地质科学  2016, Vol. 51 Issue (2): 521-532   PDF    
苏里格气田西部二叠系盒8—山1段天然气成藏过程及富集主控因素

黄文明1, 马文辛1, 徐邱康1, 彭宇1, 马斯辉1, 韩翀1, 彭湃1, 刘雨2, 杜洋1    
1. 中石油川庆钻探工程有限公司地质勘探开发研究院 成都 610051;
2. 中石油西南油气田分公司蜀南气矿 四川泸州 646000
基金项目: 国家重大专项"四川盆地岩性油气藏富集规律与目标评价"(编号: 2011ZX05001-005)资助
黄文明,男,1983年8月生,博士,工程师,矿产普查与勘探学专业.E-mail: huangwenming_1983@163.com
2015-10-28 收稿, 2016-01-13 改回.
摘要: 苏里格气田西部的二叠系石盒子组8段(He-8)和山西组山1段(Shan-1)是主要的天然气产层, 是致密砂岩准连续型气藏, 气水关系复杂.本文通过岩石薄片、电镜扫描、生烃模拟、古构造恢复技术, 分析总结了盒8段和山1段的油气基础地质条件和致密砂岩天然气成藏的主控因素, 并将成藏过程分为4个阶段.结果表明较低生烃强度和东高西低的构造背景决定了现今大面积的含水局面, 区块烃源岩(煤层厚度)、储层物性(规模和非均质性)和山1段隔夹层主要控制了局部天然气富集区(甜点).晚期的新构造运动导致早期天然气藏中已形成的气水系统再分配、调整, 从而造就了现今盒8段—山1段气藏复杂的气水格局.
关键词: 石盒子—山西组    二叠系    天然气成藏    致密砂岩气    苏里格气田    

中图分类号:TE122.3    doi: 10.12017/dzkx.2016.014

苏里格气田二叠系石盒子组和山西组的天然气勘探始于1999年,2000年获重大突破,苏6井盒8段试气获得23.37×104 m3/d(杨华等,2007)。本文研究区位于苏里格气田西区,该区的盒8段和山1段气藏为致密砂岩准连续型气藏(赵靖舟等,2012a),区块生烃强度为8×108 m3/km2~14×108 m3/km2(杨华等,2011)。西区气源条件与中区相比有一定差距,未见边水、底水和统一的气水界面,气水关系复杂。研究区目前投产井中近80%为气水同产井。区块水气比高,气井产量、压力递减快,实现经济有效开发难度大。

致密砂岩气藏的形成、发育、演化与盆地的构造演化、烃源岩热演化、砂岩储层的形成、孔隙及裂缝的演化息息相关(Cumella and Scheevel,2008巩磊等,2013)。国内学者对苏里格地区上古生界油气富集机理和成藏过程进行了初步研究(刘圣志等,2005王志欣等,2006陈义才等,2010马德文等,2011赵靖舟等,2012b),但发现不同区块的储层性质、砂体构型、孔隙结构、生烃条件,以及富集机理和成藏过程不尽相同,不能一概而论(谢庆宾等,2013)。因此,本文通过岩石薄片、电镜扫描、生烃模拟、古构造恢复技术等方法,旨在对盒8段—山1段天然气成藏过程进行深入分析,揭示其成藏过程与天然气富集的耦合关系,以期对区块后续的气藏有效开发提供理论依据。

1 区域地质概况

鄂尔多斯盆地是叠加在早、晚古生代大型盆地之上的中生代内陆河湖沉积盆地,中三叠世纸坊期开始形成,中-晚三叠世延长期和早-中侏罗世延安期为鼎盛时期,早白垩世末盆地消亡,晚白垩世以来为盆地后期改造时期。250~150 Ma鄂尔多斯盆地东北部经历了缓慢埋藏增温过程,150~120 Ma为快速增温阶段。120±10 Ma为燕山中期构造热事件之最高热增温作用的关键时刻,它促成了鄂尔多斯盆地东北部主要烃源岩层系的成熟生烃和大规模油气成藏(丁超等,2011)。

苏里格气田位于鄂尔多斯盆地西北部,是上古生界多气层叠合发育区,主要发育大型陆相砂岩圈闭(图 1a)。盒8底构造图揭示研究区总体为东高西低的单斜,但局部存在众多微幅构造,断层不发育(图 1b)。目前已发现中二叠统石盒子组盒7、盒8和下二叠统山西组山1、山2等多套含气层段。钻井揭穿的地层主要有奥陶系、石炭系、二叠系、三叠系、白垩系、侏罗系、第三系和第四系(图 1c)。

图 1 研究区区域地质简图 a.区块位置及二叠系烃源岩生烃强度图;b.盒8底现今构造等值线图;c.区块地层柱状图 Fig. 1 Regional geological map of study area

钻井、试气资料揭示,研究区主要产层段为盒8段(四分)和山1段(三分)。盒8段下段(盒8-3、盒8-4亚段)是主要的产层,岩性以中厚—厚层状浅灰色、灰白色细砂岩、中砂岩、含砾粗砂岩为主夹薄层深灰色泥岩、粉砂质泥岩;底部为厚层状灰白色砾岩。山西组视厚度为90~120 m,山1段是主要的产层,以中厚—厚层状深灰色、灰黑色泥岩为主,夹薄—中厚层状灰色、浅灰色细砂岩及一厚层状灰白色粗砂岩、含砾粗砂岩。根据岩心资料分析,研究区块盒8段属于三角洲平原辫状河沉积,山1段属于曲流河沉积。

鄂尔多斯盆地上古生界天然气藏有3种组合:源内组合型、源顶组合型和源外组合型(李剑等,2005杨华等,2005)。苏里格气田为源顶组合型典型代表。源顶组合型以下生上储为主,以山1段—盒8段上部泥岩为直接盖层,以本溪组及山2段煤层和暗色泥岩为主要烃源岩(戴金星等,2005赵文智等,2005杨华等,2006)。

2 气藏基础地质条件

2.1 烃源岩

苏里格气田的生烃有利区主要分布在定边—苏里格庙一线的东南区,生烃强度为10×108 m3/km2~24×108 m3/km2,研究区位于两个生烃富集中心(定边富集中心和乌审旗—横山富集中心)鞍部,生气强度为10×108 m3/km2~14×108 m3/km2,生烃条件相对不利(窦伟坦等,2010杨华等,2011)。烃源岩样品分析揭示山1段泥岩的有机碳(TOC)含量为0.13%~0.43%,基本上属于非烃源岩范畴,仅个别样品TOC值为1.29%,为优质烃源岩。山2段煤层样品的TOC值均较高(19.29%~66.99%),为优质烃源岩。因此,烃源岩以煤层(碳质泥页岩)为主,Ro为1.4%,处于成熟—湿气阶段。根据实钻资料,本溪和山西组煤层厚度变化较大,中东部不发育;西部和北部地区煤层厚度一般为4~10 m,东部地区为4~8 m。

2.2 储层

根据研究区7口井190张岩石薄片的资料统计分析,储层岩性以岩屑砂岩和石英砂岩为主,为典型的孔隙型储层。根据物源和沉积位置分析,该区不应该存在石英砂岩。但因为先存的岩屑石英砂岩或长石石英砂岩中长石或岩屑经溶蚀或蚀变消失,导致石英比例上升从而形成石英砂岩。盒8段储层孔隙类型以杂基孔(如高岭石晶间孔)、长石溶孔和岩屑溶孔为主,山1段孔隙类型以岩屑溶蚀孔为主。区块盒8段最大孔隙度为14.49%,近60%孔隙度值分布在5%~10%。基质渗透率为0~0.1 mD的占67%,渗透性差。盒8段砂岩储层含水饱和度普遍较高,含水饱和度基本上都大于45%。山1段最大的孔隙度为9.4%;孔隙度小于5%的占56%,孔隙度为7%~<10%的占24%。基质渗透率低,渗透率为0~0.1 mD的占65%。含水饱和度较高,含水饱和度基本上都大于40%。总体上,盒8段的孔隙度略高于山1段的孔隙度,盒8的渗透率相对山1段较好,而山1段含气性优于盒8段。盒8段和山1段储层以Ⅲ类储层为主,具有低孔、低渗、高含水特征。

2.3 盖层和运移通道

研究区上石盒子组发育一套分布稳定的河漫湖相泥质岩,厚为100 m以上,构成上古生界气藏的区域盖层(图 1c)。同时,河道迁移造成了盒8段和山1段气藏具有砂泥交互的沉积格局,因此,上覆泥岩及上倾方向的致密砂岩为气藏提供了良好的直接盖层及侧向封堵条件。盖层评价研究表明,苏里格地区上古生界泥质岩类在埋藏深度超过1 900 m时,其渗透率为0.01×10-3 μm2,饱和水突破压力达到10 MPa,即具有较强的封盖能力(刘圣志等,2005)。根据苏里格地区资料及结合岩心和薄片观察,运移通道主要为孔渗性砂体、小型断裂或生烃裂缝。天然气运移动力有浮力和膨胀力,浮力主要针对Ⅰ类储层(陈义才等,2010)。

2.4 生烃演化

美国PRA公司开发的Basinmod系列盆模软件(包括Basinmod 1D和Basinview等子软件)是现今比较先进的盆模软件之一。本文利用Basinmod 1D软件对区块盒8—山1段的埋藏史和生烃演化史进行了模拟,同时结合磷灰石裂变径迹资料对晚白垩世(100 Ma)以来的隆升和沉隆史进行校正(图 2)。结果显示:晚三叠世时,石炭系与下二叠统煤系埋藏深度已达到2 500 m,Ro值已达到0.5%,达到生油门限;早侏罗世时,埋藏深度达3 km,Ro值已达到0.7%,进入中成熟阶段;晚侏罗世时,埋藏深度达4 km,烃源岩进入晚成熟阶段,进入主要的生气期。早-中白垩世,由于燕山构造运动,烃源岩遭受抬升,处于生烃停滞期。

图 2 研究区地层埋藏史与生烃演化史图(磷灰石沉降曲线据丁超等,2011) Fig. 2 Burial history and hydrocarbon generation history in study area(apatite curve modified from Ding et al.,2011)

综上所述,石炭系和二叠系的煤系烃源岩生油早期为晚三叠世—早侏罗世,主生油期为中-晚侏罗世,主生气期为早-中白垩世。

3 天然气成藏过程

生烃演化史揭示,研究区主生气期是早-中白垩世。通过构造恢复及层拉平技术,得到拉平下白垩统(志丹群早期)后,洛河底盒8段和山西组底部的时间构造图(图 3a图 3b)。揭示出盒8底和山西组底部古构造形态较为相似,具有较强的继承性,整体显示出西高东低的单斜特征。但现今构造与古构造完全反转,构造格局由西高东低变为东高西低(图 3c图 4d)。

图 3 研究区盒8段—山1段不同时期构造平面图 a.拉平白垩系洛河组底后,盒8底的时间构造图;b.拉平白垩系洛河组底后,山西组底的时间构造图;c.现今盒8底的时间构造图;d.现今山西组底的时间构造图 Fig. 3 Structural plane figure of He-8 and Shan-1 Members in different geological time

图 4 研究区盒8—山1段天然气气藏成藏过程简图 Fig. 4 Gas accumulation schematic diagram of He-8 and Shan-1 Members in study area

结合研究区地层埋藏史和烃源岩生烃演化史分析,区块天然气成藏过程可分为4个步骤(图 4):

1)三叠纪末(200 Ma)以前,烃源岩处于低成熟,油气生成量较少,储层全为地层水占据。

2)早-中侏罗世末(175 Ma),处于主生油期,生气量较少,天然气通过生烃扩散作用,运移到山1段和盒8段,形成零星分散的气藏。

3)晚侏罗世—早白垩世末(145 Ma),煤系地层烃源岩生气达到高峰。构造格局由北高南低向东高西低过渡。受到东部天然气浓度封闭作用及东西方向岩性隔离遮挡,天然气主要将地层水向北驱替。但由于气源不足,天然气驱替地层水能力差,导致研究区大面积含水,仅在局部“甜点”富集(无可动水)。

4)中白垩世末至今,烃源岩生烃停滞。构造发生调整,形成现今东高西低格局,地层水返注导致早先的天然气藏体积缩小,被分隔成多块或形成众多气水同层。

4 讨论

4.1 致密砂岩气成藏效应主控因素

Burnie et al.(2008)研究发现,致密砂岩含气系统成藏过程可明显分为4个阶段(图 5)。首先,当烃源岩进入生烃门限时,天然气从烃源岩中生成,并通过浮力或膨胀力运移到地层或构造圈闭中,在下倾方向具有气水接触面,储层中水为连续相态。随着烃源岩进一步埋藏,生烃能力进一步加强,充足的天然气将绝大多数水从储层中驱替出去,天然气逐渐变为连续相。同时,气藏则主要分布在一个低渗透储层中(未完全突破低渗透层,若突破,气体向上倾的高渗透性含水层逃逸,不能成藏),仅有少数滞留水存在于气藏最致密的储层中(图 5)。由于毛细管压力,气藏一般具有超压特征。同时,超压导致盖层发生天然气向上倾方向的含水层泄漏,这标志着进入第2个阶段(过渡阶段)。在第3阶段,当气体泄露超过天然气聚集量时,气藏压力降低,最终形成低压气藏。因此,气柱高度终止在区域水线上。可见,气藏在上倾方向发育一个气水接触面,但由于生气量逐渐减少,地层水缓慢地渗入到含气层中(第4阶段),即水体返还含气层。

图 5 致密砂岩含油气系统成藏阶段(据Burnie et al.,2008修改) Fig. 5 Gas accumulation stages in tight s and stone(modified from Burnie et al.,2008)

据美国Piceace盆地Mesaverde致密砂岩气研究成果(Cumella and Scheevel,2008),当天然气生成时产生的流体超压会形成众多的天然裂缝,成为天然气向上运移的通道,形成一个连续型的气柱。同时,天然气也会随着主要断裂或裂缝系统切割多套地层,使深层的天然气向上迁移到含气饱和带或气水过渡带。因此,致密砂岩气往往在离烃源岩较近处,天然气将水驱替干净,形成气层带,而向上由于气源或压力不足,形成气水过渡带。

因此,致密砂岩气藏成藏效应明显受控于生烃强度和储层物性。当一个地区生烃强度达到一定门限,而且在储层的上倾方向发育一套相对致密的含水层(岩性为砂岩,但相对致密,排驱压力大),当天然气由于生排烃产生的膨胀力和浮力向上运移时,由于毛细管力作用,会在上倾方向形成气水界面,于是在致密储层中的“甜点”处形成气藏。

4.2 天然气富集主控因素探讨

研究区盒8—山1段气藏为致密砂岩气藏,通过比较,发现研究区的压汞曲线与加拿大Alberta盆地及美国Rocky Mountain盆地致密砂岩的压汞曲线具有明显差异,储层进汞曲线相当于国外致密砂岩和粉砂岩、页岩进汞曲线的范畴,进汞排驱压力明显高于致密砂岩中储气“甜点”,而且曲线没有平台(Burnie et al.,2008)。由此可见,研究区虽然属致密砂岩气藏范畴,但与国外典型的砂岩气藏相比仍具有明显的差异,其储层物性更差、更为致密,从而导致其天然气成藏的条件更为苛刻。

盒8—山1段气藏总体表现为区块大面积含水,天然气局部富集;地层水具有束缚水、毛细管水及自由水3种类型,主要受到储层的毛细管力控制(窦伟坦等,2010)。盒8段为三角洲平原辫状河沉积,河道迁移快,相互交织连片,因此,盒8段气藏纵向表现为“薄、多、杂”,平面上表现为局部“叠合连片”的特点。山1段沉积环境为三角洲平原曲流河沉积,河道密度稀疏且摆动频率低,因此山1气藏多呈分散状或透镜状。气藏解剖揭示(图 6),在研究区范围而言,盒8—山1段气藏受现今构造控制弱,天然气成藏具近源成藏的特点,离烃源岩较近的山1段含气性明显高于上覆的盒8、盒7段,全区无统一的气水界面,不存在“下气上水”的气水倒置现象;受不稳定发育的致密带及隔夹层的影响,横向上气水多被分割成孤立的气水储集体,很少见大面积连通气层;垂向上受夹层、致密层和储层非均质性的影响,气、水层多为薄层;受河道砂体分布控制,沿主河道方向气水连续性相对较好,河道发育方向上,气水分布受条状砂体的控制。研究区盒8段—山1段气藏“甜点”上倾方向含水层毛细管力完全能起到封闭天然气向上运移的作用。周邻区块勘探证实该区域现今大面积含水局面完全是由较差生烃强度和东高西低的构造背景所决定,因此,这也与本次研究相符合。

图 6 研究区盒8—山1段气藏剖面图(南北走向顺河道方向) Fig. 6 Gas reservoir profile of He-8 and Shan-1 Members in study area

通过盒8段试油数据与山西组砂地比关系研究(图 7),揭示出两者同样具有较好的正相关性,山西组隔层发育区(砂地比低值区)以产水为主,砂岩发育区则以产气为主,说明山西组隔层对下伏烃源岩生成的油气向上运移具有较强的隔断作用。同时,通过地震反演,盒8下亚段砂体厚度研究揭示其在研究区中心部位呈大连片分布(河道叠置连片),而在东、西两侧砂体相对不发育,河道相对窄小,两河道之间分流间湾泥岩发育。这类砂泥组合能很好地在盒8段天然气成藏和调整过程中,在储层上倾方向由于储层非均质性产生侧向封堵,致使天然气聚集成藏。本溪—山西组煤层厚度与试气结果叠合揭示两者在垂向空间上具有较好的匹配关系,符合近源成藏的特点(图 7)。

图 7 山1段隔夹层厚度(等值线)、盒8段试气结果、砂体厚度(底图)、煤层厚度(棕红充填区域)叠合图 Fig. 7 Overlapping map between interlayer isopachous map of Shan-1,testing results,isopachous map of He-8 s and stones and coal layers development area

综上所述,研究区由于生烃条件差和天然气近地运移聚集成藏的特点,从而导致盒8段—山1段气藏的气水分异不彻底,但山西组1段隔层(疏导体系)和储层侧向封堵对上覆的盒8段—山1段天然气聚集具有明显的控制作用,局部天然气富集区(甜点)主要是区块烃源岩(煤层厚度)、储层物性(规模和非均质性)和山1段隔夹层所控制。

值得关注的是,根据油气成藏过程分析,中白垩世至今,构造发生反转,隆凹反向调整。隆凹变迁是叠合盆地演化中的常见现象,但优质盖层存在条件下油气的侧向散失在大部分沉积盆地被忽视,隆凹变迁作用可形成3种潜在勘探目标:原地保存型(被非渗透性地层包围的油气储层)、部分散失型(侧向连通性较差的储层)和调整—再聚集型(图 7)。虽然晚期(新构造)运动控制的油气侧向调整—再聚集机理仍有待研究,但晚期的新构造运动导致早期天然气藏中已形成的气水系统再分配、调整,从而造就了现今盒8段—山1段气藏复杂的气水格局。

5 结论

(1)苏里格气田二叠系盒8段和山1段储层以Ⅲ类储层为主,非均质较强,具低孔、低渗、高含水特征。总体上,盒8段的孔隙度略高于山1段的孔隙度,盒8段的渗透率相对山1段较好,山1段含气性优于盒8段。

(2)生烃模拟研究表明石炭系和二叠系煤系烃源岩生油早期为晚三叠世—早侏罗世,主生油期为中-晚侏罗世,主生气期为早-中白垩世。区块天然气成藏过程可分为4个步骤。晚期的新构造运动导致早期天然气藏中已形成的气水系统再分配、调整,从而造就了现今盒8段—山1段气藏复杂的气水格局。

(3)较低生烃强度和苏里格地区东高西低的构造背景决定了现今大面积的含水局面,区块烃源岩(煤层厚度)、储层物性(规模和非均质性)和山1段隔夹层主要控制了局部天然气富集区(甜点)。

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Gas accumulation process and main controlling factors of He-8 and Shan-1 Member in western Sulige gas field

Huang Wenming1, Ma Wenxin1, Xu Qiukang1, Peng Yu1, Ma Sihui1, Han Chong1, Peng Pai1, Liu Yu2, Du Yang1    
1. Chuan Qing Drilling Engineering Company Limited, Geological Exploration & Development Research Institute, Chengdu 610051;
2. Petrochina Southwest Oil & Gasfield Company, Shu'nan Gan-Mine Field, Luzhou, Sichuan 646000
Abstract: The study area is located in the west of Sulige gas field. He-8 and Shan-1 Members are the main producing layers, which belong to tight gas. The relationship of water and gas is very complex. Based on the combination of geological and geophysical methods, according to the thin sections, scanning electron microscope, hydrocarbon generation modeling, paleo-structure reconstruction, the oil and gas geological conditions and tight gas accumulation, main controlling factors are discussed, and the accumulation process is divided into four stages. This paper has come to that high water saturation is controlled by poor hydrocarbon generation and regional structural setting in the study area, and local gas-rich has mainly due to the local block source rocks(thickness of coal layers), reservoir properties(scales and heterogeneity)and compartment of Shan-1 Member of Shanxi Formation. New tectonic movement in late period has caused the redistribution of gas, and the gas-water relationship has been modified in the previous gas pools. It resulted in the complex gas-water distribution framework of He-8 and Shan-1 Members in recent gas pools.
Key words: Shihezi-Shanxi Formation    Permian    Gas accumulation process    Tight sandstone gas field    Sulige gas field