论深层低渗透砂岩气藏的充注特征和成藏过程.docx

论深层低渗透砂岩气藏的充注特征和成藏过程低渗透(致密)砂岩油气为分布和赋存于渗透率一般小于10×10-3μm2的砂岩储层中,广泛分布于中深层,是目前国内外油气勘探和开发的主要对象低渗透(致密)砂岩油气主要由邻近的烃源岩经过初次运移进入低渗透(致密)砂岩,即发生了油气的充注过程因此,研究低渗透(致密)砂岩油气的充注动力、充注方式以及充注过程对于认识低渗透(致密)砂岩的成藏特征和成藏机理具有重要的作用板桥凹陷是大港探区一个重要的富油气凹陷近年来,在深层(埋深大于3500m)沙河街组三段(简称沙三段)和沙河街组二段(简称沙二段)勘探取得了一定的突破,在钻遇沙三段的60多口井中,有10口井发现油气层;同时,在深层沙三段(板深35、板1711等)发现了大量的天然气,显示出深层天然气具有很好的勘探前景,为板桥凹陷增储上产的重要领域[1,2]一些学者已经对板桥凹陷深层低渗透(致密)砂岩天然气成藏开展了相关的研究例如杨池银[3]研究了板桥凹陷深层及相邻的千米桥潜山天然气成因马建英等[1]研究了板桥凹陷深层构造-地层特征及其勘探潜力刘萍等[2]从烃源岩评价入手,分析了油气来源及油气充注历史,总结了油气富集主控因素,建立板桥凹陷深层近源断裂输导及岩性砂体充注模式。

李洪香等[4]开展了板桥次凹深层天然气成藏主控因素的研究,认为板桥次凹深层油气藏属于自生自储、下生上储型的构造岩性油气藏陈淑芹等[5]认为板桥低斜坡具备形成深部大型天然气藏的条件总体来说,目前有关板桥凹陷深层天然气成藏研究比较少,大多停留在成藏条件和部分成藏特征研究上,对深层低渗透(致密)砂岩天然气的充注特征及成藏过程缺乏深入和系统的研究本文基于测井、地震和岩心资料,通过地质、地化研究及盆地模拟,以板深35和板1711气藏为典型实例,探讨深层低渗透(致密)砂岩天然气的充注动力、充注方式及充注特征,研究深层低渗透(致密)砂岩成藏过程和成藏机理,为板桥凹陷深层天然气勘探和开发提供科学依据1、深层低渗透(致密)砂岩气藏基本特征板桥凹陷是黄骅坳陷次级构造单元之一,位于歧口凹陷西翼,北起海河断裂,南至滨海断裂系,西到沧东断裂,东临海岸线,勘探面积约700km2(图1)受沧东断裂控制,凹陷主体为一西断东超的箕状断陷,轴向与沧东断裂带平行,呈长条状凹陷西翼陡,东翼较平缓;受北大港古隆起的影响,地势北低南高,地层逐渐向凸起方向减薄[6]板桥凹陷深层天然气藏主要分布于埋深较深的沙河街组,一般埋深为3500～5500m。

沙河街组由深到浅依次为沙三段(Es3)、沙二段(Es2)和沙一段(Es1)其中凹陷内沙三段厚度最大,岩性主要以砂岩、砾岩和泥岩为主沙二段的厚度为190～500m,主要为灰绿、灰色泥岩与浅灰色砂岩互层沙一段的厚度较大,为200～1600m,主要为暗色泥岩和暗色砂岩[7,8]根据大港油田探明地质储量报告,截止2018年底,板桥凹陷在3500m以下已发现的油气藏全部为气藏及凝析气藏,共计15个藏(表1)其中,这些气藏地质储量共计59.38×108m3,以3500～4000m范围内占比最大,达到42.11%从层位上来看,已发现的深层气藏主要分布在沙三段和沙二段,但主力产层主要来自于沙三段图1黄骅坳陷板桥凹陷地理位置(a)和构造单元划分(b)(1)表1黄骅坳陷板桥凹陷深层天然气勘探情况板深35和板1711气藏位于板桥凹陷板桥断层上升盘板40井区,整体上依附于大张坨断层下降盘形成的大型鼻状构造,轴向为北西-南东向,地层整体上南高北低(图2)其中,Es3(2)气藏顶面高点埋深4250m,闭合高度200m,闭合面积25km2受到桥断裂(F1)、F2断裂和大张坨断裂(F3)的影响,板深35气藏规模较大板深35气藏的主力产层为Es3(2)和Es3(3)层段,目前上报含气面积为5.8km2,控制储量为11.8×108m3。

其中,静压为56.81MPa,压力系数为1.22,为典型的构造-岩性油气藏1.1烃源岩和储层特征整体上,板桥凹陷沙一段烃源岩有机碳含量较高,但其埋藏较浅成熟度较低,有机质向石油转化的程度较低;沙二段烃源岩有机碳含量最低,为研究区相对差的烃源岩;沙三段烃源岩有机碳含量较高,埋藏深已经入了成熟-高成熟阶段,为该地区最为有利的烃源岩的层系而且Es1和Es31以Ⅱ1和Ⅱ2型有机质为主,偏腐泥型烃源岩;Es3(2)和Es3(3)以Ⅱ2和Ⅲ型有机质为主,偏腐殖型烃源岩[9,10]依据板深35井和板1711井的测井和实测孔隙度及渗透率随深度的变化关系可以发现:深部储层孔隙度多小于15%,渗透率多小于10.0×10-3μm2;其中板1711井孔隙度和渗透率整体小于板深35井,孔隙度多在10%左右,渗透率在1.0×10-3μm2左右(图3)因此,板桥凹陷深层主要以低渗透(致密)砂岩储层为主1.2天然气来源天然气组分碳同位素是判断天然气成因及来源的重要依据,前人对此做过大量的研究工作[11,12,13,14,15]通过对板桥凹陷深层天然气样品中碳同位素和组分含量数据点进行投点成图,建立板桥凹陷深层天然气δ13C1-C1/C2+3(图4)和δ13C2-δ13C3成因关系(图5)。

研究发现,板桥凹陷深层天然气甲烷碳同位素整体偏轻,天然气干燥系数整体较低,沙一中亚段,沙一下亚段,沙二段和沙三段多数样品点位于Ⅱ1区即原油伴生气区,少数样品位于Ⅲ2区即凝析油伴生气和煤型气区深层天然气主要为原油伴生气以及凝析油伴生气和煤型气的混合气,结合研究区的地质背景认为这些天然气主要来自成熟-高成熟演化阶段的沙三段烃源岩图2板桥凹陷板1711井—板深35井气藏剖面(剖面位置见图1A—A′)图3板桥凹陷板深35井和板1711井物性随深度变化a.板桥凹陷板深35井和板1711井孔隙度随深度变化;b.板桥凹陷板深35井和板1711井渗透率随深度变化图4板桥凹陷深层天然气δ13C1-C1/C2+3关系图5板桥凹陷深层天然气δ13C2-δ13C3关系1.3源储结构源-储结构是指烃源岩与储集岩之间的岩性组合(烃源岩与其上下或者内部接触的渗透性砂体配置关系)、接触关系、厚度差异、物性差异和通道类型(孔隙型通道、裂隙型通道或孔隙-裂隙型通道)不同的源-储结构,烃源岩与储集岩之间具有不同的接触关系、岩性组合、厚度大小以及通道类型和物性差异,直接影响着油气由烃源岩向致密储层充注动力、充注方式、充注强度、充注范围以及充注量,对致密储层中的油气运移和聚集构成重要的影响[16,17]。

板桥凹陷深层天然气主要储集在沙三段和沙二段,其中Es3(3)和Es3(2)为主要的烃源岩层,Es31的生烃能力较弱,Es31和Es2均为主要储集层结合油气的成因联系及源-储的空间配置关系,板桥凹陷深层天然气的源-储结构主要存在源-储一体型(Es3(3)+Es3(2))、源-储相邻型(Es31)和源-储分离型(Es2和Es1)(图2)2、深层低渗透(致密)砂岩天然气充注特征板桥凹陷深层天然气主要聚集在低渗透(致密)砂岩储层中,发生了天然气由烃源岩向低渗透(致密)砂岩储层充注的过程不同的源储结构具有不同的天然气充注通道和充注特征对于源储一体型(Es3(3)+Es3(2)),天然气既可以由烃源岩向低渗透(致密)砂岩储层直接充注,也可以先沿断层向上运移然后再向低渗透(致密)砂岩储层侧向充注;对于源储相邻型(Es31)和源储分离型(Es2和Es1),天然气则可能先沿断层向上运移然后再向低渗透(致密)砂岩储层侧向充注(图2)板深35气藏沙河街组油气层纵向上相互叠置,平面上呈现出连片的分布特征,油源对比和气源对比表现出油气存在明显的成因联系,但目前对该气藏不同层系油气的充注特征尚不明确2.1充注通道板桥凹陷深层天然气主要储集于沙三段,具有源-储一体的特征。

对于板深35气藏(图2),深层天然气既可以由烃源岩向砂岩直接充注,亦可以通过断层输导向砂层充注,天然气的运移通道为砂泥岩界面裂缝和孔隙网络以及断层和砂体复合输导体系岩心观察结果表明,深层微裂缝规模小,密度大,胶结程度弱,砂泥岩界面处普遍发育,裂缝和孔隙网络可构成深层天然气的充注通道板深35深层天然气藏同时也受到板桥断裂(F1)、F2和大张坨断裂(F3)的影响(图2)板桥断裂(F1)形成于Es1时期,在Ed期呈现出较大的生长指数,最大可达1.6,其次是Nm期生长指数介于1.03～1.08,相对活动性较强就断层活动速率来说,F1断层Ed期活动速率较大,介于10～20m/Ma,最大可达20m/Ma,具有较强的油气垂向输导作用;Nm期活动速率介于5～10m/Ma,对晚期天然气具有一定的垂向输导作用(图6)断层(F1)各储层断点处的SGR值位于60%～90%,说明板桥断层(F1)侧向封闭性整体较好(图6),对深层天然气具有侧向封堵作用断层F2只在Es3中发育,表明F2活动时期较早,在Es3末期已经停止活动,在成藏时期(Ed末期、明化镇—现今)的垂向输导能力均较差大张坨断层(F3)形成时期较早,在Es3期即呈现出较大的断层生长指数,最大可达1.5,Ed期生长指数达到最大,而新近纪生长指数较小。

从大张坨断层(F3)断层活动速率上看,大张坨断层在古近纪活动性较强(>20m/Ma),有利于早期原油沿其发生垂向运移,新近纪活动性相对弱(5～10m/Ma),不利于晚期天然气的运移(图2)总体上来说,Ed期F1活动速率介于5～20m/Ma,而F3活动速率大于20m/Ma,有利于早期原油的垂向运移;而在Nm期F1和F3活动速率均介于5～20m/Ma,对晚期天然气能起短距离垂向输导作用图6板桥凹陷主干断层F1和F3活动性特征a.断层F1和F3活动性分析位置;b.断层F1的SGR值与油气显示的关系;c.断层F1生长指数条形图;d.断层F3生长指数条形图;e.断层F1活动速率折线图;f.断层F3活动速率折线图2.2充注动力与阻力2.2.1充注动力研究区深层天然气的充注动力是烃源岩和储层之间的源-储剩余压力差,对于不同源-储结构类型,源-储剩余压力差的成因存在区别对于源-储一体型源-储结构,储集层分布在烃源岩层内部,充注动力主要为烃源岩生成油气所产生的剩余压力,即生烃增压作用对于源-储相邻型和源-储分离型源储结构而言,储集层位于烃源岩层之上,深层天然气需通过断层进行垂向运移进入储层,因此充注动力主要为烃源岩层与储层之间源-储剩余压力差,即将烃源岩层的剩余压力与储层的剩余压力相减而得。

从充注动力的成因来看,该部分增压主要包括烃源岩层的生烃增压作用和欠压实作用产生的剩余压力两个部分在沉积盆地中,压力的演化是多种地质因素和地质作用的结果,现今的地层压力是由古压力经过复杂的地质过程综合作用的结果,因此有必要从压力的演化过程来分析现今地层压力分布特征[18,19]本次利用Petromod盆地模拟软件来恢复板1711井和板深35井压力演化史地质模型的建立主要利用板1711井和板深35井的的钻录井资料和前人的研究成果[20,21,22],其中,岩性主要依据录井岩心描述资料进行各层段岩性进行混合,混合岩性的相关参数(热导率等)则是通过纯岩性参数的算术平均而得关于沙三段生烃动力学模型的选取,本文采用Pepper等[23,24,25]结合有机质沉积环境和生烃特征对烃源岩有机相进行划分中的D/E类有机相其中,D/E类有机相母质主要为高等植物来源的树脂和细菌等,有机显微组分为腐泥组、壳质组和镜质组混合型,形成于偏氧化的环境中[26,27]而边界条件的选取也主要是参考前人的研究成果[28,29,30]对比模拟出的现今镜质体反射率与实测镜质体反射率值(图7)、现今压力与实测压力值(图8),实测值与预测值吻合度很好,反映本次压力模拟结果可靠度较高。

从压力的演化结果来看,板1711井和板深35井地层压力的演化大致可以分为两个阶段,。