碎屑巖低滲透儲(chǔ)層成因機(jī)制研究

低滲透石油和天然氣資源在中國(guó)油氣資源中占有重要地位，是中國(guó)未來(lái)勘探石油和天然氣資源的主要目標(biāo)。低滲透儲(chǔ)層成因機(jī)制應(yīng)包括儲(chǔ)層物性主控因素和儲(chǔ)層致密史-油藏成藏史匹配關(guān)系兩個(gè)方面。目前對(duì)低滲透儲(chǔ)層物性主控因素的研究較為成熟[1,2,3,4,5,6,7,8,9,10,11],而僅有少數(shù)學(xué)者對(duì)儲(chǔ)層致密史-油藏成藏史的匹配關(guān)系進(jìn)行了初步的探討。成藏關(guān)鍵時(shí)期儲(chǔ)層物性很大程度上決定著油氣能否大規(guī)模進(jìn)入儲(chǔ)層,先期中高滲充注成藏、后期致密化的低滲透儲(chǔ)層與先期致密化、后期充注成藏的低滲透儲(chǔ)層的勘探開發(fā)潛力存在較大差異。壓裂、酸化等措施是低滲透儲(chǔ)層有效開發(fā)的重要手段,導(dǎo)致儲(chǔ)層物性降低的關(guān)鍵因素不同,則用于低滲透儲(chǔ)層有效開發(fā)的增產(chǎn)措施也應(yīng)存在差異。因此,加強(qiáng)低滲透儲(chǔ)層致密史-成藏史匹配關(guān)系和儲(chǔ)層致密化主控因素的綜合研究,對(duì)于勘探階段鉆前預(yù)測(cè)低滲透儲(chǔ)層勘探潛力和開發(fā)階段優(yōu)選有效的開發(fā)增產(chǎn)措施具有重要的指導(dǎo)意義。準(zhǔn)噶爾盆地北三臺(tái)地區(qū)下白堊統(tǒng)清水河組低滲透砂體發(fā)育,具有形成超覆不整合油氣藏的有利條件,是準(zhǔn)東地區(qū)白堊系勘探的重要目標(biāo)。研究區(qū)鉆井油氣顯示活躍,西泉011井、北38井獲1.25~2.58t/d的產(chǎn)油量,然而整體試油結(jié)果不理想,干層多,產(chǎn)油量低。筆者綜合利用鉆井取心、巖石薄片、壓汞測(cè)試資料、物性測(cè)試資料、掃描電鏡及油氣地球化學(xué)資料等,結(jié)合區(qū)域地質(zhì)背景,探討準(zhǔn)噶爾盆地北三臺(tái)地區(qū)下白堊統(tǒng)清水河組低滲透儲(chǔ)層物性主控因素和儲(chǔ)層致密史-油藏成藏史的匹配關(guān)系,明確了研究區(qū)清水河組低滲透儲(chǔ)層成因機(jī)制。針對(duì)不同成因類型的低滲透儲(chǔ)層,結(jié)合儲(chǔ)層物性演化史-油藏成藏史、原油特征、儲(chǔ)層含油級(jí)別及試油試采成果等進(jìn)行勘探潛力分析和有效增產(chǎn)措施的優(yōu)選,為準(zhǔn)噶爾盆地北三臺(tái)地區(qū)下白堊統(tǒng)清水河組低滲透儲(chǔ)層的勘探開發(fā)提供理論指導(dǎo),同時(shí)也為碎屑巖低滲透儲(chǔ)層成因機(jī)制的研究提供一套較為完善的研究思路。1北三組地區(qū)、工區(qū)、北3g期巖相古地理特點(diǎn)及地質(zhì)環(huán)境北三臺(tái)地區(qū)位于準(zhǔn)噶爾盆地東部,其北為北三臺(tái)北斷裂,南靠阜康斷裂,西臨阜康凹陷,東接吉木薩爾凹陷,勘探面積約1500km2(圖1)。受侏羅紀(jì)末期燕山運(yùn)動(dòng)的影響,北三臺(tái)地區(qū)整體具有東高西低、南北高中間低的特征,從西部阜康凹陷向東部北三臺(tái)凸起,白堊系依次超覆在底部不整合之上。白堊紀(jì)末期,工區(qū)東南部劇烈抬升,使白堊系遭受強(qiáng)烈剝蝕。由于這種下超上剝作用,導(dǎo)致工區(qū)白堊系厚度變化劇烈,從零到上千米不等。工區(qū)東南部白堊系厚度最小,清水河組也完全被剝蝕,西北部地層厚度最大,地層發(fā)育齊全。下白堊統(tǒng)鉆揭的地層自下向上依次為清水河組、呼圖壁河組、勝金口組和連木沁組,其中清水河組鉆井油氣顯示活躍,為主要勘探目的層(圖1)。2清水河群沉積相和儲(chǔ)層特征2.1拉美麗山東段沉積體系清水河組沉積時(shí)期氣候干旱,北三臺(tái)地區(qū)整體處于淺水狀態(tài),工區(qū)南部的博格達(dá)山物源區(qū)和東北部克拉美麗山東段物源區(qū)共同控制了工區(qū)沉積體系的展布特征。多物源決定了沉積相展布的復(fù)雜性,自南部物源區(qū)向北部物源區(qū),依次發(fā)育扇三角洲、濱淺湖和辮狀河三角洲沉積[圖2(a)],儲(chǔ)層以細(xì)砂巖、粉砂巖為主,其次為含礫砂巖、砂質(zhì)礫巖、礫巖和泥質(zhì)粉砂巖[圖2(b)、(c)和(d)]。2.2儲(chǔ)層滲透率特征北三臺(tái)地區(qū)清水河組儲(chǔ)層巖石類型以巖屑砂巖及長(zhǎng)石質(zhì)巖屑砂巖為主,(圖3)。儲(chǔ)層中碎屑顆粒以點(diǎn)、點(diǎn)—線接觸為主,分選差異大,分選系數(shù)從0.642~3.063均有分布,顆粒磨圓以次棱角—次圓狀為主;膠結(jié)方式以孔隙式膠結(jié)為主,基底式膠結(jié)次之。清水河組儲(chǔ)層儲(chǔ)集空間以原生孔為主,次生孔隙主要為長(zhǎng)石顆粒和方沸石膠結(jié)物溶孔,碳酸鹽膠結(jié)物次生溶孔較少。儲(chǔ)層整體具有“中高孔—低滲”的特征,孔隙度大于15%的樣品占到總樣品73.80%;滲透率分布范圍大,從0.02~2097.08mD均有分布,滲透率小于50mD的樣品占到了總樣品73.11%,儲(chǔ)層低滲特征明顯(圖4)。綜合利用鉆井巖心、巖石鑄體薄片、儲(chǔ)層物性、壓汞測(cè)試資料、掃描電鏡資料等,選取與儲(chǔ)層滲透率相關(guān)性較高的參數(shù),將清水河組儲(chǔ)層孔隙結(jié)構(gòu)分為4類(表1):Ⅰ類中高孔—中喉型,對(duì)應(yīng)中高孔中滲儲(chǔ)層;Ⅱ類中孔—細(xì)喉型,對(duì)應(yīng)中孔低滲儲(chǔ)層;Ⅲ類中孔—細(xì)微喉型,對(duì)應(yīng)中孔特低滲儲(chǔ)層;Ⅳ類中(低)孔—微喉型,對(duì)應(yīng)中(低)孔超低滲儲(chǔ)層。不同孔隙結(jié)構(gòu)儲(chǔ)層,其儲(chǔ)層巖石類型及孔—滲函數(shù)關(guān)系不同(表1)。3白堊系清水河組儲(chǔ)層精細(xì)目標(biāo)低滲透儲(chǔ)層的形成主要受沉積作用和后期成巖作用的影響,北三臺(tái)地區(qū)白堊系清水河組低滲透儲(chǔ)層具有沉積作用主控儲(chǔ)層物性、壓實(shí)作用主導(dǎo)儲(chǔ)層低滲、溶蝕作用改善儲(chǔ)層物性、膠結(jié)作用強(qiáng)化儲(chǔ)層低滲的特點(diǎn)。3.1巖石粒徑對(duì)儲(chǔ)層物性的影響沉積作用控制儲(chǔ)層的原始物性,同時(shí)影響儲(chǔ)層埋藏過(guò)程中的成巖作用和物性演化過(guò)程。沉積作用對(duì)儲(chǔ)層物性的影響本質(zhì)上主要受碎屑巖成分成熟度、結(jié)構(gòu)成熟度等因素的影響。巖石平均粒徑小于0.0884mm時(shí),隨著粒徑變粗,儲(chǔ)層物性變好;粒徑大于0.0884mm時(shí),隨著粒徑變粗,儲(chǔ)層物性逐漸變差(圖5)。隨著巖石粒徑的變化,巖石成分成熟度和結(jié)構(gòu)成熟度呈規(guī)律性變化,這使得宏觀上巖性能夠較好地反映沉積作用對(duì)儲(chǔ)層物性的影響。清水河組儲(chǔ)層中,粉砂質(zhì)泥巖-泥質(zhì)粉砂巖、粉砂巖、含礫砂巖-細(xì)礫巖、細(xì)砂巖,儲(chǔ)層物性依次變好,巖性對(duì)儲(chǔ)層物性起主控作用(表2)。造成這一趨勢(shì)的原因?yàn)?(1)巖石粒徑在0.0625~0.2500mm時(shí),沉積物分選最好,隨著粒徑減小或增大,分選均呈現(xiàn)變差趨勢(shì),造成沉積物原始沉積孔隙度差異較大;(2)沉積物粒度太細(xì)(如泥質(zhì)粉砂巖)時(shí),泥質(zhì)含量高,后期抗壓實(shí)能力較分選好的細(xì)砂巖弱,埋藏過(guò)程中孔隙損失較快;(3)工區(qū)細(xì)砂巖膠結(jié)作用相對(duì)較弱,而砂礫巖多發(fā)生較強(qiáng)的碳酸鹽膠結(jié)作用,導(dǎo)致儲(chǔ)層孔隙度損失較大。3.2改善儲(chǔ)層物性清水河組儲(chǔ)層成巖事件類型主要有壓實(shí)作用、膠結(jié)作用、溶蝕作用和交代作用(圖6),其中壓實(shí)作用和膠結(jié)作用是儲(chǔ)層深埋過(guò)程中物性變差的主要原因,且壓實(shí)作用整體強(qiáng)于膠結(jié)作用,溶蝕作用對(duì)儲(chǔ)層物性起到了一定的改善作用。不同巖性的儲(chǔ)層,其成巖作用差異性較大,對(duì)于含礫砂巖—礫巖儲(chǔ)層,普遍發(fā)育較強(qiáng)的碳酸鹽膠結(jié)作用,抑制后期酸性流體的進(jìn)入,溶蝕作用相對(duì)較弱[圖6(a)、(b)];細(xì)砂巖儲(chǔ)層中發(fā)育少量的沸石類膠結(jié)物,碳酸鹽膠結(jié)物局部發(fā)育,原生孔隙保存相對(duì)較好[圖6(c)],長(zhǎng)石和方沸石溶蝕現(xiàn)象常見(jiàn)[圖6(d)、(e)];薄層粉砂巖儲(chǔ)層常被碳酸鹽膠結(jié)物致密充填[圖6(g)、(h)],而厚層粉砂巖中部可保存相對(duì)較好的孔隙;泥質(zhì)粉砂巖成巖作用簡(jiǎn)單,壓實(shí)作用導(dǎo)致其物性迅速降低[圖6(i)],溶蝕作用相對(duì)較弱。3.2.1壓實(shí)減孔率及儲(chǔ)層滲透率以Beard和Weyl提出的碎屑巖初始孔隙度計(jì)算方法,恢復(fù)砂體沉積時(shí)的初始孔隙度,結(jié)合配套的巖石薄片、儲(chǔ)層物性資料,定量統(tǒng)計(jì)儲(chǔ)層總減孔量、壓實(shí)減孔量(率)、膠結(jié)減孔量(率),分析壓實(shí)作用和膠結(jié)作用對(duì)儲(chǔ)層物性的影響。清水河組儲(chǔ)層壓實(shí)減孔量在9.8%~25.2%,平均為19.1%,相應(yīng)的壓實(shí)減孔率在43.7%~100%,平均達(dá)到了73.0%(圖7)。壓實(shí)作用導(dǎo)致儲(chǔ)層孔隙半徑的減小,統(tǒng)計(jì)資料表明,工區(qū)儲(chǔ)層的滲透率(K)與儲(chǔ)層孔隙半徑(r)呈良好的指數(shù)關(guān)系(K=17.38×r1.37;R2=0.801),因此,壓實(shí)作用導(dǎo)致儲(chǔ)層滲透率大幅度降低,是清水河組低滲透儲(chǔ)層形成的主導(dǎo)因素。壓實(shí)作用和膠結(jié)作用對(duì)不同巖性的儲(chǔ)層影響有所差異,壓實(shí)作用對(duì)泥質(zhì)粉砂巖、粉砂巖和細(xì)砂巖影響大,壓實(shí)減孔率普遍大于75%,僅有少數(shù)小于60%;壓實(shí)作用對(duì)含礫砂巖—細(xì)礫巖的影響相對(duì)較小(多數(shù)仍強(qiáng)于膠結(jié)作用),壓實(shí)減孔率普遍小于60%(圖7)。膠結(jié)作用對(duì)泥質(zhì)粉砂巖、粉砂巖和細(xì)砂巖的影響較小,膠結(jié)減孔率普遍小于25%,而膠結(jié)作用對(duì)含礫砂巖—細(xì)礫巖儲(chǔ)層影響較大,膠結(jié)減孔率普遍大于40%,強(qiáng)膠結(jié)作用抑制了后期深埋過(guò)程中的壓實(shí)作用,從而造成儲(chǔ)層減孔量整體上具有隨深度增加而減小的趨勢(shì)(圖7)。3.2.2儲(chǔ)層結(jié)構(gòu)結(jié)構(gòu)清水河組儲(chǔ)層溶蝕作用類型有長(zhǎng)石、巖屑等顆粒溶蝕作用及沸石和碳酸鹽膠結(jié)物溶蝕作用,其中以長(zhǎng)石顆粒和沸石類膠結(jié)物的溶蝕為主[圖6(d)、(e)],碳酸鹽膠結(jié)物溶蝕規(guī)模較小[圖6(b)]。巖性不同,溶蝕規(guī)模差異較大,細(xì)砂巖儲(chǔ)層溶蝕量大,次生孔隙絕對(duì)含量可達(dá)4%~10%,相對(duì)含量可達(dá)20%~40%,對(duì)儲(chǔ)層性能改善較大;泥質(zhì)粉砂巖、粉砂巖和含礫砂巖-細(xì)礫巖儲(chǔ)層溶蝕弱,次生孔隙絕對(duì)含量多小于2%,對(duì)儲(chǔ)層物性的影響有限(圖7)。3.2.3儲(chǔ)層膠結(jié)減孔量膠結(jié)作用在清水河組儲(chǔ)層中普遍發(fā)育,膠結(jié)物包括碳酸鹽膠結(jié)物、沸石膠結(jié)物、硅質(zhì)膠結(jié)物和黃鐵礦膠結(jié)物,其中以碳酸鹽膠結(jié)物為主,其含量一般為2%~14%,其他膠結(jié)物含量較低,一般小于3%。清水河組儲(chǔ)層膠結(jié)減孔量在0~17.9%,平均為7.4%,膠結(jié)減孔率為0~56.3%,平均為27.0%(圖7)。膠結(jié)物充填孔隙,堵塞孔喉[圖6(a)、(g)],造成儲(chǔ)層孔隙度和滲透率的進(jìn)一步降低(圖8),因此,在壓實(shí)作用的基礎(chǔ)上,膠結(jié)作用強(qiáng)化了清水河組儲(chǔ)層的低滲特征。4清水河群油氣形成和儲(chǔ)層物理發(fā)育史4.1清水河群油氣形成與分布的特點(diǎn)4.1.1第期油氣成藏期北三臺(tái)地區(qū)白堊系烴源巖尚處在未成熟階段,生油潛力有限,清水河組儲(chǔ)層中油氣主要來(lái)自下部二疊系和侏羅系烴源巖。前人對(duì)該區(qū)的研究表明,受控于白堊紀(jì)末期燕山Ⅲ幕構(gòu)造運(yùn)動(dòng)和喜馬拉雅運(yùn)動(dòng),北三臺(tái)地區(qū)清水河組儲(chǔ)層具有兩期油氣充注過(guò)程。第Ⅰ期油氣充注發(fā)生在白堊紀(jì)末期,成藏時(shí)間距今約90~65Ma:白堊紀(jì)末期,受燕山Ⅲ幕構(gòu)造運(yùn)動(dòng)的影響,白堊系之下地層中油藏遭受破壞,油氣沿?cái)鄬?、白堊系底部不整合及清水河組儲(chǔ)層形成的復(fù)合疏導(dǎo)體系進(jìn)入到清水河組圈閉中形成次生油藏,該類油氣主要來(lái)自二疊系平地泉組烴源巖;同時(shí),阜康凹陷深部中下侏羅統(tǒng)煤型烴源巖地層溫度達(dá)到了75~95℃左右,烴源巖進(jìn)入低成熟階段,開始大量生成有機(jī)酸,有機(jī)酸伴隨著構(gòu)造運(yùn)動(dòng)而運(yùn)移到清水河組儲(chǔ)層。第Ⅱ期油氣充注受控于喜馬拉雅運(yùn)動(dòng),新近紀(jì)為成藏關(guān)鍵時(shí)期,成藏時(shí)間距今大致為23.5~0Ma:古近紀(jì)時(shí)期,阜康凹陷中下侏羅統(tǒng)烴源巖開始進(jìn)入生油氣高峰期,伴隨新近紀(jì)喜馬拉雅運(yùn)動(dòng),油氣沿?cái)嗔押筒徽线M(jìn)入清水河組儲(chǔ)層聚集成藏。4.1.2油氣成藏類型分析油源對(duì)比研究表明,北三臺(tái)地區(qū)(清水河組)儲(chǔ)層中來(lái)自侏羅系烴源巖的原油主要特征表現(xiàn)為碳同位素大于-30‰,姥植比大于2.0,總體反映出原油形成環(huán)境為弱氧化—弱還原的湖沼相環(huán)境;來(lái)自二疊系烴源巖的原油主要特征表現(xiàn)在碳同位素小于-31.5‰,姥植比小于1.0,總體反映原油形成環(huán)境還原性較強(qiáng)。在前人研究的基礎(chǔ)上,結(jié)合對(duì)油砂樣品原油地化特征的分析,認(rèn)為來(lái)自二疊系和侏羅系烴源巖的原油具有從西部阜康凹陷向東部北三臺(tái)凸起運(yùn)移的特征,原油在下白堊統(tǒng)清水河組儲(chǔ)層中具有分區(qū)性(圖9)。C區(qū)范圍較小,儲(chǔ)層中原油為Ⅰ期成藏時(shí)來(lái)自二疊系烴源巖的原油,以北6井為代表,原油碳同位素為-32.12‰,姥植比為0.9;B區(qū)范圍較大,儲(chǔ)層中原油具有混源特征,向阜康凹陷方向,來(lái)自侏羅系烴源巖的油氣所占比重增大,原油中碳同位素在-31.08‰~-30.11‰,姥植比多在1.0~2.0;A區(qū)最靠近阜康凹陷,現(xiàn)今儲(chǔ)層中油氣基本為Ⅱ期油氣成藏時(shí)充注的來(lái)自侏羅系烴源巖中的原油,原油碳同位素在-29.94‰~-28.90‰,姥植比多大于2.0。造成儲(chǔ)層中原油分帶性的原因有:Ⅰ期油氣充注時(shí),清水河組儲(chǔ)層成巖作用弱,儲(chǔ)層連通性好,來(lái)自二疊系烴源巖的油氣沿白堊系下伏不整合和不整合之上清水河組碎屑巖儲(chǔ)層構(gòu)成的輸導(dǎo)體系向構(gòu)造高部位運(yùn)移,從而使得油氣只在A區(qū)過(guò)路,在構(gòu)造相對(duì)高部位B區(qū)、C區(qū)儲(chǔ)層中聚集成藏;Ⅱ期油氣充注時(shí),清水河組儲(chǔ)層經(jīng)歷了較強(qiáng)的成巖作用,儲(chǔ)層連通性降低,A區(qū)發(fā)育巖性-地層等隱蔽圈閉類型,來(lái)自阜康凹陷侏羅系烴源巖的油氣總體自西向東運(yùn)移,主要在靠近烴源巖的A區(qū)隱蔽圈閉中聚集成藏,同時(shí)對(duì)B區(qū)油氣藏進(jìn)行了少量補(bǔ)注。4.2清水河群水庫(kù)的物理演化史4.2.1第一階段:清水河組儲(chǔ)層結(jié)合北三臺(tái)地區(qū)構(gòu)造演化史,恢復(fù)工區(qū)儲(chǔ)層成巖作用史,建立清水河組儲(chǔ)層成巖作用演化序列,并確定了不同成巖事件發(fā)生的時(shí)間范圍(圖10)。清水河組儲(chǔ)層現(xiàn)今主要處在早成巖B期,從早到晚成巖作用演化序列依次為:壓實(shí)作用/方沸石膠結(jié)作用—顆粒及方沸石溶蝕作用/石英加大邊沉淀/自生高嶺石沉淀(第Ⅰ成藏關(guān)鍵期)—碳酸鹽膠結(jié)作用—碳酸鹽膠結(jié)物溶蝕作用(第Ⅱ成藏關(guān)鍵期)。清水河組沉積時(shí)期—白堊紀(jì)末期(140~90Ma):白堊紀(jì)主要發(fā)育一套雜色碎屑巖沉積,古環(huán)境為干旱的湖盆環(huán)境,沉積水體呈弱堿性。該時(shí)期白堊系儲(chǔ)層埋深在1500m之上,地層水pH值主要受沉積時(shí)水體控制,同時(shí),儲(chǔ)層中火山巖巖屑含量高,有利于方沸石膠結(jié)物的沉淀。該階段清水河組儲(chǔ)層成巖作用主要為壓實(shí)作用和方沸石膠結(jié)作用。白堊紀(jì)末期(90~65Ma):伴隨著燕山Ⅲ幕構(gòu)造運(yùn)動(dòng),白堊系之下地層中油藏破壞后油氣攜帶部分有機(jī)酸重新進(jìn)入上部清水河組儲(chǔ)層成藏;同時(shí),侏羅系烴源巖生成的有機(jī)酸也進(jìn)入清水河組儲(chǔ)層,使地層水由弱堿性變?yōu)樗嵝?長(zhǎng)石等顆粒和方沸石膠結(jié)物溶蝕,長(zhǎng)石溶蝕過(guò)程中伴隨著自生高嶺石、石英加大邊等的生成。伴隨著構(gòu)造抬升的進(jìn)行,清水河組儲(chǔ)層局部裸露地表甚至完全被剝蝕,大氣淡水沿清水河組儲(chǔ)層及下伏不整合下滲,在大氣淡水的淋濾作用下,易溶組分進(jìn)一步溶蝕。構(gòu)造抬升過(guò)程中,清水河組儲(chǔ)層中來(lái)自二疊系烴源巖的油氣遭受生物降解,產(chǎn)生的H2S為黃鐵礦的生成提供了有利條件。古近紀(jì)—新近紀(jì)(65~23.5Ma):進(jìn)入古近紀(jì),北三臺(tái)地區(qū)重新接受沉積。一方面由于早期溶蝕過(guò)程中有機(jī)酸被大量消耗,另一方面由于古近紀(jì)時(shí),氣候炎熱干旱,沉積水體礦化度高,呈弱堿性,古近系底部沉積一套厚達(dá)50m的含膏泥巖,堿性環(huán)境水及含膏泥巖壓實(shí)排出的堿性地層水對(duì)下伏的清水河組儲(chǔ)層造成很大影響,使儲(chǔ)層地層水由弱酸性轉(zhuǎn)為弱堿性。早期原油的降解提供了大量的碳源,在該時(shí)期,儲(chǔ)層主要發(fā)生了碳酸鹽膠結(jié)作用。新近紀(jì)—現(xiàn)今(23.5Ma至今):北三臺(tái)地區(qū)快速沉降,沉積厚度達(dá)800~1600m。伴隨著喜馬拉雅活動(dòng),阜康凹陷侏羅系煤型烴源巖生成的有機(jī)酸和原油沿?cái)鄬雍桶讏紫档撞坎徽嫌晌飨驏|進(jìn)入清水河組儲(chǔ)層,帶來(lái)的有機(jī)酸使地層水變?yōu)槿跛嵝?。該時(shí)期,儲(chǔ)層主要發(fā)生了進(jìn)一步的壓實(shí)作用和較弱的二次溶蝕作用。4.2.2地質(zhì)歷史時(shí)期儲(chǔ)層滲透率的恢復(fù)以“儲(chǔ)層成巖作用演化序列-儲(chǔ)層孔隙結(jié)構(gòu)”約束下的地質(zhì)歷史時(shí)期儲(chǔ)層物性恢復(fù)方法為指導(dǎo),筆者以巖石鑄體薄片為對(duì)象,結(jié)合儲(chǔ)層埋藏史及成巖作用演化序列,利用人-機(jī)交互的圖像分析技術(shù)精確求取不同成巖事件造成的儲(chǔ)層孔隙度變化值,采用反演回剝法恢復(fù)地質(zhì)歷史時(shí)期各主要成巖階段儲(chǔ)層的孔隙度;然后,以儲(chǔ)層現(xiàn)今孔隙結(jié)構(gòu)為基準(zhǔn),結(jié)合成巖作用演化序列及不同成巖事件造成的儲(chǔ)層孔隙度變化值,依次恢復(fù)地質(zhì)歷史時(shí)期各主要成巖階段儲(chǔ)層的孔隙結(jié)構(gòu);最后根據(jù)現(xiàn)今不同類型儲(chǔ)層孔隙結(jié)構(gòu)特征,確定地質(zhì)歷史時(shí)期特定階段儲(chǔ)層孔隙結(jié)構(gòu)所屬類型,并通過(guò)相應(yīng)類型孔隙結(jié)構(gòu)儲(chǔ)層的孔-滲函數(shù)關(guān)系(表1),計(jì)算地質(zhì)歷史時(shí)期儲(chǔ)層滲透率(圖11)。通過(guò)地質(zhì)歷史時(shí)期儲(chǔ)層物性的恢復(fù),可以確定北28井2238.8m油跡細(xì)砂巖儲(chǔ)層在距今約30Ma成為低滲透儲(chǔ)層(K<50mD),在碳酸鹽膠結(jié)作用之后儲(chǔ)層滲透率約為27.40mD(圖11)。由于A區(qū)儲(chǔ)層中原油主要為Ⅱ期成藏過(guò)程中來(lái)自侏羅系烴源巖的原油,因此,判斷北28井2238.8m油跡細(xì)砂巖為先形成低滲-后成藏型的低滲透儲(chǔ)層。針對(duì)準(zhǔn)噶爾盆地北三臺(tái)地區(qū)下白堊統(tǒng)清水河組儲(chǔ)層,采用上述方法,恢復(fù)不同類型儲(chǔ)層地質(zhì)歷史時(shí)期物性,建立清水河組不同區(qū)帶、不同巖性儲(chǔ)層物性演化模式(圖12),直觀有效地確定不同類型儲(chǔ)層的(特/超)低滲形成時(shí)間和埋藏深度。5儲(chǔ)層基本特征儲(chǔ)層低滲形成時(shí)間與油氣成藏時(shí)間的匹配關(guān)系表明,北三臺(tái)地區(qū)清水河組存在3大類不同成因類型的儲(chǔ)層:Ⅰ類為中滲成藏-現(xiàn)今中滲儲(chǔ)層;Ⅱ類為中滲成藏-現(xiàn)今(特)低滲透儲(chǔ)層;Ⅲ類為(特/超)低滲成藏-現(xiàn)今(特/超)低滲儲(chǔ)層。其中Ⅱ類細(xì)分為2個(gè)亞類,Ⅲ類細(xì)分為4個(gè)亞類(表3)。根據(jù)儲(chǔ)層物性演化史-成藏史、儲(chǔ)層含油級(jí)別、原油特征及試油試采成果等,分析不同成因類型(低滲透)儲(chǔ)層的勘探潛力,并優(yōu)選不同成因類型儲(chǔ)層的增產(chǎn)措施。Ⅰ類:中滲成藏-現(xiàn)今中滲儲(chǔ)層,為分布在B區(qū)的細(xì)砂巖儲(chǔ)層,沉積時(shí)為高滲儲(chǔ)層,第I成藏關(guān)鍵期為中滲儲(chǔ)層,油氣充注成藏;第Ⅱ成藏關(guān)鍵期為中滲儲(chǔ)層,油氣少量補(bǔ)注;現(xiàn)今為中滲儲(chǔ)層,具有中高孔—中喉型孔隙結(jié)構(gòu)。鉆井取心油氣顯示達(dá)到油浸-飽含油級(jí)別,具有最好的潛力,但由于早期成藏的原油在表生成巖階段經(jīng)歷了生物降解作用,極大降低了原油品位,使得油質(zhì)稠,黏度大,因此開采中須使用降黏工藝。如北16井1431.2~1432.75m的稠油油斑—富含油細(xì)砂巖巖心、西泉1井1665.91~1667.39m的稠油油浸細(xì)砂巖巖心。Ⅱ-1類:中滲成藏-現(xiàn)今低滲儲(chǔ)層,為分布在B區(qū)的粉砂巖、含礫砂巖—細(xì)礫巖儲(chǔ)層,沉積時(shí)為中(高)滲儲(chǔ)層,第I成藏關(guān)鍵期為中滲儲(chǔ)層,油氣充注成藏;第Ⅱ成藏關(guān)鍵期為中滲儲(chǔ)層,油氣少量補(bǔ)注;現(xiàn)今為低滲儲(chǔ)層,具中孔-細(xì)喉型孔隙結(jié)構(gòu)。鉆井取心油氣顯示達(dá)到油斑-飽含油級(jí)別,具有較好的潛力,由于油質(zhì)稠,黏度大,因此開采中須使用降黏工藝,同時(shí)應(yīng)采用壓裂措施,以增加儲(chǔ)層滲透率,達(dá)到增產(chǎn)效果。如西泉011井1642~1650m粉砂巖儲(chǔ)層,采取壓裂—降黏措施后,產(chǎn)稠油1.15t/d;北38井1820~1858m砂礫巖儲(chǔ)層中途測(cè)試產(chǎn)稠油2.57t/d。Ⅱ-2類:中滲成藏-現(xiàn)今特低滲儲(chǔ)層,為分布在B區(qū)的粉砂巖、含礫砂巖—細(xì)礫巖儲(chǔ)層,沉積時(shí)為中(高)滲儲(chǔ)層,第I成藏關(guān)鍵期為中滲儲(chǔ)層,油氣充注成藏;此后較強(qiáng)的碳酸鹽膠結(jié)使得第Ⅱ成藏關(guān)鍵期時(shí)成為(特)低滲儲(chǔ)層,油氣少量補(bǔ)注;現(xiàn)今為特低滲儲(chǔ)層,具(中)小孔—微型孔隙結(jié)構(gòu)。鉆井取心油氣顯示達(dá)到油斑—油浸級(jí)別,具有中等的潛力,由于油質(zhì)稠,黏度大,因此開采中須使用降黏工藝,同時(shí)由于碳酸鹽膠結(jié)物含量較高,應(yīng)采用壓裂-酸化綜合措施,提高儲(chǔ)層滲透率,增加產(chǎn)量。如西泉4井1887~1897m灰質(zhì)粉砂巖儲(chǔ)層,壓裂測(cè)試為水層(見(jiàn)油花)。Ⅲ-1類:低滲成藏-現(xiàn)今低滲儲(chǔ)層,為分布在A區(qū)的細(xì)砂巖儲(chǔ)層,沉積時(shí)為高滲儲(chǔ)層,第I成藏關(guān)鍵期為中滲儲(chǔ)層,油氣過(guò)路未成藏;碳酸鹽中等膠結(jié)使得第Ⅱ成藏關(guān)鍵期時(shí)為低滲儲(chǔ)層,油氣充注成藏;現(xiàn)今為低滲儲(chǔ)層,具中孔-細(xì)喉型孔隙結(jié)構(gòu)。鉆井取心顯示為熒光—油斑級(jí)別,局部見(jiàn)油浸-富含油級(jí)別,潛力一般。由于含有中等含量的碳酸鹽膠結(jié)物,應(yīng)采用壓裂-酸化綜合措施,提高儲(chǔ)層滲透率,增加產(chǎn)量。如北36井2016.35~2016.92m的稀油熒光細(xì)砂巖巖心和2016.92~2017.35m的稀油富含油巖心;北74井2652.45~2652.80m的稀油熒光細(xì)砂巖儲(chǔ)層。Ⅲ-2類:低滲成藏-現(xiàn)今特低滲儲(chǔ)層,為分布在A區(qū)的粉砂巖儲(chǔ)層,沉積時(shí)為中(高)滲儲(chǔ)層,第I成藏關(guān)鍵期為中滲儲(chǔ)層,油氣過(guò)路未成藏;碳酸鹽中等—較弱膠結(jié)使得第Ⅱ成藏關(guān)鍵期時(shí)為低滲儲(chǔ)層,油氣充注成藏;現(xiàn)今為特低滲儲(chǔ)層,具中孔-細(xì)微喉型孔隙結(jié)構(gòu)。鉆井取心顯示為熒光—油斑級(jí)別,潛力一般較差。可采