洛阳－伊川地区三叠系致密砂岩油气藏地质特征

杜建波，田景春，胡俊卿，曹建康

(1.成都理工大学沉积地质研究院，四川成都610059;2.中国石化河南油田分公司石油勘探开发研究院，河南南阳473132;3.成都理工大学油气藏地质及开发工程国家重点实验室，四川成都610059)

1 概况

1.1 区域地质概况

洛阳－伊川地区主要包括洛阳盆地和伊川盆地，位于河南省西部，西起渑池，东止巩义，北起黄河，南达汝阳、嵩县一带。构造上隶属于华北盆地南部，夹持于崤山、熊耳山、外方山、嵩山、箕山与黄河之间，是印支末期在华北地台基础上发展起来的中新生代叠合盆地群(图1)。主要经历了印支末期挤压回返、燕山期隆升剥蚀、喜马拉雅早期伸展断陷、喜马拉雅晚期拗陷等多个演化阶段。其中，三叠系保存较好，自下而上可划分为“三统六组”，即下统刘家沟组、和尚沟组，中统二马营组、油坊庄组，上统椿树腰组、谭庄组，残留最大厚度达3 800 m，平均厚度大于1 000 m。

1.2 屯1井油气突破

屯1井位于伊川盆地伊川鼻状构造带中部，于2011年完钻于中三叠统油坊庄组，自上而下钻遇新近系、古近系及上三叠统谭庄组、椿树腰组、下三叠统油坊庄组等。其中上三叠统谭庄组和椿树腰组均见到良好油气显示，且显示丰富。上部谭庄组于埋深600～1 200 m油显示活跃;下部椿树腰组于埋深1 200～2 000 m气测异常明显，均呈大层段连续性展布特征。该井于深度1 874～1 884 m井段(椿树腰组)压裂试油获日产天然气7 200 m3，突破了工业气流关，打破了南华北地区油气勘探久攻不克的桎梏，为洛阳－伊川乃至南华北地区下一步油气勘探指明了方向——致密砂岩油气勘探。

图1 洛阳－伊川地区地理位置图Fig.1 Location of Luoyang-Yichuan area

2 致密砂岩油气成藏地质条件

三叠纪，南华北地区(含洛阳－伊川地区)与鄂尔多斯盆地处于同一个大型坳陷型湖盆，整体呈北西向展布，沉积中心位于铜川－郑州一带［1-2］(图2)。虽然洛阴－伊川地区遭受燕山－喜马拉雅期构造运动的改造较鄂尔多斯盆地强烈，致使其构造特征复杂，但二者具有相似的生储盖特征。目前，鄂尔多斯盆地三叠系已成为致密砂岩油气藏勘探的典范［3－6］，故洛阳－伊川地区三叠系也应具有致密岩性油气藏勘探的基本石油地质条件。

2.1 烃源岩发育

洛阳－伊川地区发育石炭系－二叠系和三叠系两套主力烃源岩。其中，三叠系烃源岩主体为河流相－湖相暗色泥岩，主要发育于上三叠统谭庄组和椿树腰组，暗色泥岩总厚200～850 m，烃源岩有机质丰度中等－高，总有机碳含量(TOC)为0.6% ～14.9%，总体为中等－好烃源岩(表1);有机质类型主要为Ⅱ－Ⅲ型，镜质体反射率(Ro)为0.6% ～1.3%，处于生烃高峰期，是油气勘探的重要层系。通过与美国落基山及国内鄂尔多斯盆地等几个主要致密砂岩油气藏盆地的烃源岩特征对比认为［7－8］，洛阳－伊川地区具备致密砂岩油气藏形成的烃源条件。

2.2 储集层致密

区内三叠系残余厚度为800～3 000 m，砂岩厚度为400～1 300 m，储集层发育;但因成岩作用较为强烈，储层致密，平均孔隙度为5% ～10%。

本区上三叠统砂岩发育，主要类型有:河流相砂体、三角洲前缘砂体、浅湖砂坝砂体、浅湖－半深湖砂体等。其中三角洲前缘砂体是区内上三叠统最主要的骨架砂体类型，构成了该区主要的储集层。砂岩厚度为464～682 m，含砂率为36.8% ～53.2%(表2)，自北而南含砂率逐渐降低，北部济源西承留含砂率达53.2%，南部宜阳、伊川一带含砂率为42%左右。

图2 华北地区晚三叠世沉积等厚图［1］Fig.2 Isopach of the Upper Triassic in North China［1］

表1 洛阳－伊川地区上三叠统烃源岩有机质丰度统计Table 1 Organic abundance of source rocks in the Upper Triassic in Luoyang-Yichuan area

表2 洛阳－伊川及周缘地区上三叠统岩性厚度统计Table 2 Lithology-thickness statistics of the Upper Triassic in Luoyang-Yichuan and adjacent area

上三叠统砂岩储层总的特点是低孔隙度(2%～11%)、低渗透率(0.03×10－3～3.50×10－3μm2)和高碳酸盐含量(10% ～15%);铸体薄片分析表明，岩石普遍胶结致密，非均质性较强。主要孔隙类型为次生孔隙，以粒间溶孔和粒内溶孔为主，少量胶结物溶蚀孔隙及原生孔隙，储集性能较差，为低孔、特低渗储层。

区内中、下三叠统砂岩厚200～600 m，占地层的40%～50%。岩性主要为中细粒石英质长石砂岩及岩屑长石砂岩(图3)。长石含量高，碳酸盐胶结及铁泥质胶结普遍。压实作用强烈，颗粒间多呈线接触。实测孔隙度为4.6% ～9.9%，平均为7.92%;渗透率为0.038×10－3～2.140 ×10－3μm2，平均为 0.760 ×10－3μm2，属特低渗透储层，局部受溶蚀作用影响，次生溶蚀孔隙较发育，储集性能相对较好［9-10］。

图3 洛阳－伊川及周缘地区中、下三叠统砂岩分类Fig.3 Sandstone classification of the Middle-Lower Triassic in Luoyang-Yichuan and adjacent area

2.3 区内三叠系油气显示丰富

洛阳－伊川地区钻遇三叠系探井仅3口(屯1井、伊1井和洛1井)，均于上三叠统见良好油气显示。另外，多口煤田钻孔(伊3001孔、4001孔等)也于上三叠统见油气显示。其中，洛1井于上三叠统见36 m/30层荧光砂岩;伊1井于上三叠统见107 m/28层荧光－油斑砂岩;4001孔于谭庄组见油斑显示;3001孔于谭庄组见50.87 m/22层油气显示;屯1井于上三叠统见油气显示(含岩心)27.65 m/41层，并于深度1 200～2 000 m井段普遍见气测异常。丰富的油气显示进一步证明了洛阳－伊川地区三叠系具有连续性分布特征，勘探潜力较大。

3 致密砂岩油气藏地质特征

屯1井于上三叠统常规试油仅获少量原油和天然气，压裂试油突破天然气工业气流关，对其油气藏地质特征分析，具有低孔、低渗、地层压力异常、油气关系倒置等先成型致密砂岩油气藏特征。

3.1 地层压力异常，呈低压特征

地层压力是指作用于地层孔隙空间的流体(油、气、水)压力。正常地层压力等于地表到某一地层深度的静水压力。其中，超过静水压力的地层压力或压力系数(实测压力/静水压力)大于1的为高压异常;低于静水压力的地层压力或压力系数小于1的为低压异常［11］。

致密砂岩油气藏由于储层致密，油气逃逸速度低于生排烃速度，原生油气藏均为高压油气藏，后期由于遭受抬升－剥蚀，随着温度降低和剥蚀卸载等作用，生烃作用停止，岩石骨架反弹与孔隙扩容，导致高压向低压演化，油气藏逐步变为常压或低压［11－14］。洛阳－伊川地区屯1井地层测试实测深度1 879 m地层压力8.2 MPa，折算压力梯度0.436 MPa/100 m，与录井所测DC指数解释压力梯度基本一致(表3)，表明洛阳－伊川地区三叠系致密砂岩油气藏为低压油气藏。

3.2 油气关系复杂，呈“上油下气”倒置特征

致密砂岩油气藏由于渗透性差，迁移能力弱，油、气、水重力分异不明显，多呈近源聚集特征［13－17］;常规油气由于油气水的重力分异作用，多呈上气中油下水或者上气下油特征。伊川盆地上三叠统岩性主要为粉－细砂岩、泥质粉砂岩与泥岩互层，其中，泥岩对生成的油气起到了封盖作用，而储层又呈低孔特低渗特征(孔隙度平均3.58%，渗透率平均0.04×10－3μm2)，使得生成的油气在纵向上运移和重力分异困难，故油气多就近聚集，保持了原有油气生成时的状态，呈现油气关系复杂的特征。屯1井上三叠统谭庄组见丰富油显示，并于岩心中见少量原油，且气测较弱;而下伏椿树腰组仅见少量荧光显示，但气测异常明显，达216 m/54层，并于深度1 874～1 884 m井段压裂后试获工业气流，日产天然气7 200 m3。油气显示呈现“上油下气”的倒置特征。

3.3 先致密后成藏

对于致密砂岩油气藏，通常可划分为先成型和后成型两类［18－21］。先成型指储层先期致密，然后烃源岩生排烃成藏;后成型则指烃源岩先期生排烃成藏，然后储层致密。由于致密砂岩油气藏多不存在底水和边水，无浮力作用，随着油气的不断供给，在压实作用、生烃膨胀力等驱动下排替自由孔隙水，油气水界面沿储层向上倾方向整体推移，压实作用和生烃膨胀力则成为其运移的主要动力;而油气水之间的毛细管压力和油气藏上覆的地层水柱压力构成了油气运移的主要阻力。加之先成型致密储层的物性与烃岩相差无几，故优势运移通道不发育，主要表现为在侧向输导层中整体排驱水运移，呈储源近距接触特征。而后成型中断层、不整合和连通性较好的高孔渗砂体是其优势运移通道，以浮力和生烃膨胀力为其主要动力，可进行垂向及侧向运移，运移距离较大。

表3 洛阳－伊川地区屯1井地层压力解释Table 3 Formation pressure interpretation of Well Tun 1 inLuoyang-Yichuan area

图4 洛阳－伊川地区邻井上三叠统荧光薄片显微照片Fig.4 Micrographs of fluorescence thin sections of the Upper Triassic from wells in areas adjacent to Luoyang-Yichuan area

区内含油性与物性关系密切，物性较好砂岩多发育荧光或油迹，物性差砂岩则无显示;同时，区内邻井荧光照片(图4)可以看出，在颗粒成岩缝中均发育荧光，进一步表明油气生排烃期相对较晚，应在储层致密和成岩缝形成之后，故综合分析认为区内油气藏应为先成型。

4 结论

1)洛阳－伊川地区上三叠统岩性为灰－深灰色薄－中层粉砂岩、细砂岩与泥岩互层，烃源岩和砂岩储层均较发育。其中，储层致密，呈低孔特低渗特征;烃源岩厚度大、横向分布稳定，具有大面积含油气的地质特征。

2)洛阳－伊川地区三叠系油气藏具有低孔渗性、地层压力异常、油气关系倒置、先致密后成藏的先成型致密砂岩油气藏特征。三叠系为洛阳－伊川地区下一步油气勘探的主攻层系，致密砂岩油气藏是该区勘探的主要方向。

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