松遼盆地北部泉頭組三、四段儲層質(zhì)量預(yù)測①

孟元林 焦金鶴 田偉志 解習(xí)農(nóng) 吳河勇 王 成 姜文亞 王又春 肖麗華

(1.東北石油大學(xué) 黑龍江大慶 163318;2.中國地質(zhì)大學(xué)(武漢) 武漢 430074; 3.中國石油大慶油田有限責(zé)任公司勘探開發(fā)研究院 黑龍江大慶 163712;4.中國石油大港油田分公司勘探開發(fā)研究院 天津 300280)

松遼盆地北部泉頭組三、四段儲層質(zhì)量預(yù)測①

孟元林1焦金鶴1田偉志1解習(xí)農(nóng)2吳河勇3王 成3姜文亞4王又春1肖麗華1

(1.東北石油大學(xué) 黑龍江大慶 163318;2.中國地質(zhì)大學(xué)(武漢) 武漢 430074; 3.中國石油大慶油田有限責(zé)任公司勘探開發(fā)研究院 黑龍江大慶 163712;4.中國石油大港油田分公司勘探開發(fā)研究院 天津 300280)

為了預(yù)測松遼盆地北部泉頭組三、四段低滲透儲層的質(zhì)量,首先將碎屑巖的成巖作用細(xì)分為早成巖階段A、早成巖階段B期、中成巖階段A1亞期、中成巖階段A12、A22、中成巖階段B期。統(tǒng)計(jì)結(jié)果表明,成巖作用對儲層的物性和含油性具有明顯的控制作用,處于中成巖階段B期的任何沉積相的砂體均不能產(chǎn)出工業(yè)油氣流,在中成巖階段A22只有主河道砂體的孔隙度才高于工業(yè)油氣儲層的孔隙度下限。應(yīng)用成巖作用數(shù)值模擬技術(shù),預(yù)測了松遼盆地北部泉三、四段的成巖階段。泉三、四段儲層的質(zhì)量是沉積相和成巖作用綜合影響的結(jié)果,通過疊合沉積相圖和成巖階段預(yù)測圖,預(yù)測了泉四段儲層類型和質(zhì)量的平面分布。泉四段工業(yè)油氣流井主要分布在中央坳陷Ⅲ3、Ⅲ4以及Ⅲ5類儲層發(fā)育區(qū),這些區(qū)域?qū)⒊蔀樗蛇|盆地北部泉四段下一步的有利勘探區(qū)。

成巖作用 成巖模擬 低滲透儲層 儲層質(zhì)量預(yù)測 松遼盆地

松遼盆地北部泉頭組三段和四段是一套河-湖相的紅色極細(xì)砂巖和細(xì)砂巖,具有單層厚度小、埋藏深、成巖作用強(qiáng)、物性差、產(chǎn)能低的特征[1～8]。經(jīng)過幾十年的油氣勘探,在松遼盆地北部中央坳陷東部地區(qū)的泉三、四段中已發(fā)現(xiàn)了工業(yè)油氣流,并形成含油連片區(qū),而在中央坳陷的西部地區(qū),泉三、四段的勘探成果甚微,僅在坳陷的邊部發(fā)現(xiàn)了工業(yè)油氣流。因此,全面評價(jià)與預(yù)測松遼盆地泉三、四段儲層的質(zhì)量,在普遍低孔、低滲的背景下,尋找物性相對較好的優(yōu)質(zhì)儲層,就成為松遼盆地泉三、四段勘探和開發(fā)亟待解決的問題[1,7,8]。雖然前人討論了成巖作用對儲層物性和含油性的影響[2～6],但在實(shí)際勘探中,人們?nèi)灾饕獞?yīng)用層序地層學(xué)的方法預(yù)測有利的沉積相帶和砂體,并以此預(yù)測油氣聚集的有利地區(qū)[7,8]。本文試圖綜合考慮沉積相和成巖作用對儲層質(zhì)量的影響,應(yīng)用成巖作用數(shù)值模擬技術(shù),結(jié)合層序地層學(xué)和沉積相的研究成果,通過疊合沉積相圖和成巖階段預(yù)測圖,預(yù)測松遼盆地北部泉三、四段儲層的質(zhì)量,為油氣田的勘探開發(fā)提供科學(xué)的依據(jù)。

1 地質(zhì)概況

松遼盆地位于我國東北部,是一個(gè)中新生代沉積盆地,自下而上依次發(fā)育白堊系、古近系、新近系和第四系。白堊系厚度最大,是松遼盆地勘探開發(fā)的主要目的層段,自下而上分為火石嶺組(K1h)、沙河子組(K1sh)、營城組(K1yc)、登婁庫組(K1d)、泉頭組(K2q)、青山口組(K2qn)、姚家組(K2y)、嫩江組(K2n)、四方臺組(K2s)和明水組(K2m)。盆地具有典型的下斷上坳的雙層結(jié)構(gòu),早白堊世登婁庫期之前為盆地的斷陷演化階段,泉頭期-嫩江期為盆地的拗陷演化階段,沉積了三套深湖、半深湖相泥巖與濱淺湖-河流相砂巖,形成了盆地的主要生、儲油層[1,8]。盆地內(nèi)劃分了五個(gè)含油氣組合,扶余油層和楊大城子油層屬于下部組合,分別發(fā)育于泉頭組四段(K2q4)和泉頭組三段(K2q3),簡稱泉三、四段,其油源主要來自中央坳陷上覆青山口組泥巖[8]。為了從整體上研究松遼盆地北部泉三、四段的沉積特征和油氣聚集規(guī)律,胡明毅等(2008)根據(jù)松遼盆地北部所有的鉆井和地震資料,在泉三段內(nèi)部統(tǒng)一劃出Q3～Sq1、Q3～ Sq2、Q3～Sq3、Q3～Sq4、Q3～Sq5五個(gè)四級層序,泉四段內(nèi)部自下而上劃出Q4～Sq1、Q4～Sq2、Q4～Sq3三個(gè)四級層序。各層序從盆地邊部到中心,依次發(fā)育沖積扇、辮狀河、曲流河、三角洲平原、三角洲前緣和濱淺湖相(參見圖4)。根據(jù)中淺層的構(gòu)造和地層特征,結(jié)合深層構(gòu)造和基底性質(zhì),將松遼盆地劃分為北部傾沒區(qū)、西部斜坡區(qū)、中央坳陷區(qū)、東北隆起區(qū)、東南隆起區(qū)等幾個(gè)一級構(gòu)造單元(圖1)[8]。

圖1 松遼盆地北部構(gòu)造單元?jiǎng)澐諪ig.1 Structural units of the Northern Songliao Basin

2 儲層基本特征

泉三、四段碎屑巖儲層以長石巖屑砂巖和巖屑長石砂巖為主。1108口井的薄片鏡下鑒定結(jié)果表明,石英碎屑顆粒、長石碎屑顆粒和巖屑的平均含量分別為28%、41%、31%,巖屑以中酸性噴發(fā)巖為主,占巖屑總量的80%以上;儲層的填隙物主要為方解石和泥質(zhì),其次為自生石英、長石和少量濁沸石及鐵質(zhì)膠結(jié),填隙物總量主要分布在9%～19%之間,平均16%。11506件粒度分析資料表明,砂巖粒度較細(xì),主要為細(xì)砂巖和極細(xì)砂巖,分選程度差-中。

由于松遼盆地北部泉三、四段儲層埋深和成巖強(qiáng)度的差異,儲層物性在橫向上差異很大。泉三、四段在中央坳陷埋藏較深,目前已進(jìn)入中成巖階段B期,泉三、四段儲層孔隙度分布平均為10.09%,滲透率平均為2.77 X10-3μm2,主要為低孔特低滲儲層;但在東北隆起區(qū)埋藏較淺,目前只有幾百米,仍處于早成巖階段 A期[6],泉三、四段儲層孔隙度平均為21.54%,滲透率平均為206.79 X10-3μm2,主要為中孔中滲儲層。由此可見,通過研究泉三、四段成巖強(qiáng)度在平面上的分布規(guī)律,結(jié)合層序地層學(xué)和沉積相的研究成果,就可以確定有利儲層的發(fā)育區(qū),為油氣勘探提供科學(xué)的依據(jù)。

3 泉三、四段成巖相細(xì)分

松遼盆地是一個(gè)大型陸相坳陷盆地,地層平緩,埋深和成巖強(qiáng)度橫向變化小,如果按照現(xiàn)行的成巖階段劃分規(guī)范[9],在橫向上很大范圍內(nèi)同一層位所處的成巖階段基本沒有太大變化,難以詳細(xì)定量研究成巖作用與儲層物性的關(guān)系。因此,本文應(yīng)用松遼盆地北部泉三、四段的所有實(shí)測數(shù)據(jù),進(jìn)一步細(xì)劃了成巖階段,各成巖階段的主要成巖特征詳見表1。與以往成巖階段劃分不同的是,本文將中成巖階段A2亞期以生油高峰為界,進(jìn)一步細(xì)分為A和A。在中成巖階段A,0.7%≤Ro<1.0%,烴源巖處于大量生烴的成熟階段,在生成油氣的同時(shí),生成大量有機(jī)酸,有機(jī)酸進(jìn)入儲層之后,強(qiáng)烈溶蝕儲層,形成次生孔隙發(fā)育帶。在中成巖階段A,1.0%≤Ro<1.3%,烴源巖在達(dá)到生油高峰之后,液態(tài)烴生成量出現(xiàn)了減少的趨勢,而干酪根雜原子鍵的斷裂過程也基本結(jié)束,有機(jī)酸生成量較少。此外,由于地溫的升高,有機(jī)酸被裂解為CO2和水,地層水中的有機(jī)酸濃度降低,溶蝕作用減弱,膠結(jié)作用增強(qiáng),儲層孔隙度降低。在2 350 m以下,孔隙度一般小于9.00%。這一深度相當(dāng)于目前松遼盆地北部扶楊油層的勘探深度下限。

4 成巖階段預(yù)測

首先以地震資料和鉆井資料為基礎(chǔ),建立了松遼盆地北部的成巖作用數(shù)值模擬網(wǎng)絡(luò),網(wǎng)絡(luò)中各模擬點(diǎn)的間距為1 km;然后應(yīng)用我們自編的成巖作用數(shù)值模擬系統(tǒng)軟件DMS2008[10,11],模擬了網(wǎng)絡(luò)中各點(diǎn)不同地質(zhì)時(shí)期古地溫T、鏡質(zhì)組反射率Ro、甾烷異構(gòu)化指數(shù)SI(C29S/R+S)、伊/蒙混層中蒙皂石層的含量S%、自生石英含量V q%隨時(shí)間的變化規(guī)律[12～16],計(jì)算出成巖指數(shù),得到研究目的層不同地質(zhì)時(shí)期的成巖指數(shù)ID等值線。成巖作用數(shù)值模擬所需的輸入?yún)?shù)與盆地模擬所需的參數(shù)相似,主要包括地層的年代、厚度、巖性、礦物成分、剝蝕量、古地表溫度、古水深、巖石熱導(dǎo)率等,取自前人的研究結(jié)果[8,17]。限于篇幅,本文僅以泉四段Q4～Sq1為例(圖2),分析成巖階段的橫向變化規(guī)律。

表1 松遼盆地北部泉三、四段成巖階段劃分及主要標(biāo)志Table1 Diagenetic stage division and themajor characteristics of the K 2 q3 and K 2 q4 in the Northern Songliao Basin

圖2 泉四段Q4-sq1 I D等值線與成巖階段預(yù)測圖Fig.2 The isolines of I D and predicted diagenetic stages of Q4-sq1 of the Quantou Formation

成巖階段的預(yù)測結(jié)果表明,從盆地邊部到中心,隨埋深的增加,泉四段Q4～sq1的成巖作用增強(qiáng)(圖2)。在盆地邊部泉四段Q4～sq1埋藏較淺,成巖作用以機(jī)械壓實(shí)和早期膠結(jié)作用為主,孔隙類型主要為原生粒間孔。在松遼盆地西部斜坡帶的東側(cè)、北部傾沒區(qū)的南側(cè)、東北隆起區(qū)和東南隆起區(qū)的西側(cè),泉四段Q4～sq1儲層的ID>0.34,進(jìn)入中成巖階段A1亞期,溶蝕作用增強(qiáng),次生孔隙開始發(fā)育。在中央坳陷區(qū)的大部分地區(qū),泉四段Q4～sq1目前處于中成巖階段A,0.46≤ID<0.63,溶蝕作用強(qiáng)烈,次生孔隙大量發(fā)育。在中央坳陷西部古龍凹陷的大部分地區(qū)和東部三肇凹陷的零星區(qū)域,泉四段Q4～Sq1的成巖作用較強(qiáng),0.63≤ID<0.71,儲層進(jìn)入中成巖階段A,在達(dá)到生油高峰之后,有機(jī)酸生成量減少,而且由于溫度的升高,地層水中的有機(jī)酸裂解為CO2和水,溶蝕作用減弱,膠結(jié)作用增強(qiáng),儲層物性變差。在盆地中心的深凹區(qū),泉四段Q4～Sq1成巖作用很強(qiáng), ID>0.71,儲層進(jìn)入中成巖階段B期(簡稱為中B),有機(jī)酸生成量減少,溶蝕作用減弱,溶蝕孔隙較少,膠結(jié)作用占主導(dǎo)地位,孔隙類型以縮小粒間孔為主,儲層物性很差。

5 儲層質(zhì)量預(yù)測

5.1 成巖作用和沉積相對儲層質(zhì)量的影響

表2 泉三、四段儲層物性影響因素與分類Table2 Controls and classification of the reservoir property of the K 2 q3 and K 2 q4

人們常用碎屑巖的孔隙度和滲透率表征儲層的質(zhì)量,并根據(jù)孔隙度和滲透率的大小對儲層分類[18～21],影響碎屑巖儲層孔隙度和滲透率的地質(zhì)因素主要有沉積相、成巖作用[18～25]。為了定量研究沉積相和成巖作用對儲層質(zhì)量的影響,本文分成巖階段統(tǒng)計(jì)了泉三、四段不同沉積相儲層的孔隙度和滲透率(表2)。表2中的砂巖儲層物性分類主要采用了石油與天然氣行業(yè)標(biāo)準(zhǔn)SY/T 6285-1997《油氣儲層評價(jià)方法》[18]。并根據(jù)松遼盆地扶楊油層的儲層物性下限[8],將低孔隙度砂巖的孔隙度下限調(diào)為9.00%。由表2可見:(1)成巖作用對泉三、四段砂巖儲層的物性具有最重要的控制作用。隨成巖作用的增強(qiáng),砂巖儲層的物性總體上變差,尤其是當(dāng)儲層進(jìn)入中成巖階段B期時(shí),無論什么沉積相的砂體,其孔隙度均小于9.00%,低于扶楊油層砂巖儲層的物性下限,難以產(chǎn)出具有工業(yè)價(jià)值的油氣流。另外,同樣是發(fā)育于水上分流河道的砂體,當(dāng)它們分別處于早成巖階段B期、中成巖階段A1亞期、中成巖階段A、中成巖階段A和中成巖階段B時(shí),就分別是中孔中滲(Ⅱ2)、中孔低滲(Ⅱ3)、低孔低滲(Ⅲ3)、低孔超低滲(Ⅲ5)、特低孔超低滲(Ⅳ5)類儲層。(2)沉積相對泉三、四段砂巖儲層物性也有很重要的影響。在同一成巖階段中,各種主河道砂體的物性比其他類型沉積相砂體的物性更好,例如:處于中成巖階段A1亞期砂體的孔隙度由高到低的順序?yàn)?曲流河主河道、水下分流河道、水上分流河道、曲流河沉積、三角洲平原、三角洲前緣、濱淺湖。而在中成巖階段A,只有水上分流河道和水下分流河道砂體的孔隙度大于9.00%,能夠產(chǎn)出具有工業(yè)價(jià)值的油氣流。尤其是,由于濱淺湖相砂體沉積時(shí)水動(dòng)力條件較弱,粒度較細(xì),泥質(zhì)含量較高,無論處于什么成巖階段,儲層物性都較差,低于砂巖儲層工業(yè)油流物性下限,屬于特低孔超低滲(Ⅳ5)或特低孔非滲(Ⅳ6)儲層。(3)儲層物性是成巖作用和沉積相綜合作用的結(jié)果,處于早成巖階段A期-中成巖階段B期各種沉積相的砂體,形成了從高孔中滲(Ⅰ2)到特低孔非滲(Ⅳ6)的各種砂體。(4)沉積相和成巖作用對儲層的物性影響在一定程度上具有互補(bǔ)性,例如:處于早成巖階段B期的三角洲平原相砂體的物性和處于中成巖階段A1亞期曲流河主河道砂體的物性相近,均為中孔低滲型儲層(Ⅱ3)。

圖3 松遼盆地北部Q4～Sq1儲層類型與質(zhì)量預(yù)測圖Fig.3 The reservoir types and quality prediction of the Q4～Sq1of the Quantou Formation in the Northern Songliao Basin

5.2 泉四段儲層質(zhì)量預(yù)測

由上可見,泉三、四段砂巖儲層的物性主要受成巖作用和沉積相的影響,而且不同沉積相的砂體處于不同的成巖階段就可以形成各種各樣的儲層。因此,我們可以認(rèn)為,沉積相相同且處于相同成巖階段的砂體,具有相似的物性和相同的儲層類型。基于這一基本原理,本文根據(jù)泉三、四段已有鉆井的儲層物性分析數(shù)據(jù)及其對應(yīng)的沉積相和成巖階段(表3),通過疊合沉積相圖和成巖階段預(yù)測圖(圖2),預(yù)測了泉四段砂巖不同類型儲層的平面分布(圖3)。由圖可見,從盆地邊部到中心,由于埋深和成巖作用的增強(qiáng),泉四段Q4～Sq1儲層的質(zhì)量或物性逐漸變差,由高孔中滲(Ⅰ2)和中孔中滲(Ⅱ2)型儲層,經(jīng)低孔低滲(Ⅲ3)、低孔特低滲(Ⅲ4)、低孔超低滲(Ⅲ5),到特低孔超低滲(Ⅳ5)和特低孔非滲(Ⅳ6),其中特低孔儲層(Ⅳ5、Ⅳ6)的孔隙度<9.00%,低于扶楊油層的物性下限,難以產(chǎn)出具工業(yè)價(jià)值的油氣流,在此我們將其合稱為不利儲層,或無效儲層。它們分布在中成巖階段A的非主河道砂體、中成巖階段B的各種砂體和所有濱淺湖相砂體,主要位于中央坳陷區(qū)的西部地區(qū)。這些地區(qū)的埋深較大、成巖作用較強(qiáng),而且處于湖盆的中心,沉積時(shí)水動(dòng)力較弱。目前,泉四段Q4～ Sq1已發(fā)現(xiàn)了工業(yè)油流的井主要分布在低孔低滲(Ⅲ3)和低孔特低滲(Ⅲ4)儲層發(fā)育區(qū),大多數(shù)位于中央坳陷區(qū)的東部和大慶長垣地區(qū)。由此可以推論,在中央坳陷區(qū)其他地區(qū),如果有Ⅲ3、Ⅲ4類儲層發(fā)育,也可能發(fā)現(xiàn)工業(yè)油流。于是,中央坳陷區(qū)的Ⅲ3、Ⅲ4以及Ⅲ5類儲層就理當(dāng)成為泉三、四段下一步勘探有利地區(qū)。盡管Ⅰ、Ⅱ類儲層物性較好,但主要分布在盆地邊部的東北隆起區(qū)、東南隆起區(qū)、西部斜坡區(qū)和北部傾沒區(qū),離油源較遠(yuǎn)(圖3),也沒有發(fā)現(xiàn)工業(yè)油流。而位于盆地中央坳陷區(qū)東部的Ⅲ5類儲層,離油源最近,雖然物性較差,但仍可能發(fā)現(xiàn)工業(yè)油流,成為中央坳陷西部地區(qū)勘探的有利目標(biāo)。

6 結(jié)論

(1)泉三、四段碎屑巖的成巖作用可進(jìn)一步細(xì)劃為早成巖階段A期、早成巖階段B期、中成巖階段A1亞期、中成巖階段、中成巖階段和中成巖階段B期,在中成巖階段只有主河道砂體的孔隙度才大于9.00%,可以產(chǎn)出工業(yè)油氣流,在成巖階段B期無論什么沉積相的砂體,均難以產(chǎn)出工業(yè)油流。

(2)從盆地邊部到中心,泉四段Q4～Sq1儲層依次處于早成巖階段A期、早成巖階段B期、中成巖階段A1亞期、中成巖階段A、中成巖階段A和中成巖階段B期,縱向上相鄰的成巖階段橫向上也相鄰。

(3)通過疊合沉積相圖和成巖階段預(yù)測圖可以預(yù)測各類不同物性儲層的平面分布,泉三、四段工業(yè)油流井主要分布在中央坳陷低孔低滲(Ⅲ3)、低孔特低滲(Ⅲ4)以及低孔超低滲(Ⅲ5)儲層發(fā)育區(qū),這些區(qū)域?qū)⒊蔀樗蛇|盆地北部泉四段下一步的有利勘探區(qū)。

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Reservoir Quality Prediction of the M ember 3 and M ember 4 of the Quantou Formation in the Northern Songliao Basin

MENG Yuan-lin1JIAO Jin-he1TIANWei-zhi1XIE Xi-nong2WU He-yong3WANG Cheng3JIANGWen-ya4WANG You-chun1XIAO Li-hua1
(1.Northeast Petroleum University,Daqing,Heilongjiang 163318;2.China University of Geosciences(W uhan),W uhan 430074; 3.Exploration and Development Research Institute of Daqing Oil Field Company Ltd,PetroChina,Daqing,Heilongjiang 163712; 4.Scientific and Technical Information Division,Dagang Oilfield Company,PetroChina,Tianjin 300280)

To predict the quality of the low permeability reservoir of the Member3 and Member4 of the Quantou Formation in the Northern Songliao Basin,the diageneses of the clastic rockswere divided into early diagenetic stage A, early diagenetic stage B,middle diagenetic stage A1,middle diagenetic stage A,middle diagenetic stage Aand middle diagenetic stage B.The results of the statistical data show that diageneses have apparent controls on the physical property and oil saturation of the reservoirs,and the sand bodies of any sedimentary facies can not produce commercial oil and gas flows inmiddle diagenetic stage B,and only the porosity ofmain river channel sand bodies is higher than the porosity cutoff of commercial oil and gas reservoir.The diagenetic stages of the Member3 and Member4 of the Quantou Formation in the northern Songliao Basin were predicted using diagenetic numericalmodeling technology.The reservoir quality of the Member3 and Member4 of the Quantou Formation is the resultof integrated effects of sedimentary facies and diageneses.The reservoir types and quality distribution of the Member 4 of the Quantou Formation laterally were predicted by overlap the sedimentary faciesmap on the diagenetic stage predictionmap.The commercial oil and gaswellmainly located in the reservoirs of typeⅢ3,Ⅲ4andⅢ5in Central Depression of the northern Songliao Basin,where will be the potential exploration area of the Member 4 of the Quantou Formation in the basin.

diagenesis;diageneticmodeling;low permeability reservoir;reservoir quality prediction;Songliao Basin

孟元林 男 1961年出生 博士 教授 儲層與石油地質(zhì) E-mail:qhdmyl@163。com

TE122.2

A

1000-0550(2011)06-1023-08

①國家自然科學(xué)基金項(xiàng)目(批準(zhǔn)號:40872076)資助。

2010-12-09;收修改稿日期:2011-01-04