山東車西洼陷異常高壓對特低滲儲層的影響

馬曉鳴，趙振宇，劉昊偉

(1. 中國地質大學 能源學院，北京，100083；2. 中國石油勘探開發研究院 鄂爾多斯分院，北京，100083)

隨著全球油氣勘探開發的不斷深入，人們對特低滲油氣藏的開采也逐年增多，因此，有關特低滲儲層物性的影響因素分析也在越來越受到重視[1-3]。自 20世紀50年代以來，國內外許多學者通過實驗模擬和對典型超壓盆地研究分析，認為超壓有利于儲層原、次生孔隙的保存，并能通過物理和生物化學2種機理改善儲層物性[4-6]。但在超壓油氣藏開采過程中，由于儲層流體產出將使巖石受力改變而發生彈塑性變形，從而又降低了孔隙度和滲透率[7-8]。由此說明：超壓對儲層物性的建設性作用與破壞性作用仍需要進一步明確[1,4]。在此，本文作者對山東省無棣縣車西洼陷沙四上亞段碎屑巖儲層沉積、構造、成巖、物性、試油試采等進行綜合分析，探討該區異常高壓的成因機制及其對儲層產生的各種影響，以便為油氣藏的勘探開發提供科學依據。

1 區域地質概況

研究區位于山東省無棣縣境內，構造上處于車西洼陷南部緩坡帶[4]，如圖 1所示。沙四上亞段地層厚90~120 m，東南高西北低(地層單斜，310°∠10°)，巖性組合為砂-泥巖互層，主力儲層為含泥-泥質細砂巖，孔隙度多集中在 10%~20%，滲透率多小于 10×10-3μm2，排驅壓力為1~2 MPa，最大連通喉道半徑為0.5~1.5 μm，經綜合評價，為中-低孔特低滲較差儲層。

在沙四段早期，盆地接受多物源供給，以無棣縣的凸起為主，慶云、義和莊縣的凸起為輔。沉積相類型以三角洲相為主，其中分流河道、河口壩、水下分流河道等微相發育有利儲層。地層埋深由南至北逐漸增加，成巖作用逐步加深，并呈東西條帶狀分布，依次為中成巖A1亞期、中成巖A2亞期和中成巖B期3個階段。

2 異常高壓分布特征及其形成機制

2.1 異常高壓分布特征

異常高壓主要分布在研究工區北部，沉積相類型以三角洲前緣及半深湖亞相為主，壓力系數為1.2~1.5。根據單井試壓數據、聲波時差-等效深度法計算數據與地層深度擬合分析結果可知：地層壓力系數與深度呈正相關性，可用公式Y=3.9×10-4X表示(Y為地層壓力系數，X為地層深度)。因此，當地層深度大于3 km時，地層壓力系數大于1.2，進入高壓層段，如圖2所示。

2.2 異常高壓形成機制分析

有關異常壓力的形成機制有10多種，其中不同形成機制具有不同的作用對象和范圍[5-6]。在實際的含油氣盆地中，往往是1種或幾種成因占主導地位，其他成因不起作用或作用不明顯。通過綜合分析研究工區的各項地質條件后認為，異常高壓的成因機理主要有以下2個。

圖1 研究區域位置示意圖Fig.1 Location of studied area

圖2 地層壓力系數與深度擬合分析Fig.2 Relationship between formation pressure coefficient and depth

2.2.1 主要成因——與沉積作用有關的不均衡壓實增壓機理

不均衡壓實主要存在于持續埋深的沉積盆地中，若盆地演化后期或近期遭受過構造抬升，則不均衡壓實作用形成的超壓就有可能減弱或消失。另外，此種超壓主要是由泥質沉積物的欠壓實作用所引起，與快速沉積和沉積物的低滲透性有關，尤其發育在以泥質含量為主的砂泥巖剖面中[1]。

首先，工區南北向構造演化剖面顯示(圖3)：高壓區地層以持續沉降為主(常壓區地層后期略有抬升)，并且沉積速度較快；其次，高壓區內單井砂巖層厚度與泥巖層厚度比在 0.18~0.35之間，主要集中在0.22~0.27。也就是說，高壓層段巖性組合以泥包砂為主，這個比值與現代泥質沉積物異常高壓區的沙、泥厚度比非常接近[9](現代水下泥質沉積物異常高壓區的沙、泥厚度比為 0.20~0.25)。由此可見：本區異常高壓的發育條件與不均衡壓實增壓所需的各項地質條件相吻合；同時，沙三下亞段巨厚泥巖段的高壓系數達2.0以上，前人分析主要為欠壓實所致[10]。因此，綜合上述研究認為，與沉積作用有關的不均衡壓實增壓機理為本區高壓形成的主要機理。

2.2.2 輔助成因——礦物成巖作用有關的增壓機理

在成巖作用過程中，黏土礦物蒙脫石向伊利石、綠泥石轉化將釋放大量晶格層間水和吸附水，這些高密度水進入孔隙后會使流體體積增大, 同時導致高壓產生[3-4,11-12]。研究工區泥質砂巖內黏土礦物含量如表1所示，主要成分為伊/蒙混層、高嶺石、綠泥石和伊利石。在高壓區與常壓區平均深度差達1 km時，伊/蒙混層、伊利石平均含量及伊/蒙間層中蒙脫石含量都十分相近，但高嶺石與綠泥石的平均含量相差較大，且具有互補的趨勢。由此可以看出：隨地層埋深增加，高嶺石向綠泥石方向轉化，見圖4(a)，這與該區的地質環境相吻合。高壓區泥質砂巖中含有豐富的方解石、白云石、黃鐵礦等，具備高嶺石向綠泥石轉化所需的 Mg，Fe和堿性水介質(地層水型為 NaHCO3)條件[18]。因此，高嶺石轉化脫水對本區超壓發育具有積極意義。同時，高壓區泥質砂巖中普見黏土礦物呈薄膜狀包裹于顆粒表面或呈搭橋狀存在于顆粒之間的現象，如圖4(b)所示。這些自生礦物在一定條件下可以起到封閉作用并促使地層壓力升高。因此，結合前人的研究成果，有理由認為：礦物再膠結作用與自生礦物的形成有助于異常壓力的保存與提高。

圖3 車西洼陷南北向構造演化剖面Fig.3 Tectonic evolution of north-south section in Chexi depression

圖4 綠泥石粒間分布狀態掃描電鏡圖Fig.4 SEM photographs of chlorite intergranular distribution

表1 高壓區與常壓區粘土礦物成分對比分析Table 1 Comparative analysis of clay mineral composition in over and normal pressure areas

3 異常高壓對特低滲儲層的影響

3.1 異常高壓對儲層溫度的影響

當地層埋深大于3 km時，地層壓力系數大于1.2，如圖5所示。從圖5可見：在常壓區范圍內，流體包裹體均一溫度與試油測溫數據均表現為正常地溫，且地溫梯度恒定不變：但在高壓區，大部分流體包裹體與試油測溫數據均偏離了正常的溫度趨勢范圍，出現異常低溫現象，而且地溫梯度明顯比常壓區的小。結合前人大量的研究成果可知：異常高壓封閉系統能夠有效阻止封存箱內地層溫度的增加。不少研究者認為產生此種現象的機理與孔隙水有關[1-3]，因為除泥巖外，水比多數沉積巖的隔熱效果要好得多，特別是被封閉的水體，隔熱效果更加明顯。

3.2 異常高壓對儲層成巖作用的影響

沙四上亞段地層埋深跨度大，洼陷南部斜坡區埋深約2.0 km，北部洼陷區約4.2 km。在近2.2 km的高差范圍內，由南至北，隨地層深度增加，成巖作用逐步增強，并呈東西條帶狀分布，依次為中成巖 A1亞期(2.0~3.0 km)→中成巖A2亞期(3.0~3.4 km)→中成巖B期(3.4~4.2 km)，如圖6所示。從圖6可見：隨地層埋深增加，高嶺石含量呈逐漸減小的趨勢，但在高壓區3.3~3.6 km深度帶內，出現含量偏大的現象。與高嶺石變化特征相反，伊利石和綠泥石含量隨深度增大呈逐漸增加的趨勢，其中在2.2~3.6 km深度帶內，伊利石含量及增加趨勢明顯比綠泥石的大，然而到4.0~4.2 km時，綠泥石含量卻明顯大于伊利石含量，這充分反映出成巖作用后期綠泥石大量發育的特點，其中包括高嶺石向綠泥石的轉化以及儲層中綠泥石的自生。通常在正常沉積地層中，伊蒙混層含量和伊蒙間層中蒙脫石含量會隨成巖作用加深而逐漸減少，并以此來定性或者半定量地劃分成巖階段。但在沙四上亞段高壓層段內，兩者均無明顯變化。這與洼陷南部常壓條件下的變化趨勢形成鮮明對比。在常壓段內，當地層埋深大于4.0 km時，伊蒙間層中蒙脫石含量小于10%，成巖階段處于晚成巖期。綜合上述各項指標可知：該區異常高壓有效地阻礙了成巖作用的進一步加深。

圖5 地層壓力系數與溫度的對應關系Fig.5 Corresponding relationship between formation pressure coefficient and temperature

圖6 黏土礦物質量分數與地層埋深的關系Fig.6 Corresponding relationship between formation pressure coefficient and clay mineral content

3.3 異常高壓對儲層物性的影響

異常高壓成因類型不同對于儲層物性的影響是不同的。在由不均衡壓實和礦物成巖作用所引發的異常高壓區內，在儲層沉積初期，其物性條件相對于同時期的非高壓區普遍較差，主要原因是砂體中含有較多的泥質雜基。但是，這種不利的先天因素在經歷了漫長的地質演化之后，會逐步過渡成為一種有利于儲層開發的建設性因素，例如異常高壓可以保存甚至改善儲層孔隙空間等[9]。

圖7 儲層物性隨深度的變化趨勢Fig.7 Reservoir properties change with formation depth

隨上覆地層厚度不斷增加，壓實作用逐漸增強，碎屑顆粒間由點接觸→線接觸→凹凸接觸→縫合接觸，儲層孔隙空間逐漸減小，如圖7所示。由圖7可知：隨地層埋深增加，儲層孔隙度和滲透率均呈逐漸減少的趨勢，其中孔滲趨勢線的斜率可以反映出壓實作用的強弱。若壓實作用強，則直線斜率小；若壓實作用弱，則直線斜率大[6]。若根據上述分析可知：在2.1~3.0 km深度范圍內，孔滲受壓實作用影響較大，因此，直線斜率偏小；在3.0~4.1 km深度范圍內，孔滲受壓實作用影響較小，直線斜率偏大。

通常，可溶組分溶解可以形成大量次生孔隙，如圖7所示。從圖7可見：在2.25~2.70 km異常孔-滲發育帶，包絡線向右側突出，明顯大于正常壓實情況下的孔隙度。結合該區成巖演化序列、異常高壓垂向分布以及成像測井等資料綜合分析認為:這主要與中成巖 A1亞期溶解作用產生的大量次生孔隙有關。在3.30~3.55 km孔-滲異常帶，地層壓力系數為1.25~1.40，超壓有效保存了部分原生孔隙和中成巖A1亞期所形成的大量次生孔隙，從而使深部儲層保持了較高的孔隙度和滲透率；在3.95~4.10 km孔-滲異常帶，地層壓力系數達1.4~1.6，超壓改變了巖石發生破裂時的有效應力場，促進了少量微裂縫形成，成像測井顯示微裂隙較為發育，且以高角度非構造裂隙為主，進而增加了超壓體系內的儲集空間，改善了儲層物性。這種儲層物性隨深度的變化規律對于指導油氣田的勘探開發具有重要意義[5,13]。

3.4 異常高壓對儲層產能的影響

沙四上亞段地層壓力系數主要為0.90~1.45，其中高產油層對應的地層壓力系數為1.2~1.3，如圖8所示。由圖8可知：在以泥質含量為主的特低滲儲層，并非原始地層壓力越大油氣產量便越高。其具體原因如下。

(1) 高壓區油層質量較差影響產能。以車251、車252井為例，射孔層段地層壓力系數為1.42~1.44，但油氣產能較低，日均產液小于5 m3。經分析認為，井段內泥質層段偏多、泥質含量偏高(導致本區高壓的主控因素)是導致該區高壓不高產的首要(起始)因素。由于該區三角洲前緣主要發育泥質巖(井段呈現泥包砂)，致使油層單層厚度較薄(單油層厚度為0.5~1.9 m，平均為1.0 m)，儲層物性較差(車251井的平均孔隙度小于10%，平均滲透率小于1.3×10-3μm2)，含油級別為油斑至油侵等。因此，從表面上看，是多因素綜合導致了儲層的高壓不高產，但究其根源，最起始的不利因素仍是井段內泥質含量偏高，并最終導致高壓與高產不可同時滿足。

平均孔吼半徑為0.20 μm，最大孔吼半徑為0.73 μm；當汞飽和度為50%時，孔吼半徑為0.10 μm；當汞飽和度為 50%時，壓力為 7.30 MPa；均質系數為0.28；變異系數為 0.55；平均孔隙度為 9.10%；平均滲透率為1.22×10-3μm2；退汞效率為25.05%；最大汞飽和度為53.31%。

圖8 地層壓力系數與日產液量的關系Fig.8 Relationship between formation pressure coefficient and fluid volume per day

(2) 儲層存在壓力敏感性傷害。壓力敏感性傷害屬于一種永久性傷害，其程度與儲層滲透率、黏土含量、孔隙結構等有關[7]。試驗結果表明：孔隙度對有效應力的敏感性低于滲透率的應力敏感性，即初始滲透率越低，應力敏感性越強[7-8]。因此，當地層壓力系數過大時，開井壓差就相應增加，泄壓時流體流速過快，就會導致儲層中的黏土顆粒等微小粒子堵塞孔隙喉道，從而降低滲透率影響產能；另一方面，泄壓時流體流速過快會使油水呈乳狀或溶解在油中的氣體逸出，發生賈敏效應，從而對油氣產能產生不利影響。

4 結論

(1) 車西洼陷南部緩坡帶沙四上亞段泥質細砂巖儲層物性較差，綜合評價為低-中孔特低滲較差儲層。區域南部為常壓區，北部為高壓區(壓力系數為1.2~1.5)，其中異常高壓的成因機制主要與地層不均衡壓實有關，其次與礦物成巖作用有關。常壓區平均地溫梯度為 4.0 ℃/100 m，高壓區平均地溫梯度 3.3℃/100 m，這與異常高壓影響地熱傳導有關。同時，異常高壓還有效抑制了成巖作用的進一步加深。

(2) 儲層孔滲隨深度增加呈現遞減的趨勢，但在變化過程中，表現出3個大異常深度帶，分別為：在2.25~2.70 km深度范圍內，與中成巖A1亞期溶解作用產生的大量次生孔隙有關；在3.30~3.55 km深度范圍內，異常壓力系數達到1.25~1.40，與異常高壓保存孔隙空間有關；在3.95~4.10 km深度范圍內，與異常高壓、地層裂縫雙重影響有關。

(3) 在儲層厚度一定的情況下，以泥質砂巖為主的特低滲儲層并非地層壓力越大油氣產能便越高，高產油層壓力系數為1.2~1.3，這與儲層內單砂體的有效厚度(砂與泥厚度比)、物性參數、含油飽和度、壓力敏感性等因素有關。

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