西湖凹陷Y構(gòu)造花港組氣藏特征及成藏主控因素

劉峰，黃蘇衛(wèi)，楊鵬程，張傳運(yùn)

中國石油化工股份有限公司上海海洋油氣分公司勘探開發(fā)研究院，上海 200120

中國自“十一五”以來大力發(fā)展致密砂巖氣，已成為僅次于美國、加拿大的致密砂巖氣生產(chǎn)大國[1-2]。以中西部盆地致密砂巖氣勘探開發(fā)重要進(jìn)展為基礎(chǔ)，通過許多專家、學(xué)者[3-4]的努力，逐步建立起中國的致密砂巖氣成藏理論。

西湖凹陷是東海陸架盆地油氣勘探開發(fā)的主戰(zhàn)場，已實(shí)現(xiàn)常規(guī)油氣的商業(yè)開發(fā)。近年來，在深層和非常規(guī)領(lǐng)域獲得了重大突破，呈現(xiàn)常規(guī)、致密氣并存的局面[5]，非常規(guī)致密氣資源正在成為西湖凹陷油氣勘探開發(fā)的現(xiàn)實(shí)與接替領(lǐng)域。古近系花港組是西湖凹陷勘探的重點(diǎn)層位，也是近年來致密砂巖研究的熱點(diǎn)。但研究對象主要為花港組中下部的致密層段，研究內(nèi)容限于儲(chǔ)層致密化成因[6-9]、儲(chǔ)層致密化與油氣充注時(shí)序關(guān)系[10-13]以及致密砂巖氣藏形成條件[14-17]等方面，基于花港組上部常規(guī)氣層和中下部致密氣層的整體研究鮮有發(fā)表，關(guān)于致密氣藏控制因素的研究尚未涉及。本文以西湖凹陷三潭深凹Y構(gòu)造花港組為研究對象，開展上部常規(guī)砂巖和中下部致密砂巖完整序列的氣藏特征及成藏主控因素研究，為東海致密砂巖氣的勘探提供理論指導(dǎo)。

1 地質(zhì)背景

西湖凹陷東鄰釣魚島隆褶帶，西接海礁等凸起，呈NNE向展布，面積約5.9×104km2，具有“東西分帶、南北分塊”的構(gòu)造特征[5]。自西向東可劃分為保俶斜坡帶、三潭深凹、中央背斜帶、白堤深凹及天屏斷階帶等5個(gè)次級(jí)構(gòu)造單元。西湖凹陷在演化階段上大體經(jīng)歷了斷陷、拗陷-反轉(zhuǎn)和區(qū)域沉降3期，其中始新統(tǒng)寶石組、平湖組為斷陷期沉積地層，漸新統(tǒng)花港組、中新統(tǒng)為拗陷-反轉(zhuǎn)期沉積地層，上新統(tǒng)三潭組及第四系東海群為區(qū)域沉降期地層[18]（圖1）。現(xiàn)有勘探和研究成果[16-17]揭示，始新統(tǒng)平湖組煤系地層是西湖凹陷主力供烴層系。研究區(qū)所在的三潭深凹是平湖組烴源巖系的沉積中心和生烴中心，擁有得天獨(dú)厚的烴源巖條件，也是西湖凹陷油氣勘探開發(fā)的重點(diǎn)區(qū)域之一[5]。漸新統(tǒng)花港組以發(fā)育三角洲及濱淺湖沉積為主要特征，沉積厚度為1 000～1 800 m，縱向上發(fā)育多套儲(chǔ)蓋組合，與始新統(tǒng)平湖組烴源巖構(gòu)成“下生上儲(chǔ)”配置關(guān)系，是三潭深凹主力產(chǎn)層之一。中始新世平湖運(yùn)動(dòng)、始新世末玉泉運(yùn)動(dòng)、漸新世末花港運(yùn)動(dòng)和中新世末龍井運(yùn)動(dòng)期是西湖凹陷成盆過程轉(zhuǎn)變的關(guān)鍵期，應(yīng)力背景分別為伸展方向轉(zhuǎn)變、伸展結(jié)束、擠壓開始和擠壓顯著增強(qiáng)[19]。斷陷期以拉張作用為主，發(fā)育NE、NNE向正斷層；反轉(zhuǎn)期以水平擠壓作用為主，發(fā)育壓性斷裂。龍井運(yùn)動(dòng)導(dǎo)致了西湖中央背斜帶的形成，對西湖凹陷油氣藏的形成起到了決定性的作用[10-13]。研究區(qū)Y構(gòu)造位于三潭深凹中北部，東側(cè)與中央背斜帶相接，目前有鉆井5口，揭示花港組H1-H9地層（根據(jù)反射界面將花港組自上而下分為12個(gè)小層，其中H1-H5為花港組上段（T24-T25），H6-H12為花港組下段（T25-T30）[10]）。上部的H1-H2以泥巖為主，為區(qū)域蓋層發(fā)育段；H3-H9為砂巖儲(chǔ)層發(fā)育段，儲(chǔ)層埋深主要為4 200～5 200 m。

2 氣藏基本地質(zhì)特征

2.1 構(gòu)造特征

Y構(gòu)造為繼承性發(fā)育的NE-SW向低幅背斜構(gòu)造，具“凹中隆”背景，面積約120～230 km2（圖1，圖2，表1）。構(gòu)造主體受斷陷期和反轉(zhuǎn)期斷裂影響，成為A、B兩塊，共有4口鉆井，自西向東依次為YY2井、YY5井、YY1井、YY4井。A區(qū)為F1、F2斷層夾持的斷背斜構(gòu)造，有北、南、東三個(gè)局部高點(diǎn)，東側(cè)受反轉(zhuǎn)期擠壓作用影響，地層略有抬升。YY1井位于A區(qū)北高點(diǎn)，YY5井位于該高點(diǎn)翼部，YY4井位于東高點(diǎn)。B區(qū)下部由F1、F3斷層夾持，上部僅受F1控制，包括南北兩個(gè)高點(diǎn)，YY2井位于北高點(diǎn)。

表1 研究區(qū)斷裂特征Table 1 Fault features of Y structure

圖1 研究區(qū)位置和新生代綜合柱狀圖[6,18]Fig.1 Location map and Cenozoic stratigraphic column of the Y structure in Xihu Sag，East China Sea Basin

2.2 儲(chǔ)層特征

研究區(qū)花港組儲(chǔ)集層主要分布在H3-H9砂層組，為辮狀河三角洲河道沉積[6]（圖2）?？紫抖戎饕植加?.66%～14.8%，滲透率分布范圍為（0.03～6.29）×10?3μm2，為低孔-特低孔、特低滲儲(chǔ)層。根據(jù)儲(chǔ)層物性縱向演化特征，以4 450 m深度為界（H4頂部附近），可將花港組儲(chǔ)層劃分為上、下兩段，含氣性也存在明顯差異，這與儲(chǔ)層物性變化明顯相關(guān)（圖3）。上段以H3為主，含少量H1、H2儲(chǔ)層，其物性隨埋深增加大致呈線性減小的變化趨勢，表明該段儲(chǔ)層物性主要受壓實(shí)作用控制。下段的H4-H9儲(chǔ)層，深度對其孔滲的影響減弱，儲(chǔ)層物性主要受差異成巖作用控制[6-7]；其中，河道底部的含礫中—粗砂巖與心灘的中—細(xì)砂巖物性相對較好；該段儲(chǔ)層非均質(zhì)性較強(qiáng)，并呈現(xiàn)整體致密、甜點(diǎn)發(fā)育的特征。

圖2 Y構(gòu)造SE向氣藏剖面（a）、H3含氣面積圖（b）及H3沉積相分布圖（c）Fig.2 SE-direction gas reservoir profile（a）,the gas bearing area of H3（b）,and the depositional facies distribution of H3（c）of Y structure

圖3 研究區(qū)花港組儲(chǔ)層及流體分布特征Fig.3 Distribution of reservoirs and fluids in the Huagang Formation of Y Structure

2.2.1 壓實(shí)作用段

該段包括H1-H3砂層組，埋深3 700～4 450 m；孔隙度分布在4.9%～14.8%，其中＞7%的占比61.2%；滲透率分布在（0.09～6.29）×10?3μm2，其中＞0.2×10?3μm2的占比82.4%；底部的H3儲(chǔ)層平均孔隙度7.16%，平均滲透率0.41×10?3μm2。該段整體處于中成巖A成巖演化階段[6]，以中等—粗喉道、中等—大孔隙發(fā)育為特征，平均孔喉半徑一般大于2 μm，大于0.1 μm孔喉體積百分?jǐn)?shù)大于70%（圖4），為常規(guī)儲(chǔ)層發(fā)育段。

2.2.2 成巖作用段

研究區(qū)鉆井揭示該段H4-H9砂層組，埋深4 450～5 200 m；孔隙度分布在1.66%～13.3%，其中＞7%的占比52.5%，平均孔隙度僅6.8%；滲透率分布在（0.03～3.07）×10?3μm2，其中＞0.2×10?3μm2的占比58.2%，平均滲透率僅0.29×10?3μm2。該段整體進(jìn)入中成巖B成巖演化階段[6]，以細(xì)喉道小孔隙和毛細(xì)喉道微孔隙為主，其中毛細(xì)喉道微孔隙砂巖的平均孔喉半徑一般小于0.1 μm（圖4），為致密儲(chǔ)層發(fā)育段。

圖4 研究區(qū)花港組儲(chǔ)層孔喉特征Fig.4 Pore-throat characteristics of the Huagang Formation reservoir in Y structure

2.3 氣藏源儲(chǔ)關(guān)系

研究區(qū)漸新統(tǒng)花港組具“下生上儲(chǔ)”源儲(chǔ)配置關(guān)系，以斷裂溝通始新統(tǒng)平湖組中下部主要烴源巖聚集成藏（圖2，表1）。斷陷期發(fā)育的正斷層（F1、F3等）向下斷穿平湖組底部（T34），是油氣向上運(yùn)移的主要通道；其中F1斷層持續(xù)活動(dòng)至反轉(zhuǎn)期，為本區(qū)主要的油源斷層；F2逆斷層形成于反轉(zhuǎn)期，下部僅斷至平湖組頂部（T30），上部與儲(chǔ)層上傾方向接觸，為控圈斷層。

致密砂巖氣藏存在兩種源儲(chǔ)組合關(guān)系[4,20]，一是臨近有效烴源巖的疊覆近鄰組合，二是與烴源巖垂向分隔的疊覆跨越組合。疊覆近鄰組合，源巖生烴超壓為近距離成藏的主要?jiǎng)恿?；研究區(qū)花港組下部致密段屬于疊覆跨越組合，成藏動(dòng)力主要是浮力，其次為斷層等傳導(dǎo)后的源儲(chǔ)壓力差、分子擴(kuò)散力等[21]。

2.4 氣藏分布特征

Y構(gòu)造天然氣藏中烴類含量為92.9%～99.2%，平均95.9%，另含少量CO2、N2非烴類氣體；天然氣干燥系數(shù)94.3%～95.7%，以干氣氣藏為主。

2.4.1 常規(guī)氣藏

壓實(shí)作用段整體呈現(xiàn)氣層、水層伴生的流體分布關(guān)系，氣水關(guān)系正常，具自然產(chǎn)能，為常規(guī)氣藏發(fā)育段（圖2，圖3）。該段上部的H1、H2儲(chǔ)層厚度小于10 m，以水層為主，不發(fā)育氣層。H3為該段主力氣層，其物性較好且分布穩(wěn)定；上部為氣層，中部為氣水同層，下部為水層，正常的氣水過渡特征；A區(qū)的YY1、YY5井和B區(qū)均具有統(tǒng)一的氣水界面和氣水過渡帶；A區(qū)北高點(diǎn)的YY1井測試獲得高產(chǎn)，瞬時(shí)最大產(chǎn)氣超過20×104m3/d[5]；A區(qū)東側(cè)的YY4井該層未鉆遇心灘，周邊發(fā)育少量干層。

2.4.2 致密氣藏

成巖作用段整體呈氣層、干層間互發(fā)育的特征，無明顯氣水界面（圖2，圖3）；氣層含氣飽和度整體偏低，為40%～59.8%，測試產(chǎn)量低或無自然產(chǎn)能，為致密氣藏發(fā)育段。該段頂部YY5井的H4和YY2井H5儲(chǔ)層成巖作用強(qiáng)度較上覆壓實(shí)作用段明顯增強(qiáng)，具壓實(shí)作用-成巖作用過渡段性質(zhì)；其下部的中細(xì)砂巖分選較好，溶蝕鑄膜孔發(fā)育，發(fā)育氣層，亦表現(xiàn)為浮力驅(qū)動(dòng)的常規(guī)氣藏[22]氣水界面和氣水過渡特征。

3 儲(chǔ)層致密化與油氣充注關(guān)系

從儲(chǔ)層致密化與油氣充注時(shí)序關(guān)系角度出發(fā)，可將致密砂巖氣藏劃分為先成藏后致密、先致密后成藏等幾種類型；先成藏后致密型可與常規(guī)氣藏相類比，而先致密后成藏型氣藏的形成和分布與常規(guī)氣藏明顯不同[3-4]。

西湖凹陷花港組砂巖儲(chǔ)層經(jīng)歷了復(fù)雜和強(qiáng)烈的成巖變化，演化程度深；主要成巖作用類型有壓實(shí)壓溶作用、膠結(jié)充填作用和溶解作用；主要經(jīng)歷同生階段、早成巖階段（A、B期）和中成巖階段（A、B期）共3階段5期次的成巖演化過程；在中成巖階段，伴隨第Ⅱ期硅質(zhì)膠結(jié)物和晚期碳酸鹽膠結(jié)物的沉淀以及機(jī)械壓實(shí)作用持續(xù)增強(qiáng)，研究區(qū)花港組孔隙度下降至8%～10%以下，儲(chǔ)層趨于致密化[6-7,10]。因此，第Ⅱ期硅質(zhì)膠結(jié)物和晚期碳酸鹽膠結(jié)物開始大量形成的時(shí)間即為研究區(qū)花港組儲(chǔ)層致密化時(shí)間。

研究區(qū)花港組含烴鹽水包裹體豐度普遍較低（GOI＜1%），主要為油氣大規(guī)模充注期之前沉淀的方解石膠結(jié)物[10]；其均一化溫度數(shù)據(jù)統(tǒng)計(jì)表明，硅質(zhì)膠結(jié)物沉淀溫度主要分布在140～160 ℃。利用氧同位素?cái)?shù)據(jù)并由Narthrop[23]公式進(jìn)行溫度計(jì)算，確定花港組碳酸鹽膠結(jié)物沉淀溫度主要分布在140～150 ℃和＞160 ℃之間，平均值162 ℃。將硅質(zhì)和碳酸鹽膠結(jié)物沉淀溫度與研究區(qū)埋藏史、熱史模擬結(jié)果相結(jié)合，確定研究區(qū)花港組儲(chǔ)層致密化時(shí)間為龍井組-柳浪組沉積中晚期；而已有的成藏年代研究成果[10-17]表明，花港組儲(chǔ)層最主要的油氣充注期時(shí)間較晚，為7～0 Ma；因此，研究區(qū)花港組天然氣的規(guī)模成藏階段基本在儲(chǔ)層致密化之后，致密砂巖氣藏屬于先致密后成藏類型（圖5）。

圖5 研究區(qū)花港組儲(chǔ)層致密化與油氣充注關(guān)系圖Fig.5 Relationship between sandstone reservoirs densification and hydrocarbon charging in the Huagang Formation of Y structure

4 成藏主控因素

4.1 常規(guī)氣藏

區(qū)域蓋層在油氣聚集和分布中起著重要作用，油氣在沿著斷裂向上運(yùn)移過程中，其向上運(yùn)移的距離和層位除受斷裂本身向上延伸距離影響外，還要受到蓋層被斷裂破壞程度的影響；按照蓋層厚度和斷裂斷距的相對大小，可將斷蓋配置對沿?cái)嗔堰\(yùn)移油氣的封閉作用分為3級(jí)模式[24]。

研究區(qū)H1-H4為常規(guī)氣藏主要發(fā)育段，其中H1、H2位于區(qū)域蓋層內(nèi)（圖2，圖6）。H1、H2泥巖蓋層厚度分別為101.1～147.8 m和87.9～99.5 m，油源斷層F1在區(qū)域蓋層段斷距僅10～25 m，故H1、H2蓋層的斷接厚度（斷接厚度=蓋層厚度-斷距）分別達(dá)到75～140 m和65～90 m；同時(shí)蓋層段斷裂密度僅1條/60 km2。蓋層段斷接厚度大、斷裂密度小，其完整性好，垂向阻烴作用強(qiáng)[25]。下部油氣難以穿越蓋層向H1、H2內(nèi)的儲(chǔ)層充注，故H1、H2以水層為主，不發(fā)育氣層，油氣主要在蓋層之下的地層中富集。

H3、H4（也包括YY2井H5上部）緊靠區(qū)域蓋層，砂巖含量平均高達(dá)52.7%，是常規(guī)氣藏聚集的優(yōu)勢層段（圖2，圖6）。A區(qū)H3、H4為F1、F2斷層夾持的斷背斜構(gòu)造，氣藏最終的規(guī)模受兩條斷層側(cè)向封閉性控制。東側(cè)邊界斷層F2為逆斷層，同時(shí)YY4井揭示該區(qū)域砂巖分選和物性明顯變差；斷層的壓性和砂巖致密聯(lián)合作用，確保東側(cè)邊界斷層具備較強(qiáng)的側(cè)向封堵能力。西側(cè)F1斷層在該段地層斷距＜50 m，計(jì)算該段F1的斷層泥比率（SGR）僅20%～40%（凹陷經(jīng)驗(yàn)值：SGR＞62%為有封堵能力），且斷層兩側(cè)砂砂對接概率高，故A區(qū)H3、H4氣藏僅局限分布在斷背斜自圈范圍內(nèi)。B區(qū)H3處F1斷層SGR＜5%，H5處F1、F3斷層的SGR僅5%和10%左右，斷層側(cè)向封堵能力差造成B區(qū)H3、H5氣藏同樣局限分布。

圖6 研究區(qū)花港組常規(guī)氣藏與斷層-蓋層關(guān)系Fig.6 Relationship between fault-caprock system and the conventional gas reservoirs in the Huagang Formation of the study area

4.2 致密氣藏

H5-H9是致密氣藏集中發(fā)育段，屬于與烴源巖垂向分隔的疊覆跨越源儲(chǔ)組合關(guān)系；成藏過程主要為借助斷層的二次運(yùn)聚過程，成藏動(dòng)力主要是浮力，其次為斷層傳導(dǎo)后的源儲(chǔ)壓力差；浮力大小取決于連續(xù)單體氣柱高度，連續(xù)氣柱高度越大，浮力越大，天然氣可進(jìn)入儲(chǔ)層的孔喉半徑越小，反之僅能進(jìn)入相對大孔喉中；該類氣藏儲(chǔ)層總體處于氣水過渡帶之內(nèi)，無明顯的氣水界面，處于不同構(gòu)造位置處不同物性的儲(chǔ)層具有不同的含氣特征[20-21,26]。

綜合孔隙度、滲透率、儲(chǔ)層非均質(zhì)性及成巖特征，H5-H9氣層儲(chǔ)層大致可以劃分為4種類型（表2，圖2，圖7）。1類：儲(chǔ)層非均質(zhì)性較強(qiáng)，孔隙度7.0%～7.1%，滲透率（0.24～0.25）×10?3μm2，代表層位為YY1井的H6-H8；2類：孔隙度7.6%～8.0%，滲透率（0.30～0.35）×10?3μm2，代表層位為YY2井的H5-H7；3類：儲(chǔ)層孔隙度和滲透率與第2類相當(dāng)，但非均質(zhì)性較強(qiáng)，代表層位為YY1井的H5；4類：儲(chǔ)層孔隙度和滲透率與第2類相當(dāng)，但成巖作用強(qiáng)度明顯增加，代表層位為YY2井的H9。

根據(jù)研究區(qū)致密儲(chǔ)層性質(zhì)，應(yīng)用毛細(xì)管力與水柱上升的關(guān)系[26]，計(jì)算得到要突破0.1 μm孔喉半徑所需氣柱高度為53.35 m；核磁共振測試結(jié)果顯示，研究區(qū)物性較好的第2類致密儲(chǔ)層可動(dòng)流體飽和度達(dá)到60%所需氣柱高度至少為240 m。研究區(qū)H5-H9構(gòu)造幅度僅20～270 m，使得致密氣藏儲(chǔ)層總體處于氣水過渡帶之內(nèi)，含氣飽和度整體偏低，僅40%～59.8%，不同部位含氣性受構(gòu)造幅度和儲(chǔ)層物性共同控制（表2，圖2，圖7）。

圖7 研究區(qū)花港組致密氣藏含氣飽和度與儲(chǔ)層物性和構(gòu)造幅度關(guān)系Fig.7 Relationship between physical properties or structural amplitude and gas saturation of the tight sandstone gas reservoirs in Huagang Formation of the study area

表2 研究區(qū)花港組致密氣藏物性、幅度和含氣飽和度特征Table 2 Characteristics of physical properties,structural amplitude and gas saturation for the tight sandstone gas reservoirs in the Huagang Formation of the study area

A區(qū)YY1井：H5物性明顯好于H8，但H5非均質(zhì)程度更高且H8幅度超H5達(dá)60 m，最終兩套氣層含氣飽和度相當(dāng)，體現(xiàn)出物性和幅度共同作用控制致密儲(chǔ)層含氣性的特征；物性和幅度均處于中間水平的H7含氣飽和度卻能達(dá)到49%，這可能與H7非均質(zhì)程度相對較低、更易形成較大連續(xù)氣柱高度有關(guān)。

B區(qū)YY2井：各氣層物性相當(dāng)，但層間幅度差異明顯，由H9的270 m向上降低到H5的20 m；在此背景下，構(gòu)造幅度對含氣飽和度的控制作用增強(qiáng)，H5-H7含氣飽和度隨幅度增加呈上升的趨勢。在埋深超過5 000 m的H9中，碳酸鹽巖膠結(jié)，石英次生加大，黏土礦物的伊利石化和綠泥石化作用明顯增強(qiáng)[6]，加劇孔喉堵塞；但其構(gòu)造幅度高達(dá)270 m，在浮力、源儲(chǔ)壓差和分子擴(kuò)散力等綜合作用下，高部位物性甜點(diǎn)含氣飽和度仍可達(dá)50%以上。

從Y構(gòu)造整體來看，A區(qū)相對更靠近東側(cè)沉積中心，其儲(chǔ)層非均質(zhì)程度明顯高于 B區(qū)，導(dǎo)致A區(qū)儲(chǔ)層物性整體相較于B區(qū)變差，孔隙度和滲透率的差值分別達(dá)約1%和0.1×10?3μm2；在物性明顯差異的情況下，構(gòu)造幅度對含氣性的影響減弱，B區(qū)含氣性整體好于A區(qū)。

5 結(jié)論

（1）研究區(qū)為“凹中隆”背景下的低幅斷背斜構(gòu)造；主要目的層花港組上部以壓實(shí)作用為主導(dǎo)，發(fā)育常規(guī)儲(chǔ)層；中下部受差異成巖作用控制，呈現(xiàn)“整體致密、甜點(diǎn)發(fā)育”的致密儲(chǔ)層特征。

（2）上部常規(guī)氣藏發(fā)育段整體呈現(xiàn)氣層、水層伴生的流體分布關(guān)系，氣水關(guān)系正常；中下部致密氣藏段具疊覆跨越源儲(chǔ)組合關(guān)系，整體呈氣層、干層間互發(fā)育的特征，無明顯氣水界面，含氣飽和度低。

（3）受斷蓋配置對沿?cái)嗔堰\(yùn)移油氣的封閉作用影響，常規(guī)氣藏主要在蓋層之下的儲(chǔ)層中分布，斷層側(cè)向封堵能力差造成油氣僅局限分布于斷背斜頂部；致密砂巖氣藏屬先致密后成藏類型，不同部位含氣性受構(gòu)造幅度和儲(chǔ)層物性共同控制。