李文浩,盧雙舫,薛海濤,王偉明,李吉君，胡　瑩,張鵬飛, 李俊乾

[1.中國石油大學(華東) 非常規(guī)油氣與新能源研究院,山東 青島 266580;2.中國石油大學(華東) 地球科學與技術學院,山東 青島 266580]

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江漢盆地新溝嘴組頁巖油儲層物性發(fā)育主控因素

李文浩1,盧雙舫1,薛海濤1,王偉明1,李吉君1，胡瑩2,張鵬飛2, 李俊乾1

[1.中國石油大學(華東) 非常規(guī)油氣與新能源研究院,山東 青島 266580;2.中國石油大學(華東) 地球科學與技術學院,山東 青島 266580]

綜合運用X-衍射、壓汞及掃描電鏡等資料，對江漢盆地丫角-新溝低凸起和陳沱口凹陷新溝嘴組頁巖油儲層儲集空間類型及物性控制因素進行了探討。研究結(jié)果表明：區(qū)內(nèi)頁巖油儲層儲集空間類型以無機孔隙(包括晶間孔、粒間孔、溶蝕孔)為主，也存在少量有機孔隙及微裂縫；區(qū)內(nèi)泥質(zhì)白云巖和白云巖孔滲條件最好；丫角-新溝低凸起和陳沱口凹陷頁巖油儲層均存在次生孔隙發(fā)育帶，很好地改善了儲層物性；礦物組分對丫角-新溝低凸起和陳沱口凹陷頁巖油儲層物性的影響存在差別，前者孔隙度與礦物組分無相關性，后者孔隙度與粘土礦物及碎屑礦物含量呈負相關性，而與白云石含量呈正相關性；區(qū)內(nèi)滲透率均與碎屑礦物、粘土含量呈負相關性，與白云石含量呈正相關性。

儲集空間；成巖作用；泥質(zhì)白云巖；頁巖油；新溝嘴組；江漢盆地

頁巖油儲層孔隙發(fā)育主要受內(nèi)因和外因兩大因素控制。其中，外因主要包括區(qū)域構造應力、構造部位、沉積成巖作用和生烴過程中產(chǎn)生的高異常地層壓力，內(nèi)因主要包括巖石巖相、巖性和礦物組成等[1]。外因?qū)搸r孔隙的影響表現(xiàn)在宏觀控制上，控制區(qū)域孔隙發(fā)育，內(nèi)因則是決定孔隙發(fā)育的根本因素。前人對頁巖儲層孔隙度影響因素的研究可歸納為3類：一是將儲層有機、無機孔隙作為整體研究，探討儲層總孔隙度與礦物組分、成巖作用及有機碳含量等因素的關系[2-4]；二是首先按照孔徑大小將儲層孔隙分為微孔、中孔和大孔，然后分別探討其影響因素[5-7]；三是主要探討有機孔隙的影響因素，分析孔隙流體壓力和有機質(zhì)豐度、類型、成熟度等因素對有機孔隙的影響，揭示其主要控制因素[8-9]。

近年來江漢盆地新溝嘴組泥質(zhì)白云巖層系(包括白云巖、泥質(zhì)白云巖、白云質(zhì)泥巖和泥巖)頁巖油獲得重大突破，由于處于勘探初期，研究區(qū)頁巖油富集規(guī)律尚不明確，嚴重制約了江漢盆地頁巖油的勘探進程。探討頁巖油儲層物性主要控制因素，不僅有利于認識區(qū)內(nèi)頁巖油富集機理，還可為區(qū)內(nèi)“甜點”區(qū)預測提供幫助。有鑒于此，本文以江漢盆地頁巖油較為富集的丫角-新溝低凸起和陳沱口凹陷為例，在探討頁巖油儲層儲集空間類型的基礎上，系統(tǒng)剖析研究區(qū)頁巖油儲層控制因素。

1　地質(zhì)背景

江漢盆地位于湖北省江漢平原中部，西起宜昌、枝江，東至沔陽、應城，南起監(jiān)利、洪湖，北達潛江、天門以北，面積為28 760 km2。盆地北鄰秦嶺-大別造山帶，南近江南-雪峰隆起，西至黃陵背斜，是在中、古生界海相碳酸鹽巖、碎屑巖和陸相含煤碎屑巖基底之上，經(jīng)燕山運動、喜馬拉雅運動發(fā)展起來的內(nèi)陸斷陷鹽湖盆地。盆地經(jīng)歷了早燕山期擠壓、白堊紀—古近紀斷陷-拗陷和新近紀—第四紀擠壓-拗陷的構造演化過程。盆地受北西-南東向和北東-南西向斷裂控制，可劃分為江陵、潛江、陳沱口、涌陽、小板、云夢等11個凹陷帶和丫角-新溝低凸起、通?？谕蛊?、岳口低凸起、龍賽湖低凸起4個凸起帶，共15個二級構造單元(圖1)。盆地在中、新生代持續(xù)沉降，生儲蓋組合發(fā)育，油氣藏以構造、巖性和構造-巖性復合油氣藏為主，受二級構造帶控制。江漢盆地是一個多旋回沉積盆地，白堊紀-新近紀江漢盆地周緣地勢呈現(xiàn)繼承性的西北高、東南低的特點，沉積物源主要來自西北方向，沉積地層最大厚度過萬米，具有明顯的旋回性和韻律性[10]。

圖1　江漢盆地構造位置

2012年3月，通過對江漢盆地新135井新溝嘴組原測井解釋的“干層”復查壓裂試油，獲得日產(chǎn)油3 t的工業(yè)油流。截止2012年底，已有6口直井和4口水平井獲得工業(yè)油流。目前江漢盆地南部新溝嘴組泥質(zhì)白云巖已有100多口井見油氣顯示，其中盆地南部的新溝地區(qū)及陳沱口凹陷頁巖油氣較為富集。

2　儲集空間類型

研究區(qū)泥質(zhì)白云巖層系頁巖油儲層的儲集空間類型多樣，發(fā)育多種孔隙類型及微裂縫，但主要以無機孔隙為主，有機孔隙及微裂縫較少。無機孔隙類型多樣，可分為晶間孔、粒間孔和溶蝕孔等。其中晶間孔主要發(fā)育在白云石礦物顆粒之間(圖2a)，草莓狀黃鐵礦集合體內(nèi)也偶見晶間孔(圖2b)。粒間孔主要發(fā)育于陸源碎屑礦物石英、長石顆粒間及片狀粘土礦物與其他礦物接觸處(圖2c)。溶蝕孔主要發(fā)育于易于溶蝕的長石或碳酸鹽礦物之間，形狀不規(guī)則，一般孔喉較大(圖2d)。微裂縫的發(fā)育與泥質(zhì)白云巖脆性礦物含量有關，脆性礦物含量高微裂縫發(fā)育(圖2e)，頁巖油儲層中的微裂縫不僅是很好的油氣儲集空間，還可以作為有效的滲流通道，但江漢盆地新溝嘴組頁巖油儲層基質(zhì)孔隙發(fā)育，裂縫較少，而且由于后期的充填作用，張開縫很少，多被石膏或方解石充填。有機孔隙發(fā)育與有機質(zhì)分布密切相關，主要存在于有機質(zhì)及有機質(zhì)與礦物顆粒接觸處(圖2f)，炭孔也很常見，一般認為有機孔隙的形成與干酪根的生烴作用有關。

3　頁巖油儲層控制因素

3.1巖性對物性的影響

丫角-新溝低凸起泥巖、白云質(zhì)泥巖、泥質(zhì)白云巖和白云巖孔隙度均較發(fā)育，平均值均大于11%(圖3)，表現(xiàn)為中、高孔。其中白云巖滲透率最高，泥巖、泥質(zhì)白云巖次之，白云質(zhì)泥巖最低，但總體上均表現(xiàn)為特低滲。陳沱口凹陷泥質(zhì)白云巖、白云巖孔隙度較高，泥巖、白云質(zhì)泥巖較差，其中白云巖滲透率較高，但總體上均表現(xiàn)為特低滲(圖3)。綜合來看，泥質(zhì)白云巖和白云巖是研究區(qū)孔、滲條件最好的兩類巖石，其主要原因為：泥質(zhì)白云巖和白云巖中含有相對較高的白云石，不僅易于形成晶間孔，而且白云石為易溶礦物，溶蝕孔隙的形成大大改善了儲層物性。

圖2　江漢盆地新溝嘴組頁巖油儲層儲集空間類型

圖3　江漢盆地丫角-新溝低凸起和陳沱口凹陷新溝嘴組不同巖性儲層孔隙度、滲透率分布特征

3.2成巖作用對物性的影響

有些成巖作用可以改善儲層物性，如溶蝕作用，而有些則會使得孔隙減少，稱為破壞性成巖作用，如壓實和溶解作用、膠結(jié)作用、交代作用等[11-15]。由于研究區(qū)溶蝕孔較為發(fā)育，因此，本文重點討論溶蝕作用對儲層物性的影響。

丫角-新溝低凸起及陳沱口凹陷新溝嘴組頁巖油儲層孔隙度、滲透率隨深度的增加略有降低的趨勢(圖4)。其中丫角-新溝低凸起新391井揭示物性與深度交匯圖揭示，孔隙度和滲透率明顯存在3個峰值，即存在3個次生孔隙發(fā)育帶。其中第一個峰值帶分布在1 380～1 398 m，第二個峰值帶分布在1 430～1 441 m，第三個峰值帶分布在1 460 m以下(圖4)。陳沱口凹陷陳100井揭示儲層孔隙度、滲透率隨深度的增加則出現(xiàn)一個峰值帶，分布在2 100～2 120 m(圖4c,d)，由于陳100井樣品較少，尚不能確定其是否存在其他次生孔隙發(fā)育帶，可以肯定的是陳沱口凹陷至少存在一個次生孔隙發(fā)育帶。

圖4　江漢盆地新溝嘴組孔隙度、滲透率縱向分布

圖5　江漢盆地丫角-新溝低凸起新溝嘴組泥質(zhì)白云巖孔隙度、滲透率與礦物組分含量相關圖

圖6　江漢盆地陳沱口凹陷新溝嘴組泥質(zhì)白云巖孔隙度、滲透率與礦物組分含量相關圖

3.3礦物組分對物性的影響

丫角-新溝低凸起新溝嘴組頁巖油儲層孔隙度與粘土礦物、碎屑礦物(石英和長石)及白云石含量無明顯相關性(圖5)，表明孔隙度受多種因素的控制。而滲透率與粘土礦物呈負相關性，與長石和石英的相關性較差，和白云石呈正相關性，主要是由于白云石易于溶蝕，很好地改善了儲層的連通性。陳沱口凹陷頁巖油儲層孔隙度和滲透率與粘土礦物和碎屑礦物(石英和長石)呈負相關性，和白云石呈正相關性(圖6)，主要是因為白云石晶間孔在陳沱口凹陷比較發(fā)育(圖2a)，粘土礦物和碎屑礦物主要發(fā)育粒間孔，該類孔隙類型主要發(fā)育在丫角-新溝低凸起(圖2c)，在陳沱口凹陷較為少見。

4　結(jié)論

1) 江漢盆地新溝嘴組頁巖油儲層儲集空間類型以無機孔隙為主，包括晶間孔、粒間孔和溶蝕孔，有機孔隙及微裂縫少量發(fā)育。

2) 巖性、成巖作用和礦物組成在一定程度上控制著研究區(qū)頁巖油儲層。泥質(zhì)白云巖和白云巖是孔隙度和滲透率條件最好的兩類巖石；成巖作用以溶蝕作用為主，其造成次生孔隙發(fā)育，改善了儲層物性；丫角-新溝低凸起頁巖油儲層孔隙度受多種因素控制，其與粘土礦物、碎屑礦物及白云石含量無明顯相關性；而滲透率與粘土礦物和碎屑礦物含量整體呈負相關性，而與白云石呈正相關性。

3) 陳沱口凹陷頁巖油儲層由于白云石晶間孔較發(fā)育，其孔隙度和滲透率與粘土礦物和碎屑礦物含量呈負相關性，和白云石含量呈正相關性。

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(編輯張玉銀)

Major controlling factors of poroperm characteristics of shale oil reservoirs in the Xingouzui Formation,Jianghan Basin

Li Wenhao1,Lu Shuangfang1,Xue Haitao1,Wang Weiming1,Li Jijun1,Hu Ying2,Zhang Pengfei2,Li Junqian1

[1.ResearchInstituteofUnconventionalPetroleumandRenewableEnergy,ChinaUniversityofPetroleum(EastChina),Qingdao,Shandong266580,China;2.SchoolofGeosciences,ChinaUniversityofPetroleum(EastChina),Qingdao,Shandong266580,China]

Based on the integrated analysis of X-ray diffraction,high-pressure mercury and scanning electronic microscope,this paper discusses space types and controlling factors of the shale oil reservoir in the Xingouzui Formation in the Yajiao-Xingou Low Uplift and the Chentuokou Sag of the Jianghan Basin.The results show that inorganic pores (including intercrystalline pores,intergranular pores and dissolved pores) are the main reservoir space of the shale oil reservoir.There also exist a small amount of organic pores and micro fractures.Porosity and permeability of the argillaceous dolomite and the dolomite are the best in the study area.Secondary pores are well developed in shale oil reservoirs both in the Yajiao-Xingou Low Uplift and the Chentuokou Sag,improving the poroperm characteristics.The influences of the mineral components on the reservoir poroperm characteristics are different between the Yajiao-Xingou Low Uplift and the Chentuokou Sag.The porosity of shale oil reservoir in the former has no relationship with mineral components, while that in the latter area is negatively correlated with the content of clay minerals and detrital minerals but positively correlated with the content of the dolomite.Meanwhile, the permeability is negatively correlated with the content of detrital and clay minerals,but positively correlated with the content of the dolomite in both areas.

reservoir space,diagenesis,argillaceous dolomite,shale oil,Xingouzui Formation,Jianghan Basin

2015-05-19;

2015-09-09。

李文浩(1985—)，男，講師，常規(guī)和非常規(guī)油氣地質(zhì)、海洋地質(zhì)與油氣成藏。E-mail:wenhao19850623@163.com。

國家自然科學基金項目(41330313，41402122)；高校自主創(chuàng)新科研計劃項目(13CX05013A)；博士后科學基金面上項目(2014M561980)。

0253-9985(2016)01-0056-06

10.11743/ogg2016020108

TE122.2

A