s3是湖盆发育的全盛期,各种沉积作用异常活跃,是油气源岩和有利储集体形成的主要阶段。

本区埋藏深度大于3500m的地层主要为沙三段和沙四段。

从沉积环境分析,沙三段为水体较深的盐湖体系,膏-盐层发育于湖盆中心区域;沙四段为冲积体系。

砂体骨架沉积环境分析表明(孙永传等,1996),沙三段以湖底扇、三角洲及轴向重力流沉积为主;沙四段以辫状河-洪泛平原沉积为特征,砂体厚度小、横向变化大、粒度细。

综观东濮凹陷沙河街组三段和四段沉积物,无论在湖盆中央或盆地边缘都以细粒砂岩为主。

对砂层组的统计表明,沙河街组含砂率多小于40%,单砂层厚度薄(多为016—215m),分层系数大,全区大于10m的单砂层很少见,总体以砂泥型和厚泥型层序为主。

岩性以粉砂岩、细砂岩为主,尤其以粒径0104—0125mm最为常见,构成了本区油气储层的主体,仅在濒临边缘大断裂附近有少量的含砾砂岩和砾岩层。

究其原因在于凹陷周围物源区均为古生代、中生代的沉积岩系,以砂泥岩和碳酸盐岩为主,前者经剥蚀-再搬运变得更细,后者易风化-溶蚀并使得盆地中同生水介质的Ca2+、M g2+等离子浓度增高、碱性较强,直接为砂岩的碳酸盐胶结作用和自生伊利石提供了物质基础及环境条件。

砂岩以长石砂岩和长石岩屑砂岩为主,少见岩屑砂岩,成分成熟度指数介于1160—2160之间(表1);分选性中等,圆度次圆-次棱,E s33+4、E s4砂岩杂基含量分别介于5%—10%和8%—12%,总体显示了中等-较高的成分成熟度和中等-较低的结构成熟度。

表1　东濮凹陷沙河街组三段砂岩成分、结构特征统计Table1　C lastic component and texture in the E s2and E s3of Shahejie Fo r m ati on,Dongpu D ep ressi on地　区成分成熟度分选系数粒度(mm)结构成熟度砂岩类型西部洼陷卫城118311520102—01304105长石岩屑砂岩胡状集119911790105—01643142岩屑长石砂岩中央隆起濮城211611380102—01024189长石砂岩文留215611330101—01256181长石砂岩东部洼陷前梨园216411580101—01253118岩屑长石砂岩白庙116521040101—01602157岩屑长石砂岩南部桥口213111640102—01255101岩屑长石砂岩马厂116311510102—01204199岩屑长石砂岩 注:成分成熟度=石英 (长石+岩屑);结构成熟度=碎屑含量 (杂基含量×分选系数);分选系数据T rask公式(引自刘宝君,1980)计算。

89地　质　科　学2000年砂层薄、粒度细、同生孔隙水盐度较大,这是本区低渗致密砂岩的基本沉积相特征,也是其成岩演化的重要控制因素。

4　成岩作用特征411　粒间压实作用统计表明,粒间压实作用将对东濮凹陷E s 33+4、E s 4粉-细粒砂岩的孔隙演变,尤其是渗透率,产生较大影响。

在凹陷北部地区,砂岩储层物性在2000m 深度以上变化显著,一般孔隙度降低约30%—50%,而渗透率则递减80%以上(图2-a ),其中粒间压实作用在该深度段是物性变化的主导因素。

在深部埋藏阶段,本区粉-细粒砂岩较高的成分成熟度对孔隙压缩具有一定的抑制作用,而较低的结构成熟度则成为渗透性保存的不利因素之一。

尽管粒度对砂岩孔隙度压实曲线影响不大(P ittm an et al 1,1991),但对孔渗比有明显控制,细-粉粒砂岩渗透率随净围压增加而显著减小。

地下埋藏状态下岩石净围压或净封闭压力对碎屑岩孔渗性的影响,这是以往常规试验条件所不能评价的。

若以2680kg m3计本区岩柱的平均密度,根据探井实测流体压力,求得东濮凹陷北部地区的岩石净围压(岩柱压力与实测孔隙流体压力之差)变化区间,如对低渗致密砂岩储层发育段:埋藏深度3700—3900m ,岩石净围压52—58M Pa ;埋藏深度3900—4500m ,岩石净围压51—60M Pa ;这种围压的影响表现为:①对东濮凹陷细-粉粒砂岩所进行的实验结果表明,渗透率的递减幅度远大于孔隙度,净围压增加,孔隙度减少量一般不超过20%,且孔隙度愈高,其减少量愈小(图2-b );②渗透率小于1×10-3Λm 2时,渗透率随净围压增加而显著减小,可减至无净围压状态下的10%—5%(图2-c )。

因此,前述划分常规储层和低渗致密储层的孔渗分界标准(在干燥、无围压状态下测定)偏高。

412　碳酸盐、膏盐胶结作用高盐度和碱性沉积环境及其继承性封闭成岩环境的发育,是导致本区早期碳酸盐胶结作用较强的基本原因。

沙河街组碎屑岩中碳酸盐胶结物时空分布广,一般含量均在10%以上,最大可达30%。

强烈的早期碳酸盐胶结一方面堵塞了原生孔隙,但另一方面也抑制了颗粒间的压实。

此外,由于盐湖盆地中单砂层厚度小,砂泥频繁互层,因此“顶钙”和“底钙”胶结发育,并成为成岩早期的主要胶结形式和碳酸盐封隔层的成因之一(孙永传等,1996;朱家祥等,1995)。

此外,石膏、石盐和方沸石等自生矿物在局部层位的发育,同时也促进了低渗致密砂岩储层的形成。

413　伊利石、绿泥石、硅质增生-胶结作用特别要指出的是,伊利石、硅质增生-胶结作用对低孔渗储层的成岩演化具有特殊影响。

E s 33+4和E s 4砂岩多已演化至成岩中-晚期,据粉晶X 衍射分析,砂岩粒间粘土矿物中比表面积大的自生伊利石、绿泥石较为发育(表2)。