Co-evolution simulation experiment of source rock fluid and reservoir rock and its geological implications: a case study of Upper Triassic Xujiahe Formation, western Sichuan Basin
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摘要: 流体—岩石相互作用是致密砂岩油气藏形成的重要影响因素，深入研究流体—岩石相互作用对储层致密化的影响机制对厘清优质储层的分布规律尤为重要。以川西上三叠统须家河组为例，开展了封闭环境条件下，Ⅲ型烃源流体—长石石英砂岩储层协同演化模拟实验。Ⅲ型烃源岩生成的大量CO2在140℃或170℃储层地温条件下会导致砂岩储层中碳酸盐胶结物发育，是砂岩储层致密化的主要影响因素；烃源流体的滞留效应对储层致密化至关重要；封闭成岩体系下，致密油气勘探应以寻找有利于原生孔隙形成与保存的有利沉积相砂体为指向，在半开放—开放体系成岩环境下，应以寻找酸性流体优势运聚区次生孔隙发育的储层为指向。Abstract: Fluid-rock interaction is critical for the formation of tight sandstone reservoirs, contributing to illustrate the distribution of high-quality reservoirs. In this study, a simulation experiment on the co-evolution of type Ⅲ source rock fluids and feldspar-quartz sandstone reservoirs under sealed condition was carried out with the samples from the Upper Triassic Xujiahe Formation in the western Sichuan province. A large amount of CO2 generated leads to the development of carbonate cements in sandstone reservoirs at temperature of~140 or 170℃, indicating the main factors for sandstone reservoir densification. The retention effect of hydrocarbon fluids plays a key role for reservoir densification. In the closed diagenetic system, tight oil and gas exploration should focus on locating favorable sedimentary sand bodies that are conducive to the formation and preservation of primary pores; while in a semi-open or open system, it should be directed to reservoirs with secondary pores in the dominant migration and accumulation areas of acid fluids.
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储层非均质性是影响油田开发效果的重要因素之一，是指受沉积、成岩及构造应力影响下的储层分布的不均一性，主要表现在储层物性、岩性和含油气性的空间分布差异性[1]。关于储层非均质性的研究，前人[2-4]已做过大量系统性的工作，取得了众多有益成果。裘亦楠等[2]结合油田生产情况，将储层非均质性划分为层内、层间、平面和微观非均质性4个级别，该分类方案是目前我国油田勘探和开发评价中常用的分类方案；马立元等[3]通过分析层内泥质隔夹层、富软岩屑砂岩和钙质胶结砂岩的空间配置关系，建立了储层层内非均质模型；李继强等[4]将突进系数引入层间非均质性模型，通过边水气藏的见水时间论证了层间非均质性与气水运动的关系。上述研究成果多以半定量、单因素研究为主，在定量化及非均质性综合表征方面还有待加强。本文通过分析鄂尔多斯盆地合水地区上三叠统延长组长8浅水三角洲砂体结构与非均质性的关系，构建储层宏观非均质性评价方法及模型，以期为复杂岩性油气藏的储层评价提供理论依据。
1. 基本地质特征
鄂尔多斯盆地为中国中部的大型含油气盆地，于晚三叠世从华北板块脱离并独立演化至今，属多旋回克拉通盆地；现今构造为平缓的西倾单斜，坡度小于1°。晚三叠世延长组沉积期，鄂尔多斯盆地经历了大型内陆湖盆沉积演化，盆地周边发育河流—三角洲沉积体系，主要物源供给方向是盆地北部狼山—大青山造山带和盆地西南部秦岭造山带[5]。延长组地层厚度约1 300 m，自下向上划分为长10—长1十个油层组，其中长10—长8对应湖盆演化初期，长7对应湖盆快速扩张期，长6—长4+5对应湖盆回返抬升期，长3—长1对应湖盆萎缩消亡期[6]。
合水地区位于鄂尔多斯盆地西南部(图 1a)，长8沉积期，湖盆处于扩张初期，构造相对稳定，主要接受盆地西南部物源供给，盆地东北部有少量物源间歇供给，两物源汇聚于研究区中部，发育浅水三角洲沉积和湖相沉积[11]。与正常三角洲不同，浅水三角洲的沉积坡度平缓，水浅而急，河道间砂体的叠置更为频繁，结构更为复杂，非均质性更强[7]。研究区长8地层厚度约80~120 m，平均厚度102 m，自下向上划分为长82和长81(图 1b)。长82沉积期以湖泛背景下的浅水三角洲前缘亚相与浅湖亚相沉积为主，以前缘席状砂与湖相泥的互层为特征；长81沉积期三角洲进积作用明显，发育浅水三角洲前缘亚相沉积，进一步划分为水下分流河道、河口坝、分流间湾等微相，其中水下分流河道和河口坝微相构成砂体沉积骨架，是主要的油气储集体。长8储层岩性以灰色细粒岩屑长石砂岩与长石岩屑砂岩为主(图 2a)，颗粒分选中等，呈次棱角状；孔隙类型以粒间孔和长石溶孔为主(图 2b)，平均面孔率2.5%，平均孔隙度9.27%，平均渗透率0.53×10-3 μm2，储层整体致密。
图 2 鄂尔多斯盆地合水地区延长组长8储层基本特征Figure 2. Basic characteristics of Chang 8 reservoir in Heshui area, Ordos Basin2. 砂体结构类型及模型
砂体结构是单砂体的垂向叠加样式、形态、规模及与泥质沉积物的空间配置关系，是沉积水动力强度、变化频率、物源供给、沉积微相及沉积地形的综合反映[8]。通过对合水地区长8砂体结构分析，研究区主要发育4种砂体结构类型，分别为连续叠加型、间隔叠加型、侧向单层型和砂泥互层型(表 1)；根据河道摆动特征又进一步划分为稳定型、摆动型、迁移型、孤立型、侧接型等多种亚类，不同砂体结构类型特征如下：
表 1 鄂尔多斯盆地合水地区延长组长8砂体结构划分Table 1. Structure division of Chang 8 sand body in Heshui area, Ordos Basin
2.1 连续叠加型
连续叠加型砂体通常位于多期水下分流河道或河口坝中央部位，砂地比通常大于50%，平均为85%。河道在一定时间内摆动相对局限，主河道横向迁移距离短，沉积物以垂向连续沉积为主，整体为正粒序，可见局部反粒序特征；多期河道间可见泥质冲刷面或钙质薄层等夹层，测井曲线表现为厚层箱型，局部存在由于薄夹层导致的微齿化现象；砂体连续性好，垂向叠加厚度大，厚度介于15~30 m，河道宽度介于2~5 km，垂向组合以水下分流河道+河口坝连续叠加型为主(表 1，图 3a)。
图 3 野外露头剖面识别的延长组长8砂体结构类型Figure 3. Structure type of Chang 8 sand bodies identified in outcrop profile2.2 间隔叠加型
间隔叠加型为多期水下分流河道侧翼或河口坝的垂向叠加，砂地比相对较高，平均68%。由于河道摆动幅度有所增强，侧翼部位的泥质沉积物相应增多，成为单个砂体之间的隔层(此处定义单砂体内部的泥质或钙质薄层为夹层，单砂体之间的泥质沉积物为隔层)，阻断了砂体之间的连续性；测井曲线表现为明显齿化的多个箱型相互叠置，整体表现为粒度向上变细的正旋回特征，局部见反粒序特征；单砂体平均厚度通常大于4 m，单砂体间隔叠加后的砂体厚度也可达15~30 m，河道宽度介于1~4 km，垂向组合以水下分流河道间隔叠加型为主(表 1，图 3b)。
2.3 侧向单层型
侧向单层型多发育在规模较大的水下分流河道侧翼向边缘相过渡区，也可独立发育于规模较小的水下分流河道或河口坝的中央部位。与间隔叠加型的区别在于泥质沉积物厚度明显增加，砂地比通常小于50%，平均42%，砂体明显孤立存在于厚度较大的泥质隔层中；测井曲线表现为中—低幅度的钟型和漏斗型，上下被泥岩基线所分隔；单砂体厚度为2~6 m，河道宽度1~2 km，剖面上多呈孤立状的水下分流河道或河口坝存在(表 1，图 3c)。
2.4 砂泥互层型
砂泥互层型通常位于三角洲前缘前端(前缘席状砂)或水下分流河道及河口坝的边缘，砂地比通常小于20%，为河道频繁改道导致的碎屑沉积物不连续沉积，形成薄砂层与泥岩层的交替互层；测井曲线表现为交替的指状特征(表 1，图 3d)，河道宽度一般小于1 m。
3. 砂体结构与非均质性的关系
3.1 砂体结构与隔夹层发育的关系
不同砂体结构内的泥质沉积物和成岩钙质胶结物形成的隔夹层，使砂体在空间上的连续性降低，是导致储层宏观非均质性的关键因素[9-10]。泥质隔夹层与成岩钙质隔夹层在露头剖面及测井曲线上特征差异明显(图 4)。泥质隔夹层出现于多期叠置单砂体内部或单砂体之间，具有高GR、高SP、低DEN、高AC的测井响应特征；钙质隔夹层通常出现在厚层砂体内部，测井响应具有低GR、低SP、高DEN、低AC的特征，二者均导致砂岩孔隙度和渗透率的大幅降低，从而影响储层宏观非均质性的强弱。
图 4 鄂尔多斯盆地合水地区延长组长8储层隔夹层特征(L20井)Figure 4. Characteristics of permeability barriers and interlayers in Chang 8 reservoir, well L20, Heshui area, Ordos Basin根据野外剖面、钻录井及测井资料统计(表 2)，合水地区长8储层隔夹层厚度介于0.2~5.4m，其中连续叠加型的不同期次砂体之间由夹层隔开，夹层平均厚度0.35 m，夹层频率平均为5.7%，空间连续性最好，层内非均质性最弱；间隔叠加型的不同期次砂体由隔层隔开，隔层厚度较薄，平均厚度1.5 m，隔层频率平均为26.3%，空间连续性稍差；侧向单层型的不同期次砂体间的隔层厚度大，平均厚度5.4 m，隔层频率较高，平均为43%，单砂体纵向基本不连通，横向上单砂体之间搭接相连，储层层间非均质性较强；砂泥互层型中的隔层厚度较侧向单层型有所降低，平均厚度3.2 m，但隔层频率明显增大，达到69.3%，层间非均质性最强。
表 2 鄂尔多斯盆地合水地区延长组长8储层单砂体隔层及夹层厚度统计Table 2. Thickness of permeability barriers and interlayers of single sand bodies in Chang 8 reservoir, Heshui area, Ordos Basin砂体类型 夹层厚度/
m夹层频率/
%夹层密度/
(条·m-1)隔层厚度/
m隔层频率/
%隔层密度/
(条·m-1))井数/
口连续叠加型 0.35 5.7 0.18 17 间隔叠加型 1.5 26.3 0.46 17 侧向单层型 5.4 43.0 0.64 17 砂泥互层型 3.2 69.3 0.78 17 3.2 砂体结构与渗透率非均质性的关系
不同砂体结构通常是由不同沉积微相相互切割、叠置形成，因此不同砂体结构下的岩石骨架颗粒粒度、分选、填隙物含量及成岩作用强度均存在差异，这些因素最终影响了岩石渗透率的高低[11-12]。不同砂体结构单砂体渗透率非均质性特征表明(图 5)，连续叠加型砂体多形成于河道中部，渗透率最高(0.63×10-3 μm2)，渗透率变异系数(0.40)和级差(6.3)均较小，渗透率非均质性最弱；其次为间隔叠加型和侧向单层型；砂泥互层型砂体形成的水动力较弱，砂体规模较小，渗透率最小(0.36×10-3 μm2)，渗透率变异系数(0.83)和级差(25.3)最大，渗透率非均质性最强。
图 5 鄂尔多斯盆地合水地区延长组长8储层不同砂体结构渗透率非均质性变化Figure 5. Variation of permeability heterogeneity of different sand bodies in Chang 8 reservoir, Heshui area, Ordos Basin4. 宏观非均质性定量评价方法
4.1 宏观非均质性评价模型的建立
本文采用裘亦楠提出宏观非均质性分类方案，将宏观非均质性分为层内、层间和平面非均质性[13]，重点对层内、层间非均质性的定量评价方法进行探讨和研究，通过拾取影响层内和层间非均质性的关键参数，构建基于砂体结构的宏观非均质性评价模型。
层内非均质性评价主要针对的是连续叠加型砂体或间隔叠加型、侧向单层型及砂泥互层型的单砂体层内非均质性变化。如图 6所示，选取夹层密度Dk、夹层频率Pk和储层质量系数RQI3个参数，作为评价层内非均质性的关键参数，其中Dk、Pk用于评价层内夹层的发育程度，RQI是于兴河等[14]提出的用于评价储层优劣的综合指数，构建层内非均质性评价指数N。通过计算，研究区长8储层层内非均质性评价指数N介于0~2之间，N指数越大，层内非均质性越弱，反之则越强。
图 6 鄂尔多斯盆地合水地区延长组长8不同砂体结构宏观非均质性评价模型Figure 6. Macro-heterogeneity evaluation model of different sand body structures of Chang 8 reservoir, Heshui area, Ordos Basin层间非均质性是指储层或砂体间的差异，是对间隔叠加型、侧向单层型及砂泥互层型的隔层规模及分布的总体性评价，属于层系规模描述[15-16]。选取砂岩百分比Sn、单位厚度层间砂体层数T等参数，构建了层间非均质性评价指数J(图 7)。该指数是描述层间砂体空间分布非均质性的综合参数，其中砂岩百分比Sn用于评价砂岩的厚度占比，间接反映隔层发育情况，单位厚度层间砂体层数T用于评价砂岩之间隔层发育的密度。通过计算，研究区长8储层层间非均质性评价指数J介于0.5~3之间，J指数越大，层间非均质性越弱，反之则越强。
图 7 宏观非均质性评价指数与生产动态参数相关性Figure 7. Correlation between macro-heterogeneity evaluation index and production dynamic parameters4.2 宏观非均质性评价指数的应用
宏观非均质性是影响油田井网部署方式、注水开发效果、稳产时间及最终采收率的主要因素，尤其是注水开发中后期，单层突进、平面舌进、含水率高等问题严重制约了油田开发效果[17-19]。因此，本文选取合水地区长8油藏2个处于注水开发中后期的井组(X26-25井组和X44-30井组)，基于井组内开发井射孔段的砂体结构类型及隔、夹层的统计，建立层内非均质性指数N、层间非均质性指数J与生产动态的关系(表 3)。
表 3 鄂尔多斯盆地合水地区延长组长8油藏宏观非均质性指数与生产数据的关系统计Table 3. Correlation between macro-heterogeneity index and production data of Chang 8 reservoir, Heshui area, Ordos Basin类型 井号 射孔段 砂体结构类型 层内非均质性指数N 层间非均质性指数J 生产数据 顶深
/m底深/
m厚度/
m日产液量/
m3含水率/
%产液强度/
(m3·d-1·m-1)X26-25井组 X25-23 2 213.5 2 219.0 5.5 侧向单层型 0.44 2.2 2.4 100.0 0.43 X25-24 2 210.0 2 217.0 7.0 间隔叠加型 0.53 1.6 5.1 93.8 0.73 X25-25 2 169.0 2 175.0 6.0 连续叠加型 0.78 4.3 79.5 0.71 X26-24 2 245.0 2 250.0 5.0 侧向单层型 0.41 1.5 3.4 99.9 0.67 X26-26 2 153.0 2 159.0 6.0 间隔叠加型 0.74 2.3 8.6 95.9 1.44 X27-25 2 286.0 2 292.0 6.0 连续叠加型 0.65 18.8 98.5 3.14 X27-26 2 157.0 2 170.0 13.0 间隔叠加型 0.41 1.6 5.0 84.7 0.39 X44-30井组 X42-28 2 224.0 2 236.0 12.0 连续叠加型 1.10 3.9 45.3 0.33 X42-29 2 182.5 2 190.0 7.5 间隔叠加型 0.84 1.8 3.6 10.4 0.47 X42-30 2 116.0 2 125.0 9.0 侧向单层型 0.54 0.9 1.9 78.5 0.21 X43-29 2 131.5 2 148.0 16.5 间隔叠加型 0.29 0.7 2.9 98.5 0.17 X43-31 2 153.0 2 198.0 45.0 连续叠加型 0.80 2.8 24.9 0.06 X44-30 2 084.0 2 134.0 50.0 间隔叠加型 0.39 0.8 4.5 78.7 0.09 X44-31 2 053.2 2 104.0 50.8 连续叠加型 0.62 4.3 54.0 0.09 X44-32 2 089.0 2 138.0 49.0 间隔叠加型 0.45 1.2 3.2 49.7 0.07 结果表明，层内非均质性指数N与油井含水率呈较好相关性(图 7a)，相关系数R2为0.494 6，即单砂体层内非均质性越弱(N值越大)，含水率越低。这是因为层内非均质性指数N主要针对的是不同砂体构型单砂体内的非均质性，由于单砂体内部的非均质性通常受泥质、钙质夹层或沉积韵律等因素控制，因此注入水进入单砂体内部后，非均质性强的单砂体更容易发生注入水的突进，注水前缘优先沿高渗通道呈指状或舌状驱油，并形成优势渗流通道，导致油井含水率快速上升；反之，注入水前缘在非均质性较弱的单砂体内部呈均匀推进，波及面积大，驱油效率高，油井含水率较低。
层间非均质性指数J与产液强度具有一定相关性(图 7b)，相关系数R2为0.560 7，即层间非均质性越弱(J值越大)，单位有效厚度油层的日产液量越高，产液强度越大；反之，层间非均质性越强，隔层密度和频率越高，单位有效厚度油层的日产液量越低，产液强度越小。
综上所述，层内非均质性指数N、层间非均质性指数J能够定量评价地下流体渗流特征和驱替效率，预测油井生产动态特征，为油田开发提供一定的技术支撑。
5. 结论
(1) 合水地区长8浅水三角洲发育4种砂体结构，分别为连续叠加型、间隔叠加型、侧向单层型和砂泥互层型，隔夹层是导致储层宏观非均质性的关键因素。连续叠加型的夹层发育程度及渗透率非均质性最弱，宏观非均质性最弱；其次是间隔叠加型和侧向单层型；砂泥互层型的宏观非均质性最强。
(2) 层内非均质性指数N用于表征不同砂体结构下的单砂体层内非均质性变化，能够较好地评价注水开发过程中的流体驱替特征和油井含水率变化；层间非均质性指数J是评价和预测油井产液强度的较好度量，二者可用于油藏的宏观非均质性评价。
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图 1 川西地区上三叠统须家河组长石石英砂岩微观特征
Figure 1. Microscopic characteristics of feldspathic quartz sandstones from Upper Triassic Xujiahe Formation, western Sichuan Basin
图 2 不同演化阶段烃源流体—砂岩反应后有机酸含量差别
Figure 2. Differences of organic acid content of fluids after source rock fluid-sandstone reaction in different evolution stages
图 3 不同演化阶段烃源流体—砂岩反应后流体pH值变化
B-0为注入地层水后暂未注入生烃流体的pH值
Figure 3. Changes in pH value of fluids from source rock fluid-sandstone reactions in different evolution stages
图 4 川西地区上三叠统须家河组烃源岩不同演化阶段CO2产率
Figure 4. Yields of CO2 from source rocks at different evolution stages, Upper Triassic Xujiahe Formation, western Sichuan Basin
图 5 不同演化阶段烃源岩流体—砂岩反应后流体CO2变化
Figure 5. Variation of CO2 content in fluid after source rock fluid-sandstone reaction in different evolution stages
图 6 不同演化阶段烃源岩流体—砂岩反应后流体Ca2+变化
Figure 6. Variation of Ca2+ content in fluid after source rock fluid-sandstone reaction in different evolution stages
图 7 不同演化阶段烃源流体—砂岩反应后孔隙度变化和渗透率变化
Figure 7. Porosity and permeability change of reservoir rock after source rock fluid-sandstone reaction in different evolution stages
图 8 不同演化阶段烃源流体—砂岩反应后矿物组成变化
Figure 8. Changes in mineral composition of reservoir rocks after source rock fluid-sandstone reaction in different evolution stages
图 9 四川盆地煤系储层孔隙度与碳酸盐矿物含量之间关系[17]
Figure 9. Relationship between porosity and carbonate content of coal measure reservoir in Sichuan Basin
表 1 协同演化模拟实验温压参数
Table 1. Temperature and pressure parameters of simulation experiment
烃源流体生成模拟 流体—储层相互作用模拟 埋深/m Ro/% 模拟温度/℃ 静岩压力/MPa 流体压力/MPa 储层样品编号 储层地温/℃ 储层围压/MPa 4 300 0.96 350 107.5 43.0~47.3 B-1 140 50 6 000 1.80 400 150.0 60.0~78.0 B-2 170 50 
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表 2 川西地区上三叠统须家河组储集岩样品物性参数
Table 2. Physical parameters of reservoir rock samples from Upper Triassic Xujiahe Formation, western Sichuan Basin
样品编号 岩性 孔隙度/% 视密度/(g·cm-3) 渗透率/(10-3 μm2) B-1 长石石英砂岩 22.33 2.06 91.9 B-2 长石石英砂岩 21.51 2.08 60.1
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