付小東,吳健平,壽建峰,王小芳,周進(jìn)高,張?zhí)旄?郭永軍

(1.中國(guó)石油 杭州地質(zhì)研究院,浙江 杭州 310023; 2.中國(guó)石油 集團(tuán)碳酸鹽巖儲(chǔ)層重點(diǎn)實(shí)驗(yàn)室,浙江 杭州 310023; 3.中國(guó)石油 華北油田分公司,河北 任丘 062552)

國(guó)外學(xué)者M(jìn)ount 1985年首次提出“混合沉積物”的概念,提出了4種混合沉積物的成因類型[1]。國(guó)內(nèi)學(xué)者楊朝青等1990年提出“混積巖”的概念[2],將其定義為陸源碎屑與碳酸鹽顆粒及灰泥混生在一起的一類沉積巖,并將碳酸鹽組分大于25%、陸源碎屑大于10%的混合沉積歸為混積巖。廣義的混積巖包括兩大類：① 巖石中碳酸鹽組分與陸源碎屑組分混合產(chǎn)出;② 碳酸鹽巖與陸源碎屑巖高頻率交互產(chǎn)出。狹義的混積巖是指上述的第2類[3]。

渤海灣盆地束鹿凹陷沙河街組三段下亞段(簡(jiǎn)稱Es3(下))發(fā)育一套湖相碳酸鹽灰泥與陸源碳酸鹽巖碎屑混合沉積形成的混積巖[4-7],過(guò)去受現(xiàn)場(chǎng)分析化驗(yàn)條件和地質(zhì)認(rèn)識(shí)的限制,對(duì)該套特殊成因的泥級(jí)沉積物難以細(xì)化區(qū)分,前人常籠統(tǒng)稱之泥灰?guī)r類或石灰泥巖[4-7]。該套混積巖有機(jī)質(zhì)豐度高、厚度大、分布較廣,既是凹陷內(nèi)主要的烴源巖,也是致密油勘探主要目的層,屬于“自生自儲(chǔ)”型致密油儲(chǔ)層。近年相繼鉆探的束探1井、束探3井等數(shù)口致密油探井在該套泥灰?guī)r段均獲得工業(yè)油流[8],展示了良好勘探前景?；旆e泥灰?guī)r成因特殊,孔隙結(jié)構(gòu)復(fù)雜,明確其儲(chǔ)層特征與“甜點(diǎn)”儲(chǔ)層主控因素,對(duì)該類型致密油勘探具有重要意義。依托束探3井等系統(tǒng)取心井巖心,在巖礦、物性特征分析基礎(chǔ)之上,結(jié)合場(chǎng)發(fā)射電鏡、CT掃描和核磁共振以及有機(jī)地球化學(xué)分析,揭示了混積泥灰?guī)r儲(chǔ)層特征,明確了“甜點(diǎn)”儲(chǔ)層發(fā)育主控因素,建立了儲(chǔ)層發(fā)育模式與分類評(píng)價(jià)標(biāo)準(zhǔn),指出了該類致密油勘探有利區(qū)帶與目標(biāo)層位。

1 區(qū)域地質(zhì)概況

束鹿凹陷是渤海灣盆地冀中坳陷南部的一個(gè)重要富油凹陷,是在前古近系基底上發(fā)育的東斷西超NE走向的狹長(zhǎng)單斷簸狀凹陷,主體勘探面積約700 km2。構(gòu)造上具有南北分區(qū),東西分帶的特征(圖1a),Es3早期,由于凹陷內(nèi)臺(tái)家莊和荊秋2個(gè)古隆起和相關(guān)斷裂的分隔,凹陷由南至北被依次分隔為南、中、北3個(gè)次級(jí)洼陷;東西向則依次可劃分為東部陡坡帶、中部洼槽帶和西部緩坡帶3個(gè)構(gòu)造單元[5]。古近系是該凹陷最主要的發(fā)育時(shí)期,主要發(fā)育沙河街組三段(沙三段)及以上的地層[9]。

受寧晉凸起等碳酸鹽巖隆起區(qū)物源及沉積環(huán)境控制,古近紀(jì)早期,束鹿凹陷沙三段中、下部主發(fā)育碳酸鹽質(zhì)砂礫巖(角礫巖)和混積成因泥灰?guī)r,往上為正常的砂泥巖沉積。厚層塊狀砂礫巖主要為貧基質(zhì)的碎屑流沉積;細(xì)粒沉積的泥灰?guī)r主要為混合沉積,并可進(jìn)一步劃分為結(jié)構(gòu)混合、互層混合和夾層混合3種類型[4,10],混積泥灰?guī)r多形成于半深湖-深湖環(huán)境[10]。凹陷內(nèi)Es3(下)可劃分為5個(gè)三級(jí)層序(SQ1—SQ5)和15個(gè)準(zhǔn)層序組[8],混積泥灰?guī)r在各層序的湖侵體系域和高位體系域皆發(fā)育(圖1b)。Es3(下)泥灰?guī)r地層在凹陷內(nèi)呈東厚西薄的楔狀體,主要分布于凹陷緩坡帶以及洼槽區(qū),區(qū)域厚度100～1 500 m不等[5],往凹陷中心其厚度逐漸增大,目前鉆遇泥灰?guī)r最大厚度603 m。

2 泥灰?guī)r致密油儲(chǔ)層特征

2.1 巖石礦物學(xué)特征

Es3(下)混積成因泥灰?guī)r類型復(fù)雜多樣,崔周旗等根據(jù)其巖石組構(gòu)和礦物組分特征,結(jié)合地震、測(cè)井響應(yīng)特征,對(duì)其進(jìn)行了系統(tǒng)的多維巖性分類[11]。為便于表述,本文根據(jù)巖石組構(gòu)特征主要?jiǎng)澐譃榧y層狀泥灰?guī)r和塊狀泥灰?guī)r兩亞類來(lái)討論混積泥灰?guī)r致密儲(chǔ)層特征。紋層狀泥灰?guī)r由互層混合方式沉積形成(廣義混積巖),鏡下可觀察到明暗相間的紋層組成韻律層(圖2)。亮紋層主要為化學(xué)沉淀形成,礦物成分較單一,主要石泥晶-微晶的方解石和白云石,陰極發(fā)光呈橘紅色。暗紋層則主要為機(jī)械沉積形成,礦物組成復(fù)雜,由泥晶方解石和白云石、泥質(zhì)、碳酸鹽巖砂屑、石英、有機(jī)質(zhì)、黃鐵礦等組成,陰極發(fā)光顏色較暗且雜亂。受離物源區(qū)的遠(yuǎn)近、物源供應(yīng)的多少及所處部位的不同及構(gòu)造運(yùn)動(dòng)的影響,紋層主要呈現(xiàn)出4種形態(tài)：①薄層暗色灰質(zhì)泥巖與亮色泥晶灰?guī)r不等厚互層,紋層界線平行或不平行(圖2a，b),形成于陸源物質(zhì)少的靜水環(huán)境,以碳酸鹽巖清水沉積為主[4]； ②含陸屑灰質(zhì)泥巖與含泥或不含泥的泥晶灰?guī)r近等厚互層,常見(jiàn)薄層的粉-細(xì)砂巖夾層(夾層混積),紋層界線平行(圖2c，d),形成于近岸深水區(qū)或陸源間歇供給充分的深水環(huán)境[4]；③紋層界線清晰的波狀紋層(圖2e，f),形成于坡度較陡的斜坡環(huán)境中,層狀沉積物還未固結(jié),就沿著斜坡滑動(dòng)變形而形成； ④由下至上,粉砂巖與泥灰?guī)r或泥晶灰?guī)r形成具粒序變化的遞變層所組成的韻律沉積(圖2g，h),與遠(yuǎn)源濁流沉積有關(guān)[4]。

圖1 渤海灣盆地束鹿凹陷區(qū)域構(gòu)造特征與Es3(下)地層綜合柱狀圖(據(jù)文獻(xiàn)[9],有修改)Fig.1 Regional structural characteristics and stratigraphic column of Es3Lin Shulu Sag,Bohai Bay Basin(modified from reference[9])a.束鹿凹陷構(gòu)造單元?jiǎng)澐?b. Es3(下)地層綜合柱狀圖

塊狀泥灰?guī)r主要為結(jié)構(gòu)混合沉積形成(狹義的混積巖),包括以陸源組分為主和以內(nèi)源組分為主2種混源沉積形式。前者以富含有機(jī)質(zhì)的泥質(zhì)或陸源碳酸鹽巖碎屑(其成分主要為方解石)為主,少量石英、長(zhǎng)石等陸源碎屑,偶見(jiàn)球粒狀黃鐵礦不均一分布(圖2i),陰極發(fā)光呈雜亂的暗色(圖2j)。后者組分中以原地沉積的泥晶方解石為主,僅有少量陸源碳酸鹽巖砂屑、石英、長(zhǎng)石及粘土礦物等組分(圖2k),陰極發(fā)光呈橘紅色且較均一(圖2l),該類沉積主要出現(xiàn)在半深湖一深湖環(huán)境中,陸源碎屑供給較充足時(shí)為含陸屑泥晶灰?guī)r;反之,則為泥晶灰?guī)r。

圖2 束鹿凹陷束探3井Es3(下)泥灰?guī)r巖石學(xué)特征Fig.2 Petrologic features of marlstones in the Es3L of Well shutan 3 in Shulu Sag a,b.灰質(zhì)泥巖/泥灰?guī)r與含陸屑泥晶灰?guī)r不等厚互層,埋深3 974.76 m,a為單偏光照片,b為陰極發(fā)光照片;c,d.灰質(zhì)泥巖/粉砂巖與泥晶灰?guī)r近等厚互層,埋深3 681.49 m,c為單偏光照片,d為陰極發(fā)光照片;e,f.灰質(zhì)泥巖與含陸屑泥晶灰?guī)r構(gòu)成波狀層理,埋深3 677.61 m,e為單偏光照片,f為陰極發(fā)光照片;g,h.粉砂巖與泥灰?guī)r或泥晶灰?guī)r形成具粒序?qū)永?埋深3 984.52 m,g為單偏光照片,h為陰極發(fā)光照片;i,j.以陸源組分為主的塊狀灰質(zhì)泥巖/泥灰?guī)r,埋深3 817.65 m,i為單偏光照片,j為陰極發(fā)光照片;k,l.以內(nèi)源灰泥為主的塊狀泥晶灰?guī)r/泥灰?guī)r,埋深4 100.71 m,k為單偏光照片,l為陰極發(fā)光照片;m紋層狀泥灰?guī)r,粉砂紋層粒間微孔含油明顯,淡黃色熒光;埋深3 687.96 m,熒光薄片照片;n.紋層狀泥灰?guī)r,紋層縫、灰質(zhì)泥巖紋層及有機(jī)質(zhì)中含油明顯,淡黃色、褐黃色熒光,埋深3 978.76 m,熒光薄片照片;o.塊狀泥灰?guī)r,含油較少,均一分布在各類微孔中,埋深3 809.15 m,熒光薄片照片;p.方解石脈中油包裹體、晶間孔含油,埋深3 984 m,熒光薄片照片

沙三段下亞段的陸源碎屑主要源自周圍寧晉凸起等物源區(qū)下古生界的海相碳酸鹽巖地層,因缺乏碎屑巖地層,混積泥灰?guī)r中的陸源碎屑主要為碳酸鹽巖砂屑[7]。因此無(wú)論是紋層狀泥灰?guī)r還是塊狀泥灰?guī)r,其礦物組成均以方解石為主,含量主要分布在50%～90%;其次為白云石,含量主要在5%～35%;粘土礦物含量較低,平均約為10%;陸源石英含量低,主要在2%～20%,長(zhǎng)石含量基本在2%以下。

2.2 儲(chǔ)層物性條件

Es3(下)泥灰?guī)r氣測(cè)孔隙度基本在4.0%以下,無(wú)明顯裂縫的泥灰?guī)r樣品水平滲透率大多低于10×10-3μm2(圖3a),總體上屬于典型的特低孔、特低滲致密儲(chǔ)層。紋層狀泥灰?guī)r孔隙度總體上高于塊狀泥灰?guī)r,前者洗油前利用氦孔隙度儀測(cè)得的孔隙度主要在0.5%～2.5%,平均1.47%,后者則主要在0.1%～2.0%,平均僅0.76%(圖3b)。洗油后泥灰?guī)r氣測(cè)孔隙度明顯增加,紋層狀泥灰?guī)r和塊狀泥灰?guī)r洗油后孔隙度分別平均增大1.07%和0.60%,表明地質(zhì)條件下部分孔隙被原油或?yàn)r青質(zhì)充填。此外,利用核磁共振技術(shù)對(duì)飽和水的泥灰?guī)r樣品進(jìn)行了核磁孔隙度測(cè)試,紋層狀泥灰?guī)r核磁孔隙度主要在0.8%～4.0%,平均2.45%;塊狀泥灰?guī)r核磁孔隙度主要在0.7%～2.5%,平均為1.35%;利用核磁共振測(cè)得的孔隙度比利用氦氣測(cè)得的孔隙度高,可能是由于泥灰?guī)r中部分孤立的納米級(jí)微孔和束縛水占據(jù)的部分孔隙氦氣法難以測(cè)到所致。紋層狀泥灰?guī)r由于紋層縫發(fā)育,水平滲透率明顯高于塊狀泥灰?guī)r,前者平均滲透率約1.60×10-3μm2,后者平均滲透率僅0.49×10-3μm2。

圖3 束鹿凹陷Es3(下)泥灰?guī)r孔隙度、滲透率分布特征Fig.3 Distribution characteristics of porosity and permeability of marlstones in the Es3L of Shulu Saga.孔隙度、滲透率關(guān)系;b.孔隙度分布直方圖

2.3 儲(chǔ)集空間類型

Es3(下)泥灰?guī)r發(fā)育多種類型儲(chǔ)集空間,總體上可分為孔隙和裂縫型兩大類8亞類儲(chǔ)集空間(圖4)。

2.3.1 孔隙型儲(chǔ)集空間

孔隙型儲(chǔ)集空間根據(jù)其成因與形態(tài),可進(jìn)一步分為粒間孔、溶蝕孔、晶間孔、粒內(nèi)/晶內(nèi)孔和有機(jī)質(zhì)孔5亞類,不同類型孔隙形貌特征、孔徑大小有明顯差異。

1) 粒間孔

受壓實(shí)作用和膠結(jié)作用的雙重影響,泥灰?guī)r中的原生粒間孔隙大多消失,偏光顯微鏡下難以觀察到明顯的殘余粒間孔。但在掃描電鏡下可見(jiàn)部分陸源碎屑(主要是碳酸鹽巖砂屑)間仍存在一定量的粒間孔(圖4a，b)。紋層狀泥灰?guī)r中粒間孔主要發(fā)育在以機(jī)械沉積為主的灰質(zhì)泥巖紋層(暗紋層)或粉-細(xì)砂巖夾層中;塊狀泥灰?guī)r中粒間孔主要分布在粉砂級(jí)的陸源碎屑顆粒間。

2) 溶蝕孔

溶蝕孔在紋層狀泥灰?guī)r和塊狀泥灰?guī)r中均廣泛發(fā)育,通常是多個(gè)溶孔密集分布(圖4c，d,l),沾化凹陷沙河街組富有機(jī)質(zhì)鈣質(zhì)頁(yè)巖中也可見(jiàn)此類孔隙發(fā)育[12-14]。此外在充填裂縫的方解石脈中也可見(jiàn)到次生溶孔(圖4o)。溶孔的形成與生烴早期有機(jī)酸酸溶蝕有關(guān),由于沙三段泥灰?guī)r有機(jī)質(zhì)豐度高,礦物組分又以易溶的方解石為主,生烴早期形成的大量有機(jī)酸可使方解石等礦物溶蝕從而形成大量溶蝕孔,這些溶蝕孔形成后隨著埋深的增加,被壓扁成橢圓狀或拉長(zhǎng)狀。

3) 晶間孔

泥灰?guī)r中的晶間孔包括黃鐵礦晶間孔、粘土礦物晶間孔和碳酸鹽礦物晶間孔等。①黃鐵礦晶間孔：Es3(下)泥灰?guī)r多沉積于半深湖-深湖的還原環(huán)境,在沉積和成巖演化過(guò)程中形成了大量球粒狀的黃鐵礦集合體,這些集合體中晶間孔十分發(fā)育(圖4e,f)。②粘土礦物晶間孔：粘土礦物在脫水轉(zhuǎn)化過(guò)程中形成的晶間孔,Es3(下)泥灰?guī)r雖然粘土礦物含量總體不高,但在掃描電鏡下可觀察到伊利石等粘土礦物晶間孔十分發(fā)育(圖4b,g)。③碳酸鹽礦物晶間孔：包括兩種類型,一類是泥灰?guī)r基質(zhì)中部分晶型較好,晶粒較粗的白云石或方解石晶體間可見(jiàn)納米級(jí)的晶間微孔(圖4j);另一類是方解石脈中粗晶方解石晶間孔(圖4n)。

4) 有機(jī)質(zhì)孔

有機(jī)質(zhì)在生成油氣的過(guò)程中可在內(nèi)部形成孔隙,孔隙發(fā)育程度與有機(jī)質(zhì)成熟度和類型密切相關(guān),通常成熟度較高的樣品有機(jī)質(zhì)孔更發(fā)育,藻類體(腐泥組)比鏡質(zhì)體更容易生成有機(jī)質(zhì)孔[15-17]。束鹿凹陷沙三段下亞段泥灰?guī)r富含有機(jī)質(zhì),TOC主要分布在0.5%～5.0%,平均1.79%;有機(jī)質(zhì)類型主要為Ⅱ1型,富含藻類體,具備大量形成有機(jī)質(zhì)孔的物質(zhì)基礎(chǔ);但成熟度較低(鏡質(zhì)體反射率Ro值主要在0.7%～1.3%),總體處于低成熟-成熟階段。在熒光顯微鏡和掃面電鏡下可見(jiàn)到大量條帶狀或塊狀有機(jī)質(zhì),但因成熟度較低,多數(shù)有機(jī)質(zhì)未觀察到明顯的機(jī)質(zhì)孔,僅在部分樣品塊狀有機(jī)質(zhì)中觀察到孔徑較大的有機(jī)質(zhì)孔(圖4h)。在凹陷西部斜坡區(qū),泥灰?guī)r中有機(jī)質(zhì)孔欠發(fā)育,但在洼槽區(qū),隨著有機(jī)質(zhì)成熟度達(dá)到成熟中晚期-高成熟階段,泥灰?guī)r具備大量發(fā)育有機(jī)質(zhì)孔的條件。

圖4 束鹿凹陷束探3井Es3(下)混積泥灰?guī)r儲(chǔ)集空間特征Fig.4 Characteristics of the mixed marlstone reservoir space in the Es3L of Well shutan 3 in Shulu Saga.粒間孔,紋層狀泥灰?guī)r,埋深3 978.8 m,平行紋層自然斷面-掃描電鏡照片;b.粒間孔、粘土礦物晶間孔,紋層狀泥灰?guī)r,埋深3 981.9 m,氬粒子拋光-場(chǎng)發(fā)射電鏡照片;c.溶蝕孔,塊狀泥灰?guī)r,埋深4 101.6m,氬粒子拋光-場(chǎng)發(fā)射電鏡照片;d.溶蝕微孔,塊狀泥灰?guī)r,埋深3 984.9 m,氬粒子拋光面-場(chǎng)發(fā)射電鏡照片;e.黃鐵礦晶間孔,紋層狀泥灰?guī)r,埋深3 677.1 m,氬粒子拋光-場(chǎng)發(fā)射電鏡照片;f.黃鐵礦晶間孔,塊狀泥灰?guī)r,埋深3 817.7 m,氬粒子拋光-場(chǎng)發(fā)射電鏡照片;g.粘土礦物晶間孔,樣品同b,氬粒子拋光-場(chǎng)發(fā)射電鏡照片;h.有機(jī)質(zhì)孔、收縮縫,紋層狀泥灰?guī)r,束探1井,埋深4 077.5 m,氬粒子拋光-場(chǎng)發(fā)射電鏡照片;i.碳酸鹽巖碎屑粒內(nèi)孔,紋層狀泥灰?guī)r,埋深3 796.5 m,垂直紋層自然斷面-掃描電鏡照片;j.碳酸鹽巖礦物晶間孔,紋層狀泥灰?guī)r,埋深3 983.4 m,平行紋層自然斷面-掃描電鏡照片;k.紋層縫,樣品同j,垂直紋層自然斷面-掃描電鏡照片;l.與有機(jī)質(zhì)相伴生的紋層縫、溶蝕孔,樣品同a,氬粒子拋光-場(chǎng)發(fā)射電鏡照片;m.張性構(gòu)造縫充填粗晶方解石脈,埋深3 984.0～3 984.3 m, 巖心照片;n.方解石脈中晶間孔,樣品同m,鑄體薄片照片;o.方解石脈及方解石脈中溶蝕孔,樣品同a,鑄體薄片照片

5) 粒內(nèi)孔

粒內(nèi)孔主要見(jiàn)于陸源碳酸鹽巖砂屑和亮晶方解石、白云石晶體內(nèi)(圖i)。白云巖砂屑較灰?guī)r砂屑粒內(nèi)孔更發(fā)育,孔隙主要繼承自母巖地層;亮晶方解石、白云石晶體內(nèi)孔隙包括礦物在結(jié)晶過(guò)程中形成的晶格缺陷,或由于次生溶蝕作用形成的近圓狀溶蝕孔。

2.3.2 裂縫型儲(chǔ)集空間

1) 紋層縫

紋層縫主要發(fā)育在紋層狀泥灰?guī)r中(圖4k，l),由于兩類紋層在礦物組成,沉積方式上具有明顯差異,在成巖過(guò)程中順層理容易形成紋層縫,其發(fā)育程度受兩類紋層互層頻率所控制,紋層縫既是重要的儲(chǔ)油空間,也可極大的改善泥灰?guī)r在水平方向上的滲透性。

2) 構(gòu)造縫

束鹿凹陷地質(zhì)歷史上斷裂活動(dòng)強(qiáng)烈,發(fā)育走向主要為NE向拉張性正斷層,館陶組沉積期是喜馬拉雅構(gòu)造運(yùn)動(dòng)Ⅱ幕時(shí)期,構(gòu)造作用強(qiáng)烈,形成3條較大的斷層[18]?；旆e泥灰?guī)r脆性礦物含量高,在多期斷層活動(dòng)作用下易于產(chǎn)生裂縫(圖4n—q),巖心統(tǒng)計(jì)裂縫密度在0.3～4 條/m。構(gòu)造縫既是重要的儲(chǔ)集空間,又是油氣運(yùn)移的重要通道。根據(jù)泥灰?guī)r中裂縫傾角大小分為水平縫、低角度縫、高角度縫和垂直縫4類;以高角度縫為主(占37%),其次為垂直縫(占27%),低角度縫和水平裂縫分別占24%、12%。裂縫的充填物主要是方解石,其次為混合物質(zhì)(方解石、鐵質(zhì)、泥質(zhì)以及有機(jī)質(zhì)等)充填。從構(gòu)造縫性質(zhì)和充填物特征來(lái)看,Es3(下)泥灰?guī)r地層中至少發(fā)育兩期構(gòu)造裂縫,早期構(gòu)造縫為張性裂縫,部分裂縫被發(fā)棕黃色光的方解石全充填;后一期構(gòu)造作用表現(xiàn)為壓扭,將早期構(gòu)造縫中充填的發(fā)棕黃色光的方解石揉碎,之后又被發(fā)橙黃色光的方解石充填或部分充填[19]。

3) 有機(jī)質(zhì)收縮縫

泥灰?guī)r中有機(jī)質(zhì)受熱演化程度的影響,有機(jī)質(zhì)孔總體欠發(fā)育,但在塊狀或條帶狀有機(jī)質(zhì)邊緣或內(nèi)部,?？梢?jiàn)因生烴演化導(dǎo)致塊狀有機(jī)質(zhì)體積收縮形成的有機(jī)質(zhì)收縮縫(圖4h,l)。

2.3.3 孔隙分布特征與儲(chǔ)集空間組合類型

不同巖石組構(gòu)的泥灰?guī)r孔隙分布特征具有明顯差異,CT掃描顯示紋層狀泥灰?guī)r不同紋層受礦物組成、沉積方式的差異所控制,孔隙發(fā)育表現(xiàn)出強(qiáng)非均質(zhì)性。以機(jī)械沉積為主形成的灰質(zhì)泥巖紋層、灰質(zhì)粉砂巖紋層基質(zhì)孔更發(fā)育,包括粒間孔、溶蝕孔、晶間孔、粒內(nèi)孔和有機(jī)質(zhì)孔等多種類型;以化學(xué)沉積為主的泥晶灰?guī)r紋層十分致密,孔隙較少,孔隙以溶蝕孔、碳酸鹽礦物晶間孔和晶體內(nèi)微孔為主,黃鐵礦和粘土礦物晶間孔較少。紋層狀泥灰?guī)r中基質(zhì)孔主要發(fā)育在以機(jī)械沉積為主的紋層中,似層狀分布;塊狀泥灰?guī)r由于組構(gòu)較為均一,基質(zhì)孔分布也較均一。

根據(jù)孔隙、紋層縫和裂縫發(fā)育程度的不同,Es3(下)泥灰?guī)r致密油儲(chǔ)層可劃分為四類儲(chǔ)集空間組合。一是紋層縫+基質(zhì)孔型,主要為構(gòu)造裂縫不發(fā)育的紋層狀泥灰?guī)r;二是構(gòu)造縫+紋層縫+基質(zhì)孔型,主要為發(fā)育構(gòu)造裂縫的紋層狀泥灰?guī)r;三是基質(zhì)孔型,主要為構(gòu)造裂縫不發(fā)育的塊狀泥灰?guī)r;四是構(gòu)造縫+基質(zhì)孔型,主要為發(fā)育構(gòu)造裂縫的塊狀泥灰?guī)r。四類儲(chǔ)層中,構(gòu)造縫+紋層縫+基質(zhì)孔型儲(chǔ)層孔隙結(jié)構(gòu)最好,其次為紋層縫+基質(zhì)孔型和構(gòu)造縫+基質(zhì)孔型,基質(zhì)孔型儲(chǔ)層最差。

2.4 儲(chǔ)層孔隙結(jié)構(gòu)特征

儲(chǔ)層孔隙結(jié)構(gòu)是指巖石所具有的孔隙和喉道的幾何形態(tài)、大小、分布及其相互連通性等,孔隙結(jié)構(gòu)對(duì)致密儲(chǔ)層滲流能力、含油性、致密油的有效動(dòng)用具有明顯控制作用,沙三段下亞段兩類組構(gòu)的泥灰?guī)r儲(chǔ)層孔隙結(jié)構(gòu)具較明顯差異(圖5)。紋層狀泥灰?guī)r壓汞進(jìn)汞飽和度相對(duì)較高(35%～60%),毛管壓力曲線表現(xiàn)出較明顯的“雙臺(tái)階”(圖5a),核磁共振T2譜具有較明顯的雙峰或三峰特征(圖5c),表明紋層狀泥灰?guī)r微縫(紋層縫)和微米級(jí)的中大孔(孔隙直徑≥1 μm,下同)和納米級(jí)微孔(孔隙直徑<1 μm,下同)均較發(fā)育,具有雙重或多重孔隙介質(zhì)特征。塊狀泥灰?guī)r壓汞進(jìn)汞飽和度低(20%～40%),毛管壓力曲線 “雙臺(tái)階”不明顯(圖5b),核磁共振T2譜表現(xiàn)為不明顯的雙峰或單峰,主峰偏左(圖5d),說(shuō)明塊狀泥灰?guī)r中微縫和微米級(jí)中大孔欠發(fā)育,孔隙結(jié)構(gòu)比紋層狀泥灰?guī)r差。

泥灰?guī)r致密儲(chǔ)層中孔喉主要為納米級(jí)孔喉,占總孔喉數(shù)量的比例主要在65%～95%,微米級(jí)孔喉占比一般低于35%。其中紋層狀泥灰?guī)r中微米級(jí)孔喉占比在2.8%～33.1%,平均15.7%;塊狀泥灰?guī)r中微米級(jí)孔喉占比在1.7%～27.1%,平均11.3%。不同成因孔隙其直徑分布范圍存在明顯差異,其中粒間孔、溶蝕孔、粘土礦物晶間孔和方解石脈中的溶蝕孔、晶間孔的孔徑相對(duì)較大,微米級(jí)孔隙較發(fā)育;碳酸鹽礦物晶間孔、晶(粒)內(nèi)孔,黃鐵礦晶間孔,有機(jī)質(zhì)孔等孔徑細(xì)小,基本為納米級(jí)孔隙。泥灰?guī)r中紋層縫張開(kāi)度一般小于0.2 mm,屬于微縫。構(gòu)造縫張開(kāi)寬度變化大,以寬度小于0.2 mm的微縫為主,約占58%;小縫(0.2～1 mm)約占18%,張開(kāi)度大于1 mm的中縫和大縫約占24%,少量大縫寬度可達(dá)到厘米級(jí)規(guī)模。

3 儲(chǔ)層含油性與原油賦存狀態(tài)

含油率是評(píng)價(jià)致密儲(chǔ)層原油富集程度的主要參數(shù)之一,氯仿瀝青“A”含量和巖石熱解氣態(tài)烴量S0+游離烴量(S1)可半定量的評(píng)價(jià)儲(chǔ)層中含油量的相對(duì)高低。束鹿凹陷Es3(下)泥灰?guī)r氯仿瀝青“A”和巖石熱解S0+S1都較高,與TOC呈明顯正相關(guān),其中瀝青“A”含量在0.05%～0.30%(圖6a),瀝青“A”/TOC主要在5%～30%;熱解S0+S1主要分布在0.2～4.0 mg/g(圖6b),平均0.8 mg/g。我國(guó)東部陸相盆地新近系“自生自儲(chǔ)”型的致密油(頁(yè)巖油)層段含油量(氯仿瀝青“A”和S1)與TOC之間關(guān)系具有“三分性”;當(dāng)有機(jī)質(zhì)的豐度達(dá)到某一臨界值時(shí),含油量表現(xiàn)為一穩(wěn)定高值段,TOC達(dá)到該值時(shí)有機(jī)質(zhì)生成的油量總體上已能夠滿足頁(yè)巖各種形式的殘留需要,豐度更高時(shí)頁(yè)巖含油量達(dá)到飽和,多余的油被排出,認(rèn)為該類頁(yè)巖含油最為豐富,是頁(yè)巖油勘探最現(xiàn)實(shí)的對(duì)象[20-21]。束鹿凹陷沙三段泥灰?guī)r含油量與TOC之間關(guān)系也表現(xiàn)出類似特征,當(dāng)TOC>2.0%時(shí),其熱解S0+S1量大多在0.5 mg/g以上,氯仿瀝青“A”含量則基本穩(wěn)定在0.1%以上,因此可認(rèn)為T(mén)OC=2.0%是混積泥灰?guī)r中致密油富集的臨界值。

圖5 束鹿凹陷Es3(下)混積泥灰?guī)r孔隙結(jié)構(gòu)特征Fig.5 Pore structure characteristics of the mixed marlstones in the Es3L of Shulu Saga.紋層狀泥灰?guī)r壓汞進(jìn)汞飽和度曲線;b.塊狀泥灰?guī)r壓汞進(jìn)汞飽和度曲線;c.紋層狀泥灰?guī)r核磁共振T2譜;d.塊狀泥灰?guī)r核磁共振T2譜

圖6 渤海灣盆地束鹿凹陷Es3(下)泥灰?guī)rTOC與游離烴、氯仿瀝青“A”含量關(guān)系Fig.6 TOC vs.contents of free hydrocarbon and chloroform bitumen “A” of the mixed marlstones of Es3L in Shulu Saga. TOC與熱解游離烴含量關(guān)系;b. TOC與氯仿瀝青“A”含量關(guān)系

熒光薄片和環(huán)掃電鏡分析顯示泥灰?guī)r儲(chǔ)層各種成因孔隙中皆可見(jiàn)到原油(圖2m—p),但由于原油分子自身有一定的大小,且孔隙中束縛水膜也有一定的厚度,原油要克服毛管壓力進(jìn)入孔隙,就要求孔隙直徑達(dá)到某一門(mén)限值。利用核磁共振束縛水飽和度、氮?dú)馕絻?nèi)表面參數(shù),結(jié)合原油分子直徑大小(根據(jù)原油密度,取10 nm),理論計(jì)算獲得泥灰?guī)r致密儲(chǔ)層原油充注進(jìn)入孔隙所需孔喉直徑主要分布在15～40 nm;與張洪等通過(guò)理論計(jì)算確定的鄂爾多斯延長(zhǎng)組、四川盆地中下侏羅統(tǒng)和美國(guó)威利斯頓盆地Bakken組致密油充注孔喉下限分布范圍比較接近[22]。綜合分析認(rèn)為,在地質(zhì)條件下,沙三段下亞段泥灰?guī)r中直徑大于40 nm的各類孔隙可以有效儲(chǔ)油,而孔徑低于該值的孔隙原油則難以充注進(jìn)入。

受巖石組構(gòu)和孔隙分布所控制,紋層狀泥灰?guī)r和塊狀泥灰?guī)r中原油賦存形式與分布存在明顯差異。紋層狀泥灰?guī)r中原油分布非均質(zhì)性強(qiáng),以機(jī)械沉積為主的暗色灰質(zhì)泥巖/泥灰?guī)r或粉砂巖紋層因孔隙相對(duì)發(fā)育,原油更富集(圖4q),原油賦存在各種孔隙內(nèi)、或被有機(jī)質(zhì)吸附;以化學(xué)沉淀為主的泥晶灰?guī)r紋層孔隙欠發(fā)育,因而含油較少;紋層縫和構(gòu)造縫則通常富含油(圖4r)。塊狀泥灰?guī)r中原油較均勻的分布于各類基質(zhì)孔內(nèi)(圖4s),或富集于構(gòu)造裂縫中(圖4t)。兩類泥灰?guī)r原油富集程度和含油量存在一定差異,對(duì)上百塊熒光薄片含油性統(tǒng)計(jì)顯示,紋層狀泥灰?guī)r中明顯含油的樣品約占總樣品數(shù)的60%,塊狀泥灰?guī)r中明顯含油的樣品只占總樣品數(shù)的40%。束探3井、束探1井錄井結(jié)果也顯示紋層狀泥灰?guī)r段全烴異常值比塊狀泥灰?guī)r段更高,表明地質(zhì)條件下紋層狀泥灰?guī)r含油性優(yōu)于塊狀泥灰?guī)r。

4 有利儲(chǔ)層主控制因素與發(fā)育模式

束鹿凹陷沙三段下亞段混積泥灰?guī)r有利儲(chǔ)層發(fā)育受沉積相帶、巖石組構(gòu)、有機(jī)質(zhì)豐度與成熟度(埋深),構(gòu)造作用等多種因素綜合控制。儲(chǔ)層“甜點(diǎn)”區(qū)平面上主要分布在凹陷西部緩坡內(nèi)帶和洼槽區(qū),距主斷裂帶有一定距離發(fā)育構(gòu)造微裂縫和高有機(jī)質(zhì)豐度泥灰?guī)r的地區(qū)是致密油的有利富集區(qū)帶。

4.1 沉積環(huán)境對(duì)儲(chǔ)層的控制

Es3(下)混積成因泥灰?guī)r從淺湖亞相-深湖亞相皆有發(fā)育[10],淺湖亞相主要分布在現(xiàn)今凹陷西部斜坡外帶,半深湖、深湖亞相主要分布在斜坡內(nèi)帶和洼槽區(qū)。沉積相帶控制著泥灰?guī)r厚度、巖石組構(gòu)和有機(jī)質(zhì)豐度。鉆井與地震巖性識(shí)別揭示,由淺湖至半深湖環(huán)境,Es3(下)混積成因泥灰?guī)r厚度逐漸增加,累計(jì)厚度由500 m左右增加至1 000 m以上[5]。泥灰?guī)rTOC含量從淺湖亞相至深湖亞相明顯增高,淺湖環(huán)境沉積的泥灰?guī)rTOC一般低于1.0%,深湖亞相泥湖巖TOC可達(dá)4.0%以上。受沉積環(huán)境的控制,Es3(下)泥灰?guī)rTOC在平面和縱向上具有如下變化特征：平面上由斜坡外帶-斜坡內(nèi)帶-洼槽區(qū)TOC逐漸增,斜坡外帶泥灰?guī)rTOC基本在1.0%以下,洼槽區(qū)平均可達(dá)2.0%以上?？v向上,三級(jí)層序SQ2湖侵體系域的泥灰?guī)rTOC含量最高,主要分布在1.0%～4.0%,部分樣品可達(dá)7.0%以上,平均2.2%[6];SQ3、SQ4和SQ5的泥灰?guī)rTOC相對(duì)要低,主要分布在1.0%～3.0%,最高可到5.0%;SQ1低位域泥灰?guī)rTOC含量基本在2.0%以下。

4.2 巖石組構(gòu)對(duì)儲(chǔ)層的控制

此處所指巖石組構(gòu)主要是指泥灰?guī)r紋層或粉砂夾層發(fā)育程度,紋層發(fā)育程度對(duì)泥灰?guī)r儲(chǔ)層孔隙度、滲透率和孔隙結(jié)構(gòu)都具有明顯控制。紋層狀泥灰?guī)r可動(dòng)流體孔隙度主要在0.4%～2.0%,可動(dòng)流體飽和度主要在20%～40%,核磁孔隙結(jié)構(gòu)指數(shù)主要分布在1.8～3.5;塊狀泥灰?guī)r可動(dòng)流體孔隙度主要分布在0.2%～1.0%,可動(dòng)流體飽和度主要在15%～30%,核磁孔隙結(jié)構(gòu)指數(shù)主要分布在0.5～2.0。紋層狀泥灰?guī)r及其中的鈣質(zhì)粉砂巖夾層孔隙度總體上高于塊狀泥灰?guī)r,且紋層狀泥灰?guī)r紋層縫發(fā)育,具有雙重或多重孔隙介質(zhì)特征,微米級(jí)孔喉占比、核磁孔隙結(jié)構(gòu)指數(shù)、可動(dòng)流體孔隙度和可動(dòng)流體飽和度都要高于塊狀泥灰?guī)r,因此紋層狀泥灰?guī)r相對(duì)于塊狀泥灰?guī)r更有利于原油的富集與開(kāi)發(fā)。

4.3 有機(jī)質(zhì)豐度對(duì)儲(chǔ)層的控制

有機(jī)質(zhì)豐度對(duì)泥灰?guī)r儲(chǔ)層的控制作用主要體現(xiàn)在兩方面,一是影響泥灰?guī)r中孔隙的發(fā)育,二是控制儲(chǔ)層的含油性。高TOC的泥灰?guī)r在生烴早期可生成大量有機(jī)酸,易于發(fā)生溶蝕形成溶孔改善儲(chǔ)層物性。TOC含量是高過(guò)成熟頁(yè)巖中有機(jī)質(zhì)孔數(shù)量多少的主控因素之一,隨著TOC的增加,有機(jī)質(zhì)孔數(shù)量明顯增加[16-17],在有機(jī)質(zhì)成熟度和有機(jī)質(zhì)類型相似的條件下,高TOC泥灰?guī)r中可發(fā)育更多有機(jī)質(zhì)孔,有機(jī)質(zhì)孔對(duì)孔隙度的貢獻(xiàn)更大。

束鹿凹陷Es3(下)泥灰?guī)rTOC與熱解S0+S1、氯仿瀝青“A”之間的正相關(guān)性表明,有機(jī)質(zhì)豐度對(duì)其含油量具有明顯控制作用(圖6),TOC大于2.0%的樣品,瀝青“A”和游離烴含量都較高,含油性好。對(duì)于“自生自儲(chǔ)”型致密油儲(chǔ)層而言,有機(jī)質(zhì)是生成油氣的物質(zhì)基礎(chǔ),TOC的高低很大程度上決定了其能夠生成的原油多少,有機(jī)質(zhì)類型相同時(shí),TOC高的泥灰?guī)r生油潛力更大;此外,有機(jī)質(zhì)也是泥灰?guī)r中原油賦存的重要介質(zhì)之一,有機(jī)質(zhì)含量的高低,影響著泥灰?guī)r中滯留油量的多少。

4.4 埋深與有機(jī)質(zhì)成熟度對(duì)儲(chǔ)層的控制

壓實(shí)作用是導(dǎo)致碎屑巖儲(chǔ)層在深埋過(guò)程中孔隙度降低的重要因素之一,但從Es3(下)泥灰?guī)r孔隙度隨井深變化關(guān)系來(lái)看,二者之間無(wú)明顯負(fù)相關(guān)性(圖7a),表明深埋壓實(shí)對(duì)泥灰?guī)r而言減孔作用不顯著。這主要是因?yàn)榛旆e泥灰?guī)r并非典型的碎屑巖,其在沉積和早成巖階段膠結(jié)作用較強(qiáng),大量的原生粒間孔早期就被膠結(jié)充填,儲(chǔ)層早期致密,因此在后期深埋過(guò)程中,埋深對(duì)儲(chǔ)層孔隙度的影響較小。盡管埋深對(duì)孔隙度影響不顯著,但其對(duì)有機(jī)質(zhì)的成熟度有著明顯控制作用。已有研究表明,有機(jī)質(zhì)在進(jìn)入成熟中晚期后(Ro>0.9%),可形成大量有機(jī)質(zhì)孔[16],有機(jī)質(zhì)在深埋過(guò)程中成熟度增加,并在此過(guò)程中形成有機(jī)質(zhì)孔,可能在一定程度上“抵消”壓實(shí)作用的減孔效應(yīng)。

有機(jī)質(zhì)成熟度決定著泥灰?guī)r在地質(zhì)時(shí)期內(nèi)累積生油量高低及生成的原油性質(zhì),在“生油窗”范圍內(nèi),隨著埋深和有機(jī)質(zhì)成熟度(Ro值)增加,累計(jì)生油量增加,生成的原油密度、粘度降低。束鹿凹陷烴源巖有機(jī)質(zhì)鏡質(zhì)體反射率值、總烴/總有機(jī)碳與埋深關(guān)系表明,Es3(下)泥灰?guī)r生烴門(mén)限(Ro>0.5%)深度在2 800 m左右,生成成熟油(Ro>0.7%)門(mén)限深度大致在3 300 m,泥灰?guī)r段要富含油,其地質(zhì)歷史上經(jīng)歷的最大埋深至少應(yīng)達(dá)到2 800 m。束探3井Es3(下)泥灰?guī)r段滯留油中輕質(zhì)組分占比與井深關(guān)系表明,當(dāng)井深達(dá)到3 900 m左右時(shí),原油中輕質(zhì)組分占比超過(guò)50%(圖7b),三級(jí)層序SQ4-SQ5的泥灰?guī)r段因埋深相對(duì)較小,原油中輕質(zhì)組分占比基本在50%以下。該凹陷Es3(下)已發(fā)現(xiàn)的油層原油密度與產(chǎn)層深度關(guān)系也表明,當(dāng)產(chǎn)層深度達(dá)到3 900～4 000 m時(shí),原油密度達(dá)到輕質(zhì)油的標(biāo)準(zhǔn)(圖7c)。綜合分析認(rèn)為,Es3(下)泥灰?guī)r致密油為輕質(zhì)油的門(mén)限深度大致在3 900～4 000 m,Es3(下)三級(jí)層序SQ4-SQ5泥灰?guī)r在凹陷西部緩坡帶因埋深較小,原油密度較大,可能主要為重質(zhì)油或中質(zhì)油,而在洼槽區(qū)因埋深大,應(yīng)為中質(zhì)油或輕質(zhì)油。

圖7 束鹿凹陷Es3(下)泥灰?guī)r孔隙度、原油性質(zhì)與埋深關(guān)系Fig.7 Burial depth vs.porosity and oil property of the mixed marlstones in the Es3L of Shulu Saga.泥灰?guī)r孔隙度與埋深關(guān)系;b.泥灰?guī)r中原油輕質(zhì)組分占比與埋深關(guān)系;c.原油密度與埋深關(guān)系

4.5 構(gòu)造縫對(duì)儲(chǔ)層控制作用

束鹿凹陷在形成演化過(guò)程中斷裂活動(dòng)頻繁,混積泥灰?guī)r又以碳酸鹽礦物為主,脆性指數(shù)高,在斷裂活動(dòng)期易于產(chǎn)生構(gòu)造縫。構(gòu)造縫既是重要的儲(chǔ)油空間,又可顯著改善儲(chǔ)層的滲透性,巖心和熒光薄片下都可見(jiàn)構(gòu)造縫內(nèi)富含油,高角度的構(gòu)造縫與紋層縫疊加可形成一種“網(wǎng)狀縫”,有利于原油的富集和采出。Es3(下)裂縫發(fā)育程度明顯受斷層控制,主要發(fā)育在凹陷斜坡帶和斷裂帶附近,在深洼區(qū)裂縫欠發(fā)育。晚期斷裂對(duì)致密儲(chǔ)層發(fā)育與原油富集的控制作用具有兩面性,與斷裂相關(guān)的微裂縫對(duì)改善儲(chǔ)層物性具有建設(shè)作用,但強(qiáng)烈的斷裂活動(dòng)對(duì)油藏也具有破壞作用,可能使復(fù)雜斷裂帶附近的油藏遭受破壞,如臺(tái)家莊、荊丘、西斜坡高部位的斷裂復(fù)雜帶,對(duì)油藏保存不利[6]。

4.6 有利儲(chǔ)層發(fā)育模式

綜合考慮Es3(下)混積泥灰?guī)r厚度、巖石組構(gòu)、裂縫發(fā)育程度以及其有機(jī)質(zhì)豐富度、成熟度,埋深等因素,建立了混積泥灰?guī)r有利儲(chǔ)層發(fā)育模式(圖8)。致密油儲(chǔ)層“甜點(diǎn)”主要分布在凹陷西部緩坡內(nèi)帶(晉97-晉98井以東)和洼槽區(qū)。凹陷西部緩坡內(nèi)帶裂縫較發(fā)育,其中三級(jí)層序SQ2-SQ3泥灰?guī)r厚度較大,有機(jī)質(zhì)豐度較高,成熟度總體達(dá)到成熟階段,生油率較高,原油密度較低,有利與致密油的富集與開(kāi)采。而三級(jí)層序SQ4-SQ5泥灰?guī)r在斜坡帶深較小(<3 300 m),有機(jī)質(zhì)多處于低成熟甚至未熟階段,生油率低且原油密度大;三級(jí)層序SQ1在斜坡帶則主要為粗碎屑的砂礫巖沉積,高有機(jī)質(zhì)豐度的混積泥灰?guī)r欠發(fā)育,都不利于致密油的富集和采出。洼槽區(qū)致密油勘探的有利條件在于混積泥灰?guī)r累計(jì)厚度大、有機(jī)質(zhì)豐度、Es3(下)頂部埋深基本超過(guò)4 000 m,有機(jī)質(zhì)已進(jìn)入成熟晚期-高成熟階段(Ro>1.0%),有機(jī)質(zhì)生油轉(zhuǎn)化率高,油質(zhì)輕,有利于原油富集;不利條件在于構(gòu)造裂縫欠發(fā)育,儲(chǔ)層物性相對(duì)于斜坡內(nèi)帶更差,三級(jí)層序SQ1在洼槽區(qū)埋深基本超過(guò)5 000 m,在當(dāng)前經(jīng)濟(jì)技術(shù)條件下,暫不宜作為致密油勘探目的層。

因此對(duì)于Es3(下)混積泥灰?guī)r致密油勘探而言,在西部斜坡內(nèi)帶三級(jí)層序SQ2～SQ3,洼槽區(qū)三級(jí)層序SQ2～SQ5湖侵域和高位域的高TOC泥灰?guī)r段皆可作為勘探目的層。西槽固鼻狀構(gòu)造帶、臺(tái)家莊鼻狀構(gòu)造南翼及荊丘鼻狀構(gòu)造北翼等地區(qū),距主斷裂帶有一定距離但發(fā)育構(gòu)造微裂縫的高有機(jī)質(zhì)豐度紋層狀泥灰?guī)r,是致密油勘探有利目標(biāo),目前具有良好試油結(jié)果的探井也正處于這些構(gòu)造位置。

圖8 束鹿凹陷Es3(下)泥灰?guī)r有利儲(chǔ)層發(fā)育模式Fig.8 Development model of favorable reservoirs in the mixed marlstones of the Es3L in Shulu Sag

5 儲(chǔ)層分類評(píng)價(jià)

基于Es3(下)混積泥灰?guī)r有利儲(chǔ)層主控因素分析,根據(jù)其孔滲條件,孔隙結(jié)構(gòu)、巖石組構(gòu),有機(jī)質(zhì)豐度與成熟度,儲(chǔ)層含油性與原油性質(zhì)等因素,初步建立了束鹿凹陷Es3(下)混積泥灰?guī)r致密油儲(chǔ)層分類評(píng)價(jià)方案(表1),大致可劃分為3類儲(chǔ)層。

1) Ⅰ類儲(chǔ)層

氣測(cè)孔隙度≥2.0%,

水平滲透率≥1×10-3μm2,

可動(dòng)流體飽和度>30%;

機(jī)械沉積紋層厚度占比在50%以上;

實(shí)測(cè)TOC>2.0%,

鏡質(zhì)體反射率Ro值在1.0%～2.0%,

現(xiàn)今埋深4 000～5 000 m,

巖石熱解S0+S1>1.0 mg/g,

氯仿瀝青“A”含量>0.2%,

儲(chǔ)層中原油密度<0.87 g/cm3。

2) Ⅲ類儲(chǔ)層

氣測(cè)孔隙度<1.0%,

水平滲透率<0.1×10-3μm2,

可動(dòng)流體飽和度<20%;

機(jī)械沉積紋層厚度占比<25%;

實(shí)測(cè)TOC<1.0%,

鏡質(zhì)體反射率Ro值<0.7%、或>2.0%,

現(xiàn)今埋深<3 300 m或>5 000 m,

巖石熱解S0+S1值在<0.5 mg/g,

氯仿瀝青“A”含量<0.15%,

儲(chǔ)層中原油密度>0.93 g/cm3。

3) Ⅱ類儲(chǔ)層各項(xiàng)評(píng)價(jià)參數(shù)介于上述兩類之間。

該分類方案可為泥灰?guī)r類致密油“甜點(diǎn)”區(qū)評(píng)價(jià)提供量化參數(shù)。

表1 束鹿凹陷Es3(下)泥灰?guī)r致密油儲(chǔ)層分類評(píng)價(jià)標(biāo)準(zhǔn)Table 1 Criteria for classification and evaluation of mixed marlstone tight oil reservoir in the Es3L of Shulu Sag

6 結(jié)論

1) 束鹿凹陷Es3(下)混積泥灰?guī)r發(fā)育,包括互層混積的紋層狀泥灰?guī)r和結(jié)構(gòu)混積的塊狀泥灰?guī)r兩類,礦物組成均以方解石為主,其次為白云石,粘土礦物與石英、長(zhǎng)石含量很低。混積泥灰?guī)r孔隙度多在4.0%以下,基質(zhì)滲透率一般小于10×10-3μm2,發(fā)育兩大類8亞類儲(chǔ)集空間,基質(zhì)孔以納米級(jí)孔隙為主。紋層狀泥灰?guī)r孔隙分布非均質(zhì)性強(qiáng),但其微米級(jí)孔隙占比較高,表現(xiàn)出雙重或多重孔隙介質(zhì)特征,儲(chǔ)層物性和孔隙結(jié)構(gòu)整體上優(yōu)于塊狀泥灰?guī)r。

2) Es3(下)混積泥灰?guī)r有機(jī)質(zhì)豐度高,有機(jī)質(zhì)主要處于低成熟至成熟晚期階段,其氯仿瀝青“A”含量和熱解S0+S1較高,含油普遍;紋層狀泥灰?guī)r含油量高于塊狀泥灰?guī)r,而且其原油賦存非均質(zhì)性更強(qiáng)。

3) Es3(下)混積泥灰?guī)r有利儲(chǔ)層發(fā)育受沉積環(huán)境、巖石組構(gòu)、有機(jī)質(zhì)豐度與成熟度、現(xiàn)今埋深和構(gòu)造縫發(fā)育程度等因素綜合控制。致密油“甜點(diǎn)”區(qū)平面上主要分布在凹陷緩坡內(nèi)帶和洼槽區(qū),西槽固鼻狀構(gòu)造帶、臺(tái)家莊鼻狀構(gòu)造南翼及荊丘鼻狀構(gòu)造北翼等地區(qū)可作為具體勘探目標(biāo)。在縱向上,斜坡內(nèi)帶三級(jí)層序SQ2-SQ3、洼槽區(qū)三級(jí)層序SQ2-SQ5中的高TOC紋層狀泥灰?guī)r段可作為勘探具體目的層。

4) 束鹿凹陷沙三段下亞段混積成因泥灰?guī)r作為一種特殊巖性致密油儲(chǔ)層,其致密油勘探取得突破,豐富了我國(guó)致密油類型;針對(duì)束鹿凹陷該類型致密油儲(chǔ)層研究成果,對(duì)我國(guó)東部其它凹陷致密油勘探具有借鑒意義。

致謝：感謝審稿專家的指導(dǎo)與寶貴修改意見(jiàn),同時(shí)感謝華北油田分公司勘探開(kāi)發(fā)研究院江濤、李彬兩位高工對(duì)本文研究提供的樣品和資料支持,浙江大學(xué)劉一鋒博士在論文修改過(guò)程中提供的幫助與建議。