甘泉—富縣地區(qū)本溪組氣藏控制因素和有利成藏區(qū)預(yù)測

孟祥振,宋 明,蒲仁海,高小平,強 騰,吳 疆,關(guān)蘊文

(1.陜西延長石油(集團(tuán))有限責(zé)任公司 油氣勘探公司,陜西 延安 716000;2.西北大學(xué) 地質(zhì)學(xué)系/大陸動力學(xué)國家重點實驗室,陜西 西安 710069;3.中國石油化工股份有限公司勘探開發(fā)研究院,北京 100083)

甘泉—富縣地區(qū)位于鄂爾多斯盆地東南部,面積約2 700 km2。區(qū)內(nèi)含35條沿溝谷延伸的二維地震測線,線距3～10 km,分布不勻。共鉆探井(直井)161口,開發(fā)井(斜井)199口,井網(wǎng)較密集處開發(fā)井距1～2 km,稀疏處平均井距5～10 km(見圖1)。除本溪組主要產(chǎn)氣層外,在甘泉縣西部主要產(chǎn)層為奧陶系。截止2021年12月底,本溪組累計試氣68口,其中40口獲得了產(chǎn)量不等的天然氣流,28口達(dá)到工業(yè)氣流,多口井日產(chǎn)氣超過500 km3,但部分井沒有鉆遇砂巖,部分鉆遇砂巖的井試井為干層或水層。由此可見,本溪組天然氣成藏規(guī)律十分復(fù)雜,勘探開發(fā)風(fēng)險較大。

前人對鄂爾多斯上古生界氣藏成藏規(guī)律做了大量研究,普遍認(rèn)為其天然氣來自于上古生界的煤系[1-3],具廣覆式生烴,大面積成藏特點[4-5],主生烴成藏期為晚侏羅早白堊世[6]。多數(shù)學(xué)者認(rèn)為本溪組氣藏屬于超低孔、超低滲巖性氣藏[6-8],也有學(xué)者認(rèn)為是準(zhǔn)連續(xù)型致密氣藏[9-10]。甘泉—富縣地區(qū)本溪組砂巖平均孔隙度為2.9%,平均滲透率為0.814 1×10-3μm2,屬于特低孔、特低滲巖性氣藏[7],有效儲層的孔隙度下限為4%,滲透率下限0.07×10-3μm2[8]。盆地中南部本溪組砂巖的儲層微相多屬于障壁砂壩[11-17],少量可能為潮道[18]或潮汐三角洲[19]、扇三角洲[20]或淺水三角洲砂巖[11]。有學(xué)者認(rèn)為延安地區(qū)本溪組物源主要來自東北方向[21],但也有學(xué)者認(rèn)為其主要來自于西南方向、東祁連和西秦嶺造山帶的變質(zhì)巖含量較高的母巖[22]。本溪組氣藏具有負(fù)壓、常壓為主,局部存在弱超壓、超壓現(xiàn)象[23]。以上研究從不同角度闡述了本溪組儲層的基本特征,但對氣藏形成分布的關(guān)鍵要素和氣水分布規(guī)律的研究涉及較少,難以指導(dǎo)甘泉—富縣地區(qū)天然氣的勘探開發(fā)。

本研究利用地質(zhì)、錄井、測井、地震、測試等資料,通過對本溪組氣藏的構(gòu)造、古地貌形態(tài)、烴源巖、沉積相與儲層特征等進(jìn)行綜合分析,明確控藏要素和氣水分布規(guī)律,探究本溪組有利的勘探開發(fā)區(qū)塊。

1 氣井分布與上古生界烴源巖的關(guān)系

為研究本溪組氣藏與上古生界烴源巖的關(guān)系,制作了甘泉—富縣區(qū)塊本溪組垂直厚度等值線圖(見圖1)以及山西組、太原組和本溪組煤層與碳質(zhì)泥巖厚度等值線圖(見圖2)。圖1也可看成太原組灰?guī)r底面拉平后用“印模法”制作的本溪組沉積時的古地貌圖,圖中疊加了試氣井的產(chǎn)能。由圖1可以看出,研究區(qū)本溪組沉積時,奧陶系頂面整體呈一個北東傾的古巖溶斜坡,其上疊加了兩個北西延伸的古巖溶高地與凹槽,巖溶高地與凹槽平行相間排列。產(chǎn)氣井主要分布在研究區(qū)北東部古巖溶凹槽與高地之間的斜坡上。圖2表明,該區(qū)域煤系烴源巖厚度一般為5～10 m,沿巖溶高地之間的斜坡-凹槽煤層稍厚,可達(dá)10～20 m,略呈北西向展布,加厚帶寬約10 km,長約50 km。因此,烴源巖主要富集于研究區(qū)的中部偏西,與本溪組產(chǎn)氣井密集的位置并不重合。所以研究區(qū)烴源巖分布不是本溪組氣藏富集成藏的主控因素。

圖1 甘泉—富縣區(qū)塊本溪組垂直厚度等值線圖與氣測產(chǎn)能疊合圖Fig.1 The contour map of the vertical thickness of the Benxi Formation in the Fuxian-Ganquan block and the overlap map of gas-logging productivity

2 高產(chǎn)氣井的分布與構(gòu)造關(guān)系

研究區(qū)本溪組的頂面和底面均為西傾的斜坡,東部局部疊加一個小型鼻凸構(gòu)造,鼻凸軸部比兩翼高出10～25 m(見圖3)。本溪組底面構(gòu)造比頂面構(gòu)造撓曲幅度稍大。比較圖1和圖3可以看出,產(chǎn)氣井和高產(chǎn)能井的分布與本溪組頂面的局部鼻凸構(gòu)造無明顯相關(guān)性。本溪組頂面雖局部存在高差10～25 m的鼻凸與鼻凹,鼻凸與鼻凹均有氣井和水井分布(見圖3),日產(chǎn)50萬方以上的鉆井可位于古鼻凸上(如Q50-5井),也可位于鼻凹構(gòu)造上(如Y864-2井)。絕大多數(shù)本溪組氣藏為砂巖透鏡體圈閉,個別上傾尖滅圈閉。所以,研究區(qū)構(gòu)造不是本溪組氣藏富集的主控因素之一。

圖2 甘泉—富縣地區(qū)山西組、太原組和本溪組煤層與碳質(zhì)泥巖厚度圖Fig.2 Coal seam and carbonaceous mudstone thickness map of Shanxi Formation,Taiyuan Formation and Benxi Formation in Ganquan-Fuxian Area

圖3 研究區(qū)本溪組頂面構(gòu)造圖Fig.3 Structural map of the top surface of the Benxi Formation in the research area

3 高產(chǎn)氣井分布與古地貌和下古生界源儲配置的關(guān)系

為了進(jìn)一步研究古地貌與油氣藏的關(guān)系,制作了研究區(qū)前石炭系的古地質(zhì)圖(見圖4)。該圖反映,馬家溝組頂部出露地層從研究區(qū)北東朝南西逐漸變老,分別為馬六段、馬五1、馬五2、馬五3和馬五4,剝蝕強度最大的馬五4出露區(qū)與圖1的古巖溶凹槽范圍大致一致。本溪組產(chǎn)氣井主要分布在馬六段分布區(qū)。研究區(qū)西部本溪組無氣藏的主要原因是上古生界烴源巖與下古生界碳酸鹽巖儲層側(cè)接,源儲配置關(guān)系較好,有利于油氣在馬五段碳酸鹽巖儲層中成藏,從而分流了部分天然氣的運移和聚集,減少了在本溪組成藏的概率(見圖5)。實際上,甘泉—富縣地區(qū)西部的奧陶系馬家溝組是主要的產(chǎn)氣層位。因此,研究區(qū)古地貌是本溪組氣藏富集的主控因素之一,兩個巖溶古凹槽的東凹槽以本溪組成藏為主,西凹槽則為本溪組和奧陶系馬家溝組共同成藏。

圖4 研究區(qū)前石炭紀(jì)古地質(zhì)圖Fig.4 Pre-carboniferous palaeogeological map of the study area

圖5 研究區(qū)西部古巖溶凹槽側(cè)翼源儲配置與奧陶系成藏模式圖Fig.5 Source reservoir configuration and Ordovician Reservoir Formation model map on the side wings of paleokarst troughs in the western research area

4 沉積相和儲層展布對氣藏的控制

研究區(qū)本溪組為潮坪-瀉湖-障壁沉積體系,平面上砂體呈平行岸線的北西向串珠狀分布。從古地貌來看,障壁主要分布在古巖溶高地與凹槽之間的斜坡上(見圖1,6)?？v向上多期砂體疊置。本溪組本一(上)段和本二(下)段均發(fā)育東、西兩個障壁(見圖6),障壁邊緣和障壁之間存在一些潮坪、潮道和潮汐三角洲砂體[14-19]。雙障壁的存在可能與本溪組沉積早、中期海平面上升和障壁遷移有關(guān)[24],也可能與古巖溶高帶與凹槽之間所處位置的水動力作用較強有關(guān)。隨著海平面上升,與本二段相比,本一段障壁朝南西海岸方向遷移了約5 km。本溪組產(chǎn)氣井主要位于障壁砂壩內(nèi)部厚砂發(fā)育區(qū),與相帶分布具有很好的相關(guān)性。由于前述奧陶系成藏對氣源供應(yīng)的分流作用,研究區(qū)本溪組主要在東部第二障壁成藏,而西部的第一障壁砂巖局部含氣。盡管西障壁上試氣井不多,但測井綜合解釋部分鉆井可知,本溪組也為氣層,只是氣井?dāng)?shù)目、氣層厚度等小于東障壁。障壁之間的潮坪—瀉湖亞相中,本溪組砂體欠發(fā)育,氣井很少。所以,研究區(qū)本溪組氣藏主要分布在障壁砂壩內(nèi)部砂巖較厚的地方。東障壁相對西障壁砂巖含氣性更好,氣層厚度和面積大,透鏡狀氣藏數(shù)量多。

圖6 甘泉—富縣地區(qū)砂巖厚度等值線圖Fig.6 Contour map of sandstone thickness in Ganquan-Fuxian area

5 氣、水、干層分布及其控制因素

5.1 本溪組氣、水、干層的測井識別

全區(qū)本溪組共有61口井完成了試氣作業(yè),根據(jù)試氣結(jié)果以及測井參數(shù)和孔、滲、飽計算,可以制作出研究區(qū)本溪組砂巖屬于氣、水、干層的含水飽和度與孔隙度交會圖〔見圖7(a)〕和電阻率與聲波時差交會圖〔見圖7(b)〕,從而確定研究區(qū)氣、水、干層的測井識別門檻值。

由圖7可以看出,本溪組氣層砂巖的有效孔隙度≥3.2%,含水飽和度<52%,聲波時差為200～260 μs/m,深感應(yīng)電阻率為60～1 000 Ωm。氣、水同層的有效孔隙度≥3.2%,含水飽和度為52%～60%;含氣水層的有效孔隙度≥3.2%,60%<含水飽和度≤72%;水層的有效孔隙度>3.2%,含水飽和度>72%;干層的有效孔隙度<3.2%。

研究區(qū)本溪組兩個砂巖樣品的相對滲透率分析表明,氣、水同層的含水飽和度分別為58%～88%和49%～90%,即純氣層的含水飽和度小于49%～58%(見圖8),與測井判識結(jié)果較為接近。

5.2 本溪組氣藏分布特征

根據(jù)以上測井氣、水、干層判識方法,對全區(qū)360口井本溪組的氣層和氣、水同層進(jìn)行了識別,統(tǒng)計了每口井氣層的深度、厚度、平均孔隙度和含水飽和度參數(shù),為氣水分布規(guī)律分析和有利區(qū)塊預(yù)測提供了依據(jù)。

根據(jù)測井綜合解釋和氣、水、干層識別依據(jù),可以做出研究區(qū)本溪組氣層和水層的累計厚度圖。以本一段氣層有效厚度和平均孔隙度平面圖為例,其氣層主要分布在第二障壁北段,最大氣藏厚度約16 m,單個氣藏呈孤立2 km×3 km卵圓形,第二障壁上共約26個孤立圈閉,多氣藏呈北西向串珠狀分布;第一障壁僅6個孤立障壁圈閉(見圖9)。研究區(qū)絕大多數(shù)單氣層砂巖厚度大于4 m。障壁砂壩中心的砂巖平均孔隙度較高,氣井位置的砂巖平均孔隙度一般大于3.2%,最大約8%(見圖10)。

圖7 本溪組交匯圖識別氣水干層Fig.7 Identification of gas-water-dry layer in the intersection map of Benxi Formation

圖9 甘泉—富縣地區(qū)本一段氣層有效厚度和巖性氣藏分布圖Fig.9 Map of effective thickness and lithologic gas reservoir distribution of upper member of Benxi Formation—Ganquan-Fuxian Area

圖10 甘泉—富縣地區(qū)砂巖本一段平均孔隙度平面圖Fig.10 Average porosity of the upper member of the Benxi Formation of sandstone in the Ganquan-Fuxian Area

在垂直障壁的連井氣藏剖面上,氣藏呈透鏡狀展布,延伸2～5 km,同層位的氣、水、干層交替出現(xiàn),反映了較明顯的砂體非均質(zhì)性含氣特征(見圖11);氣藏以透鏡狀巖性氣藏類型為主,個別為具有邊底水的上傾尖滅氣藏。

圖11 過第二障壁南段的Q267-3—Q38-1—Y64-3—Y64-2—Q64井本溪組氣藏剖面圖Fig.11 Profile of Benxi Formation gas reservoir in well Q273-3—Q38-1—Y64-3—Y64-2—Q64 passing through the south section of the second barrier

5.3 本溪組水層的分布特征與厚水層成因

研究區(qū)含水砂巖主要分布在障壁邊緣較薄的砂巖區(qū)(見圖12),除Y1047和Y268井之外,本溪組水層累計砂厚小于5 m,單層多小于2 m。這可能與薄砂層泥質(zhì)含量高、孔隙度低,導(dǎo)致含氣飽和度低、成藏條件差有關(guān)。除Y1065井外,水井均位于砂巖平均孔隙度小于3.2%的區(qū)域(見圖12)。

個別井存在較厚的水層,如第二障壁南部的Q38-1本二段,存在一層8.3 m的水層,其周圍鉆井砂巖均為氣層(見圖10)。根據(jù)二維地震反射可知,研究區(qū)存在斷開T9(上古生界底面)的張扭性斷層,北東和近東西延伸,個別斷層的斷距可達(dá)150 ms(約300 m)左右(見圖13),斷距向上斷至二疊系頂面。這種斷穿二疊系以下地層、直立的北東延伸斷裂在盆地南緣的三維地震資料上也可看到[25]。由于沒有經(jīng)過圖10中過Q38-1井的二維測線,所以,推測該井厚砂層含水可能與斷裂破壞成藏有關(guān)。但圖1中的高產(chǎn)水區(qū)正好位于圖11大斷距斷層的北北東延伸帶上。

圖12 甘泉—富縣地區(qū)本溪組水層厚度圖Fig.12 Thickness map of Benxi Formation water layer in Ganquan-Fuxian Region

圖13 甘泉地區(qū)07YC120常規(guī)地震剖面(位置見圖1)Fig.13 The 07YC120 conventional seismic profile in the Ganquan Region

5.4 本溪組干層的成因探討

本溪組干層指砂巖由于孔滲性差,試氣不出流體的層位,其測井特征為聲波時差小于200 μs/m,計算孔隙度小于3.2%(見圖7)。巖心觀察可以看出,甘泉—富縣地區(qū)本溪組砂巖存在“白砂巖”和“黑砂巖”兩種類型,前者即淺灰色砂巖,單層和累加厚度均較大,約占砂巖總厚度的90%,粒度粗,以中-粗砂巖和細(xì)礫巖為主;后者即深灰色砂巖,單層厚度薄,一般0.2～2 m,約占砂巖總厚度的10%,粒度細(xì),以中-細(xì)砂巖為主,致密,有時見于本一段,有時見于本二段,常夾于白砂巖之中,與白砂巖處于過渡狀態(tài)(見圖14)。“黑”與“白”砂巖在測井曲線上特征一致,二者難以區(qū)分。

圖14 延1004井本二段巖心照片F(xiàn)ig.14 Core photo of the lower section of Benxi Formation in Well Yan 1004

從鑄體薄片上可以看出,“白砂巖”石英質(zhì)量分?jǐn)?shù)90%以上,多數(shù)達(dá)95%,為純石英砂巖,面孔率6%～10%,殘余粒間孔、巖屑和泥質(zhì)膠結(jié)物溶蝕孔隙類型〔見圖15(a、b、c、d)〕?！昂谏皫r”則為凝灰質(zhì)砂巖和巖屑石英砂巖,石英質(zhì)量分?jǐn)?shù)70%～90%,含大量燧石和火山巖巖屑及火山塵雜基,成分和結(jié)構(gòu)成熟度都明顯低于“白砂巖”,面孔率0～1%,火山塵雜基致密膠結(jié)〔見圖15(e)、(f)〕,燧石和酸性火山巖屑含量較高〔見圖15(g)、(h)〕。局部巖心上也可以看到本溪組含有深灰色火山碎屑凝灰?guī)r,如延377井第5回次本溪組粉砂質(zhì)泥巖取心中夾0.3 m深灰色火山角礫凝灰?guī)r,其鑄體薄片的面孔率為零。從以上分析可以看出,深灰色凝灰質(zhì)砂巖是本溪組干層的形成原因之一。

另外,鑄體薄片觀察表明,“白砂巖”中有時也存在物性很差的干層,鑄體薄片上可見其石英質(zhì)量分?jǐn)?shù)也在90%以上,磨圓度和分選較好-中等,但呈顆粒線接觸或縫合接觸,黏土質(zhì)膠結(jié),面孔率為0或1%,孔隙由個別巖屑溶蝕形成,孔隙中常見瀝青和黃鐵礦充填。其致密原因為成巖晚期強烈壓實所造成〔見圖15(i)、(j)〕。其局部可見白云石基底式膠結(jié),為早期成巖階段縮小了大量孔隙〔見圖15(k)、(l)〕。

由此可見,研究區(qū)儲層砂巖變致密的原因較復(fù)雜,少量干層與火山噴發(fā)和凝灰質(zhì)摻雜有關(guān)外,有些則與成巖早期的碳酸鹽巖快速基底式膠結(jié)有關(guān),有的則與晚期成巖的強烈壓實作用有關(guān)[26]。但總體來講,本溪組砂巖致密化的分布存在多尺度和極其不均一現(xiàn)象。例如位于研究區(qū)正北約2 km的試8井是本溪組產(chǎn)量最高的井,試井折算無阻流量日產(chǎn)超百萬方。該井全本溪組井段取心表明,其本一和本二段分別發(fā)育7.5 m和5 m的障壁砂巖與細(xì)礫巖,其中本二段由3 m灰白色細(xì)礫巖和其上的2 m凝灰質(zhì)細(xì)?！昂谏皫r”組成,其他本溪組層段均未見黑砂巖。2 m致密的黑砂巖并沒有影響該井的高產(chǎn)。又如在延253井本溪組直徑約2 cm的砂巖薄片上,某個1 mm的視域觀察到的面孔率可達(dá)8%〔見圖15(d)〕,另一個1 mm的視域觀察到的面孔率卻只有2%,或5%,說明在厘米級以下的尺度上,有效孔隙度的變化較大,平面上分布不均勻。而這種尺度的物性變化是測井曲線精度無法探測的,因為測井采樣點一般0.1 m或0.125 m,無法得知10 cm內(nèi)砂巖孔隙的變化。所以,采用鑄體薄片研究干層的成因有一定的局限性。從巖性、沉積相角度來看,除含凝灰質(zhì)會使儲層物性變差外,障壁邊緣和某些小型潮渠、潮溝砂巖儲層,由于水動力弱,含泥量高,因而物性差,是形成干層的主要原因(見圖11)。研究區(qū)東鄰的宜川地區(qū)本溪組塊厚層石英砂巖不含氣可能由別的原因造成,需要從成藏方面予以專門研究。

圖15 本溪組白砂巖氣層和干層砂巖的鑄體薄片F(xiàn)ig.15 The casting thin-sections of white sandstone gas reservoir and dry sandstone from the Benxi Formation

6 有利氣藏區(qū)預(yù)測

根據(jù)古地貌、障壁砂體厚度和展布等控藏要素,利用二維地震屬性和廣義衰減含氣檢測手段[27-28],將多個有利成藏的單因素分布圖疊合,三個以上有利成藏因素重疊區(qū)為I類有利成藏區(qū),兩個有利成藏因素重疊區(qū)為II類有利成藏區(qū),只有一個有利因素分布的區(qū)域為III類有利成藏區(qū)。在奧陶系馬家溝組馬六段分布區(qū),上古生界氣源與下古生界儲層的配置條件差,有利于上古生界氣源單獨在本溪組聚集成藏,所以,馬六分布區(qū)為有利的本溪組成藏因素之一。障壁壩內(nèi)部本一段或本二段存在4 m以上且平均孔隙度大于3.2%的砂體,其成藏概率高,也為有利的控藏要素之一。井點標(biāo)定后的二維地震振幅一維正演模型分析表明[29],山西組底界P1s至向上20 ms時窗的弱均方根振幅和本溪組底界C2b上下10 ms時窗的強均方根振幅分別與本一段和本二段砂厚呈正相關(guān)。本溪組二維地震主頻35 Hz,含氣后主頻降低至15～20 Hz。所以,根據(jù)二維地震指示的本溪組厚砂巖分布和可能的含氣衰減區(qū)也是判斷有利成藏區(qū)的兩個參考依據(jù)。本溪組分為本一和本二兩個成藏段。以甘泉—富縣地區(qū)本溪組本一段有利成藏區(qū)預(yù)測為例,其有利成藏區(qū)沿奧陶系頂面的古巖溶斜坡上的本溪組障壁砂壩分布(見圖16),第一和第二有利成藏區(qū)主要分布于存在馬六段隔層的東障壁砂壩,而西障壁砂壩只發(fā)育第三有利成藏區(qū)。根據(jù)有利成藏區(qū)和現(xiàn)有井網(wǎng)分布可以建議部署開發(fā)斜井6口(見圖16)。

圖16 甘泉—富縣地區(qū)本溪組本一段有利成藏區(qū)預(yù)測圖Fig.16 Prediction map of favorable reservoir-forming areas in the upper member of the Benxi Formation in the Ganquan-Fuxian Area

7 結(jié)論

1)甘泉—富縣地區(qū)的奧陶系頂面古地貌和本溪組障壁砂壩是研究區(qū)氣藏富集的兩個主控因素。本溪組成藏區(qū)主要位于下伏馬六段地層區(qū),當(dāng)古地貌凹槽下伏為馬五1-馬五4時則主要在奧陶系成藏。本溪組頂面構(gòu)造以及上古生界烴源巖厚度的變化與本溪組砂巖是否成藏關(guān)系不明顯。絕大多數(shù)本溪組氣藏為砂巖透鏡體圈閉,個別為上傾尖滅圈閉。

2)本溪組障壁砂壩中心的厚砂體含氣性好,產(chǎn)能高,最厚單氣層接近16 m,高產(chǎn)能井每日產(chǎn)氣超過50萬方。水層主要分布在障壁砂壩邊緣和累計砂厚較薄(<4 m)和平均孔隙度較小(<3.2%)的位置。個別本溪組厚砂層含水應(yīng)與局部斷裂對成藏的破壞有關(guān)。障壁邊緣和潮坪、潮溝、潮渠、潮汐三角洲微相的單砂層較薄,以水層和干層為主。

3)研究區(qū)本溪組I類有利成藏區(qū)主要位于中東部古地貌斜坡的第二障壁砂壩上;II類有利區(qū)大多與I類有利區(qū)相鄰,同樣集中在第二障壁砂壩;III類有利區(qū)主要分布在第一障壁砂壩。