吐哈盆地北部山前带致密砂岩气藏控藏要素_陈治军

2011年新 疆 石 油 地 质 表 1 研究区天然气碳同位素数据 x19 x19 x21 x20 x191 x17 井号 J1b J1s J1b J1b J1b J2x 3 528—3 556 3 393.8—3 409 3 602—3 619 3 691—3 711 3 607—3 675 2 138—2 164 凝析油 凝析油 凝析油 凝析油 凝析油 原油 -25.40 -25.37 -25.52 -25.88 -25.23 -25.84 层位 井段（m） 样品描述 δ13C(‰) 吐哈盆地北部山前带致密砂岩气藏控藏要素 陈治军，孙玉峰，牟兰昆升,郑玉萍，刘玉香，贾国强，吴文熙 （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：在综合 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 吐哈盆地北部山前带致密砂岩气成藏的有利地质条件和控藏要素基础上，指出北部山前带气藏 具有油气同源、源储一体、近源聚集的特点。中下侏罗统水西沟群煤系地层是一套优质烃源岩，是研究区天然气富集 的主要贡献者。水西沟群沉积期，辫状河三角洲前缘水下河道砂体发育，成为气的主要富集场所。构造高部位褶皱作 用强烈，裂隙、微裂隙发育，提高了致密砂体的渗透性能，平缓的斜坡区后期构造运动改造弱，有利于形成大面积原生 气藏。烃源岩在新近纪-第四纪进入大量生气期，成藏较晚有利于致密砂岩气藏的保存。 关键词：吐哈盆地；山前带；致密砂岩气；烃源岩；控藏要素；水西沟群 文章编号：1001－3873（2011）02－0130－03 中图分类号：TE112.5 文献标识码：A 吐哈盆地北部博格达山前带的中下侏罗统水西 沟群是一个重要的含气层系。2009年在研究区水西 沟群共钻探井 8口，已在 x19、x20、x21等井获得工业 油气流，x24井酸化压裂后获高产气流，开发井 x191 井及 x196井亦获得高产气流。 1 成藏条件 （1）气源条件优越 中下侏罗统水西沟群煤系地 层是主要的气源岩。对 x19井油样进行生油分析，凝 析气藏的凝析油成熟度为成熟[1]（Ro=1.05%），以正构 烷烃和异构烷烃为其主要组分的轻质原油，正构烷烃 占原油的 46.597%，正构烷烃和异构烷烃占全油的 73.630%，检测出高丰度的烷基苯和烷基环己烷，表明 x19井凝析油的母源与煤系烃源岩有关[2]。x19井凝析 油的姥植比为 4.711，呈较强烈的姥鲛烷优势特征，表 明其古环境为偏氧化环境，为沼泽相。吐哈盆地原油 中呈现较明显的姥鲛烷优势（姥植比为 4~6），认为煤 中有机质对本区油气贡献大于泥质烃源岩[3]。对 x21井 油砂分析，发现轻质原油的组分以正构烷烃为主，姥植 比为 2.69，姥植比较高是煤系源岩的一个重要特征[4]。 虽然石油的姥植比反映了所贡献的有机质的性质，但 该比值使用时也应小心。姥植比会随有机质热成熟作 用增强而象征性的增加[5]，有些姥鲛烷和植烷在成岩 作用期间还可能来自植醇以外的一些母源[6]。 研究区油气碳同位素资料清楚地表明油气来自 侏罗系源岩（表 1），其天然气碳同位素值为-28‰ ~-25‰，为煤系地层源岩特征[7，8]。其碳同位素值同吐 哈盆地其他地区来自侏罗系的天然气一致，来自侏罗 系腐殖型干酪根。据前人资料，吐哈盆地碳同位素值 为-31.2‰~-25.09‰，其较大的分布范围蕴含着丰富 的成因信息，并认为碳同位素值-31.2‰~-25.09‰为 煤成油类型[3]。傅家谟等认为，我国煤成油碳同位素值 为-28.4‰~-24.5‰，平均值为-26‰[9]。 北部山前带紧邻胜北、丘东、小草湖生烃洼陷，并 发育水西沟群煤系源岩，以Ⅲ型干酪根为主，其烃源 岩累计厚度达 100~1 100 m，广覆式分布；有机碳含量 高，为 0.5％~2.5％，镜质体反射率为 0.8％~1.3％，成熟 度中等偏高，生气强度为 15~40，生气能力强（图 1）。 （2）生储盖配置关系良好 源、储、盖呈“三明治” 结构相互叠置，利于大面积岩性成藏。八道湾组一段 厚煤层直接与气层互层，这种生储互层方式的排烃、 聚集效率最高，非常有利于烃源岩上下储集层成藏。 （3）低孔特低渗致密储集层发育 北部山前带下 侏罗统八道湾组储集层岩石类型主要为灰色中粗砂 岩及巨粗砂岩，其次为不等粒砂岩及含砾砂岩；主要 为长石岩屑砂岩，具有低成分成熟度、较低结构成熟 度、填隙物含量较低和压实、压溶作用较强的特征。 据铸体薄片和扫描电镜资料，八道湾组砂体储集 空间类型主要为溶蚀粒内孔、剩余粒间孔及微裂缝。 溶蚀粒内孔及剩余粒间孔中多充填有片状伊利石、伊 蒙混层矿物及微粒状自生石英，堵塞孔隙与喉道，降 低了储集层渗透性。但这些填充矿物对致密砂岩微裂 收稿日期：2010－05-10 修订日期：2010－09-18 作者简介：陈治军（1971-），男，甘肃定西人，工程师，地球物理勘探，（Tel）0902-2770914（E-mail）xhenzhijunth@petrochina.com.cn. 第 32卷 第 2期 新 疆 石 油 地 质 Vol． 32，No． 2 2011年 4月 XINJIANG PETROLEUM GEOLOGY Apr． 2011 第 32卷 第 2期 陈治军，等：吐哈盆地北部山前带致密砂岩气藏控藏要素 图 1 吐哈盆地水西沟群有机碳含量分布 缝没有影响，因为这些矿物的体积比微裂缝大得多[10]。 根据岩心常规物性分析资料（表 2），八道湾组一 段砂层属低孔特低渗储集层；有少部分样品孔隙度在 8.0％~10.0％，渗透率在 1.00×10-3~10.00×10-3μm2，渗透 率大于 10.00×10-3μm2的岩心都发育较明显裂缝。八 道湾组二段属特低孔特低渗储集层。从取心样品分析 看，其储集性与一段没有明显的差异。 （4）油气同源、近源聚集 山前冲断带水西沟群 于早期深埋，储集层压实致密，晚期成藏，形成“先成 型”致密砂岩气藏。吐哈盆地新近纪以前，为北低南高 构造格局，推测北部山前带地层埋深在 4 500 m 以 上，在强烈压实和压溶作用下，储集层物性已大大降 低，此外，新近纪-第四纪，受博格达山向北的强烈推 覆作用，侏罗系被强烈抬升和挤压，致使储集层变得 更加致密。烃源岩演化分析表明，水西沟群烃源岩在 新近纪-第四纪进入大量生气期，与此同时，在北部山 前带，喜马拉雅运动期的构造运动在致密储集层内形 成裂缝簇，使致密储集层物性得到改善，气藏分布与 构造高部位相关性好，由此形成水西沟群自生自储型 气藏，因此北部山前带具备形成大规模致密砂岩气藏 的地质条件。同时对于煤成气藏，运聚过程时代越新 越有利，因为气藏极易受到扩散作用、水溶作用和构 造运动破坏[11]。该区气藏形成时代较新，加之燕山运 动期、喜马拉雅运动期构造运动活跃，构造圈闭发育， 是发现大、中型油气田的有利勘探领域。 2 北部山前带控藏要素 （1）高成熟的腐殖型气源岩控制气藏范围 如上 所述，山前带中下侏罗统气源主要来自水西沟群煤系 烃源岩。该烃源岩发育程度和分布范围对山前带“自生 自储”型致密砂岩气成藏起决定性的作用（图 2）。 吐哈盆地在水西沟群沉积期，广泛发育煤岩、高 碳泥岩和深灰色泥岩，煤层的厚度中心主要位于现今 的北部山前地区。在西山窑期，整个北部山前带，尤其 是恰勒坎—红旗坎地区，煤层连续分布，在柯柯亚和 照壁山地区形成两个厚度中心，最大厚度超过 300 m. 在早侏罗世，煤岩也很发育，在下侏罗统中占有相当 高的比重。其中，在柯柯亚、照壁山—红旗坎及红台地 区形成煤层厚度中心，煤岩在红台地区占地层的厚度 比最大超过 15% . 在柯柯亚和红旗坎地区则超过 25%.北部山前带广泛发育煤系源岩，柯柯亚地区位 于生气强度中心和煤岩沉积厚度最大区域，是最有利 的致密砂岩气成藏区（图 2）。 （2）构造部位在一定程度上控制天然气丰度 山 前冲断带由冲断背斜区、冲断转折斜坡区和冲断前缘 图 2 北部山前带水西沟群构造叠置与生烃强度分布 0.5 1.0 1.5 2.0 2.5 3.0 北 水西沟群尖灭线 科1 托参1 托北1 乌苏1 大1 杜1 吐1 胜南1 恰深1 泉21 火8 玉1 连4 连23 艾1 鲁南1 鲁南3 马4 温深1 勒14 红旗2 萨东2 红台1 房1 大步1 跃1 疙1 东深2陵深2X19 X21 哈4 哈2 堡东1 三堡1 鱼1 树1 盐1 有机碳 含量，％ 觉 罗 塔 格 山 喀 拉 乌 成 山 博 格 达 山 哈 尔 里 克 山 北 生气强度 工业油气流井 低产油流井 油气显示井 天然气控制储量 天然气预测储量 构造圈闭 构造带 5 10 15 20 30 40 50 恰 勒 坎 构 造 带 核 桃 沟 构 造 带 柯 柯 亚 构 造 带 鄯 善 弧 构 造 带 形 鄯 勒 构 造 带 红 构 造 带 旗 坎 鄯科1 东深2 萨东2 红旗2 照4 照1 照2 勒14 勒10 勒7 勒15 阿2 柯23 柯19 柯22 柯21 柯24 核2 核3 恰深1 生烃强度 层 位 孔隙度（％） 砂层 含气砂层 渗透率（10-3μm2） 砂 层 含气砂层 八道湾一段 八道湾二段 1.9~8.4(4.6) 2.5~6.3(4.7) 4.3~8.4(5.9) 4.1~6.3(5.1) 0.002~3.614(0.373) 0.002~11.123(0.358) 0.077~3.614(0.373) 0.002~11.123(0.554) 表 2 北部山前带八道湾组孔渗资料 131· · 2011年新 疆 石 油 地 质 构成，发育原生型和改造型两类致密砂岩气藏。柯柯 亚构造带位于山前冲断带前缘，通过对 x20、x196、 x191、x195及 x19等井的气层产量对比分析，发现各 井的产量变化大。位于构造高部位的 x191井，八道湾 组稳定日产量达 91 000 m3，位于构造冀部 x196 及 x19井八道湾组日产量分别为 75 000 m3和 53 682 m3， 位于逆掩断裂下盘的 x20 井八道湾组日产气仅为 19 800 m3，位于构造高部位的 x191井，构造缝发育， 气层段 3 538.02—3 538.12 m 为不等粒长石岩屑砂 岩，可见到粒内溶蚀孔、剩余粒间孔及构造缝，孔隙度 为 4.1%，渗透率为 0.155×10-3μm2；而低部位的 x20井 3 276.8 6—3 276.96 m段为细中粒长石岩屑砂岩，未 见裂缝，孔隙度仅有 2.2%，渗透率小于 0.05×10-3μm2. 构造高部位的变形使裂隙及微裂隙发育，增加了岩石 储集空间和渗透率，利于天然气富集高产。 由此可见，构造高部位由于褶皱作用明显，裂隙、 微裂隙更易发育，从而提高了致密砂体的渗流性能， 使得构造高部位成为天然气富集的有利区域；平缓的 斜坡区后期构造运动改造弱，有利于原生型致密砂岩 气大面积成藏，是致密砂岩气扩展勘探的重要领域。 （3）储集层物性是成藏的重要控制要素 水西沟 群沉积期，北部山前带物源南弱北强，发育辫状河三 角洲沉积砂体。现今的恰勒坎沟、核桃沟-柯柯亚、红 旗坎、金北及大步构造带均处于辫状河三角洲前缘， 水下河道砂体发育，因此这些地区成为致密砂岩气的 主要富集区。 对核桃沟—柯柯亚地区多口井 13个井段共 200 多个样品物性数据统计分析，发现干层段孔隙度峰值集 中在 3%~5%，渗透率峰值集中在 0.01×10-3~0.05×10-3μm2； 而气层段孔隙度峰值主要集中在 3%~6%；渗透率则 有两峰值，即 0.01×10-3~0.05×10-3μm2和 0.5×10-3~ 1×10-3μm2，后者为气层主要贡献者。由此得出储集层 渗透率是致密砂岩能否产气的关键因素。 3 结 论 （1）研究区主要气源岩为水西沟群煤系地层。该 烃源岩厚度大，成熟度较高，生气能力强。 （2）煤系烃源岩与储集层互层，这种叠置方式排 烃聚烃效率高，有利于成藏。致密砂岩受后期构造运 动改造，微裂缝发育，成为较好的天然气储集层。 （3）水西沟群煤系烃源岩控制着致密砂岩气藏的 平面分布，储集层物性对于致密砂岩气富集成藏也具 有重要的控制作用。构造高部位应力作用较为强烈， 微裂缝发育，天然气更为富集且产量较高。 参考文献： ［1］ 王启军,陈建渝.油气地球化学［M］.武汉:中国地质大学 出版社, 1988:152-153. ［2］ Berner U, Faber E. 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In the sedimentary period of Shuixigou group, the source materials supplied from the piedmont zone was abundant in the north, so underwater channel sand bodies developed at front of braided river delta, becoming the main site of the tight sandstone gas accumulation. In structural highs, fractures and fissures commonly occurred under the strong folded process, raising the percolation capability of the sand bodies; while in the flat slope area, the following tectonic movement was faint and favorable to large-scale original tight sandstone gas accumulation. And the source rocks of Shuixigou group entered into great amount of gas-generating stages in Neogene and Quaternary period, characterized by late gas accumulation, being favorable to preservation of the tight sandstone gas reservoirs. Key Words: Tuha basin; piedmont; tight sandstone gas; source rock; control factor; Shuixigou group 132· ·