四川盆地平昌—阆中地区侏罗系油气成藏主控因素与勘探对策

李军 王世谦

1.中国石油勘探开发研究院 2.中国石油西南油气田公司勘探开发研究院

四川盆地平昌—阆中地区侏罗系油气成藏主控因素与勘探对策

李军1王世谦2

1.中国石油勘探开发研究院 2.中国石油西南油气田公司勘探开发研究院

四川盆地平昌—阆中地区具有十分有利的油气成藏地质条件,但其油气勘探潜力长期被低估。通过对沉积、生油、储集及压力条件等油气成藏主控因素的综合分析,认为该区中下侏罗统具有大面积连续型油气聚集成藏的特征:①早中侏罗世处于湖水广布的繁盛期,烃源岩与储集岩交互叠置;②烃源岩质优、层厚,已大量生烃;③砂岩和介壳灰岩储层致密,且发育泥页岩油气层;④溶蚀孔洞缝的发育使致密储层的储集性能得到有效改善;⑤油气层普遍高压,油气连续型聚集成藏。因此,若在该地区遵循非常规油气资源的勘探思路,针对滩坝砂岩和介壳灰岩致密储层,采用水平井、加砂压裂等工艺技术,则有望实现侏罗系油气勘探新的突破。

四川盆地 平昌—阆中地区 侏罗纪 地质特征 成藏特征 连续型聚集 水平井 加砂压裂

平昌—阆中地区处于四川盆地早中侏罗世湖相沉积中心,主要发育中侏罗统沙溪庙组一段底—凉高山组上段和大安寨段2套主要含油气组合,具有十分有利的油气成藏地质条件,油气资源丰富。但其油气勘探潜力长期被低估,勘探方向不明。近年来,在该区大规模开展的二叠、三叠系礁滩油气勘探中,许多礁滩钻井在钻经侏罗系时油气显示频繁,经完井测试多口井获得了工业油气流,最高测试原油日产量可达170 t,显示出该区侏罗系油气勘探的良好前景。研究表明,平昌—阆中地区侏罗统油气具有大面积连续型聚集成藏的非常规油气藏特征。若转变勘探思路,采用非常规油气勘探方法与技术,则有望加快该区侏罗系油气勘探的步伐。

1 区域地质特征

平昌—阆中地区横跨川中隆起带与川北坳陷带,其南部为自震旦纪以来长期继承性隆起的川中隆起的北斜坡带,北部是印支运动以后发展起来的侏罗纪—白垩纪沉积坳陷盆地[1]。区内构造线排列形式明显受盆缘褶皱山系区域构造的控制,构造方向多变,是在燕山晚期构造雏形的基础上经多方向、多期次构造应力改造的结果[2]。区内构造较为平缓,规模也不大,主要形成于喜山期构造运动。

该区以中三叠世及其以下的海相碳酸盐岩为沉积基底,晚三叠世之后,转入了前陆盆地陆内沉积发展阶段,并经历了早—中侏罗世早期大型湖泊沉积期,以及中侏罗世晚期—早白垩世河流相沉积期[1,3]。侏罗系沉积厚度巨大,现今的侏罗系残余厚度一般介于2 000～4 000 m,以平昌—仪陇—巴中一带侏罗系沉积厚度为最大,一般为3 400～4 000 m。

早侏罗世自流井期至中侏罗世沙溪庙早期,经历了3次大的水进水退过程,在纵向上形成了珍珠冲—东岳庙段、大安寨段以及凉高山组—沙一段底部等3大套含油气组合。特别是后两次水进水退过程,持续时间长、规模大,生储盖组合配置有利,成为工区内的主力产油气层。

2 油气成藏特征

2.1 早中侏罗世处于湖水广布的繁盛期,烃源岩与储集岩交互叠置

早中侏罗世的总体沉积特征由以早—中侏罗世早期的较深水欠补偿的湖相暗色砂、泥岩沉积为主,过渡为中侏罗世中、晚期的补偿、超补偿的河流相砂岩和紫红、棕红色泥岩沉积为主。早侏罗世中、晚期为典型的温暖潮湿气候条件下的大型湖泊环境,分布范围广。整个湖盆沉积物呈半深湖相—浅湖相—滨湖相不规则环带状沉积格局,以细碎屑的湖相泥页岩夹砂岩和介壳灰岩沉积为特征。湖泊沉积中心位于平昌—仪陇一带,沉积厚度大,多处在浅—半深湖沉积环境中(图1)。

图1 川中北部地区早侏罗世自流井期大安寨时岩相古地理图

区域上,由于浅湖—半深湖区范围广泛,因而工区内泥质烃源岩广布。这也是工区内几乎所有的钻井在中、下侏罗统各层段中普遍都能见到油气显示的主要原因。质量较好的烃源岩主要发育在湖泊水体较深的半深湖—浅湖下部相区,即区域中部的平昌—仪陇地区。区内滨浅湖相区滩坝砂体及生物介屑滩广泛发育,并与黑色泥页岩交互叠置,构成区内重要的储油气层。

2.2 烃源岩质优、层厚,已大量生烃

凉高山组和大安寨段黑色泥页岩普遍含丰富的瓣鳃、介形虫、叶肢介等水生生物化石及陆源高等植物化石碎片,黄铁矿呈分散状分布于其中。这2套烃源岩主要发育在凉高山组上段(以下简称凉上段)和大安寨段中部的大一三层(以下简称大一三层),单层厚度一般为2～5 m,厚者可超过40 m,区域分布范围广,厚度一般为100～150 m,尤以平昌—仪陇地区烃源岩厚度较大。

对烃源岩样品分析结果的统计表明,凉高山组和大安寨段烃源岩的有机碳平均含量为1.3%～1.4%,氯仿沥青“A”平均含量为0.15%～0.20%,总烃平均含量为0.1%～0.15%。仪陇—平昌一带的有机碳含量明显较其他地区高,平均有机碳含量大于1.5%。而且烃源岩的有机质丰度随沉积相带而变化,从湖盆的沉积中心区向湖盆边缘逐渐降低,烃源岩质量逐步变差(表1)。

表1 中下侏罗统不同沉积相带烃源岩有机质丰度综合数据表

对烃源岩样品族组成、显微组分、元素、碳同位素及生物标记物等的多项分析结果表明,凉高山组和大安寨段烃源岩的有机质主要来源于湖泊中的低等水生生物,同时也混合有一定量的陆源高等植物,其有机质类型总体上以混合型为特征。其所生成的油气具有“腐泥型”特征,明显不同于下伏上三叠统煤系烃源岩所生成的“腐殖型”油气(图2)。而且,同一口井同一层段的烃源岩也可能由于受陆生植物输入量的影响而发生显微组成变化,即烃源岩的有机质类型产生显著差异(见本文参考文献[4]中表2)。陆源有机质与湖泊水生生物不同比例的混合可能是造成该区侏罗系油气兼生、油气性质多样以及分布复杂的主要原因。

图2 侏罗系与上三叠统原油的庚烷值—异庚烷值关系图

两套烃源岩均已成熟生烃,而且正处于大量生油的高峰阶段(Ro为1.0%～1.3%)。区域上,侏罗系烃源岩成熟度表现为南低北高、西低东高的特征。位于工区南部的公山庙、营山一带的侏罗系烃源岩成熟度较低,Ro一般小于1.0%。而仪陇—平昌一带的侏罗系烃源岩 Ro分布在1.1%～1.35%,成熟度适中,有利于油气的大量生成。

2.3 砂岩和介壳灰岩储层致密且发育泥页岩油气层

沙溪庙组底部和凉上段砂岩储层主要为一套滨浅湖滩坝相沉积,砂岩粒度多介于粉—细粒,以富含长石和岩屑为特征,其分布范围较广,靠大巴山物源区较近的东北部厚度相对较大。与凉上段砂岩相比,沙溪庙组底砂岩的单层厚度较大,粒度较粗,杂基含量较少,物性条件略好。而大安寨段介壳灰岩储层主要分布在大安寨段一层(简称大一层)和大安寨段三层(简称大三层)2个生物介壳滩发育层段中,其单层厚度较大,石灰岩质地较纯;而大一三层中的介壳灰岩多以薄层或介屑条带的形式分布在大套黑色页岩中。大安寨段生物介壳石灰岩储层主要集中发育在湖盆浅水区的生物介壳滩上,尤以工区西部的中台山—石龙场滩区较发育(见图1中黄色区域)。

沙溪庙组底部和凉上段砂岩储层的物性条件明显优于大安寨段介壳灰岩储层,其中沙溪庙组底部砂岩储层的物性为最好,其平均孔隙度为4.17%,平均渗透率为0.26×10-3μm2。纵向上,沙溪庙组底部砂岩储层存在相对的高孔层段(孔隙度为6%～9%),其与砂岩中长石含量的明显增多有关(表2)——在酸性介质条件下,长石易于被溶蚀形成次生孔隙[5]。凉上段砂岩储层表现为特低孔渗的特征,其平均孔隙度为1.76%,平均渗透率为0.118×10-3μm2。大安寨段介壳灰岩储层也属典型的特低孔渗致密储层,其平均孔隙度不足1%,渗透率一般小于0.1×10-3μm2。

大安寨段介壳灰岩储层的孔隙度随泥质含量而变化,泥质含量越高,储层孔隙度越高。泥质介壳灰岩(泥质含量大于25%)的孔隙度明显高于纯介壳灰岩(泥质含量小于10%)。特别是大安寨段泥页岩的孔渗性明显优于介壳灰岩(表3)。因此,在微裂缝发育的情况下,在大安寨段中也可形成一种非常规油气层——泥页岩裂缝型油气层(图3)。实际上,工区一些黑色页岩岩心的页理面上就富含原油,泥页岩中发育的层间缝及构造裂缝也多被沥青条带充填,钻井过程中许多发育裂缝的泥岩层段往往发生油侵、井涌甚至井喷等现象,油气显示频繁而又强烈,由此形成泥页岩裂缝性含油气层。但由于对这些泥页岩油气层的勘探潜力认识不清,过去都未对其进行过专层测试。在今后的勘探中,对这种特殊类型的非常规油气层也应该加以重视。

表2 沙溪庙组底部砂岩储层中的长石含量与孔隙度之间的关系统计数据表

表3 中下侏罗统部分含裂缝储层样品的物性特征统计数据表

图3 下侏罗统自流井组大安寨段油气层综合解释剖面图(1 R/h=71.666 7×10-9 A/kg)

2.4 溶蚀孔洞缝的发育改善了致密储层的储集性能

上述分析结果表明,侏罗系砂岩和介壳灰岩储层均属特低孔渗的致密储层。但是,在钻井过程中仍普遍发生油气侵、井涌、强烈井喷等良好的油气显示,特别是进入大安寨段时常发生钻具放空、钻时加快、憋跳钻、钻井液漏失以及岩屑中分布有次生矿物晶体等现象,证明有较大的溶蚀缝洞存在。例如,川42、井43、石龙13、15等井在大一层中曾发生放空、漏失现象,均获得了高产油气流,其油、气测试产量分别为10～80 m3/d和(4.6～60)×104m3/d。公山庙构造上所钻获的沙一段底高产油井(如公16、公20、公27井等)也证实与裂缝的发育直接相关[6]。

裂缝的存在对孔隙度影响较小,而对渗透率的影响巨大。实验数据表明,沙溪庙组底部、凉上段砂岩储层和大安寨段介壳灰岩储层若无裂缝,其渗透率几乎都小于1×10-3μm2。但是,砂岩和介壳灰岩中一旦发育有裂缝,其渗透率可以成倍、成百倍地增加(表3)。裂缝及与裂缝相关的次生溶蚀孔、洞是侏罗系储层主要的储集空间和渗流通道。邓康龄[2]的研究结果也证明,裂缝的发育程度是决定工区内柏垭—石龙场油气成藏和高产富集的关键因素。

2.5 油气层普遍高压,油气连续型聚集成藏

原地矿部西南石油地质局在工区内的多口钻井泥页岩密度的实钻测定结果表明,进入沙一段之后,泥页岩密度就开始降低,并偏离正常趋势线,特别是进入凉高山组之后,泥页岩密度降低的幅度加大,偏离正常趋势线更明显,明显处于典型的欠压实阶段。侏罗系泥页岩低密度带所对应的泥页岩欠压实带一般出现在沙一段底部至大安寨段,该带既是侏罗系油气生成带,也是高压异常带(压力梯度大于1.358 M Pa/100 m),在钻井过程中表现为钻井液密度加大,井径扩大,并出现大量油气显示等特征。

区域上,凉高山组和大安寨段油气层的压力梯度基本上以仪陇—平昌一带为异常高压中心(压力梯度大于1.6 M Pa/100 m),向四周压力梯度逐渐降低,并呈环带状分布。产生异常高压的主要原因是泥页岩的欠压实作用以及烃源岩的生烃增压作用[6]。

从工区内侏罗系油气分布情况来看,区域上表现为油气大面积区域性聚集特征,油气分布完全不受构造控制,无论在单斜上还是在向斜中都有油气显示或油气流产出,而且油气分布复杂,如平昌—仪陇一带多口钻井油气同产,柏垭—石龙场一带油井与气井相间,互不连通[2],开采过程中基本上不见水。纵向上,油气主要分布在凉上段和大一三层烃源层内部及其邻近的沙一段底和大一、大三层中。尽管“关口砂岩”之上的沙一中上层段以及凉下段—过渡层中的砂体更为发育,但在钻井过程中却极少见到油气显示,更鲜见油气流产出。上述种种迹象表明,工区内侏罗系油气生成后可能并未经历过在水动力的作用下大规模二次运移[2]的聚集过程,由此未能造成油气水的充分分异,而是自生自储原地就近聚集,从而具有连续型油气聚集(continuous-type accumulations)的非常规油气藏特征[7-8]。此外,沙一段底—大安寨段油气层的高压特征也预示其内部生成的油气可能未经历过充分的运移、泄压过程。况且,在晚侏罗世—早白垩世油气大量生成并开始发生二次运移聚集[2]时,中下侏罗统砂岩和介壳灰岩储层经历了深埋藏压实(埋深已达2.5～3.5 km)和强烈的成岩作用而已普遍致密化。因此烃源灶中的油气难以经侧向运移而进入到致密砂岩和介壳灰岩储层中。

3 油气勘探对策

3.1 侏罗系油气勘探未获突破的原因浅析

自20世纪70年代以来在工区内开展的侏罗系油气勘探结果表明,中下侏罗统中普遍具有丰富的油气显示,其中有些钻井油气显示很好且显示级别高,但最终未能获得理想的油气测试成果,究其原因主要有以下几点(限于篇幅,恕不一一举例说明)。

1)钻井过程中以及固井时采用了高密度钻井液。钻入油气层之后所使用的钻井液密度普遍超过1.35 g/cm3,一些甚至超过1.80 g/cm3,而且钻穿油气层后长时间裸眼,受钻井液污染、浸泡时间过长,从而造成了对油气层的极大污染和损害,影响了油气层的测试结果。

2)在揭开油气层之前,为防止井涌、井喷,盲目地加重钻井液密度,或者在钻遇井喷后,多次使用高密度钻井液将油气层完全压死,从而影响了钻井过程中应有的直接油气显示及测试效果。

3)井内事故复杂,测试条件不利,影响了测试的效果。

4)固井、酸化、测试工艺的不适应及增产措施的不得当而得不到应有的油气成果。

由此造成一些钻井中测时(高)产,完井测试不产或低产;措施前产,措施后不产或低产;试修前产,试修后不产或低产的非正常现象。

3.2 勘探方法与建议

笔者的研究结果及现有的勘探成果均表明,平昌—阆中地区侏罗系具有诸多有利的油气成藏条件,而且勘探潜力很大,但目前的勘探结果与认识尚存在较大差距。除上述原因外,勘探思路与方法也是重要的一项制约因素。从上述分析可知,平昌—阆中地区侏罗系油气藏具有不受构造控制、大面积连续型油气聚集的分布特征。因此其勘探思路与方法应该明显有别于常规油气藏。笔者认为应该借鉴北美地区针对致密油气藏、页岩油气藏等所采用的一系列非常规油气资源勘探技术与方法[9],如气体欠平衡钻井、水平井技术以及大型分段加砂压裂技术等,有望在工区侏罗系油气勘探中取得突破。

近年来在平昌—仪陇地区,使用气体欠平衡钻井和加砂压裂测试技术初步取得了较好的效果,这正是侏罗系油气勘探新曙光的初现。由于气体欠平衡钻井技术有效地避免了钻井液对致密油气层的损害和污染,因此在以礁滩为目的层的钻井过程中,中下侏罗统中油气显示更为活跃、频繁,多口钻井中直接放喷出了高产油气流。采用加砂压裂完井测试也取得了较好的效果,如LG9井沙一段底油气层采用加砂压裂测试获得了高产,日产油170.34 t、日产气1 000 m3。由此看来,只要采用了与侏罗系致密油气层相匹配而适用的勘探方法与技术,完全可能取得明显的勘探效果。

针对平昌—阆中地区侏罗系油气层特低孔渗性的实际情况,为能及时地发现油气并将其丰富的油气资源有效地开采出来,实现该地区侏罗系油气勘探的突破,笔者提出以下几点勘探建议:

1)为防止钻井液对油气层的损害以及由于固井、酸化、测试工艺的不适应,得不到应有的油气成果,建议对发现的油气层应及时采取中途测试。过去,在中台山、石龙场地区,基本上未对沙溪庙组底和凉高山组油气显示层段作解释及测试。

2)为降低钻井过程对油气层的伤害,建议控制钻井液密度,减少油气层浸泡时间,以近平衡或欠平衡钻井方式钻井,以最大限度地保护油气层。

3)由于气体欠平衡钻井技术在油气层中钻进时可以实现零污染,有利于释放、发现和保护油气层,特别是对保护和发现低渗透油气藏、提高单井产量具有非常显著的效果。因此建议在侏罗系油气勘探中大力采用这项钻井技术。

4)采用水平井钻井技术和多级分段加砂压裂技术是北美地区非常规油气资源勘探取得巨大成功的主要手段[9]。建议在侏罗系油气勘探中大力推广使用这些技术,这可能才是勘探开发侏罗系非常规油气资源行之有效的方法和技术。

[1]郭正吾,邓康龄.四川盆地形成与演化[M].北京:地质出版社,1996.

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Themain factors controlling hydrocarbon accumulation in the Jurassic of Pingchang-Langzhong area in the Sichuan Basin and itsexploration strategies

Li Jun1,Wang Shiqian2
(1.PetroChina Petroleum Exp loration and Development Research Institute,Beijing 100083,China;2.Exp loration and Development Research Institute,PetroChina Southw est Oil&Gasfield Com pany,Chengdu, Sichuan 610051,China)

NATUR.GAS IND.VOLUM E 30,ISSUE 3,pp.16-21,3/25/2010.(ISSN 1000-0976;In Chinese)

The geologic conditions at the Pingchang-Langzhong area in the Sichuan Basin are favo rable fo r hydrocarbon accum ulation. However,its exp loration potentials has have long been underestimated.Based on a comp rehensive analysis of geologic sedimentation,hydrocarbon-generation,reservoirs and p ressure conditions,it is believed that the M iddle-Lower Jurassic in the study area has the characteristics of large continuous p lays.①The study area is located in the lacustrine depocenter of the Sichuan Basin during the Early and M iddle Jurassic w hen interbedded source rocks and reservoir rocks were deposited;②The source rocks are high in quality and large in thickness,w ith a large amount of hydrocarbons being generated;③The sandstone and shelly limestone reservoirs are tight and contain well-developed hydrocarbon-bearingmudstone and shale;④The well-developed dissolution pores,caverns and fractures effectively imp rove the poroperm characteristics of tight reservoirs;⑤The hydrocarbon-bearing layers are generally in abnormally high p ressure and fo rm continuous p lays.Should the exp lo ration strategies fo r non-conventional p lays be dep loyed in the study area and horizontal well and sand fracturing techniques be app lied in the tight pay zones,a breakthrough w ill be expected in the exp loration of the Jurassic hydrocarbon reservoirs in the Sichuan Basin.

Sichuan Basin,Pingchang-Langzhong area,Jurassic,geologic characteristics,hydrocarbon accumulation feature,continuous play,ho rizontal well,sand fracturing

李军,1960年生,高级工程师;1982年毕业于原华东石油学院石油物探专业;主要从事地质综合研究、地震资料综合解释工作。地址:(100083)北京市海淀区学院路20号910信箱地质所。电话:(010)83597970。E-mail:lju@petrochina.com.cn

李军等.四川盆地平昌—阆中地区侏罗系油气成藏主控因素与勘探对策.天然气工业,2010,30(3):16-21.

DO I:10.3787/j.issn.1000-0976.2010.03.004

(修改回稿日期 2010-01-10 编辑 罗冬梅)

DO I:10.3787/j.issn.1000-0976.2010.03.004

L i Jun senio r engineer,bo rn in 1960,ismainly engaged in comp rehensive research of geology and seismic interp retation.

Add:Mail Box 20,Xueyuan Rd.,Haidian District,Beijing 100083,P.R.China

Tel:+86-10-8359 7970E-mail:lju@petrochina.com.cn