川中地區(qū)中、下侏羅統(tǒng)油氣儲層類型及成因分析

川中地區(qū)中、下侏羅統(tǒng)油氣儲層類型及成因分析

隨著技術(shù)進步和勘探實踐的發(fā)展，人們對有效油氣藏的認識發(fā)生了變化。美國的頁巖氣開發(fā)取得成功,大大改變了世界的天然氣生產(chǎn)格局,隨著頁巖氣的鉆探開發(fā)技術(shù)進入中國,四川盆地志留系龍馬溪組、寒武系筇竹寺組等傳統(tǒng)意義上的非產(chǎn)層現(xiàn)在也逐漸進入了有關(guān)石油公司的視野?；诖?對于四川盆地川中(龍崗)地區(qū)侏羅系的儲層類型,此前普遍認為沙一段(下沙溪廟組)是裂縫—孔隙型,大安寨段則是裂縫型儲層。所有井眼的數(shù)據(jù)和現(xiàn)象都支持上述結(jié)論,并且得到了鉆探和鉆井取心物性分析數(shù)據(jù)的證實。但是在向井眼之外繼續(xù)延伸的時候,包括長期的生產(chǎn)動態(tài)資料則顯示出不同的結(jié)論:許多證據(jù)均表明,大安寨段油氣藏介殼灰?guī)r的儲層表現(xiàn)出孔隙—裂縫型的儲層類型特征。但是,石灰?guī)r的孔隙度極低,不足以支持這種新認識。極低孔隙度的介殼灰?guī)r中發(fā)育的裂縫主要充當(dāng)滲流通道,其主要作用是使得油氣自噴產(chǎn)出,儲集油氣的空間主要為石灰?guī)r周圍的頁巖中的孔隙空間中的游離原油。因此,當(dāng)具有頁巖油氣開采技術(shù)時,納米級的孔隙空間也就成為了有效的孔隙,那么傳統(tǒng)的儲集層孔隙度下限值就不能作為衡量是否為儲層的標(biāo)準(zhǔn)了。筆者認為,上述孔隙應(yīng)當(dāng)是石灰?guī)r周圍的圍巖——頁巖的貢獻;大量的油氣可能來自于頁巖中。因此,可以將頁巖油氣的開采思路和技術(shù)應(yīng)用在該區(qū)侏羅系油氣藏的勘探開發(fā)實踐中。1致密油的概念頁巖油氣藏的概念引入中國后,進一步劃分為頁巖氣(賦存于烴源巖)、致密氣和致密油(賦存于非烴源巖)等類型。根據(jù)林森虎等的介紹,致密油是指以吸附或游離狀態(tài)賦存于富有機質(zhì)且滲透率極低的暗色頁巖、泥質(zhì)粉砂巖和砂巖夾層系統(tǒng)中的自生自儲、連續(xù)分布的石油聚集。頁巖生成的油氣除部分排出并運移至砂巖或碳酸鹽巖等滲透性巖石中形成常規(guī)油氣藏外,大量(超過總生烴量的50%)在“原地”滯留,以游離烴和吸附烴的形式賦存于納米級孔隙或微裂縫中,有可能形成可供商業(yè)開采的致密油(氣)。1.1油氣井地層和油氣作為鉆孔采礦的石油行業(yè),對于鉆進過程中的油氣顯示,必須引起足夠的重視。在鉆井過程中出現(xiàn)高級別的油氣顯示,測試部門通常會將其鄰近的石灰?guī)r或砂巖層段一起射孔打開,如龍崗9井在沙一段底部有油氣顯示,測試時將其和之上的70多米砂巖層段一起射開試油,產(chǎn)出的油氣流可以理解為二者共同產(chǎn)出。在龍崗地區(qū)川龍63井涼上段井深2831.4～2866.0m的黑色頁巖、細砂巖層段中發(fā)生強烈井噴、井涌,噴高達17m,見綠色原油,大一三亞段,井深3065.5～3112.0m介殼灰?guī)r、黑色頁巖層段中發(fā)生油氣浸、井涌,見褐黑色原油;在川65井涼上段井深3195.6～3204.8m的細中粒砂巖、黑色頁巖鉆進中發(fā)生嚴(yán)重氣浸、井噴;在川66井井深2837.8～2953.8m涼上段細粒砂巖、黑色頁巖中發(fā)生油氣浸、井涌,噴高為2m;在川67井涼上段、大一三亞段、大三段的黑色頁巖、介屑黑色頁巖中發(fā)生油氣浸、間歇井涌,槽面見油花;在川68井涼上段、大一三亞段黑色頁巖、中砂巖、介屑灰?guī)r中發(fā)生油氣浸,并溢出原油15L;川71井在涼高山組和大安寨段的包括黑色頁巖的地層中共撈出10多噸原油。龍崗地區(qū)新鉆井中,龍崗9井大安寨段大一下部的油氣顯示井段厚度為4m,其中頁巖厚度占80%,介殼灰?guī)r占20%,隨后與大一段頂部3m多厚的介殼灰?guī)r合試,獲日產(chǎn)十多立方米的原油。龍崗2、龍崗6、龍崗26等井在黑色頁巖中也有氣測異常的顯示。最近的龍淺2井在頁巖段也有良好的油氣顯示,并且單層測試獲得工業(yè)氣流。從表1中的統(tǒng)計結(jié)果中可以看出,泥頁巖中的油氣顯示占了總的油氣顯示的1/3。而龍崗地區(qū)和雙河構(gòu)造已有泥頁巖、介殼灰?guī)r互層的工業(yè)油氣井。大安寨段油氣藏的產(chǎn)氣量和儲層的厚度不一定呈正相關(guān)比例。龍崗9井的大安寨段解釋儲層厚度為5.0m,測試日產(chǎn)油量為80m3;而龍崗102X井,測井解釋儲層厚度為5.8m,測試日產(chǎn)油量為0.1m3。在龍崗侏羅系測井攻關(guān)項目研究中,得出沙一段底部產(chǎn)油層的含油飽和度受涼高山組的烴源巖厚度控制。烴源巖厚度越大,含油飽和度越高。出油井都分布在烴源巖厚度在30m以上的區(qū)域;而厚度小于20m的區(qū)域,含油飽和度都小于60%,油層飽和度不高。表明龍崗地區(qū)的烴源橫向運移極短,基本處于原地生油,就地儲集成藏?？碧綄嵺`表明,中國石油天然氣集團公司礦權(quán)區(qū)塊的老井、新井均有工業(yè)油氣流產(chǎn)出。既然在常規(guī)的鉆井中能夠獲得工業(yè)油氣井,那么,我們?yōu)槭裁礇]有理由相信在水平井、叢式井的鉆探中能夠獲得更多工業(yè)油氣井呢?中國石化勘探南方公司在四川盆地元壩區(qū)塊自流井組獲得高產(chǎn)油氣井即可作為證明——據(jù)郭彤樓介紹,元壩區(qū)塊“根據(jù)頁巖氣思路進行勘探的”“3口自流井組工業(yè)氣井油氣顯示主要集中于泥頁巖或泥頁巖與砂巖、石灰?guī)r界面,測試層段泥頁巖占地層厚度比例分別為61.3%、60%、31.6%,說明測試層段泥頁巖中富含天然氣”。對于該區(qū)中、下侏羅統(tǒng)和須家河組須三段、須五段等泥頁巖中的頻繁的油氣顯示,此前由于工藝等技術(shù)原因沒能引起足夠的重視,頁巖氣開采技術(shù)的引進,使得我們今后可以對于這類頁巖中的油氣顯示做更多的研究和現(xiàn)場測試等工作。1.2儲層儲層精細度的確定根據(jù)目前已取心鉆井的物性測試,表明大安寨段主要產(chǎn)層段的石灰?guī)r孔隙度極低,大多小于1%,顯示出非儲集層的特征,油氣產(chǎn)出主要是純石灰?guī)r的裂縫起作用。而有測試顯示,泥質(zhì)含量越高孔隙度反而越高,石灰?guī)r越純則孔隙度反而越低,純介殼灰?guī)r孔隙度平均小于1%(表2)。根據(jù)對中國石油西南油氣田公司川中油氣礦測試的秋林1井大安寨段石灰?guī)r壓汞資料的分析,石灰?guī)r基本不具備儲集空間;中國石油西南油氣田公司勘探開發(fā)研究院所作的龍崗地區(qū)大安寨段灰?guī)r的核磁T2譜特征分析結(jié)果,同樣表明其孔隙度極小,而儀2井大安寨段石灰?guī)r孔隙度高,含基質(zhì)可動流體,但卻沒有工業(yè)氣流產(chǎn)出(圖1)。薄片觀察結(jié)果也表明,大安寨段石灰?guī)r、泥晶灰?guī)r以裂縫為主(圖2-a、b、c、d)。舉一個較為典型的實例來說明一個問題:金3X井大安寨段大一層段,井涌顯示層段為含泥質(zhì)介殼灰?guī)r,泥質(zhì)含量較大,加上灰質(zhì)條帶,總厚2.3m,累計產(chǎn)油2.9937×104t,按孔隙度0.93%、裂縫孔隙度0.15%來計算,合計孔隙度為1.08%,含油飽和度60%,原油密度為0.7g/m3,采收率6%來計算,含油面積應(yīng)為47.8km2,補給半徑為3.9km。按照常規(guī)油氣藏的概念,所有的孔隙都完全是儲集層是不可能的,因而按照常規(guī)油氣藏石灰?guī)r的孔隙度下限值為2%,假設(shè)厚度為2.3m的介殼灰?guī)r層中有厚0.5m、孔隙度為2.0%的孔隙層段,其余的為非儲層段,那么供給油氣的面積需220km2,補給半徑則需要8.37km。理論上,若要裂縫型的介殼灰?guī)r在方圓16km(直徑)范圍內(nèi)呈均勻分布是不符合裂縫型介殼灰?guī)r的非均質(zhì)分布特征的;實際上,這也和目前的鉆探現(xiàn)實不相吻合。另一個例子是西28井大安寨段油藏:累計產(chǎn)油量為1.834683×104t,實測孔隙度為0.43%～2.62%,射孔段為介殼灰?guī)r層段,仍然按假設(shè)含油飽和度為60%、密度為0.7g/m3、采收率為6%計算,假設(shè)全部為有效孔隙度,含油面積應(yīng)為3.4km2,補給半徑為1.04km;如果有效孔隙度下限設(shè)為1.0%,平均孔隙度可以達到1.43%,但是儲層厚度僅有5.09m,其他參數(shù)不變,則含油面積應(yīng)為10km2,補給半徑為1.78km。因此,筆者認為后期更多的油氣補給是圍巖(頁巖)中油氣的貢獻,這樣的解釋應(yīng)該更為合理。川中地區(qū)中、下侏羅統(tǒng)的油氣藏的儲層毫無疑問是非常規(guī)儲層,尤其是和國內(nèi)的鄂爾多斯盆地延長組油氣藏相比,儲層孔隙度極低,此前計算的公山廟構(gòu)造沙溪廟組油氣藏的砂巖儲層孔隙度下限定為3%,而大安寨段油氣藏產(chǎn)層段的介殼灰?guī)r更為致密,孔隙度往往小于2%,因此定為裂縫型油氣藏是合乎情理的。然而,與國外的頁巖油氣藏(致密油藏)相比,后者目前致密儲層的孔隙度也在6%左右或更高。然而事實上,到目前為止,國內(nèi)外的相關(guān)數(shù)據(jù)是不能進行這種簡單比較的——因為美國的致密油藏的儲層孔隙度是納米級的孔隙,包括礦物顆粒之間的無機孔隙和干酪根內(nèi)部的有機孔隙,而國內(nèi)的儲層的孔隙,完全是常規(guī)意義上的孔隙度,也就是說是毫米級,甚至微米級的孔隙空間也難以測出,而在侏羅系儲層中到底有多少納米級至微米級的無機和有機孔隙,目前沒有一個可靠的數(shù)據(jù)(國內(nèi)還沒有這種設(shè)備)。因此這是需要澄清的一個問題。涼高山組的粉—細砂巖與美國致密油層中巴肯的MB1～5層有許多相類似的地方:砂巖顆粒極細,主要為粉砂巖夾細砂巖,儲層孔隙度極低(導(dǎo)致涼高山組有好的生油層,但僅僅表現(xiàn)為占中、下侏羅統(tǒng)1/3的油氣顯示而產(chǎn)油井極少的不相稱的生產(chǎn)格局),上下均有較好的生油層段分布,因此,在厚度分布較為穩(wěn)定的地區(qū),可以考慮實施頁巖油氣的開采實驗。而EagleFord組的有機碳含量介于1%～7%,其儲集巖中石英含量為20%左右、碳酸鹽巖含量為67%左右、總泥質(zhì)含量為7.5%、總孔隙度介于3.4%～14.6%。其巖石成分和大安寨段的石灰?guī)r相類似。致密砂巖油氣儲層中納米級孔隙以顆粒內(nèi)孔、自生礦物晶間孔及微裂縫為主,喉道呈席狀、彎曲片狀,孔隙直徑范圍介于10～1000nm,主體為300～900nm。在龍崗地區(qū)西北的元壩地區(qū),自流井組的“7口井大安寨段—馬鞍山段泥頁巖的巖心樣品分析孔隙度為0.78%～3.67%,平均2.5%,滲透率為0.005～0.918mD,平均為0.09mD”?！拔⒖紫兜目讖皆?2×4)～(20×100)μm之間,面孔率平均在5%～13%,具有較好的儲集空間。微裂縫發(fā)育,裂縫寬度為1～5μm,有利于天然氣儲集和壓裂改造。”1.3儲集、滲流通道與儲層巖石層段的壓力恢復(fù)關(guān)系大安寨段油氣藏壓力恢復(fù)曲線(圖3)表現(xiàn)出裂縫—孔隙型特征,裂縫儲集和基質(zhì)補給能力小。如前所述,作為產(chǎn)層的石灰?guī)r層段孔隙度極低,難以成為雙重介質(zhì)中的孔隙儲集、滲流通道的一種,而從表2也可看出,隨著泥質(zhì)增加,石灰?guī)r的孔隙度反而有增大的趨勢,因此,筆者認為極有可能是在泥頁巖中存在著這種孔隙特征的介質(zhì),在向井筒源源不斷地供應(yīng)著油氣,從而形成這種雙重介質(zhì)的壓力恢復(fù)曲線特征。1.4井筒開井和井筒、大井開井的壓力和速度裂縫型油氣藏的生產(chǎn)特點是初始產(chǎn)量高、壓力下降快、能量衰減快、生產(chǎn)時間短。從柳X井的采油曲線來觀察,和許多川中地區(qū)其他構(gòu)造侏羅系的采油生產(chǎn)曲線特征相似——初始表現(xiàn)出裂縫型油氣藏的特點:初始產(chǎn)量高、持續(xù)時間短、壓力下降快、連續(xù)生產(chǎn)時間短(該井在2001年之前沒有生產(chǎn)時率的紀(jì)錄,在有記錄的2001年1月—2010年4月整個生產(chǎn)過程中,生產(chǎn)時率介于2%～12%,平均時率為6.1%。有些更低者可在2%左右,普遍小于20%);但是后期隨著時間的推移(2004年以后生產(chǎn)時率在3%以下),這時生產(chǎn)壓力會在較低壓力處恢復(fù)穩(wěn)定(圖4),總的生產(chǎn)時間長(有些井間歇性產(chǎn)油可達數(shù)十年,如柳X井:1976—2010年,柳X井大安寨段油氣藏最終累計產(chǎn)原油達數(shù)萬噸)。也就是說,在實際生產(chǎn)中,每個月中開井產(chǎn)油時間只在一天(生產(chǎn)時率3%),然后接下來的29天中都是處于關(guān)井、恢復(fù)壓力,顯然這是一種產(chǎn)自裂縫型油藏的油氣,在幾十個小時既已自噴完畢,接下來的一個月中的絕大多數(shù)時間是頁巖的孔隙、微裂縫中的游離油氣,通過地層壓力向井筒附近(由于開采油氣導(dǎo)致壓力下降,類似于頁巖氣當(dāng)中的解吸作用)的區(qū)域進行短距離運移、富集的過程?？梢韵嘈?在石灰?guī)r產(chǎn)層段附近,仍然存在大量的頁巖中的游離油氣和吸附油氣,有待于我們應(yīng)用頁巖油氣的生產(chǎn)技術(shù)進行開采?？傊?龍崗地區(qū)侏羅系油氣藏的種種跡象表明,在井筒中表現(xiàn)的是石灰?guī)r裂縫型油氣藏的特征,而越是遠離井筒、越是遠離初始的開采時間,越表現(xiàn)出一種孔隙補充的特點。因此可以在某種程度上認為,這是一種裂縫—孔隙型油氣藏。但是,和傳統(tǒng)定義的裂縫—孔隙型油氣藏不同的是,這種油氣藏的孔隙和裂縫不是賦存于一種常規(guī)的石灰?guī)r或砂巖巖性中的,而是由石灰?guī)r周圍的頁巖所提供的,石灰?guī)r層具有發(fā)育良好的天然裂縫,也是水力壓裂的天然支撐劑。這種儲層組合非常有利于頁巖油氣開采技術(shù)的實施。2下侏羅統(tǒng)頁巖地層格架及其地質(zhì)可行性除了上述從儲層空間、動態(tài)資料證明川中地區(qū)中、下侏羅統(tǒng)存在頁巖油氣藏以外,以下簡要敘述在川中地區(qū)中、下侏羅統(tǒng)頁巖層段中的其他與頁巖油氣藏開采有關(guān)的地質(zhì)特征,以期說明其實施頁巖油氣藏開采技術(shù)的地質(zhì)可行性。2.1石灰層的巖石結(jié)構(gòu)川中地區(qū)中、下侏羅統(tǒng)油氣藏按照目前常規(guī)的生產(chǎn)工藝和采油方式所采出的油氣主要是石灰?guī)r裂縫中和圍巖—頁巖中的游離油氣(此前已經(jīng)部分應(yīng)用酸化、加沙壓裂等工藝措施,以及水平井的實踐),石灰?guī)r層具有發(fā)育程度良好的天然裂縫。同樣在黑色頁巖中也不是非常純的黏土質(zhì)礦物,均含有一定比例的石英顆粒及鈣質(zhì)。根據(jù)薄片鑒定成果,大安寨段的頁巖有幾種類型:①純的頁巖,黏土礦物占到80%～90%的含量;②普遍含有8%的石英顆粒,部分含有3%～5%的內(nèi)碎屑;③粉砂質(zhì)泥頁巖,含有更高的脆性顆粒(20%左右)。這些顆?？梢猿蔀樗毫训牧己玫闹蝿?。2.2不同厚度的有機碳含量川中地區(qū)大安寨段中下部的黑色泥頁巖TOC介于0.9%～1.3%,成熟度處于生油高峰,目前的生產(chǎn)也證明有機質(zhì)和演化程度是有利的。而這一套黑色頁巖和介殼灰?guī)r的厚度分布也是比較穩(wěn)定的。而位于龍崗地區(qū)西北邊的元壩地區(qū)自流井組東岳廟段—大安寨段泥頁巖的有機碳含量最小值為0.2%,最大值為23.9%,平均有機碳含量為1.7%,有機碳含量大于1%的厚度比例為57%。其中東岳廟段的有機碳含量最小值為0.2%,最大值為9.95%,平均有機碳含量為1.92%;馬鞍山段的有機碳含量最小值為0.22%,最大值為15.64%,平均有機碳含量為2.01%;大安寨段的有機碳含量最小值為0.2%,最大值為2.24%,平均有機碳含量為1.02%。2.3致密油的密度我們知道頁巖氣能從致密的頁巖中的納米級空隙中產(chǎn)出,一個重要的因素是天然氣的分子極小,更容易從微細孔喉中滲流;同樣,致密油的原油也需要較小的分子量,才能從致密的納米級孔喉中析出并產(chǎn)出。根據(jù)國外石油公司介紹中巴肯的原油相對密度在0.82左右;川中的原油據(jù)眾多的相對密度數(shù)據(jù)為0.7078～0.8750,平均為0.8082,顯然具有可對比性。2.4與頁巖油氣藏比較據(jù)郭彤樓介紹元壩區(qū)塊的自流井組4塊泥巖樣品進行了等溫吸附實驗,“在溫度30℃條件下,逐漸加壓至10.83MPa,吸附量從0升至0.89～1.74m3/t,YB11井樣品30℃時吸附量飽和壓力大約在12MPa”,隨著溫度增加,吸附量將顯著降低。而該地區(qū)的地層溫度為100℃左右。根據(jù)陳更生等總結(jié)的北美頁巖氣藏16種地質(zhì)特征與川中地區(qū)中、下侏羅統(tǒng)進行對比的結(jié)果如表3所示。表3表明川中地區(qū)中、下侏羅統(tǒng)油氣藏,絕大多數(shù)條件具有與頁巖油氣藏類似的特征。如第9項:油氣富集特征,目前所獲常規(guī)油氣井,正是在“甜點”油氣富集區(qū)處,應(yīng)用常規(guī)(目前逐漸使用一些非常規(guī)的增產(chǎn)措施,如水平井,而酸化壓裂則早已引入使用)鉆井即能獲得工業(yè)油氣流,可以期待,隨著頁巖油氣藏開采技術(shù)的引進應(yīng)用,必將獲得更大的油氣產(chǎn)量;而成藏機制和資源量則需要重新進行研究和評價。3烴源巖發(fā)生改變,兩龍崗地區(qū)中、下侏羅統(tǒng)油氣的成藏模式可用圖5表示:紅色線段為地震解釋斷層,紅色條帶為地震反演的砂巖,黃色為地震反演的灰?guī)r,藍色為地震反演的頁巖,××代表示意性的裂縫發(fā)育帶。從圖5中可看出,川中地區(qū)侏羅系油氣藏具有以下幾個特點:①沒有構(gòu)造圈閉;②沒有明顯的巖性圈閉;③產(chǎn)油氣和裂縫密切相關(guān),組成獨立的儲滲體;④產(chǎn)油層位主要集中在生油層附近。在構(gòu)造較平緩的斜坡帶地區(qū)如龍崗9井或龍崗7井等廣大的區(qū)域,中、下侏羅統(tǒng)的主要烴源