金 濤 白 蓉 郭蕊瑩 周春林 鄧 燕 李秀清 劉 敏 李育聰

中國石油西南油氣田公司勘探開發(fā)研究院, 四川 成都 610041

0 前言

四川盆地侏羅系油藏經(jīng)過60多年勘探開發(fā),前期經(jīng)歷了孔隙型、裂縫型和裂縫—孔隙型等常規(guī)油藏的勘探開發(fā),高峰期年產(chǎn)油達20.7×104t,獲得探明儲量 7 338×104t,但探明率、轉化率均極低,不到10%[1]。后期引入非常規(guī)石油概念后,進行致密油攻關,獲得部分成果認識,但還是未止住年產(chǎn)油量下滑的趨勢;目前頁巖油的研究還未見到明顯效果,但卻引起油藏分類的極大爭議。致密灰?guī)r被當作主要的油藏儲集體[2],但資源量與產(chǎn)量的過大差距,以及二次采油難以為繼,特別是成藏主控因素之一為裂縫,常常懷疑侏羅系油藏主要為裂縫型油藏;由于湖相頁巖連續(xù)性差、巖相豐富,儲集體主要為砂巖、灰?guī)r和頁巖混層,因此對致密油、頁巖油劃分有爭議,有人認為厚層灰?guī)r和砂巖中貯藏有致密油[1-2],有人認為厚層灰?guī)r和砂巖為頂?shù)装?頂?shù)装彘g富有機質(zhì)頁巖層系貯藏有頁巖油氣[3];而“十三五”油氣資源評價認為大安寨段、涼上段的厚層灰?guī)r和砂巖油藏為儲層甜點型頁巖油,認為東岳廟段、大安寨段和涼上段為源內(nèi)成藏的頁巖油,珍珠沖段和沙一段為源外成藏的致密油。而關于致密油、頁巖油縱向分布層位位置以及常規(guī)油藏存在與否等問題，只有確定了油藏類型,對今后的勘探開發(fā)思路才有指導意義。筆者根據(jù)國家標準進行定量解釋來探討油藏類型。

1 地質(zhì)背景

四川盆地侏羅系主要為一套以碎屑巖為主,夾介殼灰?guī)r的三角洲—內(nèi)陸湖泊相淡水沉積,殘厚 2 000～3 000 m?？v向上發(fā)現(xiàn)了珍珠沖段、東岳廟段、大安寨段、涼高山組和沙一段五套含油氣層系,四套主力烴源巖為珍珠沖段、東岳廟段、大安寨段和涼高山組,位于侏羅系下部,自生自儲特征明顯。已勘探開發(fā)的石油主要分布在盆地中部的大川中地區(qū),面積4.2×104km2,已發(fā)現(xiàn)5個油田和18個含油構造。

2 油藏分類方案

四川盆地侏羅系儲層主要為特低孔隙度、特低滲透率的致密儲層。油藏不受構造圈閉控制、大面積連續(xù)分布,控制因素主要為烴源、儲層和裂縫。因此,油藏以非常規(guī)油藏為主,存在少量常規(guī)油藏。非常規(guī)油藏是指大面積連續(xù)分布,在現(xiàn)今經(jīng)濟技術條件下,難以完全用常規(guī)技術進行經(jīng)濟、有效開發(fā)的油藏[4-5]。目前四川盆地侏羅系已發(fā)現(xiàn)的非常規(guī)油藏有致密油和頁巖油[6],由于湖相頁巖連續(xù)性差、巖相豐富,單一儲集體難以達到致密油和頁巖油國家標準(GB/T 34906—2017《致密油地質(zhì)評價方法》和GB/T 38718—2020《頁巖油地質(zhì)評價方法》)中連續(xù)厚度下限;而致密油和頁巖油的主要儲集體(石油貯藏量占比超過50%的儲集體)覆壓基質(zhì)滲透率一般不大于0.1×10-3μm2,需要水平井加砂壓裂等工藝改造才能獲得工業(yè)產(chǎn)能;因此,筆者建議用不同巖石、有機質(zhì)富集段中石油貯藏量占比來區(qū)分致密油和頁巖油[7]。致密油可定義為賦存于主要儲集體覆壓基質(zhì)滲透率不大于0.1×10-3μm2的致密砂巖、碳酸鹽巖等非富有機質(zhì)儲集層中石油[8-9](未包括稠油)占比超過50%的油藏;頁巖油則定義為賦存于主要儲集體覆壓基質(zhì)滲透率不大于0.1×10-3μm2的富有機質(zhì)頁巖層系中石油占比不小于50%的油藏,見表1。

表1 四川盆地侏羅系油藏分類劃分表

常規(guī)石油也可以進行量化定義,常規(guī)石油定義為賦存于覆壓基質(zhì)滲透率大于0.1×10-3μm2的砂巖、碳酸鹽巖和泥頁巖等儲集層中石油占比超過50%的油藏。從油藏富集規(guī)律和歷史原因考慮,參考李歡油氣藏分類標準(2013年),常規(guī)油藏按儲集空間類型分類,分為孔隙型、裂縫型、裂縫—孔隙型和孔隙—裂縫型,四川盆地侏羅系油藏早期就是按常規(guī)油藏的勘探開發(fā)思路,經(jīng)歷了孔隙型、裂縫型和裂縫—孔隙型的摸索。

3 侏羅系油藏分類

3.1 常規(guī)油藏

四川盆地侏羅系油藏經(jīng)歷過孔隙型、裂縫型、孔隙—裂縫型和裂縫—孔隙型的研究,而目前能證實的只有常規(guī)孔隙—裂縫型油藏,是否存在其他常規(guī)油藏還存在爭議。

3.1.1 孔隙—裂縫型和裂縫型油藏

從野外剖面、巖心、薄片、測井、地震等描述來看,侏羅系主要發(fā)育單裂縫,裂縫密度大多極低,半徑10 m范圍內(nèi)偶見1條毫米級以上裂縫,1口取心井發(fā)育數(shù)百條微米級裂縫,且裂縫多被充填或半充填,見圖1,其裂縫空間不足以支撐萬噸級以上的石油產(chǎn)出。

a)大安寨段,構造縫分叉呈網(wǎng)狀延伸,寬約0.03 mm,鑄體單偏光×25

在巖石不發(fā)生大破碎的情況下,針對大安寨段油藏按上述描述假設,半徑10 m范圍內(nèi),平均發(fā)育1條平面延展10 m、垂向延展30 m(灰?guī)r厚度)、有效縫寬 5 mm 的垂直縫,發(fā)育10 000條0.1 m長、0.05 m寬、有效縫寬0.03 mm的微裂縫,則在井控半徑500 m的范圍內(nèi),計算的裂縫空間體積為 3 754 m3,即使不考慮含油飽和度、體積系數(shù)、采收率等,裂縫空間體積也不到累產(chǎn)萬噸以上石油體積的一半,而大安寨段油藏有148口萬噸油井[2],且從地震看,產(chǎn)油區(qū)大斷裂極少,因此裂縫不是主要的儲集空間。從試井、生產(chǎn)數(shù)據(jù)等分析,侏羅系油藏顯然也不是以裂縫型油藏為主,不過局部地區(qū)存在孔隙—裂縫型油藏,如廣安地區(qū)的涼高山組油藏。

廣安地區(qū)涼高山組構造為背斜,發(fā)育多條平行軸線的斷層。鉆井在涼高山組多見井漏顯示,漏失量可達 1 000 m3以上。涼高山組巖心破碎嚴重,砂巖被裂縫切割成塊片狀,泥頁巖多呈碎塊狀,3口井的涼高山組巖心上見裂縫361條,其中有效縫340條,洞68個,擦痕65條,裂縫密度高達2條/m以上,裂縫滲透率大于1×10-3μm2。廣安地區(qū)涼高山組油藏多為低壓,地層壓力系數(shù)低至0.6 MPa/100 m,除初期個別井自噴外,主要為抽汲生產(chǎn),氣油比低至10 m3/m3以下,增產(chǎn)措施以清臘、熱油洗井為主。筆者認為,廣安地區(qū)緊鄰西南—東北走向的華瑩山大斷裂西側,而廣安地區(qū)在侏羅系形成的背斜構造走向為北西—南東向,兩組垂直方向的主應力在廣安地區(qū)涼高山組形成網(wǎng)狀裂縫,涼高山組巖層被網(wǎng)狀裂縫切割,裂縫不僅切割致密砂巖,還切穿烴源巖,烴源氣溢散后,溶解殘余烴源氣的石油充滿裂縫及孔洞空間,形成低壓油藏。因此,廣安地區(qū)局部涼高山組油藏推斷為孔隙—裂縫型油藏,見圖2①類。

圖2 四川盆地侏羅系石油成藏剖面圖

四川盆地侏羅系下部多為擠壓斷層,形成的斷層、裂縫空間有限。烴源層又多與灰?guī)r、砂巖互層分布,且介殼類生物發(fā)育,砂巖地層中鈣質(zhì)含量也較高[10]。在有機酸的作用下,裂縫發(fā)育的地方,溶蝕孔洞也發(fā)育,見圖3-a)、圖2⑦類,因此,很難存在純粹的裂縫型油藏。

3.1.2 裂縫—孔隙型和孔隙型油藏

從圖3野外剖面和巖心觀察發(fā)現(xiàn),大安寨段在局部地區(qū)發(fā)育溶蝕孔洞,其分布非均質(zhì)較強。在大安寨段介殼灘微相“西環(huán)帶”邊緣發(fā)現(xiàn)灰?guī)r有白云石化現(xiàn)象,形成較穩(wěn)定的溶蝕孔洞層,在厚2.5 m左右的白云石化帶,溶蝕孔洞段孔隙度可高達5%以上,平均3%,按500 m井控半徑計算,溶蝕孔洞體積空間近6×104m3,可以作為主要的儲集空間,見圖2②類。

a)大一亞段，介屑灰?guī)r中構造縫充填的方解石溶蝕后形成溶蝕縫洞

X3井通過水平井鉆探鉆遇白云石化帶170 m,鉆遇孔隙度大于3%的優(yōu)質(zhì)儲層70 m,優(yōu)質(zhì)儲層電阻率呈現(xiàn)“箱形”正差異,孔隙度曲線呈“鐘形”,薄片見溶孔發(fā)育,測試獲日產(chǎn)油超過50 t,從測井、地震和生產(chǎn)曲線上均未發(fā)現(xiàn)明顯裂縫,為典型孔隙型儲層。X3井因砂堵等原因產(chǎn)量突然下降,停產(chǎn)修井后,再無油氣流產(chǎn)出,且測井滲透率大多小于1×10-3μm2,有學者認為是致密油。但筆者認為測井滲透率是由基質(zhì)灰?guī)r孔滲關系式計算的,而X3井薄片觀察的溶蝕孔喉為微米級,遠好于基質(zhì)納米孔喉(前者多為常規(guī)油氣藏,后者多為非常規(guī)油氣藏[11]),測井計算滲透率偏低,只是突然停產(chǎn)引發(fā)了對其溶蝕空間大小、烴源側向運移距離的擔憂,能否形成常規(guī)孔隙型油藏還需要深入研究。

部分井中也發(fā)現(xiàn)多處溶蝕孔洞層,厚度多為0.3 m左右,孔隙度為1%～5%,并偶見縫寬1 cm左右的半充填縫,只是厚度較薄,多作為頁巖油的補充,有學者[1-2,12]稱為致密油的“甜點”,見圖2⑦、⑧類。如果溶蝕加深,發(fā)育大量溶洞,則儲集和滲透能力增大,有可能形成常規(guī)孔隙型油藏,再有裂縫配合,也可能形成常規(guī)裂縫—孔隙型油藏,如果有須家河組的烴源斷層,還能形成氣頂油藏,見圖2③類,八角場地區(qū)大安寨段油氣藏就是實例,因此尋找常規(guī)油藏還需要深入研究。

3.2 非常規(guī)油藏

3.2.1 隔夾層和頂?shù)装?/p>

四川陸相頁巖油的巖石組合為泥頁巖與粉砂巖、碳酸鹽巖互層[13],粉砂巖、碳酸鹽巖的單層厚度常大于 5 m,頁巖被分成若干不連續(xù)的小層段,頁巖孔隙度主要分布在1%～5%之間,高于致密灰?guī)r1%左右孔隙度,也好于致密粉砂巖2%左右的孔隙度,見圖4～8,頁巖中頁理等水平縫較發(fā)育,且頁巖的破裂壓力也遠低于致密灰?guī)r和致密粉砂巖,因此油氣更易在頁巖中脈沖式運移富集。

a)大安寨段石灰?guī)r孔隙度分布直方圖

a)涼高山組粉砂巖孔隙度分布直方圖

a)沙一段中—細砂巖孔隙度分布直方圖

a)沙一段粉砂巖孔隙度分布直方圖

大安寨段灰?guī)r儲層孔隙度多小于1%,孔喉半徑峰值為19～72 nm,主要為納米孔,理論上孔喉充注下限為32 nm[12],實際上由于啟動壓力梯度的阻礙,往厚層灰?guī)r內(nèi)部充注會越來越困難[14],含油飽和度也變低,油氣多以濃度差擴散形式在納米孔中形成油膜,因此無裂縫溝通,石油極難充注與產(chǎn)出;各項研究[1-2,12]也證實裂縫是油井高產(chǎn)的關鍵,而且高產(chǎn)油井的薄片、掃描電鏡等只見到裂縫、微裂縫溝通部分孔隙,連通孔隙空間極為有限,說明灰?guī)r儲層的油產(chǎn)量貢獻較少。沙一段底部和涼上段粉砂巖孔隙度在2%左右,為致密粉砂巖,如果無裂縫溝通,則油水在2%的低孔砂巖中呈流體束縛狀態(tài)[15]或不含油,見圖9。因此,致密粉砂巖、碳酸鹽巖大多為非儲層[16]。中石化常把大安寨段頂、底厚層灰?guī)r作為油藏的頂、底板[3],阻檔油氣溢散,如大安寨段巖心冒氣處被限制在緊靠致密灰?guī)r層的頁巖中,見圖3-e),也就是說致密灰?guī)r阻止了頁巖中油氣的進一步運移。

a)X7井，沙一段底部中—細砂巖含油，砂巖孔隙度3.47%，滲透率0.26×10-3 μm2，排驅壓力1.09 MPa；涼上段頂部灰黑色頁巖TOC 2.33%

過去侏羅系油藏的開采大多與裂縫有關,這些裂縫不是起到連通致密粉砂巖、致密碳酸鹽巖中孔隙空間作用,而是延伸到富有機質(zhì)頁巖中,裂縫作為滲流通道[17],連通井筒與頁巖儲集空間,生產(chǎn)時主要起引流頁巖儲集空間中石油的作用,筆者形容為“導管引流”,見圖2⑥、⑦類。

3.2.2 河道砂油藏多為致密油

沙一段河道砂油藏主要分布在沙一段中、下部,少數(shù)分布在沙一段底部和涼下段,見圖2④、⑤類,主要為中、細砂巖,圖3-f)砂巖巖心見油浸,砂體厚度在20 m左右,測井曲線上多表現(xiàn)為“箱形”或“鐘形”,孔隙度一般大于3%,孔隙度峰值在3%～6%,烴源主要來自于大安寨段、涼上段,大多由烴源斷層輸導的遠源成藏模式[18]。公山廟油田公1號斷層為逆斷層,在斷層上盤 2 km 范圍內(nèi)大安寨段油井產(chǎn)能極低[19],且不產(chǎn)水,而沙一段在3 km左右構造高部位的油井產(chǎn)能較高,也就是說,目前烴源斷層是封閉的,沙一段開采的石油主要來自于河道砂的儲集空間,由于空氣滲透率小于1×10-3μm2,因此,沙一段河道砂油藏主要為致密油。

針對公山廟油田沙一段河道砂,通過地震預測河道砂組,實施水平井鉆探河道砂,采用體積加砂壓裂,有2口井均獲得日產(chǎn)油20 t以上的高產(chǎn)。

3.2.3 珍珠沖段油氣藏

珍珠沖段油井集中分布在珍珠沖段烴源區(qū)外的遂寧地區(qū),油源主要來自于東岳廟段烴源的倒灌,“十三五”油氣資源評價把源外成藏的珍珠沖段油藏作為致密油,見圖2④類。

珍珠沖段優(yōu)質(zhì)烴源巖主要分布在開江—大竹—廣安—南充—綿陽—南江—萬源區(qū)域內(nèi),大多位于Ro>1.3%的高成熟度區(qū)[20],有機質(zhì)類型除了Ⅱ型,還有大量Ⅲ型,Ⅱ型有機質(zhì)的烴源巖大多TOC<2%,Ⅲ型有機質(zhì)的烴源巖大多TOC>2%,甚至高達10%以上。因此,珍珠沖段烴源以生氣為主。另外,珍珠沖段直接覆蓋在須家河組之上,還有大量來源于須家河組的氣源,如九龍山珍珠沖段礫巖氣藏。

珍珠沖段烴源巖縱向上分布大多較分散,目前沒有發(fā)現(xiàn)像涼高山組、大安寨段和東岳廟段的烴源巖集中分布段,且研究程度較低,其資料有限,因此,珍珠沖段油氣藏目前研究困難較大,還需要深入研究。

3.2.4 涼高山組頁巖油

沙一段底部席狀砂與涼高組頂部烴源巖常間隔一段0.3 m左右的粉砂質(zhì)泥巖、泥質(zhì)粉砂巖間隔層,這套間隔層如果無裂縫溝通,則緊鄰的砂巖不含油[14],如X4井,如果有裂縫發(fā)育,則緊鄰的砂巖含油,如X5井,在X5井中,沙一段底部席狀砂裂縫發(fā)育段巖心見油侵,裂縫不發(fā)育段巖心僅見熒光顯示,在井深 2 501～2 502 m處發(fā)育較大規(guī)模裂縫,鉆井見井涌顯示,測試日產(chǎn)油6.5 t,累產(chǎn)油 1 500 t,測試段砂巖孔隙度最低0.8%,最高3.6%,平均1.7%,從鉆井顯示、巖心描述、物性及測試情況看,油產(chǎn)量主要是通過裂縫的“導管引流”,直接引流來自涼高山組烴源巖中石油獲得的產(chǎn)量。因此沙一段底部席狀砂(無裂縫發(fā)育)主要是作為涼高山組頁巖油頂板,同樣,涼上段底部粉砂巖作為底板。頂、底板間富有機質(zhì)頁巖連續(xù)厚度在20 m以上,石油大部分保存在富有機質(zhì)頁巖中,形成頁巖油,見圖2⑨類。

3.2.5 大安寨段頁巖油

大安寨段頂、底均為致密灰?guī)r,灰?guī)r基質(zhì)孔隙度1%左右,電阻率值高達 10 000 Ωm左右,局部發(fā)育裂縫、微裂縫,中部為大段厚層富有機質(zhì)頁巖夾薄層介殼灰?guī)r,富有機質(zhì)頁巖連續(xù)厚度多在30～40 m之間[21],X6井在頂、底灰?guī)r段測試日產(chǎn)油7.3 t,累產(chǎn)油約 13 000 t,灰?guī)r段多處見裂縫發(fā)育,石油產(chǎn)量主要通過裂縫、微裂縫的“導管引流”,直接引流來自大安寨段烴源巖中石油獲得。因此,大安寨段頂、底致密灰?guī)r為大安寨段油藏的頂、底板,使得生成的石油大部分保存在富有機質(zhì)頁巖中,形成頁巖油,見圖2⑨類。

3.2.6 東岳廟段頁巖油

同大安寨段和涼高山組頁巖油一樣,東岳廟段底部也有致密灰?guī)r作為底板,馬鞍山段底部泥巖作為頂板,為東岳廟段頁巖油提供良好的保存條件,見圖2⑨類,只是川中地區(qū)東岳廟段富有機質(zhì)頁巖厚度多在10 m左右,要獲得工業(yè)油流較困難,這也是川中地區(qū)東岳廟段未獲得累產(chǎn)上萬噸油井的主要原因。不過川東地區(qū)東岳廟段富有機質(zhì)頁巖連續(xù)厚度可達20 m左右,最大厚度超過30 m,只是川東地區(qū)有機質(zhì)成熟度較高,大多處于凝析油—生氣階段,以濕氣為主,產(chǎn)少量凝析油,如中石化在涪頁X7井東岳廟段測試日產(chǎn)氣15×104m3左右,日產(chǎn)油不到10 m3。川東地區(qū)由于高山峽谷縱橫,山頂?shù)馁_系多被剝蝕,山谷間大多發(fā)育斷層,峽谷面積又較小,油氣保存條件較差[21],增加了川東地區(qū)勘探開發(fā)難度,也是川東地區(qū)侏羅系勘探開發(fā)程度較低的原因之一。

4 結論

1)四川盆地侏羅系油藏以頁巖油為主,其次為致密油。只發(fā)現(xiàn)一處常規(guī)孔隙—裂縫型油藏。

2)在沙一段底部席狀砂、涼上段粉砂巖、大安寨段和東岳廟段介殼灰?guī)r中開采的石油,主要是通過裂縫的“導管引流”獲取富有機質(zhì)頁巖中的頁巖油。

3)沙一段、涼下段和珍珠沖段河道砂油藏為致密油。

4)沙一段底部席狀砂、涼上段底部粉砂巖、大安寨段頂?shù)缀駥踊規(guī)r、東岳廟段底部灰?guī)r多為頁巖油頂、底板,而涼高山組、大安寨段和東岳廟段頂、底板間富有機質(zhì)層系中油藏為頁巖油。