西昌盆地白果湾组致密砂岩油气形成关键指标评价与有利区优选

杨 平,陈 杨,冯伟明,牟必鑫,魏洪刚,客 昆,刘家洪,何 磊

(1.中国地质调查局成都地质调查中心,四川 成都 610081;2.四川省煤田地质工程勘察设计研究院,四川 成都 610072)

0 引言

致密砂岩气是指覆压基质渗透率≤0.1×10-3μm2(或空气渗透率≤1×10-3μm2)的砂岩气层,单井一般无自然产能或自然产能低于工业气流下限,但在一定经济条件和技术措施下,可以获得工业天然气产量(邹才能等,2012;李建忠等,2012)。低勘探程度复杂地质条件致密油气成藏富集规律复杂,诸如烃源、储层和保存等一直是制约油气勘探的主要控制因素。西昌盆地白果湾组与四川盆地须家河组在地层、岩性和沉积相方面具有可对比性,主要发育扇三角洲、河流三角洲和湖泊等3类沉积体系(杨威等,2020);白果湾组发育大套灰黑色泥岩烃源岩,总有机碳含量普遍为1.0%～1.6%,累计厚度普遍可达100～400m,纵向上可构成烃源岩和砂体的多套叠置;白果湾组野外露头可见油气充注痕迹(文龙等,2008),说明西昌盆地白果湾组具有“近源成藏”并形成致密砂岩油气的地质条件。上世纪九十年代以来,在该区部署的多口钻井在白果湾组砂岩段仅钻遇微含气层,不具备工业气流,油气成藏富集规律认识不清。相关的油气化探(颜自给等,2004)、成岩流体(李国蓉等,2009)等调查研究认为西昌盆地晚海西期热液活动加速了部分地区下古生界油气保存条件的破坏(刘丽华等,2003)。很长时间以来该区油气勘探基本处于停滞状态,近年来随着“入源”寻找页岩气、“近源”寻找致密砂岩气的勘探思路和体积压裂等增储上产技术的广泛应用,寻找源岩油气、致密油气的甜点段和甜点区成为油气勘探中的共识。西昌盆地一直以来缺油少气,四川省凉山彝族自治州属于“三区三州”深度贫困地区之一,近几年中国地质调查局及四川省加大了对西昌盆地及邻区油气的调查力度(杨平等,2019;客昆等,2020;余谦等,2020)。2019年,四川煤田地质工程勘察设计研究院在西昌盆地东部昭觉坳陷部署ZD-1井,在井深500～900m的白果湾组一段、三段和四段均获得良好的浅层致密砂岩油气显示,钻遇白果湾组页岩普遍含气,砂岩含油,成藏类型为自生自储型(魏洪刚等,2020)。从西昌盆地钻井和露头剖面砂岩物性来看,西昌盆地白果湾组砂岩空气渗透率多小于1×10-3μm2,属于典型的致密砂岩范畴(刘树根等,2004),因此,有必要重新认识西昌盆地白果湾组致密油气资源潜力。

国内致密砂岩气资源地质评价标准方法主要是通过埋深、烃源岩和砂岩储层分布等因素开展评价(邹才能等,2014)。西昌盆地致密砂岩油气研究程度低,地质条件复杂,有效储层岩性特征与分布规律、烃源岩质量和规模、埋深和保存条件等仍是该区油气勘探和选区评价的重要研究内容,特别是致密砂岩气的“源”、“储”条件是成藏有利区预测的关键指标。本次研究首先对ZD-1井进行剖析,分析不同粒度碎屑岩物性、含油气性等参数及相关性,确定致密砂岩气发育的主要岩性和分布规律。再对白果湾组泥质烃源岩原始有机碳含量、泥页岩厚度、有机质类型、产烃率等关键参数进行分析,计算各剖面白果湾组生烃强度,编制生烃强度等值线。最后综合生烃强度、镜质体反射率(RO)和埋深等指标优选成藏有利区和甜点区。

1 地质概况

西昌盆地演化历史根据沉积建造、不整合界面、构造格架等特征可划分为3个大阶段:基底形成阶段、被动边缘发展阶段和内陆盆地演化阶段(王运生和李云岗,1996;伏明珠和覃建雄,2011)。晚三叠世以来,形成了米市坳陷、昭觉坳陷、麻姑山坳陷、甘洛坳陷、美姑坳陷等5个二级构造单元。其中米市坳陷是西昌盆地内规模最大的坳陷,其上三叠统白果湾组及以上地层覆盖区面积达5500km2,该坳陷西侧以安宁河断裂为界、西南侧以则木河断裂为界、东侧以普雄-四开断裂为界,构成了西昌盆地的主体(图1)。白果湾组在西昌盆地边缘基本出露地表,盆内零星出露。盆地内已钻探的4口钻井资料显示,不同区域白果湾组厚度差别较大,一般介于500～900m,如喜德1井为715.0m、喜德3井为571.0m、七坝1井为670.5m、普格1井为550.0 m。西昌盆地白果湾组碎屑岩以不同粒度砂岩、灰黑色泥岩和泥质粉砂岩为主,下部间夹煤线,有学者将白果湾组岩性段划分为上、下亚段(覃建雄等,1996)。近期,中石油通过岩性、电性特征及沉积旋回研究,将白果湾组划分为4个岩性段,并与四川盆地须家河组三—六段进行了地层沉积相对比(杨威等,2020)。本次研究根据区域剖面地层沉积岩性变化,将白果湾组划分为5个岩性段,一段主要为灰色中-粗砂岩夹少量泥岩,由西向东碎屑岩粒度变细,厚度减薄,反映自西向东的物源供给;二段以大套灰黑色、深灰色泥岩出现作为底界标志,向上多夹粉砂岩,偶夹细砂岩,以半深湖-前三角洲沉积为主;三段为灰黑色、深灰色页岩为主,底部发育厚约15～23m中砂岩,并以中砂岩底为二段(T3bg2)泥岩与三段的界线标志,该段以半深湖—前三角洲沉积为主;四段以砂岩为主,泥岩减少,为三角洲前缘沉积;五段以浅湖相沉积为主,主要发育在米市坳陷中东部,岩性以灰绿色泥岩和粉砂岩为主。白果湾组顶、底界线清楚,与上覆地层下侏罗统益门组呈整合或者假整合接触,与下伏地层呈明显角度不整合接触。与白果湾组直接接触的地层从中下三叠统至震旦系均有分布,东部常与中三叠雷口坡组接触,西部常下伏更加古老的震旦系灯影组,整体表现为由东向西超覆在康滇隆起之上。

图1 研究区构造位置图Fig.1 Location of the study area

2 致密砂岩储层发育特征

孔隙度、渗透率是较为通用的有效致密砂岩储层划分参数。有学者将有效致密砂岩储层孔隙度上限定为10%(李建忠等,2012),对于下限一般认为在4%～5%。经验统计法和压汞参数法研究(景辅泰等,2020)表明鄂尔多斯盆地三叠系延长组有效致密储层物性下限分别是孔隙度6.5%～7.0%,渗透率约为0.05×10-3μm2。四川盆地须家河组不同层段有效致密储层的平均孔隙度为4.6%～5.84%,渗透率为0.178～0.387×10-3μm2(童晓光等,2012)。因此对于致密砂岩油气,有效储层孔隙度通常在5%～10%之间,一般不低于4%;渗透率不低于0.05×10-3μm2。

西昌盆地ZD-1井白果湾组岩心数据表明,白果湾组不同粒度碎屑岩物性差异较大,泥岩孔隙度平均3.12%,粉砂岩孔隙度与泥岩基本相当,平均为2.95%,细砂岩平均孔隙度为3.64%,中-粗砂岩平均孔隙度为9.52%,随着粒度变粗物性普遍变好(图2a)。泥岩、粉砂岩及细砂岩水平渗透率总体相近,由于微裂隙发育,个别层段的水平渗透率值相对较高。排除微裂缝影响后,泥岩平均水平渗透率为0.011×10-3μm2,粉砂岩平均水平渗透率为0.012×10-3μm2,细砂岩平均水平渗透率为0.015×10-3μm2,中-粗砂岩水平渗透率普遍高于其它岩性,渗透率普遍大于0.05×10-3μm2,最高为0.15×10-3μm2,平均为0.089×10-3μm2(图2b)。

图2 ZD-1井各类岩性孔隙度(a)和渗透率(b)分布特征Fig.2 Distribution of porosity(a)and permeability(b)of various lithology in well ZD-1

西昌盆地ZD-1井白果湾组各种岩性物性数据对比表明:(1)各种岩性物性差异明显,中-粗砂岩孔隙度和渗透率相对较高,可作有效储层,属于致密砂岩储层范畴,ZD-1井实钻验证全烃显示较高和含油气性较好层段岩性主要为中-粗砂岩,次为细砂岩;(2)大部分细砂岩物性不如中-粗砂岩,孔隙度和渗透率均极低,和粉砂岩一样不能形成有效储层,灰黑色泥岩有机质含量较高,为良好的烃源岩和盖层。

3 致密砂岩储层分布规律

西昌盆地勘探程度低,缺乏区域性的岩心物性数据。露头剖面中各类砂岩由于地表淡水淋滤等作用表生岩溶孔隙发育,孔隙度往往偏大,属于无效孔隙,不能代表真正的储层物性。通过对ZD-1井各种岩性物性统计,西昌盆地白果湾组各段中普遍发育的中-粗砂岩可作为有效储层,该类砂岩单层厚度较大,沉积微相有利。基于上述认识,对西昌盆地白果湾组37条剖面和相关钻井资料开展了岩性、厚度等统计,编制了白果湾组砂岩分布对比和厚度等值线图(图3a、图3b),发现白果湾组各段致密砂岩储层分布规律如下:白果湾组一段(T3bg1)在西昌盆地东部分布相对稳定,其中在ZD-1井获得油气发现,从米市坳陷东南缘至美姑坳陷,该段中-粗砂岩厚度逐渐增大。普格海子河坝缺失T3bg1,布拖阿依剖面为6.6m,昭觉特洛莫剖面为26m,ZD-1井为24m,测井解释含油气厚度16m,美姑牛牛坝为27m,美姑椅子河厚56m。在西昌盆地西部,由于距离西部康滇隆起较近,发育扇三角洲沉积,该段中-粗砂岩厚度大,并在底部发育大套砾岩,至西向东砂岩粒度变细,厚度减小,横向上物性变化较快,不均质性较强,物源来自康滇古隆起。例如,喜德依木拉达剖面,该段中-粗砂岩累计厚125m;在XD1井该段中-粗砂岩厚130m;向东至越西尔书布沟变化为细砂岩,厚58m;美姑牛牛坝该段发育27m细砂岩(图4)。

图3 西昌盆地白果湾组中—粗砂岩(a)和细砂岩(b)厚度等值线图Fig.3 Thickness contour map of medium-coarse sandstone(a)and thickness contour map of fine sandstone(b)of Baiguowan Formation in Xichang Basin

图4 西昌盆地东部白果湾组地层对比与致密砂岩储层分布(S-N)Fig 4 Stratigraphic correlation and distribution of tight sandstone reservoirs in eastern Xichang Basin( S-N)

白果湾组二段(T3bg2)在西昌盆地西部喜德依木拉达剖面,该段主要为灰黑色泥岩夹少量粉砂岩,在XD1井2230～2248m发育厚约18m中砂岩,向东至尔书布沟变为细砂岩,储层物性变差。在西昌盆地东部基本为灰黑色泥岩夹粉砂岩,仅在昭觉特洛莫可见厚约20m细砂岩。

西昌盆地西部白果湾组(T3bg3)底部发育厚约15～23m中砂岩,并以中砂岩底为界线区分白果湾组二段(T3bg2)泥岩,在西部喜德依木拉达剖面白果湾组三段(T3bg3)底部发育厚23m中砂岩,向东砂岩厚度变薄,XD1井厚15m,为细-中砂岩,越西尔书布沟该层细砂岩厚16m,至美姑牛牛坝为细-中砂岩,厚10m。在西昌盆地东部,昭觉一带ZD-1井和特洛莫该层为细砂岩,厚约5m。白果湾组三段(T3bg3)除底部发育一套较稳定的细-中砂岩外,在XD1井和ZD-1井该段中部也发育少量中砂岩,其中在ZD-1井发现2.3m含油中砂岩。

白果湾组四段(T3bg4)总体是一个粒度下粗上细的岩性变化序列,该段底部为厚8～30m的细—中砂岩,分布连续,厚度和岩性变化较大,物源来自西昌盆地东北方向。在西昌盆地西部喜德依木拉达剖面该段底部细—中砂岩厚8m,向东有粒度增大的趋势,且砂岩由1套变为2套,如XD1井该层发育2套为细—中砂岩,累厚16m,越西尔书布沟2套细—中砂岩累厚30m,美姑除了底部发育26m厚的细—中砂岩,向上部发育多达7套单层5～8m的细砂岩,形成垂向叠置。在西昌盆地东部,该段常见2～3套厚8～15m细—中砂岩垂向叠置,在ZD-1井可见厚3.4m含油中砂岩。

白果湾组五段(T3bg5)该段仅分布在西昌盆地东部的昭觉坳陷、美姑坳陷等地区,在昭觉特洛莫、ZD-1井和美姑牛牛坝可见其完整序列,并与下侏罗统益门组整合接触(J1y),在ZD-1井和昭觉特洛莫可见该段发育多套垂向叠置的中砂岩,单套砂岩厚10～20m。

总体上西昌盆地白果湾组一段(T3bg1)、三段(T3bg3)和四段(T3bg4)中-粗砂岩相对比较发育。其中一段(T3bg1)中-粗砂岩纵向上分布于该段顶底两端,分布广,厚度大,基本覆盖全盆地,至西向东逐渐减薄,为白果湾组最主要的一套砂体;三段(T3bg1)中-粗砂岩纵向上分布于该段底部,同样至西向东厚度减薄,砂岩粒度变细;四段(T3bg4)中-粗砂岩纵向上分布于该段底部,东部厚度大于西部,物源来自盆地东部(图5)。

图5 西昌盆地白果湾组地层对比与致密砂岩储层分布(E-W)Fig.5 Stratigraphic correlation and distribution of tight sandstone reservoirs in Xichang Basin(E-W)

4 热演化程度与生烃强度

镜质体反射率数据来自果湾组二段灰黑色泥岩,共58个剖面,平均每个剖面2～5件样品。西昌盆地白果湾组镜质体反射率(RO)介于1.08%～3.98%,成熟度差异大。区域上表现为盆地东南低,西北高的特点,分别可以划分为中等成熟、高成熟、过成熟等区域,昭觉坳陷白果湾组RO值最低,为1.08%～1.46%;美姑坳陷白果湾组RO均大于2.5%;米市坳陷白果湾组RO值主要呈现北高南低,西高东低特征,介于1.65%～3.85%(图6a)。白果湾组热演化异常与该区二叠纪—三叠纪岩浆活动和异常的古地温背景有关。西昌盆地东吴期热液活动频繁(李国蓉,2009),1∶20万冕宁幅区域地质资料分析表明康滇古隆起西北缘泸沽—冕山一带二叠系发育众多小型辉长岩、辉绿岩,同时发育三叠纪的花岗岩。

烃源岩生烃量的计算方法有氯仿沥青“A”法、残余有机碳法、热解法等,本文采用有机碳-氢指数来评价烃源岩的生烃量,其计算公式如下:

Q生=H×S×d×Toc×Kc×(HIo-HIp)

其中:Q生=总生烃量,108吨;H=有效烃源岩厚度,km;S=烃源岩面积,km2;d=烃源岩密度,26.5×108吨/km3;Toc=残余有机碳含量,%;Kc=有机碳恢复系数;HIo=原始氢指数;HIp=残余氢指数。

白果湾组干酪根有机碳同位素(δ13C)为-27.4‰～-23.2‰,平均为-24.5‰,正常镜质组含量为70%～93%,惰质体含量为7%～30%,类型指数为-82.5～-76.75,以Ⅲ型有机质为主。高—过成熟II型有机质的烃源岩有机碳恢复系数(Kc)为1.5,II2-Ⅲ型为1.3左右(程克明等,1995)。不同类型有机质原始氢指数差异较大,Ⅱ型有机质为250～600 mg/g,Ⅲ型有机质为130～250mg/g(胡见义和黄第藩,1991)。综合西昌白果湾在有机质类型和成熟度,Kc约为1.3,原始氢指数为250mg/g。通过西昌盆地白果湾组岩石热解分析,残余氢指数为2.29～39.4mg/g,平均为11.35mg/g,估算西昌盆地白果湾组有机质气态烃产率为332.85m3/t TOC。

按照中国南方泥质岩烃源岩有机碳下限0.5%(梁狄刚等,2008),对西昌盆地各剖面或钻井白果湾组烃源岩进行厚度统计并编制烃源岩等厚图,对各剖面进行生烃强度计算并编制生烃强度等值线图,采用生烃强度20×108m3/km2作为划分高、低生烃强度区的界限(戴金星等,2007),建议生烃强度的下限值(张福东等,2018)为(7～10)×108m3/km2。西昌盆地米市坳陷中心XD1井、XD3井、QB1井白果湾组烃源厚度大,生烃强度可达(56.74～97.70)×108m3/km2,属于高生烃强度区;米市坳陷周缘,由于页岩厚度变薄,为中—低生烃强度区,例如米市坳陷南缘到东缘,沿海子河坝—越西乃拖生烃强度为6～13.39×108m3/km2。美姑坳陷、昭觉坳陷、甘洛坳陷及麻姑山坳陷生烃强度相对较低,普遍小于10×108m3/km2,属于中—低生烃强度区。昭觉坳陷白果湾组生烃强度为(7.28～12.32)×108m3/km2,其中ZD-1井为12.32×108m3/km2,虽然属低生烃强度区,但均达到(7～10)×108m3/km2下限值,ZD-1井勘探实践证明,该区仍然可以实现有效油气充注(图6b)。

图6 西昌盆地白果湾组镜质体反射率(a)和生烃强度(b)等值线图Fig.6 Thickness contour map of vitrinite reflectivity(a)and thickness contour map of hydrocarbon generation intensity(b)of Baiguowan Formation in Xichang Basin

5 有利区优选

中国南方燕山-喜马拉雅构造运动造成保存条件评价复杂(马永生等,2006;楼章华等,2006),何登发等(2004)根据中国南方和塔里木等盆地空间结构特点与随时间的演变特征,将油气保存单元划分为“继承型”、“改造型”与“重建型”等3种基本类型。西昌盆地燕山—喜马拉雅期以来构造运动频繁,南北向断裂十分发育,盆地发育下志留统龙马溪组和上三叠统白果湾组富有机质页岩两套烃源岩,白果湾组烃源厚度、有机质丰度和热演化程度具有明显的不均一性,油气保存单位的形成也具有很强的分区性,在有机质演化较高的区域(RO＞2.0%),以形成“改造型”油气藏为主,在有机质演化相对居中的区域(1.3%＜RO＜2.0%),可形成“改造再重建型”气藏,在有机质演化相对较低的区域(RO＜1.3)和储层物性好的地区,可形成“改造再重建型”油藏。“改造型”油气藏的形成对晚期保存条件要求苛刻,“改造再重建型”油气藏的形成需要晚期烃源岩热演化程度、生烃强度和有效储层等关键指标的配置。

5.1 关键指标分析

(1)选择烃源岩厚度和生烃强度大的区域。米市坳陷选择生烃强度大于20×108m3/km2的高生烃强度区,其它坳陷生烃强度下限值为(7～10)×108m3/km2。

(2)选择热演化程度较低的区域。目前国内致密砂岩气或页岩气田很少有RO超过3.0%,四川盆地须家河致密气储层演化程度多在1.5%～2.5%之间,过高的成熟度意味着现今烃源岩已经处于生烃枯竭状态,在烃源岩持续扩散过程中无后续的补给,同时表明烃源岩可能经历了快速地热演化作用,缩短了储层的后期保存时间,不利于构造改造区油气藏的长期保存。赵文智(2005)指出主生气期距今越近,对于晚期成藏越有利,这从时间定量尺度说明晚期成藏对气田形成有利。烃源岩内滞留分散液态烃在高—过成熟阶段发生裂解,主生气阶段RO值为1.35%～3.20%范围内可形成近源成藏条件下对砂岩的持续充注,RO值超过3.0%阶段的瞬时产气率显著降低,超过3.5%则基本衰竭(赵文智等,2016)。陈建平等(2007)对塔里木盆地海相寒武系-奥陶系烃源岩热模拟实验揭示,有机质类型越好,生烃死亡线越低,海相Ⅰ、Ⅱ型干酪根的天然气生成成熟度上限或“生气死亡线”为镜质体反射率3.0%,虽然一般认为Ⅲ型干酪根“生气死亡线”普遍要高于Ⅰ、Ⅱ型干酪根,但实验模拟无论哪种类型的曲线在RO由2.0%演化至3.0%,残余生烃潜力均所剩无几。在西昌盆地多期构造改造和热演化程度较高的背景下,XD1、QB1、XJ1等井区RO普遍大于3.0%,加上后期保存条件的破坏,油气藏“改造再重建”基础偏弱,无疑这些井的白果湾组油气成藏条件先天不足;与之相反,ZD-1井和相邻剖面的白果湾组灰黑色泥岩镜质体反射率为1.08%～1.46%,处于主成油气或湿气阶段,虽然埋藏浅且无背斜圈闭,但砂岩普遍含油,具有“弱改造后再重建”特点,钻井揭示发育岩性油气藏。从西昌盆地白果湾组有机质热演化程度来看,米市坳陷东—东南部和昭觉坳陷无疑是最有利的。

(3)有效储层岩性及分布规律。以ZD-1井白果湾组各段岩性物性和含油气的关系判定中-粗砂岩为全盆地砂岩储层类型,具有一定的代表性,但不代表细砂岩不能作为有效储层,在西昌盆地白果湾组二段和三段大套黑灰色泥岩的底部,往往发育连续分布且单层厚度较大的细砂岩,在埋藏溶蚀作用下可形成良好的油气储层。

5.2 优选结果

根据以上认识,开展了西昌盆地白果湾组致密砂岩油气成藏有利区优选,综合砂岩分布规律、烃源岩生烃强度、镜质体反射率(RO)和埋深等主要指标,在米市坳陷东—东南部优选夹铁—四开致密砂岩油气成藏有利区(表1、图7a),面积1860km2,该区白果湾组灰黑色泥岩烃源岩厚100～400m,有机碳为1%～1.5%,生烃强度为10～80×108m3/km2,平均为40×108m3/km2,RO为1.08%～3.0%,中-粗砂岩厚度10～50m,平均厚度30m,天然气资源量可达6756×108m3。白果湾组一段为主要甜点段,埋深1500～6000m。对比四川盆地须家河组致密砂岩气,夹铁—四开油气成藏有利区发育多个隐伏段背斜或岩性等圈闭,致密砂岩气成藏地质条件较好,结合有利埋深(1000～4000m)等保存条件分析进一步优选了4个致密砂岩油气甜点区(图7b)。

图7 西昌盆地白果湾组致密砂岩油气成藏有利区(a)和甜点区(b)Fig.7 Favorable areas for hydrocarbon accumulation of tight sandstone formation(a)and dessert areas(b)of Baiguowan Formation,Xichang Basin

表1 致密砂岩气特征对比(童晓光等,2012)Table1 Comparison of tight sandstone gas in different areas in Sichuan Basin and Xichang Basin

6 结论

(1)根据典型井白果湾组砂岩物性和含油气特征分析,西昌盆地致密砂岩油气主要储层类型为中-粗砂岩,次为细砂岩,白果湾组一段为甜点段,三段底和四段为次要甜点段,砂岩具有中孔低渗、区域分布广、厚度大等特征,ZD-1井揭示中-粗砂岩含油气性好。

(2)白果湾组烃源岩具有盆地中心厚度大、盆缘厚度减薄特点,盆地中心生烃强度达(56.74～97.70)×108m3/km2,区域镜质体反射率(RO)为1.08%～3.98%,盆地东部低、西部高。

(3)通过生烃强度、砂岩分布和热演化程度等关键指标综合优选夹铁-四开致密砂岩成藏有利区和4个甜点区,该区生烃强度10～80×108m3/km2,RO为1.08%～3.0%,中-粗砂岩厚度为10～50m,天然气资源量为6756×108m3,可形成“改造再重建型”油气藏。

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