塔里木盆地庫車坳陷依南2氣藏類型的判別

邢恩袁，龐雄奇，肖中堯，張寶收，姜振學(xué)，李峰，郭繼剛，馬中振

(1.中國石油大學(xué)盆地與油藏研究中心，北京102249;2.中國石油大學(xué)油氣資源與探測國家重點(diǎn)實(shí)驗(yàn)室，北京102249;3.中石油塔里木油田分公司，新疆庫爾勒841000;4.中國石油勘探開發(fā)研究院，北京100083)

塔里木盆地庫車坳陷依南2氣藏類型的判別

邢恩袁1，2，龐雄奇1，2，肖中堯3，張寶收3，姜振學(xué)1，2，李峰1，2，郭繼剛1，2，馬中振4

(1.中國石油大學(xué)盆地與油藏研究中心，北京102249;2.中國石油大學(xué)油氣資源與探測國家重點(diǎn)實(shí)驗(yàn)室，北京102249;3.中石油塔里木油田分公司，新疆庫爾勒841000;4.中國石油勘探開發(fā)研究院，北京100083)

依據(jù)塔里木盆地庫車坳陷依南2氣藏的碳同位素、烴源巖熱解、儲層分析化驗(yàn)、氣藏壓力、流體包裹體等資料的正、反演綜合分析，對該氣藏的成因類型進(jìn)行判別。結(jié)果表明:依南2氣藏侏羅系阿合組砂巖儲層致密化發(fā)生在距今約11 Ma，而其烴源巖排烴高峰為距今5 Ma，儲層致密化時(shí)間早于烴源巖大量排烴時(shí)間，為先致密后成藏的深盆氣藏;依南2氣藏具有氣水倒置、相對負(fù)壓的地質(zhì)特征，成藏動力機(jī)制為氣體分子膨脹力作用下的活塞式氣驅(qū)水充注成藏機(jī)制;依南2氣藏為早期大規(guī)模深盆氣藏，晚期遭受調(diào)整改造，含氣范圍受南北斷裂帶控制。

石油地質(zhì);地質(zhì)調(diào)查;成因類型;依南2氣藏;砂巖;深盆氣藏

依南2氣藏位于塔里木盆地庫車坳陷克-依構(gòu)造帶東段依南斷鼻構(gòu)造上，北靠依奇克里克背斜，南臨東秋里塔克構(gòu)造帶。對依南2井侏羅系陽霞組和阿合組儲層進(jìn)行中途測試，目的層平均孔隙度為3.6%～6.4%，平均滲透率不超過1×10－3μm2，卻獲得10.9×104m3/d高日產(chǎn)天然氣，宣布了庫車東部致密砂巖氣藏的成功勘探，但該氣藏仍有諸多地質(zhì)問題未解決。如依南2氣藏圈閉幅度只有50 m，但是氣柱高度卻達(dá)到236 m，構(gòu)造位置高于依南2井的依南4井和依深4井在同一套目的層內(nèi)見水不見氣。這些現(xiàn)象說明對該氣藏形成機(jī)制與氣藏類型研究均不深入。因此，筆者利用正、反演相結(jié)合的研究方法對依南2致密氣藏的形成機(jī)制和氣藏的成因類型進(jìn)行分析研究，為該地區(qū)進(jìn)一步勘探提供依據(jù)與理論基礎(chǔ)。

1 致密砂巖氣藏的概念與成因分類

致密砂巖氣藏是指賦存于低孔隙度和低滲透率砂巖中的天然氣藏，自然產(chǎn)能一般較低［1-2］。中國常用的劃分標(biāo)準(zhǔn)為孔隙度φ≤12%、滲透率k≤1×10－3μm2的砂巖儲層所賦含的天然氣藏即為致密天然氣藏。相關(guān)研究證實(shí)在這一標(biāo)準(zhǔn)上下天然氣成藏動力機(jī)制不同［3-5］。致密砂巖氣藏按照成因分為兩大類:一類是先致密后成藏的深盆氣藏，氣體分子膨脹力為氣藏的主要運(yùn)聚動力，浮力基本不起作用，儲層致密化發(fā)生在烴類大量充注之前，氣體以活塞式運(yùn)動方式整體向上運(yùn)移，表現(xiàn)為氣水倒置的地質(zhì)特征，氣藏分布在構(gòu)造斜坡或凹陷中心;另一類是先成藏后致密的致密常規(guī)氣藏，成藏發(fā)生在儲層致密化之前，浮力為主要運(yùn)聚動力，天然氣聚集在構(gòu)造高部位或地層巖性圈閉頂部的常規(guī)儲層中，晚期經(jīng)壓實(shí)、構(gòu)造擠壓作用等使儲層發(fā)生致密化。

2 依南2氣藏成藏機(jī)制與氣藏類型

依據(jù)上述致密砂巖氣藏的成因分類標(biāo)準(zhǔn)，采用正、反演相結(jié)合的綜合研究方法對依南2氣藏的成因機(jī)制進(jìn)行分析，并對其氣藏類型進(jìn)行判別。正演方法是定量恢復(fù)依南2氣藏的烴源巖排烴史與儲層孔隙演化史，并確定其儲層致密化時(shí)間和烴源巖排烴高峰期，對比二者的先后關(guān)系，從而確定氣藏的類型與成藏動力機(jī)制;反演方法是利用該氣藏的壓力、氣水關(guān)系、包裹體等相關(guān)的地質(zhì)資料反推成藏歷史中的動力機(jī)制，從而判別氣藏類型。

2.1 依南2氣藏成藏機(jī)制正演分析

2.1.1 烴源巖排烴史分析

2.1.1.1 氣源對比

庫車坳陷依南2氣藏天然氣組分特征為:CH4占98.07%，C2烴類占0.28%，CO2占0.23%，N2占1.42%，具干氣特征，且乙烷、丙烷、丁烷的碳同位素都很重。δ13C2的平均值為－18.25‰～－23.74‰，全部大于－28‰;δ13C3平均值為－17.1‰～－25‰，全部大于－26‰;δ13C4平均值為－18.87‰～－24.7‰，全部大于－25‰。依此判斷依南2氣藏的天然氣為煤型氣［6］。

前人研究表明，庫車坳陷侏羅系和三疊系烴源巖主要為煤系烴源巖，依南地區(qū)侏羅系為成熟烴源巖，成熟度Ro平均為0.7%，三疊系烴源巖Ro為1%～2%，為高過成熟特征［7］。因此，通過對比依南地區(qū)天然氣與烴源巖成熟度的方法可確定該氣藏的主要?dú)庠?表1)。計(jì)算結(jié)果表明:依南地區(qū)天然氣成熟度普遍大于1%，大于依南地區(qū)侏羅系烴源巖成熟度;靠近凹陷的迪那2井在依南2井南部，其天然氣成熟度Ro為1%～1.1%，小于依南2氣藏天然氣的成熟度。

表1 依南—迪那地區(qū)天然氣甲烷碳同位素成熟度推算結(jié)果Table 1 Calculation results of gas thermal maturity with methane carbon isotope in Yinan-Dina area

依南2氣藏的天然氣既不是來自依南地區(qū)侏羅系烴源巖，也不是來自于陽霞凹陷的侏羅系烴源巖。利用排除法可知，依南2氣藏的烴源巖只能是三疊系烴源巖。該地區(qū)三疊系塔里奇克組煤系烴源巖Ro平均約為1.5%，與依南2氣藏較吻合，因此塔里奇克組是依南2氣藏的主要?dú)庠磶r。

2.1.1.2 排烴史定量恢復(fù)

塔里奇克組以Ⅲ型干酪根為主，利用生烴潛力法［8］對庫車坳陷井下1358塊不同類型的干酪根樣品的熱解數(shù)據(jù)與熱成熟度Ro數(shù)據(jù)進(jìn)行擬合，通過建立庫車坳陷Ⅲ型干酪根的排烴模式(圖1)，得該套

圖1 庫車坳陷Ⅲ型干酪根排烴模式Fig.1 Hydrocarbon expulsion models of typeⅢkerogen in Kuqa depression

源巖的排烴門限Ro約為0.8%。進(jìn)一步結(jié)合不同地質(zhì)時(shí)期烴源巖厚度、不同深度排烴率、有機(jī)碳含量以及巖石密度等數(shù)據(jù)［7］，根據(jù)生烴潛力法計(jì)算公式［8］可得研究區(qū)排烴量。通過不同地質(zhì)歷史時(shí)期的排烴量與排烴速率計(jì)算結(jié)果可擬合出研究區(qū)塔里奇克組源巖排烴史曲線(圖2)。

依南地區(qū)位于庫車坳陷三疊系塔里奇克組烴源巖的排烴中心之一的位置［9］，由于Ⅲ型干酪根主要排出的烴類為天然氣，因此計(jì)算得該地區(qū)塔里奇克組氣源巖總排氣量為17.1×1012m3，排氣速率最大的高峰為3.7×1012m3·Ma－1，對應(yīng)著庫車期(圖2)。

圖2 庫車坳陷三疊系塔里奇克組排氣史Fig.2 History of gas expulsion of Triassic Taliqike formation in Kuqa depression

2.1.2 儲層孔隙演化史分析

2.1.2.1 阿合組儲層特征

依南2井阿合組儲層具備了大面積含氣的地質(zhì)條件。依南地區(qū)主要沉積類型為辮狀河三角洲平原亞相，儲層分布面積廣，可達(dá)整個(gè)依奇克里克構(gòu)造帶，砂體連通性好。阿合組砂體厚度為100～300 m，粒度較粗，粗砂巖與礫巖含量最大，其次是中砂巖，兩者厚度占到儲層總厚度80%以上。依南2井阿合組巖心分析孔隙度為1.44%～6.67%，平均為3.6%，滲透率為(0.0271～3.65)×10－3μm2，平均為0.98×10－3μm2(圖3)，為典型的致密儲層。

圖3 依南2井阿合組孔隙度與滲透率頻率直方圖Fig.3 Frequency histogram of porosity and permeability of Ahe formation of well Yinan 2

2.1.2.2 儲層孔隙演化史定量恢復(fù)

多項(xiàng)研究證實(shí)儲層的壓實(shí)減孔量主要受砂體的原始沉積組構(gòu)、埋藏史和構(gòu)造運(yùn)動3大因素控制［10-13］，通過對研究區(qū)各種粒度、不同剛性顆粒含量、不同埋藏方式下的各類砂巖的測井孔隙度資料與相關(guān)地質(zhì)資料可擬合出孔隙度預(yù)測數(shù)學(xué)模型，公式為

式中，φ模型為預(yù)測模型孔隙度，%;A為儲層年齡，Ma;F為儲層分選系數(shù)，量綱一;D為儲層顆粒平均直徑，mm;G為地溫梯度，℃/100 m;H為儲層深度對數(shù)，m;Q為石英顆粒含量，%。

在此基礎(chǔ)上，結(jié)合其他增減孔因素，對依南2井阿合組儲層的孔隙演化進(jìn)行預(yù)測，可得到該井阿合組定量化孔隙演化曲線。其中各項(xiàng)參數(shù)分析如下:儲層砂體粒度從礫巖到粉砂巖均有分布，分選系數(shù)約為1.5～2.0，分選中等偏差;石英含量為31%～54%，塑性顆粒含量高，壓實(shí)作用強(qiáng)(圖4(a)、(b))。依南2井儲層在侏羅紀(jì)時(shí)地溫梯度為29～3.0℃/100 m，白堊紀(jì)為2.9～3.0℃/100 m，古近紀(jì)為2.8～2.9℃/100 m，新近紀(jì)為2.9～3.0℃/100 m［14］。該井目的層歷史最大埋深為5.350～5.613 km，現(xiàn)今埋深約為4.70～5.0 km。將參數(shù)代入式(1)可得依南2井阿合組基本壓實(shí)條件下的孔隙演化曲線。在此基礎(chǔ)上對阿合組主要成巖要素進(jìn)行分析。儲層內(nèi)主要膠結(jié)物有黏土雜基、硅質(zhì)膠結(jié)物和碳酸鹽膠結(jié)物，但是總量不高，一般不超過5%，平均為2%(圖4(c)、(d));構(gòu)造側(cè)向擠壓對儲層減孔的影響也較大，據(jù)測量依南地區(qū)較顯著的古應(yīng)力值為90～120 MPa，根據(jù)構(gòu)造側(cè)向擠壓與減孔量計(jì)算關(guān)系［15］，其減孔量約為8%～10%;溶蝕作用使阿合組形成2%～3%的次生孔隙(圖4(e));破裂作用的增孔量約為0.1%～1%，平均為0.5%(圖4(f))。根據(jù)各成巖序列可確定上述各項(xiàng)成巖作用發(fā)生的先后順序。

圖4 依南2氣藏阿合組儲層微觀特征Fig.4 Microcosmic characteristics of Ahe formation of Yinan 2 gas reservoir

將上述各項(xiàng)影響因素綜合考慮，可得依南2井阿合組孔隙演化曲線(圖5)。

圖5 依南2井阿合組儲層孔隙度演化史與烴源巖排烴史匹配圖Fig.5 Evolution history contrast between reservoir porosity of Ahe formation of well Yinan 2 and hydrocarbon expulsion

依南2氣藏的儲層致密化時(shí)間(距今11 Ma)早于烴源巖大量排烴的時(shí)間(距今5 Ma)，該條件有利于依南2氣藏形成先致密后成藏的深盆氣藏，成藏動力主要為氣體分子膨脹力。為了證實(shí)公式的可靠性，利用實(shí)驗(yàn)室測試孔隙度與擬合孔隙度做比較(表2)，相對誤差在1%以內(nèi)，可信度高。

表2 依南2井阿合組儲層現(xiàn)今孔隙度預(yù)測結(jié)果Table 2 Prediction results present reservoir porosity in Ahe formation of well Yinan 2

2.2 依南2氣藏成藏史反演分析

2.2.1 異常壓力分析

深盆氣藏與常規(guī)氣藏具有不同的壓力特征。雖然依南2氣藏阿合組壓力系數(shù)為1.76，為超高壓氣藏，但壓力與深度關(guān)系剖面顯示，氣藏壓力低于區(qū)域水壓，呈現(xiàn)出相對的負(fù)壓狀態(tài)(圖6)，顯示了深盆氣藏的典型地質(zhì)特征［16-17］。

圖6 依南2井阿合組氣藏壓力－深度剖面Fig.6 Pressure-depth section of gas reservoir of Ahe formation of well Yinan 2

2.2.2 天然氣藏封閉機(jī)制

常規(guī)氣藏與深盆氣藏的封閉機(jī)制不同。地層水分析表明，位于斷層附近的依南4井與依深4井的地層水為重碳酸鈉型，反映了開放性地層水環(huán)境，說明其南部斷層不具有封閉性。平面上，上盤高點(diǎn)的依深4井和依南4井儲層孔隙度為10%～13%(圖7)，但測試產(chǎn)水;依南2井位于下盤低部位，儲層孔隙度相對降低很多，約為6%，但測試為高產(chǎn)氣井且圈閉幅度僅為50 m的情況下，氣柱高度卻高達(dá)200 m以上，無斷層封閉的常規(guī)圈閉無法對如此之多的氣量實(shí)現(xiàn)保存。若要形成這種“水高氣低”的氣水分布特征，只有在深盆氣藏所特有的力平衡封閉機(jī)制下才能實(shí)現(xiàn)［18］。

圖7 依南地區(qū)侏羅系阿合組孔隙度Fig.7 Porosity of Ahe formation of Jurassic in Yinan area

2.2.3 流體包裹體分析

同一剖面中的各井儲層流體包裹體的氣液比變化可以反映油氣充注過程中的變化。試驗(yàn)統(tǒng)計(jì)表明，依南2井與烴類共生的鹽水包裹體均一化溫度主要分布在130～150℃(圖8(a))，結(jié)合古地溫與埋藏史分析(圖5)，天然氣充注時(shí)間主要對應(yīng)在庫車期(5 Ma)，這與前文正演模擬的成藏史大致對應(yīng)，即主要成藏期發(fā)生在儲層致密化之后。進(jìn)一步對依南2、依南4和依深4井的與烴類共生鹽水包裹體測溫結(jié)果分析發(fā)現(xiàn)，各井氣液比隨著溫度的變化呈現(xiàn)出有規(guī)律的變化，即隨著溫度的升高，依南2井氣液比逐漸超過其他井(圖8(b))。在均一化溫度約為115～130℃時(shí)的成藏早期，依南2井的含氣量小于位于構(gòu)造高部位的依深4井與依南4井，但進(jìn)入主要成藏期，即均一化溫度約為145℃時(shí)，依南2井的含氣量已經(jīng)超過構(gòu)造高點(diǎn)的依南4井。這一方面說明構(gòu)造高點(diǎn)晚期受斷層破壞天然氣散失，另一方面說明依南2氣藏的成藏動力學(xué)機(jī)制隨著儲層致密化，浮力漸漸失去作用，充注機(jī)制為氣體分子膨脹力作用下的活塞式充注機(jī)制，形成了深盆氣藏。

根據(jù)上述地層壓力、儲層物性及包裹體試驗(yàn)等數(shù)據(jù)的反演分析可知，依南2氣藏的氣水分布特征、封閉機(jī)制與充注動力機(jī)制都為深盆氣藏所特有，與正演推論結(jié)果一致。

圖8 依南地區(qū)阿合組包裹體均一化溫度與氣液比分析Fig.8 Analysis results of inclusion homogenization temperature and gas-liquid ratio of Ahe formation in Yinan area

3 成藏演化史恢復(fù)

根據(jù)上述正、反演論證，對該阿合組及相鄰地層的埋藏演化做了定性恢復(fù)，再現(xiàn)了依南2氣藏的成藏史(圖9):康村期，侏羅系儲層未完全致密化，三疊系油氣在依奇克里克寬緩背斜中聚集成藏，依南2井位于油氣輸導(dǎo)層的位置，無圈閉，形成了深盆氣藏的雛形(圖9(a));庫車期，侏羅系儲層完全致密化，三疊系源巖進(jìn)入排氣高峰，來自三疊煤系的天然氣在依南2井所處的低凹處聚集，形成早期深盆氣藏，同時(shí)在南北兩側(cè)淺層的寬緩背斜圈閉中也形成了常規(guī)氣藏(圖9(b));喜山中晚期，北部強(qiáng)烈構(gòu)造推覆作用使依深背斜圈閉幅度增大，依南2深盆氣藏因北側(cè)抬升，且被斷裂破壞而萎縮，依深背斜因抬升剝蝕使早期聚集的油氣發(fā)生耗散(圖9(c));現(xiàn)今，北部推覆擠壓作用更加強(qiáng)烈，依深背斜侏羅系及以上地層被剝蝕破壞，早期油氣被耗散殆盡;依南2低幅度斷鼻構(gòu)造在逆沖作用下形成，在斷鼻轉(zhuǎn)折處裂縫帶發(fā)育，成為“甜點(diǎn)”，因此依南2井自然產(chǎn)能較高，雖然整體深盆氣藏在斷裂破壞作用下范圍萎縮，但由于儲層致密，天然氣不易流動，估計(jì)氣藏的含氣范圍仍可達(dá)到依南構(gòu)造斜坡處直至南部斷裂帶(圖9(d))。

圖9 過依南2井南北向成藏演化史剖面圖Fig.9 Section picture of gas accumulation history across well Yinan2 in direction of south-north

綜上所述，依南2氣藏為晚期改造型深盆氣藏。該氣藏雖然受到晚期構(gòu)造運(yùn)動的調(diào)整破壞，但由于依南地區(qū)大面積范圍未被斷裂切割破壞，氣藏的含氣范圍仍然廣泛，南北兩條切穿基底的斷層為可能的氣藏邊界。

4 結(jié)論與建議

(1)依南2氣藏侏羅系阿合組砂巖儲層致密化發(fā)生在距今11 Ma，而其烴源巖排烴高峰為距今5 Ma，儲層致密化時(shí)間早于烴源巖大量排烴時(shí)間，為先致密后成藏的深盆氣藏。

(2)依南2氣藏具有氣水倒置、相對負(fù)壓的地質(zhì)特征，成藏動力機(jī)制為氣體分子膨脹力作用下的活塞式充注成藏機(jī)制。

(3)依南2氣藏為早期大規(guī)模深盆氣藏，晚期遭受調(diào)整改造，含氣范圍受南北斷裂帶控制。建議在依南2以南的斜坡處鉆評價(jià)井;考慮到深盆氣藏自然產(chǎn)能低、斜坡處儲層致密，天然裂縫發(fā)育可能較少的特點(diǎn)，建議采用欠平衡鉆井技術(shù)和適當(dāng)?shù)膲毫压に嚒?/p>

致謝本文的研究得到了中石油塔里木油田分公司勘探開發(fā)研究院李勇副總地質(zhì)師、楊憲章高工、趙力彬工程師、邸宏利高工、李梅高工、唐雁剛工程師等大力支持與幫助，在此表示衷心感謝!

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(編輯 徐會永)

Type discrimination of Yinan 2 gas reservoir in Kuqa depression，Tarim Basin

XING En-yuan1，2，PANG Xiong-qi1，2，XIAO Zhong-yao3，ZHANG Bao-shou3，JIANG Zhen-xue1，2，LI Feng1，2，GUO Ji-gang1，2，MA Zhong-zhen4

(1.Basin＆Reservoir Research Center in China University of Petroleum，Beijing 102249，China;2.State Key Laboratory of Petroleum Resource＆Prospecting in China University of Petroleum，Beijing 102249，China;3.Tarim Petroleum Company，PetroChina，Korla 841000，China;4.PetroChina Research Institute of Petroleum Exploration＆Development，Beijing 100083，China)

According to forward and retrieval comprehensive analysis on the data of carbon isotope，pyrolysis of source rocks，reservoir analysis，pressure of gas reservoir，fluid inclusions of Yinan 2 gas reservoir in Kuqa depression，Tarim Basin，the genetic type of this gas reservoir was discriminated.The results show that the densification of sandstone reservoirs of Jurassic Ahe formation in Yinan 2 gas reservoir took place about 11 Ma ago，while hydrocarbon expulsion peak of source rocks in this reservoir dated from 5 Ma ago.Reservoir densification is earlier than massive hydrocarbon expulsion，and thus this reservoir is a deep-basin gas field with densification first and then reservoir formation.Yinan 2 gas reservoir has geological characteristics of gas-water inversion and relatively negative pressure，of which the dynamic mechanism of reservoir formation is shown as piston-type gas-drive water filling under the expansive force of gas molecular.Yinan 2 gas reservoir is a large-scale deep-basin gas reservoir in the early stage，while adjusts and modifies later，which leads to the gas-bearing range controlled by south-north fault zones.

petroleum geology;geological surveys;genetic type;Yinan 2 gas reservoir;sandstone;deep-basin gas reservoir

TE 122

A

10.3969/j.issn.1673-5005.2011.06.004

2011－03－17

國家“973”計(jì)劃項(xiàng)目(2006CB202300);國家自然科學(xué)基金項(xiàng)目(40802029)

邢恩袁(1982－)，男(漢族)，天津人，博士研究生，從事油氣藏形成機(jī)制與分布規(guī)律方面的研究。

1673-5005(2011)06-0021-07