張新順，楊沛廣，段海崗，何 軍，卞從勝，馬 鋒

(中國石油勘探開發(fā)研究院，北京 100083)

引 言

蓋層的封閉能力和有效封閉厚度下限一直是油氣地質研究的熱點，以往研究主要以膏鹽巖和泥頁巖蓋層封閉能力研究為主[1-4]。對于碎屑巖蓋層，隨著泥質含量和厚度的降低，孔隙連通性變好，毛細管力減弱，封閉性能將大幅下降。通常認為薄層泥質粉砂巖較難形成良好蓋層，因此，其作為蓋層的厚度下限研究相對較少[5-8]。實際上，一些薄層的粉砂質泥巖甚至泥質粉砂巖可以成為油藏的較好蓋層，特別是在油氣富集區(qū)內，還可形成一定規(guī)模的油氣藏。本文以東魯卜哈利盆地L區(qū)Tuwayil組蓋層為例，通過巖心觀察、物性測試和壓汞分析等方法分析其蓋層封閉能力和有效性。結合實際油藏和井震特征，探討泥質粉砂巖蓋層的封閉能力和厚度下限，為粉砂巖蓋層研究提供參考實例。

1 地質概況

東魯卜哈利盆地位于阿拉伯半島中部和東部，是一個富油氣被動大陸邊緣盆地[9-10]。研究區(qū)L位于靠近波斯灣的陸上，發(fā)育厚層中生代碳酸鹽巖地層，其中研究區(qū)內白堊系土倫階和賽諾曼階自下而上分為4個組：Shilaif組、Mishrif組、Tuwayil組和Ruwayda組[11-12](圖1)。Mishrif組和Ruwayda組均為灰?guī)r，其中方解石體積分數(shù)大于90%，孔隙度普遍大于15%，均屬于較好的儲層[13-15]，特別是Mishrif組頂部經(jīng)過短時間的暴露和風化淋濾作用，儲層物性更好，孔隙度可達30%。Tuwayil組則是一套較薄的碎屑巖，在盆地東部地區(qū)自西南向東北尖滅，盆地西南厚度最大可達40 m[14]。研究區(qū)東南40 km處D油田的Tuwayil組厚度為35 m，其中發(fā)育15 m優(yōu)質砂巖儲層，目前已發(fā)現(xiàn)一個背斜油藏，單井產能可達800 桶/d[16]；不過，在研究區(qū)內Tuwayil組快速減薄，厚度僅為4～6 m，沉積環(huán)境為潮道、濱岸環(huán)境，分布相對比較穩(wěn)定。研究區(qū)內Tuwayil組自南向北抬升，埋深介于1 600～1 800 m。白堊紀以來，東魯卜哈利盆地一直處于被動大陸邊緣，構造活動非常弱[9,17]，直到新近紀，扎格羅斯山隆起，盆地受到輕微的擠壓作用，僅局部發(fā)育近南北向為主的小斷層。

圖1 東魯卜哈利盆地地層柱狀圖(據(jù)文獻[18]修改)Fig.1 Stratigraphy histogram of Eastern Rub Al Khali Basin

2 蓋層巖性特征

Tuwayil組的測井響應具有高伽馬、高聲波的特征，伴隨著較強烈的擴徑現(xiàn)象，導致井徑、密度和中子曲線明顯異常，因此，該組與上覆Ruwayda組和下伏Mishrif組界限非常清楚。該組可進一步細分為3段，自下而上依次為M1段、M2段、M3段(圖2)，同樣，它們之間的界限在測井、巖心和物性分析中非常明顯。Tuwayil組M3段在L區(qū)分布最廣，巖性主要為泥質粉砂巖，局部為粉砂質泥巖，泥質紋層條帶發(fā)育，石英等礦物粒徑主要介于70～100 μm(圖3(a)、圖3(b))，分選較好，但是泥質含量高，面孔率非常低，粒度向上變細，巖心較破碎，局部發(fā)育水平縫，測井顯示該段厚度為2～3 m。由于取芯段的限制，M3段巖心雖然僅有半米多長，但可以看到巖性以泥質粉砂巖為主，有泥紋層條帶，未發(fā)現(xiàn)厚層純泥巖或頁巖層(圖4)。

M2段主要為粉砂巖和細砂巖，粒度從下向上先變粗再變細，分選差異大，部分為分選好的細砂巖，部分為分選差的中細砂巖。整體泥質含量低，物性較好的砂巖段厚度1～2 m，肉眼可見砂巖巖心具有油斑-油浸級別的顯示(圖4)。在東魯卜哈利盆地，M2段比M3分布范圍小，向盆地東北減薄至尖滅，在盆地西南該段厚度可達5～10 m，且發(fā)育規(guī)模油氣藏。M1段以凝灰?guī)r夾泥巖為主，基質孔隙很少，但普遍存在微裂縫，巖心較破碎。凝灰?guī)r中放射性物質高，導致測井伽馬值異常高，且明顯高于M3段，但厚度較薄，平均厚度小于1 m(圖3(c)、圖3(d))。研究區(qū)內Tuwayil組埋深主要在1 600～1 800 m，地層溫度75～85 ℃，根據(jù)下部地層Shilaif組成熟度可知Tuwayil組的鏡質體反射率Ro介于0.45%～0.55%[12,16]，礦物顆粒之間以點接觸為主，偶見石英次生加大，整體處于早成巖階段B期，以粒間原始孔為主，粒間溶孔等次生孔次之，膠結等成巖作用相對較弱，巖層較為疏松，因此，鉆井過程中往往出現(xiàn)擴徑現(xiàn)象。

圖2 東魯卜哈利盆地L區(qū)A油藏聯(lián)井剖面Fig.2 Well profile of A reservoir in L area of Eastern Rub Al Khali Basin

圖3 A5井Tuwayil組M3段、M2段和M1段鏡下薄片照片F(xiàn)ig.3 Microscopic thin section photos of M3, M2 and M1 members of Tuwayil Formation in well A5

圖4 A5井Tuwayil組巖心照片F(xiàn)ig.4 Core photos of Tuwayil Formation in well A5

3 蓋層物性特征

Tuwayil組M3段和M1段的孔隙度相近，均為8%～10%，明顯低于M2段和Mishrif組。M1段發(fā)育微裂縫，導致滲透率(Kl)相對要高一些，可達5.00×10-3μm2，M3段流體滲透率則為(0.02～5.00)×10-3μm2。M2段中部物性最好，孔隙度可達33%，滲透率可達147×10-3μm2(圖5)，比Mishrif組頂部滲透率稍低一些。

圖5 A5井Tuwayil組和Mishrif組物性剖面Fig.5 Physical property profile of Tuwayil and Mishrif Formations in well A5

壓汞實驗測得的M3組孔喉半徑主要為0.01～0.50 μm，大于0.50 μm的孔徑很少，排替壓力在0.38～0.97 MPa(圖6)，結合孔隙度和滲透率等蓋層評價條件[19]判斷M3段屬于差蓋層。M2段粉砂巖以0.5～1.5 μm的中孔喉半徑為主,其中細砂巖以大于1.5 μm的大孔喉半徑為主, 排替壓力在0.06～0.08 MPa，雖然整體厚度較薄，但也屬于中等—好的儲層，不具備封閉能力。M1段太薄且發(fā)育裂縫，未能獲取適合進行壓汞測試的樣品。Mishrif組則是非常優(yōu)質的儲層,不僅孔徑大,還存在一定的溶蝕大孔隙。垂向上，M1段、M3段與M2段之間的巖性和物性差異均非常明顯。

圖6 A5井Tuwayil組和Mishrif組壓汞曲線及孔喉半徑分布Fig.6 Mercury injection curves and pore throat radius distributions of Tuwayil and Mishrif Formations in well A5

根據(jù)毛細管力計算公式(式(1))，結合壓汞實驗獲取的孔喉半徑，可以分別計算出M3段、M2段和Mishrif組的毛細管力，結合研究區(qū)油水密度，可換算出最大封閉油柱高度[20](表1)

H=pc/(ρw-ρo)g，

(1)

其中pc=2σcosθ/r。

(2)

式中：Pc為蓋層毛細管力，Pa；σ為烴-水界面張力，N/m；θ為接觸角,(°)；r為蓋層喉道半徑，m；H為烴柱高度，m；ρw和ρo分別為地層水和油的密度，kg/m3；g為重力加速度，N/kg。

M3段泥質粉砂巖的毛細管力為0.073 9～0.081 0 MPa，與M2段中砂巖的毛管力差為0.070～0.077 MPa，理論上可封閉50 m高油柱。M1段發(fā)育裂縫，可認為不存在毛管力差。M2段和Mishrif組之間的毛管力差為0.002 5 MPa，理論上僅能封閉1.5 m高油柱。再次說明Tuwayil組M2段是滲透層，而M1段只能算是隔層，只有M3段具有密封能力。所以Tuwayil組蓋層的封閉能力最大可以封蓋50 m高的油藏，高于已發(fā)現(xiàn)油藏的油柱高度。但實際中，泥巖發(fā)育的非均質性、橫向厚度變化、巖性變化和斷層破壞都將大幅降低蓋層的封閉能力，使真實封閉能力小于理論值。

表1 Tuwayil蓋層毛細管力和最大封閉油柱高度Tab.1 Capillary force and maximum seal oil column height of Tuwayil caprock

4 泥質粉砂巖蓋層下限

在研究區(qū)內Tuwayil組下伏的Mishrif組發(fā)現(xiàn)了一個高產油藏A，已知Mishrif組油柱高度為16 m，考慮到Tuwayil組M2也屬于儲層且飽含油，認為該油藏的實際油柱高度應為18 m。從測井結果可以看出，A油藏Tuwayil組M3段粉砂質泥巖具有高伽馬、高聲波時差和明顯擴徑現(xiàn)象的，厚度在2～3 m。M3段中部測井伽瑪值較高，實際厚度1.5～2.0 m。巖心觀察發(fā)現(xiàn)M3段底部發(fā)育一些水平縫，加之側向泥巖發(fā)育的非均質性，起封閉作用的蓋層厚度會減薄。另外，Tuwayil組在L區(qū)分布自東南向西北減薄至不足3 m(圖7)，加之M3段厚度在Tuwayil組地層占比50%～60%，可以認為A油藏西北Tuwayil組M3段厚度小于1.5 m。而A油藏西北大范圍多口鉆井未在Tuwayil組下伏Mishrif組發(fā)現(xiàn)油藏，說明當Tuwayil組M3段厚度小于1.5 m時，即便是有相對穩(wěn)定分布的泥質粉砂巖，也很難形成油藏。由此認為，研究區(qū)泥質粉砂巖作為封閉蓋層的厚度下限是1.5 m。

圖7 Tuwayil組地層厚度分布(據(jù)文獻[12]修改)Fig.7 Isopach map of Tuwayil Formation

L區(qū)東南50 km處發(fā)現(xiàn)的D油藏，地質條件與L區(qū)A油藏基本一致，但Tuwayil組明顯厚，其油層為Tuwayil組M2段，蓋層為厚6 m的M3段，油柱高度67 m[12,21]。雖然樣點較少，但依舊可以看出L區(qū)泥質粉砂巖蓋層厚度與封閉油柱高度的關系跟國內油藏不同。同等蓋層厚度的條件下，L區(qū)泥質粉砂巖竟然比國內油田的泥巖蓋層封閉的油藏高度還高(圖8)，其主要原因之一就是研究區(qū)屬于被動大陸邊緣盆地，構造活動較弱，使得蓋層封閉能力較好地保存下來，而國內東部油田多屬于裂谷盆地，構造活動對蓋層有較大的破壞作用。

一般認為，薄蓋層封閉能力較差，其側向延續(xù)性較差，也很容易被斷層破壞，泥質粉砂巖蓋層的封閉能力又比泥巖蓋層差許多[7]。推測在研究區(qū)能形成良好蓋層的主要原因是Tuwayil組泥質粉砂巖較為致密，且構造比較穩(wěn)定，平面上連續(xù)性好。M3段泥質粉砂巖中的大量黏土礦物阻塞了喉道，增大了排替壓力，阻擋了大分子油向上散失，而對較小的氣分子可能封閉作用有限，形成氣藏的難度較大。該區(qū)處于被動大陸邊緣盆地，地震剖面上無明顯的斷層錯斷(圖9)，這較好地保存了其蓋層的平面連續(xù)性和封閉能力。比以往的研究實例更加典型地說明延續(xù)性好的蓋層封閉能力可以較好地保存，即使只有1.5 m厚的泥質粉砂巖也可以形成良好的油藏蓋層，而且油柱高度可達十幾米甚至幾十米高。由此，在構造相對比較穩(wěn)定的油氣區(qū)，即使很薄的泥質粉砂巖層之下，也可以形成一定規(guī)模的油藏。

圖8 泥巖蓋層厚度與油柱高度的關系(據(jù)文獻[22-23]修改)Fig.8 Relationship between mudstone cap thickness and oil column height

圖9 過L區(qū)A油藏構造剖面Fig.9 Cross section of A5 oil reservoir

5 結 論

(1)東魯卜哈利盆地Tuwayil組自下而上可以細分為3段，M1段為裂縫發(fā)育的凝灰?guī)r層隔層，M2段為粉、細砂巖儲層，M3段為致密的泥質粉砂巖、粉砂質泥巖蓋層。其中僅M3段泥質粉砂巖起到封蓋作用，理論上封蓋油藏最大油柱高度可達50 m。

(2)在弱構造活動背景下，薄層的泥質粉砂巖也可成為區(qū)域的良好蓋層。對于油藏而言，泥質粉砂巖蓋層封閉的有效厚度下限為1.5 m。