吉木薩爾凹陷蘆草溝組異常高壓與致密油富集

廉歡，查明，高長(zhǎng)海，唐勇，丁修建，曲江秀

（1.中國(guó)石油大學(xué)地球科學(xué)與技術(shù)學(xué)院，山東青島266580；2.中國(guó)石油新疆油田分公司勘探開(kāi)發(fā)研究院，新疆克拉瑪依834000）

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吉木薩爾凹陷蘆草溝組異常高壓與致密油富集

廉歡1，查明1，高長(zhǎng)海1，唐勇2，丁修建1，曲江秀1

（1.中國(guó)石油大學(xué)地球科學(xué)與技術(shù)學(xué)院，山東青島266580；2.中國(guó)石油新疆油田分公司勘探開(kāi)發(fā)研究院，新疆克拉瑪依834000）

摘要：準(zhǔn)噶爾盆地吉木薩爾凹陷中二疊統(tǒng)蘆草溝組致密油藏具有良好的油氣資源潛力，其富集機(jī)理與常規(guī)油氣藏有很大差異。通過(guò)計(jì)算吉木薩爾凹陷蘆草溝組流體壓力，建立了蘆草溝組的異常高壓分布體系，結(jié)合蘆草溝組地質(zhì)條件、地球化學(xué)化驗(yàn)分析、重點(diǎn)井試油情況，探討異常高壓與致密油藏富集的關(guān)系。結(jié)果表明，吉木薩爾凹陷蘆草溝組油藏具典型的源儲(chǔ)一體式結(jié)構(gòu)，優(yōu)質(zhì)烴源巖在低成熟—成熟階段生成的致密油，在烴源巖層內(nèi)自生自?xún)?chǔ)或在烴源巖層間短距離運(yùn)移，是異常高壓形成的主要原因。蘆草溝組烴源巖和儲(chǔ)集層普遍發(fā)育異常高壓，橫向上穩(wěn)定連片，展現(xiàn)出一定的“層控”特征；縱向上不同層段有機(jī)質(zhì)豐度及生烴能力的差異導(dǎo)致異常高壓分布不均，存在明顯的層間剩余流體壓力差。剩余流體壓力為致密油垂向運(yùn)移的主要?jiǎng)恿?，層間高剩余流體壓力差分布帶是致密油的有利富集區(qū)。

關(guān)鍵詞：準(zhǔn)噶爾盆地；吉木薩爾凹陷；蘆草溝組；致密油藏；異常高壓；富集

隨著油氣勘探和開(kāi)發(fā)技術(shù)的提高，致密油資源展示了巨大的潛力，已成為油氣地質(zhì)研究和油氣勘探的焦點(diǎn)之一[1-2]，被石油工業(yè)界譽(yù)為“黑金”[3]。2013年，美國(guó)能源情報(bào)署預(yù)測(cè)全球致密油可采資源量約為472.8×108t[4]。我國(guó)致密油勘探起步晚，但資源豐富[5]，初步預(yù)測(cè)其有利勘探面積約16×104km2，資源量約160×108～200×108t[6].已經(jīng)在鄂爾多斯、準(zhǔn)噶爾、柴達(dá)木、松遼、渤海灣、四川、三塘湖等盆地發(fā)現(xiàn)了形成規(guī)模儲(chǔ)量和具有有效開(kāi)發(fā)條件的致密油資源[7]。準(zhǔn)噶爾盆地已發(fā)現(xiàn)多個(gè)資源量為5×108～10×108t的區(qū)域，如瑪湖凹陷（下二疊統(tǒng)風(fēng)城組）、吉木薩爾凹陷（中二疊統(tǒng)蘆草溝組）、沙帳斷褶帶—石樹(shù)溝凹陷（中二疊統(tǒng)平地泉組）。吉木薩爾凹陷中二疊統(tǒng)蘆草溝組油氣勘探始于20世紀(jì)90年代末[8]，但當(dāng)時(shí)受白云質(zhì)巖類(lèi)致密油勘探地質(zhì)認(rèn)識(shí)不足與工藝技術(shù)的限制，未引起足夠重視，直至2010年對(duì)吉23井蘆草溝組2 309—2 386 m采取連續(xù)油管酸壓，獲日產(chǎn)油1.96 m3，證實(shí)了蘆草溝組致密儲(chǔ)集層的含油性[6]。2011年9月25日吉25井在蘆草溝組二段3 403—3 425 m井段試油，分層加砂壓裂，獲日產(chǎn)油20.42 m3，從而揭開(kāi)了吉木薩爾凹陷二疊系蘆草溝組致密油勘探的新序幕。

致密油聚集區(qū)多存在異常高壓，異常高壓不僅是油氣運(yùn)移和聚集的主要?jiǎng)恿?lái)源，還是控制油氣分布的重要因素。世界上有180多個(gè)沉積盆地的油氣分布與異常高壓有關(guān)，高壓油氣田約占全球油氣田的30%[9-10]。對(duì)于致密砂巖儲(chǔ)集層，目前普遍認(rèn)為浮力對(duì)油氣運(yùn)移的作用非常有限，異常高壓是油氣運(yùn)移的主要?jiǎng)恿11-15]。前人對(duì)準(zhǔn)噶爾盆地腹部及南緣的壓力場(chǎng)研究表明存在異常高壓[16-17]，初步勘探試油成果也證實(shí)了吉木薩爾凹陷蘆草溝組存在異常高壓，但對(duì)吉木薩爾凹陷蘆草溝組異常高壓分布特征尚不明確，對(duì)異常高壓對(duì)致密油運(yùn)移和富集的影響認(rèn)識(shí)程度較低。因此，筆者通過(guò)恢復(fù)吉木薩爾凹陷蘆草溝組流體壓力，分析異常高壓分布特征；結(jié)合巖心觀察、試油成果及地球化學(xué)化驗(yàn)分析資料，探討異常高壓對(duì)致密油富集的影響。

1　研究區(qū)概況

吉木薩爾凹陷位于準(zhǔn)噶爾盆地東部隆起西南部，北以吉木薩爾斷裂為界與沙奇凸起相鄰，西以老莊灣斷裂和西地?cái)嗔褳榻缗c北三臺(tái)凸起相鄰，南以三臺(tái)斷裂為界與阜康斷裂帶相鄰，東以緩坡過(guò)渡到古西凸起，是一個(gè)3面由斷裂控制的西深東淺、西斷東超的箕狀凹陷[18-20]，面積約1 278 km2（圖1）。

圖1　吉木薩爾凹陷區(qū)域構(gòu)造及蘆草溝組甜點(diǎn)分布

早—中二疊世，研究區(qū)為殘留海封閉后的咸化湖沉積環(huán)境，接受了厚達(dá)600 m的蘆草溝組沉積，面積超過(guò)1 200 km2，向東斜坡上超覆尖滅。

蘆草溝組沉積期，吉木薩爾凹陷處于斜坡構(gòu)造背景，烴源巖和致密儲(chǔ)集層厚度均較大，橫向連續(xù)性好，展布穩(wěn)定。吉木薩爾凹陷內(nèi)構(gòu)造平緩，燕山運(yùn)動(dòng)之后的構(gòu)造運(yùn)動(dòng)對(duì)其影響不大，一直處于單斜構(gòu)造形態(tài)[21]，但由于蘆草溝組物性差，輸導(dǎo)體系不暢通，生成的烴類(lèi)難以向外運(yùn)移，形成自生自?xún)?chǔ)型致密油藏。

2　地層特征

吉木薩爾凹陷自上而下依次發(fā)育第四系、新近系、古近系、白堊系、侏羅系、三疊系、二疊系（上二疊統(tǒng)梧桐溝組、中二疊統(tǒng)蘆草溝組和將軍廟組）及石炭系。蘆草溝組整體為咸化湖細(xì)粒沉積，發(fā)育分布范圍廣、厚度大、有機(jī)質(zhì)豐度高的烴源巖，烴源巖厚度大于200 m的地區(qū)面積達(dá)806 km2，為吉木薩爾凹陷最主要的一套烴源巖。蘆草溝組有機(jī)質(zhì)類(lèi)型多為Ⅰ型和Ⅱ型，烴源巖總有機(jī)碳含量0.52%～15.03%，平均為4.59%.

蘆草溝組自下而上分為2段：蘆一段（P2l1）和蘆二段（P2l2）。根據(jù)巖性的不同，蘆一段（P2l1）自上而下細(xì)分為共2個(gè)亞段，蘆二段（P2l2）分為共2個(gè)亞段（圖1）。平面上，各段在西部和南部深凹陷區(qū)厚度大，向四周逐漸減薄。已有的研究成果表明，研究區(qū)蘆草溝組與美國(guó)德克薩斯州南部Gulf Coast盆地的鷹灘致密油生產(chǎn)區(qū)Eagle Ford組相似，為源儲(chǔ)一體[22]。烴源巖和儲(chǔ)集層交互沉積，巖性多變，礦物成分多樣[23]，主要為白云質(zhì)粉砂巖、泥質(zhì)粉砂巖、粉砂質(zhì)白云巖、灰黑色泥巖、粉砂質(zhì)泥巖和白云質(zhì)泥巖。蘆草溝組儲(chǔ)集層在縱向上以粉砂質(zhì)白云巖、白云質(zhì)粉砂巖、白云質(zhì)泥巖等的交互出現(xiàn)為主要特征。烴源巖縱向分布不均，蘆二段烴源巖主要為灰黑色泥巖，有機(jī)質(zhì)豐度相對(duì)較高，總有機(jī)碳含量為0.84%～ 13.86%平均總有機(jī)碳含量分別為6.42%和 5.94%，生烴潛量為5.14～254.43 mg/g.蘆一段烴源巖則以粉砂質(zhì)泥巖為主，有機(jī)質(zhì)豐度相對(duì)較低，平均總有機(jī)碳含量為2.86%平均總有機(jī)碳含量分別為2.74%和3.12%，平均生烴潛量為9.84 mg/g.

3　烴源巖演化與異常高壓形成

研究表明，三疊紀(jì)末期吉木薩爾凹陷蘆草溝組烴源巖成熟度已達(dá)低熟油氣生排烴門(mén)限；侏羅紀(jì)末期為低熟油主要生排烴期；白堊紀(jì)—古近紀(jì)，隨著蘆草溝組埋藏深度的增加，烴源巖已達(dá)排烴高峰，鏡質(zhì)體反射率為0.6%～1.0%（圖2），烴源巖總體處于低成熟—成熟階段。此階段的烴源巖脫水作用減弱，難以形成使油氣運(yùn)移的水動(dòng)力條件，生烴等作用產(chǎn)生的流體不斷地補(bǔ)充到烴源巖的孔隙中，但是蘆草溝組滲透率極低，生成的原油黏度高，向源外運(yùn)移需要很高的啟動(dòng)壓力，導(dǎo)致烴源巖層生成的烴類(lèi)大量滯留，孔隙壓力增高。

圖2　吉木薩爾凹陷蘆草溝組烴源巖演化與地層壓力系數(shù)對(duì)比

從圖2可看出，蘆草溝組低成熟—成熟烴源巖的埋藏深度為2 650～3 500 m，地層流體壓力從常壓向異常高壓過(guò)渡的深度約為2 700 m，處于烴源巖生烴階段內(nèi)?？梢酝茰y(cè)，蘆草溝組異常高壓的成因與生烴作用有關(guān)。

4　蘆草溝組異常高壓

剩余流體壓力是指地層流體壓力與正常靜水壓力的差?；谄胶馍疃确ǖ脑?，利用聲波時(shí)差數(shù)據(jù)，計(jì)算了研究區(qū)19口井蘆草溝組泥巖的地層流體壓力，參考吉175井、吉172井、吉34井、吉36井和吉28井的實(shí)際試油壓力以及數(shù)十口井的測(cè)試及鉆井資料，對(duì)計(jì)算地層流體壓力進(jìn)行了校正。

4.1地層壓力縱向結(jié)構(gòu)

通過(guò)平衡深度法計(jì)算地層流體壓力發(fā)現(xiàn)，研究區(qū)地層縱向上存在3個(gè)異常高壓系統(tǒng)。上部異常高壓系統(tǒng)發(fā)育在古近系，中部異常高壓系統(tǒng)發(fā)育在侏羅系，下部異常高壓系統(tǒng)發(fā)育在三疊系及以下層位。二疊系蘆草溝組處于下部異常高壓系統(tǒng)中，剩余流體壓力主要為10～20 MPa，最高可達(dá)25 MPa，壓力系數(shù)1.00～1.60，平均壓力系數(shù)1.37（圖3）。

吉木薩爾凹陷蘆草溝組剩余流體壓力的縱向分布，進(jìn)一步證實(shí)其普遍存在異常高壓（圖4）。剩余流體壓力普遍在10～20 MPa，最高可達(dá)25 MPa，剩余流體壓力受層位控制明顯，并隨蘆草溝組埋深變小而減小，平面上分布穩(wěn)定連片。

南西—北東向吉36井—吉34井—吉28井剖面蘆草溝組埋深相對(duì)較大，整體處于吉木薩爾凹陷中心部位。剩余流體壓力值最高，主要為20～25 MPa，剩余流體壓力的分布受層位控制，連續(xù)性較好剩余流體壓力明顯下降，主要為10～15 MPa剩余流體壓力較小，主要為15～20 MPa，僅在凹陷中心的吉34井處高于20 MPa剩余流體壓力主要為10～ 20 MPa.相對(duì)而言，北西—南東向吉28井—吉172井—吉22井剖面蘆草溝組埋深相對(duì)較小，且未鉆穿剩余流體壓力為5～20 MPa.總體而言，蘆草溝組異常高壓橫向分布穩(wěn)定連片，展現(xiàn)出一定的“層控”特征，縱向上不同層段有機(jī)質(zhì)豐度及生烴能力的差異導(dǎo)致異常高壓分布不均，存在明顯的層間剩余流體壓力差。

4.2剩余流體壓力的平面分布與含油關(guān)系

吉木薩爾凹陷蘆草溝組剩余流體壓力基本覆蓋整個(gè)凹陷（圖5）。燕山運(yùn)動(dòng)之后的構(gòu)造運(yùn)動(dòng)沒(méi)有改變吉木薩爾凹陷的構(gòu)造形態(tài)，且白堊紀(jì)的構(gòu)造抬升明顯減緩了烴源巖的演化進(jìn)程[24]，有利于原有剩余流體壓力的保存。因此，蘆草溝組剩余流體壓力分布與構(gòu)造位置關(guān)系不大，而受烴源巖厚度影響明顯，剩余流體壓力高值區(qū)主要分布在凹陷中部，為10～20 MPa.吉木薩爾凹陷蘆草溝組剩余流體壓力分布與烴源巖厚度變化的平面展布規(guī)律基本一致。

圖4　吉木薩爾凹陷吉36—吉37井蘆草溝組剩余流體壓力分布剖面

圖5　吉木薩爾凹陷蘆草溝組剩余流體壓力與烴源巖厚度分布疊合

從剩余流體壓力分布與試油結(jié)果對(duì)比可以看到（圖5），吉木薩爾凹陷已鉆遇工業(yè)油流的井位，即致密油較富集的區(qū)域，主要分布在蘆草溝組剩余流體壓力中等和較高的地區(qū)，剩余流體壓力普遍大于10 MPa.如吉36井試油產(chǎn)量為11.56 m3/d，剩余流體壓力高達(dá)17.9 MPa.而在剩余流體壓力小于10 MPa的區(qū)域一般僅有油氣顯示，致密油富集程度較差，壓力系數(shù)與試油產(chǎn)量近似呈正相關(guān)關(guān)系?？梢酝茰y(cè)，異常高壓與致密油富集有著密不可分的關(guān)系，控制著致密油的分布。同時(shí)也反映了蘆草溝組源儲(chǔ)一體式致密油近源聚集的特點(diǎn)，異常高壓為烴源巖生成的烴類(lèi)提供短距離垂向運(yùn)移的動(dòng)力，致使致密油聚集在烴源巖內(nèi)夾層砂巖儲(chǔ)集層或緊鄰烴源巖的儲(chǔ)集層中，由于致密儲(chǔ)集層孔喉細(xì)小，具有較高的毛細(xì)管阻力，烴類(lèi)進(jìn)入致密儲(chǔ)集層后幾乎不發(fā)生橫向運(yùn)移而在此富集。因此，平面上剩余流體壓力高值區(qū)儲(chǔ)集層致密油富集程度高，剩余流體壓力分布基本控制著致密油的平面分布。

5　蘆草溝組剩余流體壓力與致密油富集

5.1致密油的主要運(yùn)移動(dòng)力

由于低滲透致密砂巖儲(chǔ)集層孔喉細(xì)小，超微觀儲(chǔ)集空間體系中強(qiáng)大的毛細(xì)管阻力使得浮力基本不起作用或作用受限。吉木薩爾凹陷蘆草溝組儲(chǔ)集層覆壓孔隙度主要為6%～16%，平均在10%左右，覆壓滲透率整體小于0.1 mD，屬于低滲透致密儲(chǔ)集層。研究表明，5 MPa的異常高壓就可以推動(dòng)油氣向低滲透致密儲(chǔ)集層中充注和運(yùn)移[13]。而蘆草溝組剩余流體壓力主要為10～20 MPa，足以為致密油運(yùn)移提供強(qiáng)大的動(dòng)力條件，較強(qiáng)的源儲(chǔ)壓差驅(qū)替生成的烴類(lèi)通過(guò)烴源巖與儲(chǔ)集層的孔縫網(wǎng)絡(luò)系統(tǒng)，向緊鄰優(yōu)質(zhì)烴源巖的致密儲(chǔ)集層中持續(xù)充注。

5.2層間剩余流體壓力差與致密油富集

吉木薩爾凹陷蘆草溝組油氣來(lái)源于自身烴源巖，整體為自生自?xún)?chǔ)型聚集[6-7]。剩余流體壓力主要為20～25 MPa剩余流體壓力主要為5～20 MPa間剩余流體壓力差可達(dá)20 MPa.而間剩余流體壓力差較小，僅在5 MPa左右。蘆草溝組上甜點(diǎn)的平均含油飽和度為31.58%，下甜點(diǎn)平均含油飽和度為18.07%（圖6），明顯低于上甜點(diǎn)，推斷較大的層間剩余流體壓力差更有利于致密油層間運(yùn)移。

圖6　吉36井蘆草溝組剩余流體壓力與含油飽和度垂向分布關(guān)系

圖7　吉木薩爾凹陷蘆草溝組原油與烴源巖譜圖對(duì)比

整體可以看出，在上、下甜點(diǎn)的邊緣部位剩余流體壓力均下降較快，即此區(qū)域?qū)娱g剩余流體壓力差較大，為充注動(dòng)力最強(qiáng)區(qū)域，但烴類(lèi)進(jìn)入低孔低滲的致密儲(chǔ)集層后不易發(fā)生二次運(yùn)移，導(dǎo)致致密油高度富集。而在層間剩余流體壓力差較低的部位，部分原油由于驅(qū)動(dòng)力不足滯留在烴源巖層內(nèi)。同時(shí)，儲(chǔ)集層與鄰近層位層間剩余流體壓力差越大，致密油的垂向?qū)娱g運(yùn)移能力越強(qiáng)，致密油的富集程度也越高，層間高剩余流體壓力差分布帶是致密油的主要富集區(qū)。

6　結(jié)論

（1）吉木薩爾凹陷蘆草溝組為典型的源儲(chǔ)一體式結(jié)構(gòu)。蘆草溝組優(yōu)質(zhì)烴源巖在成熟階段強(qiáng)烈生烴作用生成的致密油，在烴源巖層內(nèi)自生自?xún)?chǔ)或?qū)娱g短距離運(yùn)移，是蘆草溝組異常高壓發(fā)育的主要原因。

（2）蘆草溝組烴源巖和儲(chǔ)集層普遍發(fā)育異常高壓，基本覆蓋整個(gè)凹陷，橫向上穩(wěn)定連片，縱向上分布不均，展現(xiàn)出一定的“層控”特征?？v向上有機(jī)質(zhì)豐度高、生烴能力強(qiáng)和平面上烴源巖厚度大的部位為異常高壓區(qū)。

（3）異常高壓的存在為致密油的垂向運(yùn)移提供了動(dòng)力基礎(chǔ)，剩余流體壓力是致密油運(yùn)移的主要?jiǎng)恿?。?duì)于低孔低滲儲(chǔ)集體，層間剩余流體壓力差的大小決定了致密油是否滯留在烴源巖層內(nèi)，層間高剩余流體壓力差分布帶是致密油富集的最有利區(qū)帶，從而為吉木薩爾凹陷蘆草溝組及類(lèi)似油區(qū)的致密油勘探評(píng)價(jià)提供了思路。

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（編輯曹元婷）

Abnormal High Pressure and Tight Oil Enrichment of Lucaogou Formation in Jimusaer Sag

LIAN Huan1,ZHA Ming1,GAO Changhai1,TANG Yong2,DING Xiujian1,QU Jiangxiu1
（1.School of Geosciences,ChinaUniversity of Petroleum,Qingdao,Shandong 266580,China; 2.Research Institute of Exploration and Development,XinjiangOilfield Company,PetroChina,Karamay,Xinjiang 834000,China）

Abstract：The tight oil reservoir of the Middle Permian Lucaogou formation in Jimusaer sag is of good hydrocarbon potential.Its enrich?ment mechanism is greatly different from that of conventional oil?gas reservoirs.This paper calculated the fluid pressure of this formation, established the abnormal high pressure distribution system of it,and combined with the geologic conditions,geochemical analysis and for?mation testing of key wells,it discussed the relationship between the abnormal high pressure and tight oil enrichment.The results show that the Lucaogou reservoir is of typical source?reservoir structure,and the tight oil generated from high?quality source rocks in low mature?ma?ture stage is characteristic with both source and reservoir within the source rocks,and migrates in short distance between source rocks, which is the main reason for forming the abnormal high pressure.Such abnormal high pressure is widespread in the source rocks and the reservoirs,with lateral stability and connectivity,showing a certain stratabound characteristic;with longitudinal differences in organic mat?ter abundance and hydrocarbon?generated ability in different strata,resulting in uneven distribution of the abnormal high pressure,indicat?ing that there exists distinct remained fluid pressure of interlayers.Such a remained fluid pressure could be the main force for the tight oil vertical migration,and the distribution belt of big difference of the remained fluid pressure of interlayers might be the favorable area for tigh oil enrichment.

Keywords：Junggar basin;Jimusaer sag;Lucaogou formation;tight oil reservoir;abnormal pressure;enrichment

作者簡(jiǎn)介：廉歡（1991-），女，遼寧臺(tái)安人，碩士研究生，石油地質(zhì)，（Tel）15275258996（E-mail）lianhuan0610@163.com

基金項(xiàng)目：國(guó)家973項(xiàng)目（2014CB239005）；國(guó)家科技重大專(zhuān)項(xiàng)（2011ZX05001-001）；山東省自然科學(xué)基金（ZR2013DM016）

收稿日期：2015-10-05

修訂日期：2015-11-15

文章編號(hào)：1001-3873（2016）02-0163-06

DOI：10.7657/XJPG20160207

中圖分類(lèi)號(hào)：TE112.23

文獻(xiàn)標(biāo)識(shí)碼：A