北部湾盆地复杂地层水矿化度特征及流体识别

吴 健,刘土亮,张 恒,舒克栋,杨 冬,王建军

(1.中海石油(中国)有限公司湛江分公司,广东湛江 524057;2.河南油田分公司采油气工程服务中心,河南南阳 473132)

北部湾盆地地层水矿化度的区域展布特征和成因机理尚不明确,而地层水矿化度是测井流体识别和储层定量评价的关键参数,其值准确与否直接影响地层流体的测井解释符合率和含油饱和度的评价精度[1]。为此,有学者开展利用自然电位测井计算地层水矿化度的研究[2],但由于海上油田以随钻测井为主,且多使用高矿化度的海水泥浆,自然电位测井难以实施并发挥效果。国内外学者通过大量研究已证实,地层水性质会受地层埋深、沉积环境、油气运移成藏模式、淡水淋滤及成岩变质作用等多种因素的共同影响[3]。含油气盆地中的地层水活动、循环样式与油气的生、运、聚、散和盆地演化密切相关,加之盆地中不同规模和类型的断块油藏错综复杂,诸多因素的共同作用造成地层水性质复杂多变,不同构造和层组的地层水矿化度往往难以有效确定,给地层流体识别和储层评价带来很大困难。

1 地层水矿化度分布特征

北部湾盆地涠西南凹陷构造上划分为中央断裂带、北部隆起带、北部斜坡带、南部缓坡带、南部隆起带、涠西南低凸起以及斜阳斜坡带,纵贯整个凹陷分布有三条大断裂(图1),同时大量中小断层错综复杂分布贯穿各构造和层组,形成了不同产状和规模密集分布的断层和裂缝网络,这些断层和裂缝为油气运移和地层水的交换提供了良好的通道。自下而上划分为长流组、流沙港组、涠洲组、下洋组和角尾组。地层水矿化度在区域纵向和横向上不同构造及层组的变化较大,其值为6.0～46.0 g/L,淡水与咸水共存,为精确描述地层水矿化度在区域纵向和横向上的分布规律,通过统计各构造有代表性的水分析资料, 结合测井资料的评价结果,最终得到区域不同构造和层组典型的地层水矿化度特征(表1)。

表1 涠西南凹陷区域纵向、横向地层水矿化度分布数据 g/L

图1 涠西南凹陷构造带划分

由统计数据可以看到,区域地层水矿化度的总体分布规律如下:横向上,由生油中心向周缘,地层水矿化度具有逐渐升高的趋势,但总体规律不明显,分布复杂;纵向上,由浅至深,地层水矿化度也具有先增大后降低的趋势,其中,以涠三段为拐点到流三段,地层水矿化度表现为逐渐减小的趋势。由此可见,地层水矿化度在区域纵向上随着地层埋深由浅到深形成一个近似“侧V字形”的分布特征(图2)。

图2 涠西南凹陷地层水矿化度与地层深度关系

2 地层水矿化度影响因素

地层水矿化度是地理地质环境变迁所导致的地下水动力场和水化学场经历漫长而复杂演化的反映[4-5],与地层温压、原生沉积水性质、油气运移方向、大气淡水淋滤、盆地生烃和水动力学机制以及断层等多种因素的长期共同作用密切相关[6-7]。不同的原始沉积环境决定了初始原生地层水的性质,流三段为中深湖相沉积,随着断陷活动加剧,湖盆面积逐步扩大,水体逐渐加深,流二段湖盆发育达到极盛时期,沉积了一套巨厚的中-深湖相泥岩和油页岩,水分析资料显示,本段原生沉积水水型均为低矿化度的NaHCO3陆相沉积水(7.0 g/L左右),反映当时为地层水交替能力强的开放型水文地质环境。至流一段沉积时期,随着断陷活动趋于停缓,湖盆开始萎缩,湖水变浅,沉积相为滨浅湖相,水型为CaCl2和NaHCO3型,地层水交替活动逐步减弱,本层段地层水矿化度值分布范围很广,淡水与咸水并存,总体上,原始沉积水矿化度较流二段地层显著增加。至涠洲组沉积时期,湖盆逐渐消亡,在蒸发环境下,湖水不断浓缩,含盐度显著增加,同时在本时期岩心中见海绿石及反映半咸水环境的古生物化石,说明涠洲组沉积期间受间歇性海侵影响,原始地层水矿化度较高(33.0～50.0 g/L),水型以MgCl2、CaCl2和Na2SO4为主。至下洋组和角尾组沉积时期,随着构造活动由断陷阶段进入坳陷阶段,盆地因热沉降遭受大规模海侵,形成一套浅海相砂、泥岩地层,在相对封闭的沉积环境中形成MgCl2、CaCl2水型的高矿化度海相沉积地层水。

凹陷边缘构造高部位的角尾组、下洋组存在明显低矿化度的地层水,且在电成像图中见明显的地层不整合面,分析认为由于构造抬升导致正常沉积地层出露地表遭受风化剥蚀,导致沉积间断,大气淡水以降雨方式在重力驱动下沿着连通砂体和断层向凹陷中心运移,并与原生海相沉积水混合,使得部分构造的地层水矿化度降低。

在正常沉积环境下,随着地层埋深、温度和压力逐渐增大以及溶滤和水岩作用不断增强,地层水与岩石颗粒矿物成分的交换和溶解作用会导致地层水中离子浓度不断增加,因此,随地层埋深增加,地层水矿化度在理论上应逐渐升高,但本区涠洲组到流三段地层水矿化度却呈明显降低的趋势,对区域泥岩声波时差资料研究表明[8],涠西南凹陷属于压实流盆地,凹陷中心深部生烃层流二段大套泥岩普遍存在欠压实和流体异常高压现象,埋深3 000～3 600 m的泥岩地层密度相对较低,地温梯度高,测压得到的地层压力高达48.3 MPa以上,钻井液密度大于1.65 g/cm3,且越向深部超压现象越明显,而凹陷中心沉积的中深湖相泥岩最厚,具有较高的异常压力值。随着流二段生烃层埋深和温压增加,泥岩压实排水作用和黏土矿物脱水作用逐渐增强,原先以束缚状态存在的原始沉积淡水逐渐被脱出,并在有限的孔隙体积中形成异常高压,由于超压封闭作用, 生成的淡水难以排出而保留在孔隙中,是本区流二段地层水矿化度较低的主要原因,水分析资料显示水型为NaHCO3型,矿化度仅为7.0 g/L。随着烃源岩进入油气生成阶段,在超压、热力和异常高压作用下,生成的油气溶解在孔隙水中一并被压实排出,从凹陷深部生烃层沿压力降低的方向呈离心状流动,沿着断层和砂体以纵横向运移的方式指向凹陷边缘及浅层,并在有利构造圈闭聚集成藏[9-10],这种沉积埋藏水的超压对油气运移、聚集和分布起重要作用,是油气运移的重要驱动力[11-12]。当油气进入圈闭后便逐渐从水中析出形成油气藏,而作为载体的深层淡水在油气运移和聚集的过程中与高矿化度地层水混合,逐步淡化了各层组的地层水,这也是区域纵向地层水矿化度自涠三段至流三段随地层埋深的增加而逐渐降低的主要原因。

综上所述,在地层原始沉积环境的影响和控制下,通过大气淡水淋滤、油气运聚及盆地演化、构造运动等各种因素后期改造和长期共同作用下,形成了现今北部湾盆地地层水矿化度的分布规律。

3 地层流体识别

地层水矿化度的变化在很大程度上决定油水层电阻率下限,通过统计北部湾盆地电阻率随地层水矿化度变化的关系,可见随地层水矿化度的增加,纯水层电阻率和区域油层电阻率下限随之降低,但纯油层电阻率始终高于水层电阻率(图3)。

图3 区域地层水矿化度与电阻率下限的关系

乌石K-5S区在流一段下层序钻遇良好含油气显示,气测异常明显,电阻率大于9.0 Ω·m,而区域纯水层电阻率为2.0～3.0 Ω·m,地层水矿化度为26.0 g/L,油层电阻率下限为5.0 Ω·m,对本段处理后测井初次解释均为油层。利用区域岩心半渗透隔板资料可得到束缚水饱和度模型(图4),利用岩心相渗实验和常规物性资料可建立区域残余油饱和度模型(图5),处理后发现部分解释油层段含明显的可动水及微量-少量可动油,总体上以可动水居多。为证实本段地层流体性质,利用MDT测压取样在地层电阻率13.5 Ω·m处取到纯油样,未见水;而在地层电阻率9.0～10.0 Ω·m则取到了纯水样,未见油气,样品氯根浓度10.2 g/L,钻井液氯根浓度38.0 g/L,考虑到样品中会混入一定比例的泥浆滤液,导致测量值偏高,参考井场取样分析技术,根据定量钾离子浓度法,确定水样中混入泥浆滤液比例为5.9%,去除泥浆滤液离子影响后,计算出地层水总矿化度为13.0 g/L,说明本段地层水较区域纯水层矿化度明显降低,通过本层段测试、取样已证实的油层和水层进行孔隙度-电阻率交会分析,可见本段油层电阻率下限为12.0 Ω·m(图6),与流一段上层序差异明显,采用新地层水矿化度对本段含水饱和度进行处理,利用岩心半渗透隔板和核磁共振实验得到的岩心束缚水饱和度对测井含水饱和度进行标定,结果显示在油层段二者吻合较好,说明地层中不含可动水,为纯油层;在含水层段岩心束缚水饱和度则明显小于测井含水饱和度,表明地层中含可动水,因此将这部分储层的流体性质调整为油水同层。

图4 区域束缚水饱和度评价模型

图5 区域残余油饱和度评价模型

图6 区域流一段下层序电阻率下限图版

4 结论

1)在原始沉积环境下,随着地层埋深的增加和温压条件的变化,在大气淡水淋滤、油气运移模式、断层错断以及构造变化等多种因素的后期改造和长期共同作用下,形成了区域地层水矿化度在纵向上“侧V字形”的分布特征。

2)纯水层和油层的电阻率随地层水矿化度的不同呈规律性变化,对区域地层水矿化度的认识准确与否直接影响油层电阻率下限的有效确定和含油饱和度的评价精度。

3)在取样、测试结果证实的基础上,通过岩心资料标定和建模,开展精细流体分析,逐步明确复杂区域地层水矿化度的分布特征,进而得到该区油层电性下限及其变化规律。