四川盆地侏罗系常规与非常规油藏类型探讨

时间：2024-11-06

金涛白蓉郭蕊莹周春林邓燕李秀清刘敏李育聪

中国石油西南油气田公司勘探开发研究院, 四川成都 610041

0 前言

四川盆地侏罗系油藏经过60多年勘探开发,前期经历了孔隙型、裂缝型和裂缝—孔隙型等常规油藏的勘探开发,高峰期年产油达20.7×104t,获得探明储量 7 338×104t,但探明率、转化率均极低,不到10%[1]。后期引入非常规石油概念后,进行致密油攻关,获得部分成果认识,但还是未止住年产油量下滑的趋势;目前页岩油的研究还未见到明显效果,但却引起油藏分类的极大争议。致密灰岩被当作主要的油藏储集体[2],但资源量与产量的过大差距,以及二次采油难以为继,特别是成藏主控因素之一为裂缝,常常怀疑侏罗系油藏主要为裂缝型油藏;由于湖相页岩连续性差、岩相丰富,储集体主要为砂岩、灰岩和页岩混层,因此对致密油、页岩油划分有争议,有人认为厚层灰岩和砂岩中贮藏有致密油[1-2],有人认为厚层灰岩和砂岩为顶底板,顶底板间富有机质页岩层系贮藏有页岩油气[3];而“十三五”油气资源评价认为大安寨段、凉上段的厚层灰岩和砂岩油藏为储层甜点型页岩油,认为东岳庙段、大安寨段和凉上段为源内成藏的页岩油,珍珠冲段和沙一段为源外成藏的致密油。而关于致密油、页岩油纵向分布层位位置以及常规油藏存在与否等问题，只有确定了油藏类型,对今后的勘探开发思路才有指导意义。笔者根据国家标准进行定量解释来探讨油藏类型。

1 地质背景

四川盆地侏罗系主要为一套以碎屑岩为主,夹介壳灰岩的三角洲—内陆湖泊相淡水沉积,残厚 2 000～3 000 m。纵向上发现了珍珠冲段、东岳庙段、大安寨段、凉高山组和沙一段五套含油气层系,四套主力烃源岩为珍珠冲段、东岳庙段、大安寨段和凉高山组,位于侏罗系下部,自生自储特征明显。已勘探开发的石油主要分布在盆地中部的大川中地区,面积4.2×104km2,已发现5个油田和18个含油构造。

2 油藏分类方案

四川盆地侏罗系储层主要为特低孔隙度、特低渗透率的致密储层。油藏不受构造圈闭控制、大面积连续分布,控制因素主要为烃源、储层和裂缝。因此,油藏以非常规油藏为主,存在少量常规油藏。非常规油藏是指大面积连续分布,在现今经济技术条件下,难以完全用常规技术进行经济、有效开发的油藏[4-5]。目前四川盆地侏罗系已发现的非常规油藏有致密油和页岩油[6],由于湖相页岩连续性差、岩相丰富,单一储集体难以达到致密油和页岩油国家标准(GB/T 34906—2017《致密油地质评价方法》和GB/T 38718—2020《页岩油地质评价方法》)中连续厚度下限;而致密油和页岩油的主要储集体(石油贮藏量占比超过50%的储集体)覆压基质渗透率一般不大于0.1×10-3μm2,需要水平井加砂压裂等工艺改造才能获得工业产能;因此,笔者建议用不同岩石、有机质富集段中石油贮藏量占比来区分致密油和页岩油[7]。致密油可定义为赋存于主要储集体覆压基质渗透率不大于0.1×10-3μm2的致密砂岩、碳酸盐岩等非富有机质储集层中石油[8-9](未包括稠油)占比超过50%的油藏;页岩油则定义为赋存于主要储集体覆压基质渗透率不大于0.1×10-3μm2的富有机质页岩层系中石油占比不小于50%的油藏,见表1。

表1 四川盆地侏罗系油藏分类划分表

常规石油也可以进行量化定义,常规石油定义为赋存于覆压基质渗透率大于0.1×10-3μm2的砂岩、碳酸盐岩和泥页岩等储集层中石油占比超过50%的油藏。从油藏富集规律和历史原因考虑,参考李欢油气藏分类标准(2013年),常规油藏按储集空间类型分类,分为孔隙型、裂缝型、裂缝—孔隙型和孔隙—裂缝型,四川盆地侏罗系油藏早期就是按常规油藏的勘探开发思路,经历了孔隙型、裂缝型和裂缝—孔隙型的摸索。

3 侏罗系油藏分类

3.1 常规油藏

四川盆地侏罗系油藏经历过孔隙型、裂缝型、孔隙—裂缝型和裂缝—孔隙型的研究,而目前能证实的只有常规孔隙—裂缝型油藏,是否存在其他常规油藏还存在争议。

3.1.1 孔隙—裂缝型和裂缝型油藏

从野外剖面、岩心、薄片、测井、地震等描述来看,侏罗系主要发育单裂缝,裂缝密度大多极低,半径10 m范围内偶见1条毫米级以上裂缝,1口取心井发育数百条微米级裂缝,且裂缝多被充填或半充填,见图1,其裂缝空间不足以支撑万吨级以上的石油产出。

a)大安寨段,构造缝分叉呈网状延伸,宽约0.03 mm,铸体单偏光×25

在岩石不发生大破碎的情况下,针对大安寨段油藏按上述描述假设,半径10 m范围内,平均发育1条平面延展10 m、垂向延展30 m(灰岩厚度)、有效缝宽 5 mm 的垂直缝,发育10 000条0.1 m长、0.05 m宽、有效缝宽0.03 mm的微裂缝,则在井控半径500 m的范围内,计算的裂缝空间体积为 3 754 m3,即使不考虑含油饱和度、体积系数、采收率等,裂缝空间体积也不到累产万吨以上石油体积的一半,而大安寨段油藏有148口万吨油井[2],且从地震看,产油区大断裂极少,因此裂缝不是主要的储集空间。从试井、生产数据等分析,侏罗系油藏显然也不是以裂缝型油藏为主,不过局部地区存在孔隙—裂缝型油藏,如广安地区的凉高山组油藏。

广安地区凉高山组构造为背斜,发育多条平行轴线的断层。钻井在凉高山组多见井漏显示,漏失量可达 1 000 m3以上。凉高山组岩心破碎严重,砂岩被裂缝切割成块片状,泥页岩多呈碎块状,3口井的凉高山组岩心上见裂缝361条,其中有效缝340条,洞68个,擦痕65条,裂缝密度高达2条/m以上,裂缝渗透率大于1×10-3μm2。广安地区凉高山组油藏多为低压,地层压力系数低至0.6 MPa/100 m,除初期个别井自喷外,主要为抽汲生产,气油比低至10 m3/m3以下,增产措施以清腊、热油洗井为主。笔者认为,广安地区紧邻西南—东北走向的华莹山大断裂西侧,而广安地区在侏罗系形成的背斜构造走向为北西—南东向,两组垂直方向的主应力在广安地区凉高山组形成网状裂缝,凉高山组岩层被网状裂缝切割,裂缝不仅切割致密砂岩,还切穿烃源岩,烃源气溢散后,溶解残余烃源气的石油充满裂缝及孔洞空间,形成低压油藏。因此,广安地区局部凉高山组油藏推断为孔隙—裂缝型油藏,见图2①类。

图2 四川盆地侏罗系石油成藏剖面图

四川盆地侏罗系下部多为挤压断层,形成的断层、裂缝空间有限。烃源层又多与灰岩、砂岩互层分布,且介壳类生物发育,砂岩地层中钙质含量也较高[10]。在有机酸的作用下,裂缝发育的地方,溶蚀孔洞也发育,见图3-a)、图2⑦类,因此,很难存在纯粹的裂缝型油藏。

3.1.2 裂缝—孔隙型和孔隙型油藏

从图3野外剖面和岩心观察发现,大安寨段在局部地区发育溶蚀孔洞,其分布非均质较强。在大安寨段介壳滩微相“西环带”边缘发现灰岩有白云石化现象,形成较稳定的溶蚀孔洞层,在厚2.5 m左右的白云石化带,溶蚀孔洞段孔隙度可高达5%以上,平均3%,按500 m井控半径计算,溶蚀孔洞体积空间近6×104m3,可以作为主要的储集空间,见图2②类。

a)大一亚段，介屑灰岩中构造缝充填的方解石溶蚀后形成溶蚀缝洞

X3井通过水平井钻探钻遇白云石化带170 m,钻遇孔隙度大于3%的优质储层70 m,优质储层电阻率呈现“箱形”正差异,孔隙度曲线呈“钟形”,薄片见溶孔发育,测试获日产油超过50 t,从测井、地震和生产曲线上均未发现明显裂缝,为典型孔隙型储层。X3井因砂堵等原因产量突然下降,停产修井后,再无油气流产出,且测井渗透率大多小于1×10-3μm2,有学者认为是致密油。但笔者认为测井渗透率是由基质灰岩孔渗关系式计算的,而X3井薄片观察的溶蚀孔喉为微米级,远好于基质纳米孔喉(前者多为常规油气藏,后者多为非常规油气藏[11]),测井计算渗透率偏低,只是突然停产引发了对其溶蚀空间大小、烃源侧向运移距离的担忧,能否形成常规孔隙型油藏还需要深入研究。

部分井中也发现多处溶蚀孔洞层,厚度多为0.3 m左右,孔隙度为1%～5%,并偶见缝宽1 cm左右的半充填缝,只是厚度较薄,多作为页岩油的补充,有学者[1-2,12]称为致密油的“甜点”,见图2⑦、⑧类。如果溶蚀加深,发育大量溶洞,则储集和渗透能力增大,有可能形成常规孔隙型油藏,再有裂缝配合,也可能形成常规裂缝—孔隙型油藏,如果有须家河组的烃源断层,还能形成气顶油藏,见图2③类,八角场地区大安寨段油气藏就是实例,因此寻找常规油藏还需要深入研究。

3.2 非常规油藏

3.2.1 隔夹层和顶底板

四川陆相页岩油的岩石组合为泥页岩与粉砂岩、碳酸盐岩互层[13],粉砂岩、碳酸盐岩的单层厚度常大于 5 m,页岩被分成若干不连续的小层段,页岩孔隙度主要分布在1%～5%之间,高于致密灰岩1%左右孔隙度,也好于致密粉砂岩2%左右的孔隙度,见图4～8,页岩中页理等水平缝较发育,且页岩的破裂压力也远低于致密灰岩和致密粉砂岩,因此油气更易在页岩中脉冲式运移富集。

a)大安寨段石灰岩孔隙度分布直方图

a)凉高山组粉砂岩孔隙度分布直方图

a)沙一段中—细砂岩孔隙度分布直方图

a)沙一段粉砂岩孔隙度分布直方图

大安寨段灰岩储层孔隙度多小于1%,孔喉半径峰值为19～72 nm,主要为纳米孔,理论上孔喉充注下限为32 nm[12],实际上由于启动压力梯度的阻碍,往厚层灰岩内部充注会越来越困难[14],含油饱和度也变低,油气多以浓度差扩散形式在纳米孔中形成油膜,因此无裂缝沟通,石油极难充注与产出;各项研究[1-2,12]也证实裂缝是油井高产的关键,而且高产油井的薄片、扫描电镜等只见到裂缝、微裂缝沟通部分孔隙,连通孔隙空间极为有限,说明灰岩储层的油产量贡献较少。沙一段底部和凉上段粉砂岩孔隙度在2%左右,为致密粉砂岩,如果无裂缝沟通,则油水在2%的低孔砂岩中呈流体束缚状态[15]或不含油,见图9。因此,致密粉砂岩、碳酸盐岩大多为非储层[16]。中石化常把大安寨段顶、底厚层灰岩作为油藏的顶、底板[3],阻档油气溢散,如大安寨段岩心冒气处被限制在紧靠致密灰岩层的页岩中,见图3-e),也就是说致密灰岩阻止了页岩中油气的进一步运移。

a)X7井，沙一段底部中—细砂岩含油，砂岩孔隙度3.47%，渗透率0.26×10-3 μm2，排驱压力1.09 MPa；凉上段顶部灰黑色页岩TOC 2.33%

过去侏罗系油藏的开采大多与裂缝有关,这些裂缝不是起到连通致密粉砂岩、致密碳酸盐岩中孔隙空间作用,而是延伸到富有机质页岩中,裂缝作为渗流通道[17],连通井筒与页岩储集空间,生产时主要起引流页岩储集空间中石油的作用,笔者形容为“导管引流”,见图2⑥、⑦类。

3.2.2 河道砂油藏多为致密油

沙一段河道砂油藏主要分布在沙一段中、下部,少数分布在沙一段底部和凉下段,见图2④、⑤类,主要为中、细砂岩,图3-f)砂岩岩心见油浸,砂体厚度在20 m左右,测井曲线上多表现为“箱形”或“钟形”,孔隙度一般大于3%,孔隙度峰值在3%～6%,烃源主要来自于大安寨段、凉上段,大多由烃源断层输导的远源成藏模式[18]。公山庙油田公1号断层为逆断层,在断层上盘 2 km 范围内大安寨段油井产能极低[19],且不产水,而沙一段在3 km左右构造高部位的油井产能较高,也就是说,目前烃源断层是封闭的,沙一段开采的石油主要来自于河道砂的储集空间,由于空气渗透率小于1×10-3μm2,因此,沙一段河道砂油藏主要为致密油。

针对公山庙油田沙一段河道砂,通过地震预测河道砂组,实施水平井钻探河道砂,采用体积加砂压裂,有2口井均获得日产油20 t以上的高产。

3.2.3 珍珠冲段油气藏

珍珠冲段油井集中分布在珍珠冲段烃源区外的遂宁地区,油源主要来自于东岳庙段烃源的倒灌,“十三五”油气资源评价把源外成藏的珍珠冲段油藏作为致密油,见图2④类。

珍珠冲段优质烃源岩主要分布在开江—大竹—广安—南充—绵阳—南江—万源区域内,大多位于Ro>1.3%的高成熟度区[20],有机质类型除了Ⅱ型,还有大量Ⅲ型,Ⅱ型有机质的烃源岩大多TOC<2%,Ⅲ型有机质的烃源岩大多TOC>2%,甚至高达10%以上。因此,珍珠冲段烃源以生气为主。另外,珍珠冲段直接覆盖在须家河组之上,还有大量来源于须家河组的气源,如九龙山珍珠冲段砾岩气藏。

珍珠冲段烃源岩纵向上分布大多较分散,目前没有发现像凉高山组、大安寨段和东岳庙段的烃源岩集中分布段,且研究程度较低,其资料有限,因此,珍珠冲段油气藏目前研究困难较大,还需要深入研究。

3.2.4 凉高山组页岩油

沙一段底部席状砂与凉高组顶部烃源岩常间隔一段0.3 m左右的粉砂质泥岩、泥质粉砂岩间隔层,这套间隔层如果无裂缝沟通,则紧邻的砂岩不含油[14],如X4井,如果有裂缝发育,则紧邻的砂岩含油,如X5井,在X5井中,沙一段底部席状砂裂缝发育段岩心见油侵,裂缝不发育段岩心仅见荧光显示,在井深 2 501～2 502 m处发育较大规模裂缝,钻井见井涌显示,测试日产油6.5 t,累产油 1 500 t,测试段砂岩孔隙度最低0.8%,最高3.6%,平均1.7%,从钻井显示、岩心描述、物性及测试情况看,油产量主要是通过裂缝的“导管引流”,直接引流来自凉高山组烃源岩中石油获得的产量。因此沙一段底部席状砂(无裂缝发育)主要是作为凉高山组页岩油顶板,同样,凉上段底部粉砂岩作为底板。顶、底板间富有机质页岩连续厚度在20 m以上,石油大部分保存在富有机质页岩中,形成页岩油,见图2⑨类。

3.2.5 大安寨段页岩油

大安寨段顶、底均为致密灰岩,灰岩基质孔隙度1%左右,电阻率值高达 10 000 Ωm左右,局部发育裂缝、微裂缝,中部为大段厚层富有机质页岩夹薄层介壳灰岩,富有机质页岩连续厚度多在30～40 m之间[21],X6井在顶、底灰岩段测试日产油7.3 t,累产油约 13 000 t,灰岩段多处见裂缝发育,石油产量主要通过裂缝、微裂缝的“导管引流”,直接引流来自大安寨段烃源岩中石油获得。因此,大安寨段顶、底致密灰岩为大安寨段油藏的顶、底板,使得生成的石油大部分保存在富有机质页岩中,形成页岩油,见图2⑨类。

3.2.6 东岳庙段页岩油

同大安寨段和凉高山组页岩油一样,东岳庙段底部也有致密灰岩作为底板,马鞍山段底部泥岩作为顶板,为东岳庙段页岩油提供良好的保存条件,见图2⑨类,只是川中地区东岳庙段富有机质页岩厚度多在10 m左右,要获得工业油流较困难,这也是川中地区东岳庙段未获得累产上万吨油井的主要原因。不过川东地区东岳庙段富有机质页岩连续厚度可达20 m左右,最大厚度超过30 m,只是川东地区有机质成熟度较高,大多处于凝析油—生气阶段,以湿气为主,产少量凝析油,如中石化在涪页X7井东岳庙段测试日产气15×104m3左右,日产油不到10 m3。川东地区由于高山峡谷纵横,山顶的侏罗系多被剥蚀,山谷间大多发育断层,峡谷面积又较小,油气保存条件较差[21],增加了川东地区勘探开发难度,也是川东地区侏罗系勘探开发程度较低的原因之一。