吐哈盆地致密砂岩气成藏特征及勘探方向_王劲松

2011年新 疆 石 油 地 质 吐哈盆地致密砂岩气成藏特征及勘探方向 王劲松 1，2，王文慧 2，牟兰曰升2，刘护创 2，宋海波 2，宋承文 2 （1.中国地质大学 资源学院，武汉 430074；2.中国石油 吐哈油田分公司 勘探开发研究院，新疆 哈密 839009） 摘 要：吐哈盆地侏罗系水西沟群具备形成大面积致密砂岩气藏的地质条件，煤系地层长期大量生排气态烃为形成 致密砂岩气藏提供了充足的气源，烃源岩与储集层呈互层紧密接触有利于气源内致密砂岩成藏，致密砂岩中气体的 运聚与常规气藏有明显的差异，在“活塞式”充注条件下，致密砂岩气藏的含水率明显偏高，压力也呈现出高（低）压异 常。吐哈盆地南部斜坡区及北部山前冲断带地区，源岩与储集层配置条件优越，是寻找致密砂岩气藏的有利区域。 关键词：吐哈盆地；致密砂岩气藏；水西沟群；煤系源岩；成藏特征 文章编号：1001－3873（2011）01－0014－04 中图分类号：TE112.41 文献标识码：A 致密砂岩气藏是指孔隙度低（<12%）、渗透率较 低（0. 1×10-3 μm2）、含气饱和度低（<60%）、含水饱和 度高（40%）、天然气在其中流动速度较为缓慢的砂岩 层中的天然气藏[1]；此类气藏在我国的鄂尔多斯、川中 等盆地分布较广，吐哈盆地也存在此类气藏。吐哈盆 地致密砂岩气藏主要分布在侏罗系水西沟群及部分 地区的中侏罗统和上三叠统，本文仅对吐哈盆地的水 西沟群致密砂岩气藏成因进行探讨，以期对其他地区 的类似气藏勘探有所借鉴。 1储集层物性特征及其影响因素 分析 定性数据统计分析pdf销售业绩分析模板建筑结构震害分析销售进度分析表京东商城竞争战略分析 1.1 水西沟群储集层物性特征 总体来看，水西沟群储集层以中、粗砂岩为主，部 分为砂砾岩和细砂岩，岩性以岩屑砂岩、长石岩屑砂 岩为主，少部分地区及层段也可见石英质砂岩，石英 及石英碎屑含量高有利于形成深埋区的相对优质储 集层。水西沟群储集层整体分选中等-差，磨圆较差， 泥质含量呈现东高西低的特征；成岩演化程度较高， 其中 J2x1+2在台北凹陷区基本进入晚成岩阶段，并在 胜北和丘东深洼区可达晚成岩 A2期；托克逊凹陷主 要处于早成岩 B期；早侏罗世台北凹陷区基本进入晚 成岩 A2期，丘东洼陷的局部地区可达晚成岩 B期；托 克逊凹陷主要处于晚成岩 A1期。水西沟群储集层物 性 表 关于同志近三年现实表现材料材料类招标技术评分表图表与交易pdf视力表打印pdf用图表说话 pdf 现出与成岩阶段极不相符的特征，除了与砂岩本 身的岩石学特征有关外，更重要的可能与含煤储集层 复杂的成岩作用有关，特别是较早的压实与压溶作 用，使砂岩过早地达到压实极限。 受埋藏史及沉积体系的影响，储集层的物性呈现 西好东差、南好北差的格局，其中在J2x1+2段储集层孔隙 度大部分在4.6%～11%，渗透率在（0.09～0.98）×10-3μm2， 西部少数地区可达更高；J1s储集层物性在胜北西南 斜坡区及托克逊凹陷南北斜坡区较好，孔隙度为 10% ～20%，渗透率为（1~100）×10-3μm2，盆地洼陷主体区与 北部山前孔隙度分布为 4%~10%，渗透率小于 0.1×10-3~ 1×10-3μm2，甚至更小；J1b储集层物性也表现出与 J1s 储集层相类似的物性分布特征，值得注意的是，储集 层渗透率在凹陷主体区一般均小于 0.5×10-3μm2，渗透 率的减小是制约储集层孔隙流体流动性的最主要因 素，因此也成为致密砂岩成因的关键因素。 1.2 储集层物性致密的影响因素 （1）物源体系及沉积相带 水西沟群发育 2套煤 系地层，一套为 J1b下段厚度约 50~400 m的辫状河三 角洲平原含煤粗碎屑岩建造；另一套为 J2x2+3厚度约 110~800 m的辫状河三角洲平原沼泽相含煤建造，两 套煤系地层厚度占到水西沟群地层厚度的 45%~ 70%，除此之外，J1b上段至 J2x1储集层也属于水体相 对较丰盈的广盆式辫状河三角洲-湖泊扇-三角洲沉 积体系，整个水西沟群沉积时期，古气候环境潮湿，水 动力条件相对较弱，由盆地东西向狭长地貌条件所决 定的南北双向物源沉积使南北沉积物分选差、磨圆 差、成分成熟度低。北部博格达山地区提供的碎屑以 火山物质为主，偏中基性，盆地北部物源体系以中基 性火山碎屑为主，石英质碎屑含量偏低，因而储集层 后期的埋藏抗压性能较差。盆地南部觉罗塔格山物源 供给区酸性火成岩和石英质变质岩相对较发育，南部 砂岩的火山碎屑物质组成以中酸性火成岩为主，砂岩 中的石英质碎屑含量相对北部较高，因此南部砂岩的 抗压能力好于北部砂岩。 （2）后期成岩演化压实作用 吐哈盆地储集层在 不同的构造部位有不同的埋藏方式。第一种为长期浅 第 32卷 第 1期 新 疆 石 油 地 质 Vol． 32，No.1 2011年 2月 XINJIANG PETROLEUM GEOLOGY Feb． 2011 收稿日期：2010－07-18 修订日期：2010－11-19 基金项目：中石油吐哈盆地砂岩气成藏条件与大气田勘探方向研究（2010A-0604） 作者简介：王劲松（1970-），男，辽宁辽阳人，高级工程师，石油地质，（Tel）0902-2765360（E-mail）wjs@petrochina.com.cn. 第 32卷 第 1期 王劲松，等：吐哈盆地致密砂岩气成藏特征及勘探方向 埋的方式，主要分布在盆地的南部斜坡区如鲁克沁构 造带、塔克泉构造带；第二种为早期浅埋后期深埋方 式，主要分布在盆地西部古弧形带及其以西地区；第 三种为持续埋藏型，主要分布在盆地胜北、丘东、小草 湖等洼陷区；第四种为前期正常埋藏后期停滞或减缓 型，该类方式分布较少，主要分布于红台及哈密四道 沟等地。埋藏方式的不同决定了储集层的成岩演化方 式。长期浅埋、早期浅埋、后期停滞等方式都有利于原 生孔隙的保存，盆地的主要凹陷区形成的持续埋藏方 式加强了储集层的压实作用，形成中-高成熟的储集 层。分析证明：盆地水西沟群砂岩压实中-强，孔隙度 随深度的变化快，一般埋藏深度为 3 200～4 000 m时 原生孔隙不发育，储集层物性明显变差。深埋区压实 减孔是储集层原生孔隙损失的一个总的趋势，压实减 孔比胶结作用对原生孔隙损失要大得多，成岩压实减 孔是储集层孔隙损失的最主要因素，胶结作用次之。 （3）含煤层系的溶蚀作用 含煤层系砂岩在沉积 同生期即处于偏酸性成岩环境，各类化学成岩作用 （溶蚀作用、泥杂基高岭土化及自生高岭石、石英与菱 铁矿等的胶结作用等）比较活跃，颗粒在流体的溶蚀 后，随着埋深的增加比非煤系地层易发生压溶与压 碎，含煤地层在埋藏较深后，不论砂岩粗细，均表现较 强的压实与压溶作用[2]，另外煤系地层中富含的大量 有机质经过热演化产生了大量有机酸加强了储集层 颗粒的溶蚀作用，这是含煤储集层物性普遍差于非煤 系储集层的主要原因。 （4）粘土矿物 由于水西沟煤系地层沉积处于湖 平面上升期，盆地水域持续扩大，到 J2x2+3时期达到最 大，沉积物携带泥质大量增加，储集层孔隙降低，喉道 变窄或堵塞喉道使储集层渗透率明显减小。如上所 述，吐哈盆地水西沟群大都处于晚成岩 A1和 A2期， 该期 S%值基本小于 25%，伊蒙混层矿物大量形成， 泥质向绿泥石和伊利石转化，部分地区转化为高岭 石、绿泥石和伊利石，一方面自生矿物的膨胀使储集 层孔隙迅速减小，另一方面矿物颗粒表面的伊蒙混层 堵塞喉道，降低了储集层的渗透性[3]。 2 致密砂岩气藏的成藏条件 （1）煤系烃源岩生成大量天然气 对吐哈盆地不 同烃源岩生烃研究表明，水西沟群煤层在中侏罗世开 始进入生排气态烃门限，并一直持续，其生排气态烃 高峰为白垩纪和新近纪，以游离相排运为主，排运游 离相气量一般超过 85%.而生排液态烃从白垩纪进入 生油门限，生油高峰为新近纪；泥岩同样也有较长的 生排液态烃史，但是泥岩生排液态烃高峰为晚侏罗 世，生排气态烃高峰为白垩纪，而且泥岩 60%以上的 气态烃以水溶、扩散相排出，35%左右以游离相排出， 形成迅速生成大量天然气并向致密储集层排烃的条 件不足。因此，吐哈盆地水西沟群煤系源岩的成烃倾 气性和长时期排运大量游离相态天然气是形成大面 积致密砂岩气藏的重要基础。 （2）致密砂岩储集层分布广 吐哈盆地水西沟群 沉积时期基本是以湖侵沉积为特征，在 J1b—J2x的沉 积演变中，盆地不断沉降和扩张，至 J2x3段沉积时期 达到顶峰。在整个水西沟群沉积时期沿盆地长轴方向 发育了多个辫状河三角洲－湖泊沉积体系。由于盆地 古地形的影响，盆地北部（图 1）地势高差悬殊，多发 于冲积扇-扇三角洲沉积，该区砂泥混杂，岩石成分成 熟度低，泥质含量高，颗粒搬运距离短，分选、磨圆程 度低。J1b沉积时期由于构造运动的影响，早期的低隆 被夷平，低洼被填平补齐，形成了较为广泛的浅水平 坦沉积地貌，为后续的沉积建造奠定了基础。盆地南 部广大斜坡地区地势较为平缓，南部物源区距离沉积 区远，沉积物经过了较长距离的搬运，成分成熟度及 分选、磨圆较北部明显变好，尤其是矿物中泥质含量 的减少为储集层渗透率的提高奠定了基础。在盆地的 西部物源体系具有同样的特征，在西、南多个方向及 多个物源区的供给下，形成了该区多个大型河流－辫 状河三角洲或滨浅湖相沉积砂体，该砂体在平面上叠 合连片、广泛分布是盆地凹陷斜坡区形成大型致密砂 岩气藏的重要基础。J1b沉积时期，辫状河三角洲沉积 体系主要发育于鲁西凸起－托克逊凹陷斜坡区，三角 洲沿盆地南缘呈裙带分布，三角洲平原相砂体十分发 育，另外在台北凹陷东南缘的疙 1井区、房 1井区发 育了 3支较小的扇三角洲体系，哈密坳陷物源供给充 分，可容纳空间增加，三角洲分布范围较三叠系明显 扩大，沉积体系呈连片分布态势。J1s沉积时期，沉积 格局基本未变，在南部斜坡鄯善弧形带及七克台构造 带也有小型辫状河三角洲发育，并与北物源体系叠置 形成辫状河三角洲群。J2x沉积时期十三间房—疙瘩 台—温吉桑一线辫状河三角洲持续扩大，在 J2x3达到 鼎盛，具有连片之势，在盆地形成七泉湖、吐鲁番—神 泉、鄯善弧形带—十三间房3大主要辫状河三角洲沉 积体系，水西沟群大型辫状河沉积砂体是致密砂岩气 藏形成的最主要储集空间。 图 1 吐哈盆地 J1—J2x1+3沉积模式示意 北 湖泊相辫状河三角洲前缘冲积扇 扇三角洲 沼泽相 辫状河三 角洲平原 15· · 2011年新 疆 石 油 地 质 （3）储集层与烃源岩紧密接触 根据恰勒坎、巴 喀、红旗坎、丘东下侏罗统对比结果，水西沟群煤系气 源岩与块状厚层砂岩呈“三明治”互层状发育，储集层 与烃源岩反复叠置，形成紧密接触关系，大大增加了 源岩向储集层的排烃效率和烃的排出残留比，有利于 源内大面积成藏。水西沟群厚度 285~892 m，砂地比 30%~60%，砂层单层厚度一般 5~30 m.根据吐哈盆地 水西沟群烃源岩生烃强度与沉积体系叠合结果，成熟 源岩叠合面积达2.3×104 km2，烃源岩成熟度 Ro为 0.7% ~1.3%，独立沉积体系的连片砂体面积一般 300~500km2， 砂体叠合面积 9 520 km2. 按照有效生烃强度大于 20×108 m3/km2、大面积砂体发育、源储互层接触等主 控因素综合评价认为，吐哈盆地 5个生烃中心发育 8 个致密砂岩气勘探有利区块，即托克逊、苏巴什—连 木沁、温米、红台、玉果、恰勒坎—红旗坎、金北—大 步、四道沟等地区。有利勘探面积 9 520 km2，初算致密 砂岩气资源量 6 200×108 m3. 3 致密砂岩气成藏特征分析 3.1 致密砂岩气运聚方式 天然气在储集层的运聚过程中，动力来自于源岩 的生烃、地层埋压升温和增压膨胀、储气空间的缩小、 构造挤压等外推动力，另外，当油气运移到一定储集 层中时还受到浮力的作用；运聚阻力以毛细管力、静 水柱压力、气柱自身重力为主。储集层孔隙、喉道越 小，毛细管阻力越大，致密砂岩中，毛细管阻力是决定 气体运动状态的最主要因素。根据石油大学所做的气 体运动试验[4]：气体运移方式可称为“活塞式推进”，根 据砂粒粒径实验条件，储集层孔隙半径小于 0.05 mm 时，气体以“活塞式充注”运移为主，气体推进地层水 向储集层运聚[5]，并形成气水倒置的关系，相反当孔隙 度半径大于 0.05 mm时，气体以“置换式充注”运移方 式为主，气体向上运移，水向下运移，形成上气下水的 正常关系。 3.2 致密砂岩中气体在“甜点”储集层中富集 气体在致密砂岩中整体向上排驱地层水过程中， 如果遇到“甜点”储集层，则向上排驱运动加快，气体 首先占据“甜点”区形成气体“锥进”，当“甜点”区完全 被占据时继续整体向上排驱地层水，这一过程可分为 5个阶段：①充注初期，气体开始向致密储集层注入， 整体向上推进排水，致密区与“甜点”区压力同步增加 并保持一致；②气体进入“甜点”区临界点，气主体快 速向“甜点”区汇聚，部分气在“甜点”区两侧向上排水 推进，“甜点”区压力比致密区压力上升快，且形成不 同的压力系统；③“甜点”充气期，注入“甜点”中的气 在“甜点”中快速聚集，形成正常气藏，随着“甜点”区 顶气的不断聚集，“甜点”区中的压力迅速增大并将其 余的水排出[6]，气藏空间不断扩大；④“甜点”区充满气 体，当“甜点”区充满气时整个储集层气体连成一体，此 时致密区注气量上升，致密砂岩气藏整体扩张，但“甜 点”区的压力仍大于致密区；⑤注气完成期，该时期气 源不再向储集层供气，“甜点”区的高压与致密区的低 压进行调整形成共同的压力体系。该压力系统比静水 压力低，为负压状态。通常状态下，“甜点”区有着比致 密区更高的气藏压力，其含水饱和度明显低于致密区， “甜点”储集层为致密砂岩气藏勘探中的目标靶区。 3.3 致密砂岩气藏具高含水特征及异常压力体系 致密砂岩气成藏的过程是一个挤压排水和气水 置换的过程，油气勘探中所见到的高含水及高（低）压 气藏异常的现象可在“甜点”储集层充气的阶段中得 到解释：当烃源岩开始排烃时，气体由源岩进入致密 砂岩呈“活塞式”充注，此时高渗透“甜点”区呈饱含水 状态，压力开始随整个致密层气体的充注而上升，表 现为较高压异常；当气体持续充注，进入“甜点”储集 层中并在顶部聚集，形成局部的上气下水正常油气藏 特征，但此时“甜点”储集层压力快速上升，表现为高 压异常；当气体大量充注，占据整个气藏时，此时“甜 点”区的压力仍然高于致密区，此时储集层不含水；当 源岩慢慢停止供气时，源岩供气动力（压力）减小，外 部水体在重力和毛细管力双重作用下快速回返，进入 高渗储集层，将部分气体挤出，占据“甜点”储集层底 部空间，形成上气下水正常油气藏，此时压力下降，低 压异常开始形成；在随后继续演变中，水体逐渐排除 气体，气水界面逐级上移，含水逐步上升，压力逐渐下 降呈现明显低压异常[7]。 4 致密砂岩气藏有利勘探方向 吐哈盆地为中国西部地区典型的再生前陆盆地， 在多期叠加盆地的演化过程中，前渊分布于北部博格 达山造山带南侧，前缘隆起为火焰山-七克台构造带， 南部凹陷为前渊斜坡带，呈箕状沉积盆地，由于北部 山前的不断挤压，古地形的不对称，沉积物堆积南北 速率差异以及地层厚度的南北不对称等 [8]，盆地水动 力场也呈现出明显的南北不对称性，在凹陷北部形成 高流体势区，南部形成低流体势区。在不对称水动力 场所形成的压榨离心流作用以及势能差下，油气向盆 地南缘运聚，形成相对较富集的致密砂岩气藏区，在 水动力场作用下，地层水向南部运聚，形成越流-蒸发 泄水的耗散结构，油气在南部成藏。 从储集层发育情况看，盆地北部水西沟群形成冲 积扇-扇三角洲-湖泊相为主的沉积体系，盆地南部及 西部形成河流-辫状河三角洲-湖泊相为主的沉积体 16· · 第 32卷 第 1期 王劲松，等：吐哈盆地致密砂岩气成藏特征及勘探方向 系，西、南部沉积物搬运距离远，分选较好，岩石成分 成熟度高，并发育多个相互叠置辫状河三角洲，储集 层条件较为优越，盆地南部烃源岩厚度大，生烃强度 大，沉积储集层与之叠置有利于致密砂岩气藏的形成 （图 2），盆地西部地区由于持续的处于西高东低的古 地貌环境，源岩沉积厚度小，加之早期浅埋后期深埋 的埋藏史，有机质演化程度低，较难形成有效的烃源 岩条件，因此，吐哈盆地南部斜坡区是形成致密砂岩 气藏的重要领域。另外盆地南部斜坡区属于埋藏较浅 地区，储集层后期压实减孔率低，原生孔隙保存好是 形成工业产能的重要保证。 吐哈盆地北部由于受到沉积体系以及成岩演化 的影响，储集层物性较南部斜坡区明显变差，但在北 部山前冲断带，部分地区受到后期挤压造山运动的改 造，形成多个连续分布的背斜或断背斜带，此类正向 构造往往被断层复杂化，沿断裂发育带储集层产生大 量裂缝，可产生裂缝改造型构造“甜点”，改变了储集 层的储集性能，成为致密砂岩气藏的又一重要储集场 所[9]，北部山前带发现的柯柯亚气藏就属于这一类气 藏。另外，在盆地腹地及与斜坡的过度带，向南远距离 的推覆在应力不均的情况下产生差异推覆作用，形成 大量走滑断裂，沿走滑断裂分布储集层裂缝发育程度 较好，也可形成构造型“甜点”储集层，为盆地致密砂 岩气藏发育的有利目标区。 5 结 论 （1）吐哈盆地水西沟群砂岩储集层致密主要受到 沉积体系、物源条件以及后期成岩演化压实作用影 响，含煤层系的储集层更易于被压实和压溶，形成致 密储集层。 （2）水西沟群烃源岩能持续长久生成游离相态天 然气，煤系地层中的煤层、炭质页岩及泥岩均能在较 长时期生排大量气态烃，煤系地层烃源岩与储集层紧 密接触是气源内致密砂岩成藏的重要保障。 （3）致密砂岩中天然气呈“活塞式”运聚，天然气 占据高渗“甜点”储集层具有明显的优势，并在其成藏 过程中大多形成高含水率和异常压力系统。 （4）凹陷南部斜坡区具备发育大型致密砂岩气藏 的良好条件，另外，与断裂体系有关的北部山前冲断 带、凹陷腹地及斜坡过度带均为裂缝改造的构造型 “甜点”储集层发育区，是致密砂岩气成藏的又一重要 领域。 参考文献： ［1］ 关德师，牛嘉玉，郭丽娜，等.中国非常规油气地质［M］. 北京：石油工业出版社，1995：1-120. ［2］ 王 鑫，斯春松，朱国华，等.准噶尔盆地侏罗系-白垩系 煤系与非煤系储层成因模式与孔隙定量预测［J］.中国石 油勘探，2004，9（5）：45-52. ［3］ 王 炜，陈文武，王国红，等.低渗透砂岩储集层特征及影 响因素———以巴喀油田西山窑组为例［J］.新疆石油地质， 2009，30（3）：322-324. ［4］ 姜福杰，庞雄奇，姜振学，等.致密砂岩气藏成藏过程的物 理模拟实验［J］.地质评论，2007，53（6）：844-849. ［5］ 庞雄奇，陈冬霞，张 俊.隐蔽油气藏成藏机理研究现状 及展望［J］.海相油气地质，2007，12（1）：56-62. ［6］ 包友书，张林晔，张守春，等.东营凹陷深部异常高压与岩 性油气藏的形成［J］.新疆石油地质，2008，29（5）：585-587. ［7］ 朱宏权.鄂尔多斯盆地北部深盆气藏近地表地球化学特 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Long-term and great amount gaseous hydrocarbon generation and expulsion provide good preconditions for forming tight sandstone gas reservoir. The source rocks and reservoir rocks appear in interbedded contact relations which are favorable for inter-source gas accumulation in the tight sandstone reservoir. The gas migration and accumulation in the tight sandstone reservoir are quite different from those in conventional gas reservoir. In condition of piston-like gas charging, the water cut in tight sandstone gas reservoir is obviously high, and high or low pressure anomaly occurs. Under effective assemblages of the source and reservoir rocks, the south slope and north piedmont thrust belt in Tuha basin are favorable areas for exploration of tight sandstone gas reservoirs. Key Words: Tuha basin; tight sandstone gas reservoir; Shuixigou group; coal measure source rock; gas accumulation feature 17· ·