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(zhì)研究的熱點(diǎn)，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(zhì)含量和厚度的降低，孔隙連通性變好，毛細(xì)管力減弱，封閉性能將大幅下降。通常認(rèn)為薄層泥質(zhì)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(shí)際上，一些薄層的粉砂質(zhì)泥巖甚至泥質(zhì)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(nèi)，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(jié)合實(shí)際油藏和井震特征，探討泥質(zhì)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(shí)例。

1 地質(zhì)概況

東魯卜哈利盆地位于阿拉伯半島中部和東部，是一個(gè)富油氣被動(dòng)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(nèi)白堊系土倫階和賽諾曼階自下而上分為4個(gè)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?jǐn)?shù)大于90%，孔隙度普遍大于15%，均屬于較好的儲(chǔ)層[13-15]，特別是Mishrif組頂部經(jīng)過短時(shí)間的暴露和風(fēng)化淋濾作用，儲(chǔ)層物性更好，孔隙度可達(dá)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(dá)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(zhì)砂巖儲(chǔ)層，目前已發(fā)現(xiàn)一個(gè)背斜油藏，單井產(chǎn)能可達(dá)800 桶/d[16]；不過，在研究區(qū)內(nèi)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(nèi)Tuwayil組自南向北抬升，埋深介于1 600～1 800 m。白堊紀(jì)以來，東魯卜哈利盆地一直處于被動(dòng)大陸邊緣，構(gòu)造活動(dòng)非常弱[9,17]，直到新近紀(jì)，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?yàn)橹鞯男鄬印?/p>

圖1 東魯卜哈利盆地地層柱狀圖(據(jù)文獻(xiàn)[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(yīng)具有高伽馬、高聲波的特征，伴隨著較強(qiáng)烈的擴(kuò)徑現(xiàn)象，導(dǎo)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(jìn)一步細(xì)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(zhì)粉砂巖，局部為粉砂質(zhì)泥巖，泥質(zhì)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(zhì)含量高，面孔率非常低，粒度向上變細(xì)，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(zhì)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(xì)砂巖，粒度從下向上先變粗再變細(xì)，分選差異大，部分為分選好的細(xì)砂巖，部分為分選差的中細(xì)砂巖。整體泥質(zhì)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(dá)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(zhì)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(zhì)高，導(dǎo)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(nèi)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(zhì)體反射率Ro介于0.45%～0.55%[12,16]，礦物顆粒之間以點(diǎn)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(jié)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(kuò)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(dǎo)致滲透率(Kl)相對要高一些，可達(dá)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(dá)33%，滲透率可達(dá)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(shí)驗(yàn)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(jié)合孔隙度和滲透率等蓋層評價(jià)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(xì)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(chǔ)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(jìn)行壓汞測試的樣品。Mishrif組則是非常優(yōu)質(zhì)的儲(chǔ)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(xì)管力計(jì)算公式(式(1))，結(jié)合壓汞實(shí)驗(yàn)獲取的孔喉半徑，可以分別計(jì)算出M3段、M2段和Mishrif組的毛細(xì)管力，結(jié)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(xì)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(zhì)粉砂巖的毛細(xì)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(rèn)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(shí)際中，泥巖發(fā)育的非均質(zhì)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(shí)封閉能力小于理論值。

表1 Tuwayil蓋層毛細(xì)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(zhì)粉砂巖蓋層下限

在研究區(qū)內(nèi)Tuwayil組下伏的Mishrif組發(fā)現(xiàn)了一個(gè)高產(chǎn)油藏A，已知Mishrif組油柱高度為16 m，考慮到Tuwayil組M2也屬于儲(chǔ)層且飽含油，認(rèn)為該油藏的實(shí)際油柱高度應(yīng)為18 m。從測井結(jié)果可以看出，A油藏Tuwayil組M3段粉砂質(zhì)泥巖具有高伽馬、高聲波時(shí)差和明顯擴(kuò)徑現(xiàn)象的，厚度在2～3 m。M3段中部測井伽瑪值較高，實(shí)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(cè)向泥巖發(fā)育的非均質(zhì)性，起封閉作用的蓋層厚度會(huì)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(rèn)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(dāng)Tuwayil組M3段厚度小于1.5 m時(shí)，即便是有相對穩(wěn)定分布的泥質(zhì)粉砂巖，也很難形成油藏。由此認(rèn)為，研究區(qū)泥質(zhì)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(xiàn)[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(zhì)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(diǎn)較少，但依舊可以看出L區(qū)泥質(zhì)粉砂巖蓋層厚度與封閉油柱高度的關(guān)系跟國內(nèi)油藏不同。同等蓋層厚度的條件下，L區(qū)泥質(zhì)粉砂巖竟然比國內(nèi)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(dòng)大陸邊緣盆地，構(gòu)造活動(dòng)較弱，使得蓋層封閉能力較好地保存下來，而國內(nèi)東部油田多屬于裂谷盆地，構(gòu)造活動(dòng)對蓋層有較大的破壞作用。

一般認(rèn)為，薄蓋層封閉能力較差，其側(cè)向延續(xù)性較差，也很容易被斷層破壞，泥質(zhì)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(zhì)粉砂巖較為致密，且構(gòu)造比較穩(wěn)定，平面上連續(xù)性好。M3段泥質(zhì)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(dòng)大陸邊緣盆地，地震剖面上無明顯的斷層錯(cuò)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(shí)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(zhì)粉砂巖也可以形成良好的油藏蓋層，而且油柱高度可達(dá)十幾米甚至幾十米高。由此，在構(gòu)造相對比較穩(wěn)定的油氣區(qū)，即使很薄的泥質(zhì)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(guān)系(據(jù)文獻(xiàn)[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(gòu)造剖面Fig.9 Cross section of A5 oil reservoir

5 結(jié) 論

(1)東魯卜哈利盆地Tuwayil組自下而上可以細(xì)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(xì)砂巖儲(chǔ)層，M3段為致密的泥質(zhì)粉砂巖、粉砂質(zhì)泥巖蓋層。其中僅M3段泥質(zhì)粉砂巖起到封蓋作用，理論上封蓋油藏最大油柱高度可達(dá)50 m。

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