吐哈盆地臺北凹陷水西溝群致密砂巖氣成藏條件

摘 要

摘要：吐哈盆地臺北凹陷侏羅系水西溝群鉆探發現較大規模的致密砂巖氣藏，迫切需要在該區開展天然氣成藏條件研究，尋找有利勘探區域。為此，從烴源條件、儲層特征及分布等方面分析了
摘要：吐哈盆地臺北凹陷侏羅系水西溝群鉆探發現較大規模的致密砂巖氣藏，迫切需要在該區開展天然氣成藏條件研究，尋找有利勘探區域。為此，從烴源條件、儲層特征及分布等方面分析了該區2套主力產層(下侏羅統三工河組和八道灣組)的成藏條件，結果認為：①該區煤系烴源巖品質好、厚度大，生氣強度大，富氣條件優越；②儲層分布穩定，厚度大，物性致密，常規氣藏形成條件欠佳，但能形成致密砂巖氣藏；③氣藏類型為“先成型”致密砂巖氣藏，存在2種不同的成藏模式。通過評價生烴強度、儲層發育程度、源儲配置關系等指標，劃分出托克遜、蘇巴什-連木沁等8個致密砂巖氣有利勘探區域，其中的高滲透帶及構造有利部位是“甜點”有利分布區，整體勘探潛力大。
關鍵詞：致密砂巖氣；氣藏特點；烴源巖；儲集層特征；早侏羅世；成藏模式；勘探方向；吐哈盆地
1 水西溝群氣藏特點
從目前臺北凹陷北部山前帶巴喀地區鉆探情況看，致密砂巖氣主要發育在下侏羅統，縱向上有2套主力產層，即三工河組和八道灣組。
三工河組砂泥巖間互，夾煤層，為“泥包砂”，橫向上連通性差，氣藏受巖性控制，單層厚度介于4～30m，儲層平均孔隙度為5%，滲透率最大為0.24mD，物性差，為致密砂巖氣藏。該區柯19井常規試油基本無油氣產量，酸化后獲日產氣12742m3、凝析油1.08m3，證實為氣層。氣藏埋深3300m，平均含氣飽和度為55%，壓力系數為1.09，屬正常壓力系統。
八道灣組縱向上發育3套塊狀砂體，彼此間有穩定的煤層及泥巖分隔，平面疊合連片廣泛分布，縱向上呈“多層式”。單層平均厚度為30m，儲層孔隙度介于4.3%～8.4%，平均為5.9%，滲透率為0.08～3.62mD，平均為0.37mD，為致密砂巖氣藏。柯19等井試油證實為氣層，常規試油日產氣251m3，酸化后日產氣30 192m3，天然氣組分含量為：甲烷，79.07%～86.54%；乙烷，8.49%～10.83%；丙烷，2.39%～4.58%。氣藏埋深為3300～4000m，平均含氣飽和度為60%，壓力系數為1.17，屬正常壓力系統。
從北部山前帶下侏羅統試油結果來看，初期出水多，隨試采時間增加水量逐漸下降，未見邊底水，且有較高的含水飽和度(大于40%)、較低的含氣飽和度(小于60%)，符合致密砂巖氣藏特點。
2 致密砂巖氣成藏條件分析
2.1 富氣條件優越
該區煤系烴源巖品質好、厚度大、生氣強度大，富氣條件優越。“先成型”深盆氣藏要求烴源巖有機質含量高、干酪根以腐殖型為主、演化程度高、分布面積大、厚度大，更關鍵的是生、排氣高峰出現的地質時代較晚且持續時間長[1]。水西溝群煤系烴源巖以腐殖型干酪根為主，烴源巖厚度介于200～1100m，分布廣。有機碳含量高(0.5%～2.5%)，主體部位均已進入成熟生烴門限(Ro為0.7%～1.3%)，生氣強度介于(20～60)×108m3/km2。烴源巖主力生烴期為早喜山期，已發現的巴喀氣田天然氣成熟度介于0.8%～1.0%，為喜山期晚期成藏。燕山期、喜山期山前帶構造活躍，古、今構造圈閉發育，是形成大、中型油氣田的有利領域。
2.2 能形成致密砂巖氣藏
該區儲層分布穩定，厚度大，物性致密，常規氣藏形成條件欠佳，但能形成致密砂巖氣藏。下侏羅統為含煤的碎屑巖沉積，泥巖以深灰色為主，發育煤層，為潮濕環境下的沼澤-湖泛沉積。“先成型”深盆氣藏要求源藏伴生、源儲一體，距離越近越好，直接接觸或互層為最佳，天然氣為“有根”狀態[2]。水西溝群縱向上砂泥巖與煤層互層呈“三明治”結構，地層厚度介于285～892m，砂地比介于30%～60%，單層厚度一般為5～30m，砂巖類型有粉砂巖、細砂巖、含礫砂巖、中砂巖和粗砂巖，屬辮狀河三角洲沉積，儲層平面分布穩定(圖1)。
 

    其儲層特征決定了常規氣藏不易形成。以主力氣層八道灣組砂巖為例，巖性以長石巖屑砂巖為主，巖屑含量平均為49.04%，石英含量平均為30.96%，長石含量平均為20%。巖石低成分成熟度、低結構成熟度、低填隙物含量，壓實、壓溶作用較強。儲集空間類型主要為溶蝕粒內孔、剩余粒間孔及微裂縫，孔隙中多充填有片狀伊利石、伊蒙混層礦物及微粒狀自生石英，堵塞孔隙與喉道，降低了儲層滲透性。儲層物性致密，孔隙度小于8%，峰值介于4%～6%；滲透率小于1mD，峰值介于0.1～0.5mD，不利于二次運移形成常規氣藏，但可以依靠主力烴源巖內存的異常高壓促使致密砂巖氣近源擴散、持續充注形成大面積原生型致密砂巖氣藏。儲層物性是致密砂巖氣富集高產的最重要控制因素，其中滲透率是絕對控制因素，而微觀孔隙特征的差異又是儲層滲透率好壞的內在控制因素，也對致密砂巖氣藏鉆采工藝技術提出了更高的要求。
2.3 為“先成型”致密砂巖氣藏，存在2種成藏模式
    致密砂巖氣藏分為“先成型”與“后成型”2種類型。從吐哈盆地目的層孔隙演化特征看(圖2)，臺北凹陷在白堊紀末-古近紀末致密砂巖氣成藏關鍵時期之前，水西溝群砂巖儲層已經致密，臺北凹陷主體領域J1s組，孔隙度介于6%～10%，形成“先成型”致密砂巖氣藏。

    具有兩種成藏模式：①在洼陷區及斜坡帶，由于沉積微相和儲層物性的變化，形成廣泛分布的大型巖性圈閉，源儲疊置，斷層、裂縫不發育，油氣依靠源內的異常高壓持續充注擴散聚集，形成自生自儲式巖性孔隙型致密巖性氣藏，該模式下形成的氣藏往往氣水倒置、分異差，富集層系較單一，但分布范圍廣、規模大，甜點受有利相帶及物性變化控制，儲層滲透率條件是能否產氣的關鍵因素；②在山前沖斷帶，由于后期改造強烈，地層劇烈抬升，斷層、裂縫發育，對原生致密砂巖氣藏進行改造，油氣依靠斷層、裂縫進一步向構造有利部位聚集，氣水關系重新調整，形成下生上儲、正常氣水剖面、多層系分布的構造裂縫型致密砂巖氣藏，油層壓力系統恢復正常，甜點受構造背景和沉積微相雙重控制，該類致密氣藏更易通過工藝改造獲得高產氣流(圖3)。
2.4 致密砂巖氣有利勘探區域
    在非常規天然氣資源勘探開發上，應尋找高產富集區、優質資源區，改進工藝技術，創新技術理論，解決重大技術難題[3～4]。分析認為，腐殖型干酪根為主的煤系烴源巖發育狀況、源儲配置關系、有效生烴范圍、砂巖儲層的滲透性能、晚期的構造改造(裂縫)是致密砂巖氣成藏的關鍵控制因素。評價生烴強度、儲層發育程度、源儲配置關系等指標，吐哈盆地在托克遜、勝北-丘東、小草湖、哈密三堡4個生烴中心發育托克遜、蘇巴什連木沁、溫米、紅臺、玉果、恰勒坎-紅旗坎、金北大步、四道溝8個致密砂巖氣勘探有利領域，總面積約為9250km2，資源量達6200×108m3。攻克以疊前反演技術為核心的儲層甜點預測和裂縫預
測技術，強化針對致密砂巖氣藏特點的鉆采工藝技術攻關，是獲得大發現的保障。
3 結論
   1) 吐哈盆地臺北凹陷水西溝群氣藏為致密砂巖氣藏，分布范圍廣，烴源巖品質好、厚度大，生氣強度大，物質基礎雄厚。大面積分布的湖沼相煤系源巖與大型的辮狀河三角洲砂體疊置發育，持續沉降、連續充注、致密砂巖氣成藏條件好。
    2) 為晚期成藏，氣藏類型為“先成型”致密砂巖氣藏，存在兩種不同的成藏模式。構造斜坡部位及洼陷區，“甜點”主要受有利沉積相帶控制，山前沖斷帶甜點主要受有利相帶和構造雙重控制，整體勘探潛力大。
參考文獻
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[2] 金之鈞，張金川.天然氣成藏的二元機理模式[J].石油學報，2003，24(4)：13-16.
[3] 寧寧，王紅巖，雍洪，等.中國非常規天然氣資源基礎與開發技術[J].天然氣工業，2009，29(9)：9-12.
[4] 胡文瑞.開發非常規天然氣是利用低碳資源的現實最佳選擇[J].天然氣工業，2010，30(9)：1-8.
 
(本文作者：范譚廣 中國石油吐哈油田公司勘探開發研究院)