随着油气理论的发展和勘探开发实践的深入进行,资源量丰富的致密油气、页岩油气和天然气水合物等非常规油气逐步成为石油工业发展的新兴领域,受到国内外研究机构和油气公司的广泛关注,目前已在全球能源结构中占据重要地位。其中,致密油分布广泛,大面积含油,资源开发前景巨大,已成为未来油气资源的重要接替领域[1,2]。

中国致密油资源丰富,地质资源量约(74～80)×108t,可采资源量约(13～14)×108t[1,2,3]。目前,在鄂尔多斯盆地上三叠统延长组、准噶尔盆地二叠系芦草沟组、四川盆地中-下侏罗统、松辽盆地白垩系青山口组-泉头组、吐哈盆地侏罗系、渤海湾盆地古近系沙河街组,以及柴达木盆地干柴沟组等致密油层系内正在开展或者已实现工业化开发生产[2,4,5,6,7],致密油已成为中国非常规石油中最现实的勘探开发领域[4]。

鄂尔多斯盆地上三叠统延长组作为中国致密储层勘探开发的重要区段,具有非常可观的致密油资源,探明地质储量约为20×108t[5]。裂缝发育程度与类型是影响致密储层能否获得高产稳产油气的重要因素[8,9,10,11,12,13,14,15,16,17,18,19]。延长组致密油储层中发育构造裂缝、层理缝、成岩缝、风化缝以及人工压裂裂缝等多种裂缝类型[10,13,14]。前期鄂尔多斯盆地内致密油勘探开发高度重视构造裂缝,并认为构造裂缝是影响致密油运移和富集的最重要裂缝类型[9,14]。其实,层理缝对于致密油的富集和开发也至关重要。经流体压力、构造活动以及溶蚀等作用导致岩石沿层理发生破裂而形成的裂缝称为层理缝。层理缝以其存在透入性破裂面、原层理位置处不存在岩石内聚力等特征与层理加以区别。层理缝不但本身是致密油良好的储集空间,还能明显提高致密油储层的渗流能力[11,15,20,21]。而且,近期的致密油勘探开发实践也表明,致密油富集区内的层理缝往往比构造裂缝更为发育、更能储集致密油资源[11,22,23,24]。

为此,本次研究综合利用野外露头观察、岩心描述分析以及薄片观测等手段,系统描述鄂尔多斯盆地延长组长7油层组致密砂岩储层层理缝特征,并对其成因和地质意义进行探讨与分析,以期对该区致密油勘探开发提供新的地质参考。

1、区域地质背景

鄂尔多斯盆地是中国陆上第二大沉积盆地和重要的能源基地,矿产资源丰富。盆地北起阴山,南至秦岭造山带,西至六盘山和贺兰山,东达吕梁山和太行山,总面积约37×104km2(图1)。盆地内部西北高、东南低,呈倾斜状。大地构造上,盆地位于华北克拉通中西部,属华北克拉通内的次一级构造单元,是一个整体稳定沉降、拗陷迁移及扭动明显的大型多旋回克拉通盆地[25,26]。

从早三叠世印支构造旋回起,由于库拉-太平洋板块的向北运动与欧亚板块顺时针旋转的向南运动,华北克拉通处于近南北向左行剪切挤压应力场,海水逐渐退出。与此同时,由于西南特提斯力源的作用,秦岭-祁连造山带也形成左行剪切并向北挤压,于是,在华北克拉通西部形成鄂尔多斯内陆盆地,沉积了巨厚的三叠系陆相沉积[27]。

上三叠统延长组是鄂尔多斯盆地重要的陆相生油层和低渗透砂岩储集层,富含石油资源。据延长组沉积序列和岩性电性特征,可细化成10个油层组(自上而下记为长1—长10),其中长7油层组在全盆地范围内被证实普遍存在致密油藏[27,28]。根据岩心观察和薄片鉴定分析,鄂尔多斯盆地延长组长7油层组主要为浅灰-灰色岩屑长石砂岩,形成于三角洲相和湖泊相沉积环境[28](图2)。

鄂尔多斯盆地延长组长7油层组岩石物性测试结果显示,孔隙度呈正态分布,主要集中于6%～14%,渗透率分布在(0.01～0.40)×10-3μm2范围内(图3),主要为致密储层。由此,储层中如果发育裂缝,可为致密油提供运移通道和储集空间,有效改善储层物性,有利于鄂尔多斯盆地延长组长7油层组致密油资源开发。

2、延长组致密砂岩储层层理缝特征

本次研究针对鄂尔多斯盆地延长组长7油层组致密油储层,借助野外露头、岩心以及薄片镜下观测,分析其内层理缝的发育分布特征。

图1鄂尔多斯盆地现今构造格架

2.1野外露头层理缝特征

在鄂尔多斯盆地延长组长7油层组致密砂岩野外露头中可识别出构造裂缝和层理缝等裂缝类型(图4a)。由于岩层暴露于地表,岩石内发育的层理易在抬升卸压等作用下发生破裂而形成层理缝,并且在地表风化作用下更加突显,因此,野外露头中层理缝的发育程度和裂缝开度不具有指示意义。层理缝在野外露头横向上延伸不远,可被高角度穿层构造裂缝切割,裂缝倾角较小,多为近水平或低角度,基本未被充填,非均质分布特征明显(图4a)。

2.2岩心层理缝特征

钻井岩心显示,鄂尔多斯盆地延长组长7油层组致密砂岩储层层理缝发育程度在不同地区各异。层理缝发育井的平均加权密度为0.040～0.233m/m2(长71亚油层组;图5a)和0.015～0.338m/m2(长72亚油层组;图5b),整体上高于构造裂缝密度(图5),表明长7油层组致密砂岩储层内层理缝较构造裂缝更为发育。钻井岩心中观察到的层理缝多呈近水平或者低角度发育,裂缝开度不大,横向上断续分布,裂缝面不平整,绝大多数层理缝未充填,少数层理缝被泥质、沥青质等充填,缝内多存在油浸或油迹显示(图4b—d)。

2.3微观层理缝特征

据薄片镜下观察,分析鄂尔多斯盆地延长组长7油层组致密砂岩层理缝的微观特征。选取层理缝发育的岩心样品,垂直层理缝延伸方向切取并制备薄片。观测结果表明,层理缝的微观开度较小,约在1～28μm范围内变化,延伸不远,遇到矿物颗粒时会绕其而过,裂缝面不平整,显示岩石张性破裂的特征,基本未被充填(图4e)。由于构造张裂缝和层理缝在镜下均表现出一定的岩石张性破裂特点,因此,二者的区分主要依据其在野外露头或岩心等宏观尺度上的呈现特征。

3、层理缝成因

致密油储层层理缝的形成存在多种可能成因机理,可归纳为成岩作用成因[14,29]、构造作用成因[15,30,31,32]、生烃增压作用成因[24,31,33]、自然流体压裂作用成因[30]以及酸性水或烃类溶蚀作用成因[7,24,31,34,35]等多种成因类型。成岩作用成因认为岩石在成岩过程中由于压实压溶等地质作用形成微裂缝,并顺层理面分布[14,29]。构造作用成因强调层理缝的形成与构造活动和构造应力有关,认为岩石在构造应力作用下沿岩石内的力学性质薄弱面(层理面)发生破裂从而形成层理缝[15,30,31,32],构造作用是岩石发生破裂并产生裂缝的最根本原因[7]。生烃增压作用成因认为生烃作用对层理缝的形成具重要的影响和控制,有机质在生烃过程中会发生生烃增压作用,导致层理缝形成并开启[24,31,33]。自然流体压裂作用成因认为油气在储集层内率先富集成藏,并形成有效封闭体系,当封闭体内的压力梯度高于致密砂岩层理破裂成缝的量值时,沿层理面发生自然流体压裂作用,形成层理缝系统[30]。酸性水或烃类溶蚀作用成因认为层理缝是早期烃源岩在产生烃类物质时释放出的酸性水或烃类沿层理面运移溶蚀岩层而成,通常在层理缝附近会伴生有次生溶蚀的孔洞[7,24,31,32]。

图2鄂尔多斯盆地晚三叠世延长期长7早期沉积相[26-27]

图3鄂尔多斯盆地延长组长7油层组孔隙度(a)和渗透率(b)分布

图4鄂尔多斯盆地延长组长7油层组致密砂岩层理缝照片

a.延河地区裂缝野外露头,层理缝低角度发育,构造裂缝高角度发育并切穿层理缝;b.N19井层理缝岩心,埋深1562.65m,层理缝低角度发育且缝内可见油迹显示;c.N19井层理缝岩心,埋深1529.00m,层理缝近水平发育且缝内可见油迹显示;d.N81井层理缝岩心,埋深1218.95m,缝内可见油迹显示;e.Z77井层理缝薄片,埋深2271.85m,未充填,绕过矿物颗粒

图5鄂尔多斯盆地延长组长7油层组致密砂岩层理缝与构造裂缝密度

a.延长组长71亚油层组裂缝加权密度分布;b.延长组长72亚油层组裂缝加权密度分布

以鄂尔多斯盆地华池-庆阳地区城96井为例,由地温与埋藏史分析可知[27],延长组长7油层组在早燕山期、晚燕山期和喜马拉雅期的埋深分别约为800～1600,1600～2600和2000～2200m(图6),依据密度测井资料,取上覆地层平均体积密度为2300kg/m3计算,延长组长7油层组对应各时期所受的上覆地层压力分别约为18.40～36.80,36.80～59.80和46.00～50.60MPa。

白玉彬(2014)测试了延长组长7油层组流体包裹体的均一温度,结果显示,流体包裹体被捕获时的温度主要在95～130℃(图7),表明石油的主充注与主成藏期[28]。结合地温和埋藏史分析(图6),推算其时间为早白垩世(晚燕山期)。利用流体包裹体PVT热动力学模拟的方法,姚泾利等(2014)恢复计算了鄂尔多斯盆地华池—庆阳地区延长组长7油层组内的古流体压力,结果显示,早白垩世中—晚期的储层古流体压力系数高达1.65[36]。以华池—庆阳地区城96井为例,推算延长组长7油层组的古流体压力值约为30.59～42.49MPa。

国内外一些定量模拟研究[37,38,39,40]表明,当储层内流体压力超过其静岩压力的85%时,将会形成流体压裂,即由异常高的流体压力导致低渗岩石破裂而成缝。在鄂尔多斯盆地华池—庆阳地区延长组长7油层组中,计算的晚燕山期古流体压力接近当时期静岩压力的85%,处于储层发生流体压裂的临界状态。此时,在一些岩石力学强度极度薄弱的部位可能会优先破裂成缝,但仅在此流体压力作用下尚不足以形成大规模发育的层理缝系统。

自延长组沉积后,鄂尔多斯盆地依次经历了印支运动、燕山运动和喜马拉雅运动,其中燕山期和喜马拉雅期构造应力场对区域构造演化和裂缝形成分布具重要控制作用[9,14,41,42]。反演获取的鄂尔多斯盆地内燕山期和喜马拉雅期构造应力场最大主应力方向分别为NW-SE向和NNE-SSW向,且两期皆表现为水平挤压的应力特征[42],有利于沿岩石内的薄弱层理面发生破裂。此外,由埋藏史分析(图6)可知,研究区在晚白垩世时开始发生构造抬升,在卸压作用下层理缝也易于形成和发育。统计分析鄂尔多斯盆地华池—庆阳地区长7油层组层理缝密度与平均埋藏深度关系,可见构造高部位处的层理缝发育程度相对较高(图8)。

图6鄂尔多斯盆地城96井延长组长7油层组地温与埋藏史[27]

图7鄂尔多斯盆地延长组长7油层组流体包裹体均一温度[28]

图8鄂尔多斯盆地华池-庆阳地区延长组长7油层组

致密砂岩层理缝密度与埋藏深度关系

另外,鄂尔多斯盆地内延长组各个小层中,长4+5、长6和长8储层均以粒间孔为主,其次是溶蚀孔,只有长7油层组是以溶蚀孔为主,其次才是粒间孔[43]。鄂尔多斯盆地延长组长7油层组溶蚀孔发育(图9),其形成发育与烃源岩生烃过程中释放的有机酸流体活动有关。在有机酸流体作用下的溶蚀作用亦会对延长组长7油层组致密砂岩储层层理缝的形成发育产生一定的积极影响。

综上分析表明,鄂尔多斯盆地延长组长7油层组致密砂岩储层大规模层理缝的形成时间推测为晚燕山期,其发育与分布特征是多种地质因素共同作用的结果,受“流体压力+构造应力+其他(如溶蚀作用等)”综合控制。

4、层理缝地质意义

储层裂缝对油气的作用以及贡献方式主要表现为油气储集空间、油气渗流通道以及兼具储集和渗流特性[11,15,21],据此,将储层裂缝的作用分为3种类型:储集型、疏导型和储集疏导型。本次研究通过设置对比实验探讨层理缝在致密油勘探开发中的贡献方式。选取研究区延长组长7油层组内深度相差不大的砂岩岩心,制备成顺层理缝方向、垂直层理缝方向以及无层理的3组实验样品,开展岩石孔隙度和渗透率对比测试。

图9鄂尔多斯盆地延长组长7油层组溶蚀孔微观照片

a.X121井,铸体薄片,埋深2146.51m,可见层理缝和长石溶蚀孔;b.Z237井,铸体薄片,埋深2108.33m,可见长石溶蚀孔;c.X259井,扫描电镜,埋深1895.90m,可见溶蚀孔;d.Z200井,扫描电镜,埋深1876.20m,可见溶蚀孔

图10鄂尔多斯盆地延长组长7油层组砂岩不同测试条件下的孔隙度和渗透率

结果表明,含层理缝砂岩样品的平均孔隙度约是无层理缝样品的3倍左右,而无层理缝样品、垂直层理缝样品和平行层理缝样品的平均渗透率分别为0.0032×10-3,0.0199×10-3和0.1205×10-3μm2,依次增高一数量级(图10)。因此,延长组长7油层组砂岩层理缝对鄂尔多斯盆地致密油的贡献方式属于储集疏导型。但综合考虑到鄂尔多斯盆地致密砂岩储层层理缝在横向上断续分布,延伸长度有限,垂向上相互独立、无联系(图4)等发育分布特点,层理缝对致密油的疏导贡献仅体现在横向渗流方面。因此,层理缝在致密油勘探开发中的地质意义可能更多地体现在其致密油储集效应。

选取鄂尔多斯盆地内构造裂缝密度在0.05m/m2左右的钻井,对比层理缝密度与试油产量关系,当层理缝密度为0.19m/m2左右时(如A105井和N43井),试油产量相对较低,为2.47～4.25t/d,而当层理缝密度为0.338m/m2(Y63井),初始试油产量可高达22.02t/d,层理缝发育区可能成为致密油勘探开发“甜点区”。

5、结论

1)鄂尔多斯盆地延长组长7油层组致密砂岩内层理缝较构造裂缝发育,层理缝发育井内裂缝加权密度为0.015～0.338m-1,分布表现出强非均质性特点,多近水平或低角度发育,裂缝开度不大,横向上常断续分布,遇到矿物颗粒时会绕其而过,裂缝面不平整,绝大多数未充填,缝内多存在油浸或油迹显示。

2)鄂尔多斯盆地延长组长7油层组致密砂岩储层层理缝的大规模形成始于晚燕山期,其形成与分布受控于“流体压力+构造应力+其他(如溶蚀作用等)”模式,是多种地质因素共同作用的结果。

3)依据裂缝对油气的作用和贡献方式,将储层裂缝的作用划分为储集型、疏导型和储集疏导型3种类型。延长组长7油层组砂岩层理缝对鄂尔多斯盆地致密油的贡献方式属于储集疏导型,但综合考虑其发育和分布特点,层理缝在致密油勘探开发中的地质意义更多地体现在其储集效应,层理缝发育区可能成为致密油勘探开发的“甜点区”。

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基金:国家自然科学基金青年科学基金项目(41702130);中国博士后科学基金特别资助项目(2017T100419).