en
×

分享给微信好友或者朋友圈

使用微信“扫一扫”功能。
作者简介:

程鑫(1990-),男,博士研究生,研究方向为油气储层地质学。E-mail:645719710@qq.com。

通讯作者:

远光辉(1986-),男,副教授,博士,研究方向为油气储层地质学。E-mail:yuan.guanghui@upc.edu.cn。

中图分类号:TE122.1

文献标识码:A

文章编号:1673-5005(2021)01-0001-11

DOI:10.3969/j.issn.1673-5005.2021.01.001

目录contents

    摘要

    鉴于碳酸盐岩岩溶储层成因及分布规律的复杂性及其对油气勘探的重要性,以东营凹陷草桥潜山为研究对象,以钻井岩心资料、薄片资料、测录井资料、生产数据等为基础,结合区内地层结构特征、方解石胶结物的阴极发光特征及成分差异,明确研究区碳酸盐岩潜山储集特征、成因及分布规律。 结果表明:草桥地区下古生界碳酸盐岩为次生孔洞和裂缝主导的储层;燕山期—喜山期抬升剥蚀及晚期淋滤作用控制了区内优质岩溶储层的形成与分布,优质储层主要分布在上古生界缺失的强烈剥蚀区,纵向上多分布在不整合面之下 150 m 范围内;胶结物的阴极发光和成分特征良好地记录了地质历史时期的构造及成岩流体演化,可作为判断岩溶储层成因和分布规律的重要依据。

    Abstract

    In view of the complexity of both the origin and distribution of the karsted carbonate reservoirs and the importance to hydrocarbon exploration, the characters, origin and distribution of the lower Paleozoic carbonate reservoirs of Caoqiao buried hill in Dongying Sag were studied based on plenty of drilling cores, thin sections and production data as well as a combination of stratigraphic architecture, cathodoluminescence feature and chemical component of the calcite cements in the study area. Our results show that the reservoirs are dominated by secondary pores, caves and fissures. Uplifting and denudation between Yanshan and Himalayan periods as well as the late-stage karstification controlled the origin and distribution of the relative-high quality karsted carbonate reservoirs in Caoqiao area. The relative-high quality reservoirs mainly develop in intensively eroded areas where the upper Paleozoic is absent. And their vertical distributions are within 150 m distance from the upper unconformity. The cathodoluminescence feature and composition of the cements, which recorded the tectonic and diagenetic fluid evolution in geologic history, can serve as an important evidence for judging the origin and distribution of the karsted reservoirs.

  • 下古生界碳酸盐岩油气藏是渤海湾盆地重要的油气勘探领域,以潜山顶部岩溶储层为主要勘探目标,相继发现冀中坳陷的任丘、黄骅坳陷的千米桥、济阳坳陷的广饶、桩西、孤岛等一系列潜山顶部油气藏[1-2]。虽然目前对潜山岩溶储层的勘探程度不断加深、范围逐渐扩大,但是储层极强的非均质性导致该类油气藏的勘探效率仍有待提高,而明确其储层成因和分布规律是提高油藏勘探效率的关键。关于表生条件下的碳酸盐岩岩溶作用,国内外学者进行了大量研究并建立相应的岩溶模式,其中较为经典的2 种模式为受海平面位置变化控制与大气淡水透镜体有关的岛屿、海岸型岩溶模式[3-6],以及区域性抬升暴露条件下主要受地表、地下河流水体流动和侵蚀作用影响的大陆型岩溶模式[6-8];部分学者还建立非暴露内幕区与承压水有关的顺层岩溶模式[9-10]。目前对渤海湾盆地岩溶储层的勘探多引用经典的大陆型表生岩溶模式,将岩溶体划分为表层带、垂直渗流带、水平潜流带和深部缓流带[11-12]。基于此模式,学者们主要通过取芯井段钻遇的溶洞充填物以及非取芯井段的钻具放空、井漏、测井响应特征和地震反射标志进行识别[8,13-15]。对于渤海湾盆地下古生界岩溶储层,学者们对其垂向分布范围尚未得到一个较统一的认识。如董月霞等[14] 及邱隆伟等[15]对南堡凹陷下古生界碳酸盐岩潜山的研究显示岩溶储层主要发育在不整合面之下100 m范围内;而陈霞等[16]对华北地台奥陶系岩溶储层的研究、金振奎等[11]对黄骅坳陷岩溶储层的研究以及郭建华等[17]对河西务构造带潜山储层的研究表明表生淋滤作用深度主要在侵蚀面之下200 m范围内; 闫伟等[18]对冀中坳陷奥陶系岩溶储层的研究更是将岩溶作用最大范围界定到不整合面之下400 m。这种认识的不一致性,一方面与不同地区地质条件及岩溶期次差异有关。下古生界沉积以来经历多期构造运动的叠加改造,伴随有多次抬升,储层可能经历多期岩溶[14,19-20],不同时期的地质条件不同,其岩溶储集体的分布和规模也会有所差异。因此岩溶储层形成时间或古岩溶期次的准确厘定对明确岩溶储层的分布十分重要。目前溶洞的定时断代主要通过不整合面法、洞穴碎屑充填物岩性及古生物法、充填自生矿物测年法等[9,19,21-22]。另一方面地质资料和测试手段的局限性也会导致对地下地质体的认知受到一定限制。受控于空间分辨率的限制,测井和地震响应往往只能识别较大尺度的岩溶孔洞,而对于小规模(厘米~毫米级)孔洞较难识别;同时井漏除了是岩溶作用造成外,还可能受大规模断层影响,这将直接影响对于表生岩溶作用深度的判断,因而需要寻找更多的证据确定其分布范围。在碳酸盐岩的成岩作用研究中,利用胶结物的阴极发光及成分特征差异性区分胶结物期次并判断其形成环境逐渐得到广泛应用[23],这可为明确成岩流体作用范围及其控制下的储层分布提供一个新视角。因此选取草桥潜山作为典型实例,以区域地质背景为约束,根据胶结物特征对储层成因及分布进行精细化分析,以期为渤海湾盆地内同类储层的研究提供一定借鉴。

  • 1 地质概况

  • 东营凹陷是济阳坳陷内的次一级构造单元,为基岩古地形背景上发育起来的断—拗盆地,多期次的构造运动在凹陷内形成平南—平方王、郑家—王庄以及草桥—广饶等多个潜山带。草桥潜山位于东营凹陷的南斜坡边缘(图1),与广饶凸起相接,潜山油气勘探始于20 世纪70 年代,截至2015 年累积探明石油地质储量为23×10 6 t [24-25]。研究区下古生界碳酸盐岩经历加里东—海西期、印支期、燕山及喜山期等多期构造运动的叠加改造。其中加里东—海西期构造运动以稳定升降为主,并未出现较大的地形起伏,但加里东期末—海西早期的构造抬升使其遭受长约140~150 Ma的风化淋滤;潜山构造的形成始于印支运动末期,印支期的南北向挤压形成北西走向的草桥—广饶潜山宽缓背斜,中生代燕山运动 Ⅱ幕产生本区的石村断层,由于断层的掀斜作用,使研究区强烈隆起并遭受剥蚀,喜山运动末期,在经历多次构造运动之后,该区随济阳坳陷一起稳定下降, 接受馆陶组、明化镇组及第四系沉积,形成现今构造形态[12,26]

  • 2 地层发育特征及其展布

  • 东营凹陷下古生界为一套以碳酸盐岩为主的海相沉积,与下伏太古界片麻岩不整合接触,地层序列见图2(a)。但是由北部斜坡区到南部凸起区,草桥地区下古生界残留地层及接触关系存在差异。东北部下古生界保留较为完整,上覆上古生界,未与新生界地层直接接触;向西南方向凸起区变化,上古生界逐渐变薄直至缺失,下古生界上覆地层变为新生界, 下古生界缺失部分逐渐增多,与新生界接触的下古生界逐渐变老(图2(b)、(c))。

  • 图1 研究区构造位置

  • Fig.1 Geological setting of Caoqiao area

  • 图2 草桥地区地层发育特征

  • Fig.2 Developing characteristics of strata in Caoqiao area

  • 3 岩溶储层储集特征

  • 经历漫长的成岩演化,草桥潜山下古生界碳酸盐岩总体较为致密,基质孔隙度相对较低,80%以上的储层孔隙度小于5%,70%以上的储层渗透率小于0.1×10 -3 μm 2,孔隙度与渗透率相关性差,但仍发育部分较高孔、渗( 孔隙度大于5%, 渗透率大于0.1×10 -3 μm 2)的储层(图3)。

  • 图3 草桥潜山下古生界碳酸盐岩物性特征

  • Fig.3 Petrophysical properties of lower Paleozoic carbonate reservoirs in Caoqiao buried hill

  • 下古生界碳酸盐岩为孔洞和裂缝复合型储集系统,储集空间可以划分为角砾间孔洞、基质孔洞和裂缝3 种类型。其中角砾间孔洞是角砾间未被方解石胶结物完全充填的残余空间(图4( a)、( b)),或是角砾间胶结物被溶蚀形成的溶蚀孔洞(图4( c));基质孔洞可分为2 种类型,一种为原岩溶蚀形成的不规则孔洞(图4( d)、( e)),另一种为溶洞内的渗流粉砂等碎屑充填物的基质孔(图4(f));研究区裂缝以未被胶结物完全充填的构造裂缝为主(图4(g)、(h)、(i)),发育少量溶蚀缝和压溶缝。

  • 图4 草桥潜山下古生界碳酸盐岩储集空间类型

  • Fig.4 Reservoir spaces of lower Paleozoic carbonate reservoirs in Caoqiao buried hill

  • 4 方解石胶结物阴极发光特征

  • 方解石是碳酸盐岩储层中最主要的胶结物类型, 其发育程度直接控制储层质量;同时胶结物的产状以及各期方解石间的关系也可以为储层成岩演化的研究提供重要依据。研究区下古生界碳酸盐岩普遍经历较强烈的方解石胶结,依据其阴极发光特征可将其分为不发光方解石、弱发光方解石和发亮光方解石3 种类型(图5)。进一步通过胶结物之间的溶蚀充填关系和切割关系,将区内方解石胶结划分为4 期。

  • 图5 草桥潜山下古生界碳酸盐岩内方解石胶结物阴极发光特征

  • Fig.5 Cathodoluminescence feature of calcite cements of lower Paleozoic carbonate in Caoqiao buried hill

  • 首先根据发亮光方解石与不发光方解石之间的关系可将发亮光方解石划分为2 期,其中一期发亮光方解石以裂缝充填为主,且常见其溶蚀后被不发光方解石充填的现象(图5( b)),表明其形成于不发光方解石之前;而另一期发亮光方解石既可以充填角砾间也可以呈裂缝充填,其多分布于不发光方解石胶结后的残余孔或残余裂隙中(图5( a)、(c)、(d)),因此该期胶结物应形成于不发光方解石之后。对于弱发光方解石来说,可见其切割发亮光方解石脉的现象(图5( b)),同时可见弱发光方解石溶蚀后被不发光方解石充填(图5( b))以及裂缝内由边部到中部依次充填弱发光方解石、不发光方解石和发亮光方解石的现象(图5( d))。由此可知,弱发光方解石形成于早期发亮光方解石之后、不发光方解石和晚期发亮光方解石之前。综上可建立方解石的胶结序列为:早期发亮光方解石→弱发光方解石→不发光方解石→晚期发亮光方解石。

  • 5 储层成因及分布

  • 5.1 储层成因

  • 近地表岩溶作用除了溶蚀形成孔洞外,还包括围岩的坍塌、碎屑沉积、化学沉淀等作用[8]。岩溶孔洞形成后,地表水的下渗以及地下暗河的流动会带来碎屑物质以及异地角砾形成混杂堆积;随着地层持续埋藏,溶洞无法承受上覆地层压力发生坍塌, 形成坍塌角砾,岩溶角砾岩和碎屑充填被认为是识别古风化壳岩溶储层最直观和最重要的岩石学标志[8,13];而无论是在表生岩溶条件下还是随后的埋藏成岩过程中,碳酸盐矿物与流体反应易达到平衡的性质往往使流体在短期内对CaCO3 饱和,CO2 脱气以及温度升高等作用会使平衡状态发生改变而沉淀方解石[3,7,27],自生矿物记录其沉淀时的成岩环境及流体信息,因此其岩相学和成分特征为成岩环境的恢复提供重要依据[23,27-28]

  • 研究区典型的溶洞角砾充填以及碎屑充填物(图4(a)~(c)、(f))表明区内下古生界碳酸盐岩储层的形成与表生岩溶作用密切相关。但是由斜坡区到凸起区下古生界上覆地层的变化(图2(c))以及典型井埋藏史(图6)的恢复表明研究区经历2 期表生岩溶作用。因此明确区内较优质储层是早期表生岩溶与晚期岩溶作用叠加的结果还是晚期岩溶主控,对于预测优质储层的分布具有重要意义。综合地层变化规律、胶结物阴极发光特征以及生产动态资料认为,较优质储层的形成是晚期表生淋滤作用的结果。主要有以下几方面证据:

  • 图6 草桥地区草古113 井埋藏史

  • Fig.6 Burial history of well Cg113 in Caoqiao area

  • (1)在地层展布规律上可以清晰地看出,在上古生界覆盖区,下古生界厚度和残留地层稳定,地层保留完整,而在无上古生界覆盖区,由北向南,下古生界出露的地层逐渐变老。这表明在晚期抬升淋滤过程中大量地层已经被剥蚀;收集到的斜坡带中生界和新生界碎屑岩资料也显示,在中生界和新生界地层中碳酸盐岩岩屑和砾石广泛发育,表明其在中生代—新生代确实经历长时间的剥蚀。在此过程中,早期表生淋滤在上部地层内形成的岩溶体也被剥蚀掉,而在残留地层中形成新的岩溶体。

  • (2)储层内方解石胶结物的阴极发光特征也为储层成因的判断提供重要依据。前人研究表明,方解石的阴极发光特征主要受胶结物内Fe、Mn元素的影响,Mn是主要的激发剂,Fe是主要的淬灭剂,Mn、Fe的绝对质量分数以及Mn/Fe的变化会导致方解石呈现不同的发光特征[29]。碳酸盐胶结物内的Mn、Fe质量分数一方面受控于成岩流体中Fe、Mn质量分数, 另一方面主要受成岩环境氧化还原性的影响:氧化条件下Fe、Mn多以Fe3+、Mn 4+ 形式存在,不易进入晶格,方解石不发光;次氧化条件下Fe多为Fe3+离子, 不易进入晶格,Mn以Mn 2+形式存在,可以进入晶格, 方解石阴极发光明亮;还原条件下Fe、Mn以Fe2+和Mn 2+离子形式存在,可以进入晶格,方解石发光变弱[29-30]

  • 这可以从研究区内4 期方解石的Fe、Mn质量分数差异得到验证,以方解石胶结物阴极发光差异性和胶结期次的划分为基础,利用电子探针对不同期次方解石的成分进行原位微区分析,各元素的质量分数均以氧化物形式体现(表1)。

  • 表1 草桥潜山下古生界碳酸盐岩内方解石胶结物化学组成

  • Table1 Chemical component of calcite cements of lower Paleozoic carbonate in Caoqiao buried hill

  • 结果表明,不同期次方解石的CaO和MgO质量分数均有较宽的分布范围, CaO质量分数多在54.0%~57.0%变化, MgO质量分数在0.02%~0.7%,各期次方解石间的CaO、MgO质量分数差异并不大(图7(a))。但是各期次方解石的FeO、MnO质量分数存在明显差异(图7( b))。其中第Ⅲ期不发光方解石FeO、MnO质量分数最低,其FeO质量分数均低于0.05%,平均为0.01%,MnO质量分数均小于0.03%,平均为0.004%;第Ⅳ期发亮光方解石FeO、MnO质量分数最高,MnO质量分数多大于0.15%,平均为0.25%,FeO质量分数多大于0.1%, 平均值可达0.304%;而第Ⅰ期发亮光和第Ⅱ期弱发光胶结物FeO、MnO质量分数在前两者之间,以第Ⅲ期胶结物为参照,第Ⅰ期胶结物MnO、FeO质量分数均有升高, 平均值分别可达0.09%和0.06%,而第Ⅱ期胶结物MnO升高幅度与第Ⅰ期相近,平均值为0.05%;但FeO质量分数明显大幅增加,FeO质量分数均大于0.1%,平均可达0.23%。而第Ⅰ期与第Ⅳ期方解石之间Mn、Fe质量分数的差异可能是晚期成岩流体内Fe、Mn质量分数更高造成的。由此可知,储层经历浅埋—深埋—暴露—浅埋的变化。但是这一变化应发生在加里东—海西期岩溶之后,第Ⅲ期不发光方解石应与晚期表生淋滤对应,因为早期岩溶作用前地层以稳定沉降为主, 未发生明显的构造变形,这与研究区内观察到的早于不发光方解石胶结的2 期裂缝相互切割(图5(b))以及角砾内发育弱发光方解石脉(图5(c))的现象不符。另一方面,在研究区样品中未见到早于前2 期胶结的裂缝内或角砾间不发光方解石胶结, 表明其确实在晚期淋滤过程中被剥蚀掉。

  • (3)最后试油及油气综合显示资料也表明晚期大气水淋滤对于区内优质储层的形成更为重要。以图2(c)所示剖面为例,在无上古生界覆盖的强烈剥蚀区,广气1 井518.2~520.2 m和549.4~552.4 m井段油气综合显示结果为1 类层,草古101 井581.3~696 m井段,试油显示为日产油29.1 t、日产水6.83 t的稠油层;而到晚期弱剥蚀区的草古120 井, 725.3~766 m井段油气综合显示为干层,到晚期未暴露区的草古3 井1 433.4~1 609.5 m井段以3 类层为主。储层类型的这种差异性可以明显体现出晚期岩溶作用对优质储层发育的控制作用,而加里东期—海西期表生淋滤影响较弱。

  • 图7 草桥潜山方解石胶结物成分交会图

  • Fig.7 Chemical component cross-plot calcite cements in Caoqiao buried hill

  • 5.2 优质储层分布

  • 优质储层的分布可以分为横向分布和纵向分布两方面来讨论。对于横向分布来说,通过前述储层成因的分析已经明确,研究区岩溶储层与晚期表生淋滤作用相关,因此优质储层应多分布于下古生界强烈剥蚀区;而对于上覆上古生界地区以及两者之间的弱剥蚀过渡区,碳酸盐岩储集性能较差;除非有晚期断裂的强烈改造,这些部位很难作为有力储层的发育区。

  • 选取东营凹陷下古生界上覆地层为上古生界的纯化潜山、王家岗潜山以及平南潜山,并筛选其中远离断层的储层与草桥潜山进行储集空间和物性对比可以发现,草桥潜山发育大量溶蚀孔洞并在近不整合处发育大量较高孔、渗储层,且储层物性明显受不整合控制,随距不整合距离增加而下降;而当潜山上覆地层为上古生界时,其岩石相对致密,孔隙度、渗透率明显偏低;且储层物性纵向变化不明显,孔隙度多小于5%,渗透率均小于10×10 -3 μm 2,并以小于1×10 -3 μm 2 为主(图8)。对照研究区内油气资源分布和残留地层的关系(图2( b)) 也可以发现,探明和预测含油气区均分布在缺失八陡组的强烈剥蚀区,而在残留八陡组的晚期弱剥蚀区和残留上古生界的晚期未剥蚀区,油气资源较少。顶部只残留长山组—馒头组的更强烈剥蚀区域含油气性差,可能与其地层中泥岩或泥质质量分数较高有关。

  • 图8 东营凹陷不同期次岩溶储层储集特征对比

  • Fig.8 Comparison between karsted reservoirs of different generation in Dongying Sag

  • 为了研究工区内岩溶储层的垂向分布,对草桥地区取芯较长、距不整合面距离较大的草古100 井的储集空间及阴极发光特征纵向变化进行详细分析(图9)。

  • 图9 草古100 井储集特征、含油性及阴极发光特征纵向变化

  • Fig.9 Vertical variation of reservoir space, oil bearing property and cathodoluminescence features in well Cg100

  • 从图中可以看出,由近不整合面到远离不整合面,明显呈现出取芯收获率升高,岩溶角砾及晚期不发光和发亮光方解石含量降低的趋势。在距不整合面50 m范围内,岩溶角砾较为发育,同时不发光方解石广泛发育,表明该范围内表生岩溶作用强烈;而到距不整合面约140 m的深度处,虽然岩溶角砾不太发育,但仍见小规模溶洞,同时虽然胶结物以弱发光方解石为主,仍发育部分晚期不发光和发亮光方解石; 但到距不整合面约150 m时,胶结物完全变为以早期弱发光方解石为主,这表明此时已基本无大气水作用。同时统计研究区典型井的漏失情况以及试油产量与距不整合面距离的关系也可以看出,发生漏失以及试油产能较高的储层全部分布在距不整合面150 m范围内,并以距不整合面距离小于50 m为主;当距不整合面距离大于150 m时无漏失现象,未见产层(图10)。综合胶结物分布特征及生产动态资料可以看出,晚期岩溶作用下形成的优质储层分布在距不整合面150 m范围内,并且在距不整合面50 m范围内储层最为发育。虽然古生界碳酸盐岩在漫长的演化过程中经历多期构造运动及多种成岩流体的叠加改造,使其成因及分布多样化、复杂化,但不同的演化过程必然会有不同的地质响应以及相应的地质证据。通过草桥地区下古生界碳酸盐岩潜山的研究可以发现,其地层特征及方解石胶结物阴极发光多样性作为剥蚀—沉积过程和成岩流体作用过程的重要记录,可为该类储层的成因和分布研究提供有利的依据。因此明确不同地区、不同类型潜山的地层结构差异性以及胶结物阴极发光特征和成分的变化,将会对该类储层的成因差异性分析、分布规律差异性研究以及进一步精细勘探具有一定的指导和借鉴意义。

  • 图10 草桥潜山典型井井漏及试油产量纵向分布

  • Fig.10 Vertical distribution of circulation loss and well testing data from typical wells in Caoqiao buried hill

  • 6 结论

  • (1)草桥地区下古生界碳酸盐岩为次生孔洞和裂缝型储层,储集空间可以分为角砾间孔洞、基质孔洞和裂缝3 种类型;储层内碳酸盐胶结物具有多期次性,依据其形成顺序可划分为早期发亮光方解石、弱发光方解石、不发光方解石和晚期发亮光方解石4 期胶结。

  • (2)综合地层发育特征、方解石胶结物的阴极发光和成分特征及其变化规律,明确草桥地区下古生界较优质储层是地层经燕山期—喜山期抬升剥蚀,残留地层在晚期大气水淋滤作用下形成的;该期岩溶形成的优质储层主要分布在上古生界缺失的强烈剥蚀区,其纵向上分布在距下古生界与新生界间不整合面150 m范围内,并以距不整合面50 m范围内优质储层最为发育。

  • (3)地层结构以及胶结物的阴极发光和成分特征良好地记录了地质历史时期的构造及成岩流体的演化,可作为判断岩溶储层成因和分布规律的重要依据。

  • 参考文献

  • 参考文献

  • 版权所有 中国石油大学学报(自然科学版)编辑部 Copyright©2008 All Rights Reserved
    主管单位:中华人民共和国教育部 主办单位:中国石油大学
    地址: 青岛市黄岛区长江西路66号中国石油大学期刊社 邮编:266580 电话:0532-86983496 E-mail: journal@upc.edu.cn
    本系统由:北京勤云科技发展有限公司设计