王保華，陸建林，李 浩，宋振響，左宗鑫

(中國石油化工股份有限公司 石油勘探開發(fā)研究院 無錫石油地質(zhì)研究所，江蘇 無錫 214126)

基于孔隙成因的泥頁巖總孔隙度恢復(fù)方法研究
——以渤海灣盆地東營凹陷沙三下亞段為例

王保華，陸建林，李 浩，宋振響，左宗鑫

(中國石油化工股份有限公司 石油勘探開發(fā)研究院 無錫石油地質(zhì)研究所，江蘇 無錫 214126)

泥頁巖中具有多種類型孔隙，為頁巖油氣富集提供了重要的儲滲空間?；謴?fù)泥頁巖孔隙演化史，是頁巖油氣資源評價與區(qū)帶優(yōu)選的關(guān)鍵，同時也是開展烴源巖排烴過程研究的重要基礎(chǔ)。泥頁巖中壓實作用減孔、生烴作用增孔以及構(gòu)造作用造縫是泥頁巖孔隙形成的重要機制。基于這3種成孔機制，采用泥巖壓實模型計算不同深度泥頁巖孔隙度減少量，結(jié)合泥頁巖的鏡質(zhì)體反射率、有機碳含量以及物性等實測數(shù)據(jù)，建立了地史演化過程中泥頁巖有機質(zhì)孔與有機碳變化量(ΔC)的數(shù)學(xué)模型；在擬合不同成因孔隙類型演化趨勢模型的基礎(chǔ)上，綜合構(gòu)造、巖相、成巖以及應(yīng)力場特征，建立基于孔隙成因的多類型泥頁巖孔隙恢復(fù)方法。應(yīng)用該方法恢復(fù)了渤海灣盆地東營凹陷沙三下亞段3種成因類型孔隙的演化趨勢，并預(yù)測了不同成因類型孔隙的空間展布，進而確定了其泥頁巖總孔隙度的分布。預(yù)測結(jié)果與實鉆資料較吻合，可靠性較好。

頁巖油氣；泥頁巖；孔隙度恢復(fù)；生烴孔隙度；孔隙演化

1 研究概況

隨著國內(nèi)外非常規(guī)油氣的勘探突破，泥頁巖除作為烴源層外，同樣可以作為油氣儲集層的觀念被普遍接受[1-3]。非常規(guī)頁巖油氣勘探實踐表明[4-6]，泥頁巖儲集油氣能力的大小主要取決于其孔隙發(fā)育情況和裂縫發(fā)育程度。因此，恢復(fù)地史過程中泥頁巖孔隙度演化及預(yù)測泥頁巖現(xiàn)今孔隙分布是非常規(guī)油氣勘探的重點工作，也是頁巖油氣富集區(qū)優(yōu)選和資源潛力評價的關(guān)鍵和基礎(chǔ)。

根據(jù)泥頁巖孔隙成因類型，可將泥頁巖儲集空間分為無機礦物質(zhì)孔、有機孔和微裂縫3種類型[1-2]。無機礦物質(zhì)孔主要指地層沉積成巖過程中保留下來的粒間孔隙[3]；有機質(zhì)孔主要發(fā)育在有機質(zhì)顆粒內(nèi)部，是有機質(zhì)在生烴演化過程中形成的孔隙，生烴作用是該類孔隙發(fā)育的主控因素[4]；裂縫主要包括構(gòu)造縫、層理縫、有機質(zhì)生烴微裂縫等，其中構(gòu)造及層理縫隙主控因素為地應(yīng)力作用，有機質(zhì)生烴微裂縫受控于生烴作用[1]。

前人針對泥頁巖孔隙演化恢復(fù)主要采用2種方法：(1)將富烴泥頁巖地層視為常規(guī)地層，其孔隙演化采用Athy[5]泥巖壓實模型，這種方法僅適用于常規(guī)砂巖儲層油氣勘探，將泥頁巖地層視為上覆蓋層或烴源層，而非油氣儲層，其獲得的孔隙度值為地層粒間孔隙，因此該方法不適用于頁巖油氣勘探；(2)物理模擬實驗法：即選擇低熟樣品，設(shè)定溫度序列，通過加溫生烴，利用氣體吸附定量分析不同階段孔隙度的變化[6]。通過這種方法獲得的孔隙度為樣品點總孔隙度，無法對粒間孔隙、有機質(zhì)孔隙及裂縫進一步表征。通過實驗室模擬的方法，可以揭示富有機質(zhì)泥頁巖有機孔隙在實驗條件下生烴過程中的演化總體趨勢，但一方面由于實驗條件與實際地質(zhì)演化過程存在的差異，物理實驗還需要進一步的完善[7-8]；另一方面實驗室獲得的測試數(shù)據(jù)為單個點某一深度的演化數(shù)據(jù)，若要拓展至平面及縱向上孔隙演化則需要大量的測試樣品支撐，測試成本巨大。

2 研究方法建立

以TSM盆地模擬軟件為平臺，基于孔隙成因的泥頁巖總孔隙度演化恢復(fù)方法研究的主要流程包括：綜合利用鉆井巖心常規(guī)實測總孔隙度、w(TOC)、Ro數(shù)據(jù)，應(yīng)用Athy泥巖壓實孔隙恢復(fù)模型，計算各地質(zhì)演化階段粒間孔隙度，應(yīng)用烴源巖原始有機碳恢復(fù)模型，建立研究區(qū)多口鉆井生烴孔隙度、構(gòu)造裂縫孔隙度與w(TOC)轉(zhuǎn)化(ΔC)關(guān)系，結(jié)合埋藏史、熱史及生烴史模擬，計算各地質(zhì)演化階段生烴孔隙；通過工區(qū)內(nèi)已知鉆井的構(gòu)造裂縫孔隙及目的層現(xiàn)今構(gòu)造應(yīng)力場分布，建立鉆井點應(yīng)力與構(gòu)造裂縫孔隙分布關(guān)系，結(jié)合研究區(qū)構(gòu)造應(yīng)力場演化史模擬，預(yù)測各地質(zhì)演化階段構(gòu)造裂縫孔隙。在上述工作基礎(chǔ)上，恢復(fù)地史演化過程中富烴泥頁巖粒間孔隙度、裂縫孔隙度、生烴孔隙度及總孔隙變化過程(圖1)。

圖1 富含有機質(zhì)泥頁巖孔隙度演化恢復(fù)流程

根據(jù)前人對泥巖孔隙構(gòu)成的認(rèn)識[9-12]，即富有機質(zhì)泥頁巖孔隙度主要由壓實作用成因的粒間孔隙[13]、生烴作用成因的生烴孔隙及生烴微裂縫[4]、構(gòu)造作用成因的裂縫3類孔隙構(gòu)成[14]。因此，泥頁巖總孔隙可表示為：

Ф泥=Ф粒+Ф生+Ф構(gòu)

(1)

式中：Ф泥為泥頁巖地層總孔隙度；Ф粒為泥頁巖粒間孔隙度；Ф生為泥頁巖生烴孔隙度及生烴微裂縫孔隙度；Ф構(gòu)為構(gòu)造裂縫孔隙度。

2.1壓實作用孔隙度演化恢復(fù)

20世紀(jì)30年代，Athy[5]認(rèn)為在正常壓實條件下泥頁巖孔隙度與埋深之間存在指數(shù)關(guān)系，即泥頁巖在壓實過程中孔隙度隨深度增加而呈現(xiàn)指數(shù)減小，之后人們在分析泥頁巖壓實程度時大多運用這個指數(shù)關(guān)系式。在擬合孔隙度與深度關(guān)系方面，前人做了大量研究工作[13，15]。1959年，Rubey等[13]建立了指數(shù)關(guān)系模型，在盆地模擬中廣泛應(yīng)用。

本文首先應(yīng)用Athy泥巖壓實模型，計算鉆井樣品點粒間孔隙度Ф粒：

Ф粒=A·e-Bh

(2)

式中：A為泥頁巖初始孔隙度；B為壓實系數(shù)，參數(shù)A、B的選取可采用數(shù)值擬合的方法確定；h為地層埋深。

應(yīng)用公式(2)，結(jié)合埋藏史模擬計算的各地質(zhì)演化時間中的泥頁巖深度，計算目的層泥頁巖粒間孔隙在各地質(zhì)演化階段任意點的粒間孔隙度值：

Ф粒(x，y，t)=A·e-BZ(x，y，t)

(3)

式中：t為地質(zhì)演化時間；(x，y)為研究區(qū)平面內(nèi)任意點；Z(x，y，t)為t時刻(x，y)點埋深。

2.2有機質(zhì)孔隙度演化恢復(fù)

應(yīng)用地球化學(xué)實驗方法，建立富含有機質(zhì)泥巖樣品原始有機碳恢復(fù)系數(shù)與成熟度變化關(guān)系。通過物理實驗方法，建立原始有機碳恢復(fù)系數(shù)與烴源巖成熟度擬合關(guān)系，該方法是目前有機碳恢復(fù)研究較成熟方法[16]?；謴?fù)系數(shù)與成熟度關(guān)系可通過統(tǒng)計回歸方法建立方程，本文采用渤海灣盆地實際鉆井模擬實驗數(shù)據(jù)，通過回歸建立有機碳恢復(fù)系數(shù)f恢復(fù)(Ro)與Ro關(guān)系的公式(圖2)：

(4)

圖2 富含有機質(zhì)泥頁巖有機碳恢復(fù)系數(shù)與Ro關(guān)系

應(yīng)用公式(4)將樣品殘余有機碳恢復(fù)至原始有機碳，通過原始有機碳—殘余有機碳計算ΔC：

w(TOC)原=f恢復(fù)(Ro)·w(TOC)殘

(5)

ΔC=w(TOC)原-w(TOC)殘

(6)

式中：w(TOC)原為原始有機碳；w(TOC)殘為殘余有機碳；ΔC為生烴演化消耗的有機碳。

通過鉆井實測泥頁巖總孔隙度數(shù)據(jù)Ф泥與公式(2)獲得的Ф粒計算Ф泥-Ф粒，結(jié)合公式(6)計算的ΔC，建立Ф泥-Ф粒與ΔC關(guān)系圖版(圖3)。根據(jù)公式(1)，泥頁巖總孔隙空間去除粒間孔隙即為生烴孔隙及構(gòu)造裂縫孔隙空間，因此，通過統(tǒng)計回歸方法建立Ф泥-Ф粒、Ф生+Ф構(gòu)與ΔC關(guān)系模型：

Ф泥-粒(ΔC)=Ф泥-Ф粒=1.348ΔC+3.221

(7)

圖3 富含有機質(zhì)泥頁巖Ф泥-Ф粒與ΔC圖版

Ф生+構(gòu)(ΔC)=Ф生+Ф構(gòu)=1.348ΔC+3.221

(8)

式中：ΔC為公式(6)計算值；Ф泥-粒(ΔC)為泥頁巖總孔隙度去除粒間孔隙度值；Ф生+構(gòu)(ΔC)為泥頁巖生烴孔隙度、生烴微裂縫孔隙度及構(gòu)造裂縫孔隙度。

根據(jù)前述泥頁巖孔隙成因認(rèn)識可知，Ф生與有機質(zhì)生烴演化相關(guān)，Ф構(gòu)與構(gòu)造應(yīng)力場分布相關(guān)。當(dāng)選取的樣品處于未成熟階段，有機質(zhì)尚未轉(zhuǎn)化生烴，此時未形成有機碳轉(zhuǎn)化，即：ΔC=0，Ф生=0，回歸曲線與Y軸(Ф生+Ф構(gòu))截距即為裂縫孔隙度Ф構(gòu)。

應(yīng)用成熟度史模擬，可獲得目的層各點及演化階段成熟度：

Ф生(x，y，t)+Ф構(gòu)(x，y，t)=

Ф生+構(gòu)(f恢復(fù)(Ro(x，y，t))-1)w(TOC)殘(x，y)

(9)

Ф生(x，y，t)=Ф生+構(gòu)(f恢復(fù)(Ro(x，y，t))-1)
w(TOC)殘(x，y)-Ф構(gòu)(x，y，t)

(10)

式中：w(TOC)殘(x，y)為現(xiàn)今(x，y)點殘余有機碳；Ro(x，y，t)為t演化階段任意(x，y)點目的層成熟度值；地質(zhì)演化階段構(gòu)造裂縫孔隙度值由下述2.3給出，各地質(zhì)演化階段生烴孔隙度值采用公式(10)計算。

2.3構(gòu)造裂縫孔隙度演化恢復(fù)

泥頁巖地層構(gòu)造裂縫發(fā)育程度與其經(jīng)歷的應(yīng)力場演化史具有較強的相關(guān)性，利用構(gòu)造信息進行應(yīng)力模擬是國內(nèi)外應(yīng)力模擬和應(yīng)力預(yù)測的主要技術(shù)手段之一。本文基于薄板彎曲模型[14]，應(yīng)用地史演化過程中古構(gòu)造埋深、地層厚度、巖性及實測應(yīng)力數(shù)據(jù)，計算各地質(zhì)演化階段應(yīng)力分布。

應(yīng)用現(xiàn)今目的層構(gòu)造應(yīng)力分布數(shù)據(jù)，統(tǒng)計工區(qū)內(nèi)鉆井點應(yīng)力值與公式(8)中確定的Ф構(gòu)，建立鉆井點應(yīng)力值與Ф構(gòu)圖版。若工區(qū)內(nèi)鉆井測試數(shù)據(jù)較少，可通過地質(zhì)分析，預(yù)先給出構(gòu)造裂縫孔隙度范圍(Ф構(gòu)1，Ф構(gòu)2)，結(jié)合現(xiàn)今應(yīng)力平面分布數(shù)據(jù)，可獲得構(gòu)造應(yīng)力值取值范圍(P1，P2)，則任意點(x，y)對應(yīng)裂縫孔隙度可用下式表達：

(11)

式中：Ф構(gòu)0為公式(8)計算的裂縫孔隙，對應(yīng)壓力為P0；P1，P2為地質(zhì)分析獲得的工區(qū)最大主應(yīng)力分布的最小值與最大值；Ф構(gòu)1，Ф構(gòu)2為對應(yīng)的裂縫孔隙度。

通過盆地模擬可獲得地質(zhì)演化各時間構(gòu)造埋深、地層厚度數(shù)據(jù)，通過盆地模擬獲得各地質(zhì)演化階段古應(yīng)力分布，則依據(jù)公式(9)可計算出各地質(zhì)演化階段點(x，y)裂縫孔隙度值。

(12)

式中：P(x，y，t)為任意地質(zhì)演化時間研究區(qū)應(yīng)力分布；t為地質(zhì)演化時間。

2.4總孔隙度演化恢復(fù)

目的層各地質(zhì)演化階段孔隙度可表示為：

Ф泥(x，y，t)=Ф粒(x，y，t)+Ф生(x，y，t)+Ф構(gòu)(x，y，t)

(13)

式中：Ф粒(x，y，t)，Ф生(x，y，t)，Ф構(gòu)(x，y，t)為上述公式(3)，(10)，(12)計算的各地質(zhì)演化階段不同成因地層孔隙度。

3 應(yīng)用效果

針對渤海灣盆地東營凹陷沙三下亞段泥頁巖總孔隙度演化史開展數(shù)值模擬預(yù)測。東營凹陷專門針對頁巖油勘探鉆井相對較少，本次模擬選擇了3口頁巖油專探井，共82組實測總孔隙度、w(TOC)、Ro數(shù)據(jù)。應(yīng)用過程中采用研究區(qū)實測樣品建立有機碳恢復(fù)系數(shù)關(guān)系，通過本文所述方法建立模板(圖3)，應(yīng)用TSM盆地模擬軟件模擬各地質(zhì)演化階段目的層埋深、Ro、最大主應(yīng)力、粒間孔隙度數(shù)據(jù)，通過公式(9)建立圖3中構(gòu)造裂縫與應(yīng)力關(guān)系，應(yīng)用公式(3)計算各演化階段粒間孔隙度，應(yīng)用公式(10)恢復(fù)各地質(zhì)演化史過程中裂縫孔隙度演化，應(yīng)用公式(12)計算各演化階段生烴孔隙度演化，應(yīng)用公式(13)計算各地質(zhì)演化階段總孔隙度。通過以上應(yīng)用實現(xiàn)了東營凹陷沙三下亞段總孔隙度縱向分布預(yù)測(圖4)及不同成因類型孔隙度平面分布預(yù)測，東營凹陷沙三下亞段現(xiàn)今總孔隙度分布如圖5所示。實測總孔隙度與計算總孔隙度值對比顯示，本文所述方法具有較高的可靠性。

圖4 渤海灣盆地東營凹陷沙三下亞段鉆井實測與計算孔隙度擬合

圖5 渤海灣盆地東營凹陷沙三下亞段現(xiàn)今總孔隙度分布

4 結(jié)論

(1)本文建立的泥頁巖總孔隙度恢復(fù)方法可有效實現(xiàn)泥頁巖地層地史演化過程中粒間孔隙度、有機孔隙度、裂縫孔隙度及總孔隙度的恢復(fù)。

(2)應(yīng)用本方法對渤海灣盆地東營凹陷沙三下亞段不同類型泥頁巖孔隙度進行恢復(fù)，通過與鉆井實測總孔隙度數(shù)據(jù)對比，顯示本方法具有較高的可靠性。

(3)本方法對泥頁巖地層的孔隙度定量預(yù)測計算提供了較好的途徑，可進一步用于盆地模擬計算、資源評價計算，以及非常規(guī)油氣勘探評價。

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(編輯韓 彧)

Recoverymethodfortotalporosityofshalebasedonporosityorigin: A case study of the lower part of the third member of Shahejie Formation in the Dongying Sag, Bohai Bay Basin

Wang Baohua, Lu Jianlin, Li Hao, Song Zhenxiang,Zuo Zongxin

(WuxiResearchInstituteofPetroleumGeology,SINOPEC,Wuxi,Jiangsu214126,China)

There are many types of pores in shale, which provide an important permeable-storage space for oil and gas enrichment. The restoration of shale pore evolution is the key to the evaluation of shale oil and gas resources and the optimization of zone, and it is also an important basis for the study of hydrocarbon expulsion process. The compaction of mud shale which reduces pore, hydrocarbon generation which forms pore, and tectonic effect which forms fracture are important mechanisms of shale pore generation. Based on these three kinds of pore forming mechanisms, a mudstone compaction model was used to calculate the porosity change of shale at different depths. The relationship between organic pore and organic carbon content during geologic evolution was modeled according to the measured data such as vitrinite reflectance, organic carbon content and physical properties of shale. After modeling the evolutionary trend of different pore types, a the multi-type shale pore recovery method based on pore formation was established based on comprehensive tectonics, facies, diagenesis and stress field characteristics. The evolution of three pore types in the lower part of the third member of Shahejie Formation in the Dongying Sag was restored by this method, and the spatial distribution of pores of different genetic types was predicted. The distribution of the total porosity of shale was determined. The forecast results are in good agreement with the real drilling data.

shale oil and gas; shale; porosity recovery; hydrocarbon generation porosity; porosity evolution

1001-6112(2017)05-0724-05

10.11781/sysydz201705724

TE122.2

：A

2017-04-05；

：2017-07-21。

王保華(1981—)，男，碩士，高級工程師，從事油氣資源評價工作。E-mail：wangbh.syky@sinopec.com。

中國石化科技部項目“東部斷陷盆地頁巖油富集主控因素及選區(qū)評價”(P15094)資助。