西湖凹陷Y构造花港组气藏特征及成藏主控因素

刘峰，黄苏卫，杨鹏程，张传运

中国石油化工股份有限公司上海海洋油气分公司勘探开发研究院，上海 200120

中国自“十一五”以来大力发展致密砂岩气，已成为仅次于美国、加拿大的致密砂岩气生产大国[1-2]。以中西部盆地致密砂岩气勘探开发重要进展为基础，通过许多专家、学者[3-4]的努力，逐步建立起中国的致密砂岩气成藏理论。

西湖凹陷是东海陆架盆地油气勘探开发的主战场，已实现常规油气的商业开发。近年来，在深层和非常规领域获得了重大突破，呈现常规、致密气并存的局面[5]，非常规致密气资源正在成为西湖凹陷油气勘探开发的现实与接替领域。古近系花港组是西湖凹陷勘探的重点层位，也是近年来致密砂岩研究的热点。但研究对象主要为花港组中下部的致密层段，研究内容限于储层致密化成因[6-9]、储层致密化与油气充注时序关系[10-13]以及致密砂岩气藏形成条件[14-17]等方面，基于花港组上部常规气层和中下部致密气层的整体研究鲜有发表，关于致密气藏控制因素的研究尚未涉及。本文以西湖凹陷三潭深凹Y构造花港组为研究对象，开展上部常规砂岩和中下部致密砂岩完整序列的气藏特征及成藏主控因素研究，为东海致密砂岩气的勘探提供理论指导。

1 地质背景

西湖凹陷东邻钓鱼岛隆褶带，西接海礁等凸起，呈NNE向展布，面积约5.9×104km2，具有“东西分带、南北分块”的构造特征[5]。自西向东可划分为保俶斜坡带、三潭深凹、中央背斜带、白堤深凹及天屏断阶带等5个次级构造单元。西湖凹陷在演化阶段上大体经历了断陷、拗陷-反转和区域沉降3期，其中始新统宝石组、平湖组为断陷期沉积地层，渐新统花港组、中新统为拗陷-反转期沉积地层，上新统三潭组及第四系东海群为区域沉降期地层[18]（图1）。现有勘探和研究成果[16-17]揭示，始新统平湖组煤系地层是西湖凹陷主力供烃层系。研究区所在的三潭深凹是平湖组烃源岩系的沉积中心和生烃中心，拥有得天独厚的烃源岩条件，也是西湖凹陷油气勘探开发的重点区域之一[5]。渐新统花港组以发育三角洲及滨浅湖沉积为主要特征，沉积厚度为1 000～1 800 m，纵向上发育多套储盖组合，与始新统平湖组烃源岩构成“下生上储”配置关系，是三潭深凹主力产层之一。中始新世平湖运动、始新世末玉泉运动、渐新世末花港运动和中新世末龙井运动期是西湖凹陷成盆过程转变的关键期，应力背景分别为伸展方向转变、伸展结束、挤压开始和挤压显著增强[19]。断陷期以拉张作用为主，发育NE、NNE向正断层；反转期以水平挤压作用为主，发育压性断裂。龙井运动导致了西湖中央背斜带的形成，对西湖凹陷油气藏的形成起到了决定性的作用[10-13]。研究区Y构造位于三潭深凹中北部，东侧与中央背斜带相接，目前有钻井5口，揭示花港组H1-H9地层（根据反射界面将花港组自上而下分为12个小层，其中H1-H5为花港组上段（T24-T25），H6-H12为花港组下段（T25-T30）[10]）。上部的H1-H2以泥岩为主，为区域盖层发育段；H3-H9为砂岩储层发育段，储层埋深主要为4 200～5 200 m。

2 气藏基本地质特征

2.1 构造特征

Y构造为继承性发育的NE-SW向低幅背斜构造，具“凹中隆”背景，面积约120～230 km2（图1，图2，表1）。构造主体受断陷期和反转期断裂影响，成为A、B两块，共有4口钻井，自西向东依次为YY2井、YY5井、YY1井、YY4井。A区为F1、F2断层夹持的断背斜构造，有北、南、东三个局部高点，东侧受反转期挤压作用影响，地层略有抬升。YY1井位于A区北高点，YY5井位于该高点翼部，YY4井位于东高点。B区下部由F1、F3断层夹持，上部仅受F1控制，包括南北两个高点，YY2井位于北高点。

表1 研究区断裂特征Table 1 Fault features of Y structure

图1 研究区位置和新生代综合柱状图[6,18]Fig.1 Location map and Cenozoic stratigraphic column of the Y structure in Xihu Sag，East China Sea Basin

2.2 储层特征

研究区花港组储集层主要分布在H3-H9砂层组，为辫状河三角洲河道沉积[6]（图2）。孔隙度主要分布于1.66%～14.8%，渗透率分布范围为（0.03～6.29）×10−3μm2，为低孔-特低孔、特低渗储层。根据储层物性纵向演化特征，以4 450 m深度为界（H4顶部附近），可将花港组储层划分为上、下两段，含气性也存在明显差异，这与储层物性变化明显相关（图3）。上段以H3为主，含少量H1、H2储层，其物性随埋深增加大致呈线性减小的变化趋势，表明该段储层物性主要受压实作用控制。下段的H4-H9储层，深度对其孔渗的影响减弱，储层物性主要受差异成岩作用控制[6-7]；其中，河道底部的含砾中—粗砂岩与心滩的中—细砂岩物性相对较好；该段储层非均质性较强，并呈现整体致密、甜点发育的特征。

图2 Y构造SE向气藏剖面（a）、H3含气面积图（b）及H3沉积相分布图（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

图3 研究区花港组储层及流体分布特征Fig.3 Distribution of reservoirs and fluids in the Huagang Formation of Y Structure

2.2.1 压实作用段

该段包括H1-H3砂层组，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%；渗透率分布在（0.09～6.29）×10−3μm2，其中＞0.2×10−3μm2的占比82.4%；底部的H3储层平均孔隙度7.16%，平均渗透率0.41×10−3μm2。该段整体处于中成岩A成岩演化阶段[6]，以中等—粗喉道、中等—大孔隙发育为特征，平均孔喉半径一般大于2 μm，大于0.1 μm孔喉体积百分数大于70%（图4），为常规储层发育段。

2.2.2 成岩作用段

研究区钻井揭示该段H4-H9砂层组，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%，平均孔隙度仅6.8%；渗透率分布在（0.03～3.07）×10−3μm2，其中＞0.2×10−3μm2的占比58.2%，平均渗透率仅0.29×10−3μm2。该段整体进入中成岩B成岩演化阶段[6]，以细喉道小孔隙和毛细喉道微孔隙为主，其中毛细喉道微孔隙砂岩的平均孔喉半径一般小于0.1 μm（图4），为致密储层发育段。

图4 研究区花港组储层孔喉特征Fig.4 Pore-throat characteristics of the Huagang Formation reservoir in Y structure

2.3 气藏源储关系

研究区渐新统花港组具“下生上储”源储配置关系，以断裂沟通始新统平湖组中下部主要烃源岩聚集成藏（图2，表1）。断陷期发育的正断层（F1、F3等）向下断穿平湖组底部（T34），是油气向上运移的主要通道；其中F1断层持续活动至反转期，为本区主要的油源断层；F2逆断层形成于反转期，下部仅断至平湖组顶部（T30），上部与储层上倾方向接触，为控圈断层。

致密砂岩气藏存在两种源储组合关系[4,20]，一是临近有效烃源岩的叠覆近邻组合，二是与烃源岩垂向分隔的叠覆跨越组合。叠覆近邻组合，源岩生烃超压为近距离成藏的主要动力；研究区花港组下部致密段属于叠覆跨越组合，成藏动力主要是浮力，其次为断层等传导后的源储压力差、分子扩散力等[21]。

2.4 气藏分布特征

Y构造天然气藏中烃类含量为92.9%～99.2%，平均95.9%，另含少量CO2、N2非烃类气体；天然气干燥系数94.3%～95.7%，以干气气藏为主。

2.4.1 常规气藏

压实作用段整体呈现气层、水层伴生的流体分布关系，气水关系正常，具自然产能，为常规气藏发育段（图2，图3）。该段上部的H1、H2储层厚度小于10 m，以水层为主，不发育气层。H3为该段主力气层，其物性较好且分布稳定；上部为气层，中部为气水同层，下部为水层，正常的气水过渡特征；A区的YY1、YY5井和B区均具有统一的气水界面和气水过渡带；A区北高点的YY1井测试获得高产，瞬时最大产气超过20×104m3/d[5]；A区东侧的YY4井该层未钻遇心滩，周边发育少量干层。

2.4.2 致密气藏

成岩作用段整体呈气层、干层间互发育的特征，无明显气水界面（图2，图3）；气层含气饱和度整体偏低，为40%～59.8%，测试产量低或无自然产能，为致密气藏发育段。该段顶部YY5井的H4和YY2井H5储层成岩作用强度较上覆压实作用段明显增强，具压实作用-成岩作用过渡段性质；其下部的中细砂岩分选较好，溶蚀铸膜孔发育，发育气层，亦表现为浮力驱动的常规气藏[22]气水界面和气水过渡特征。

3 储层致密化与油气充注关系

从储层致密化与油气充注时序关系角度出发，可将致密砂岩气藏划分为先成藏后致密、先致密后成藏等几种类型；先成藏后致密型可与常规气藏相类比，而先致密后成藏型气藏的形成和分布与常规气藏明显不同[3-4]。

西湖凹陷花港组砂岩储层经历了复杂和强烈的成岩变化，演化程度深；主要成岩作用类型有压实压溶作用、胶结充填作用和溶解作用；主要经历同生阶段、早成岩阶段（A、B期）和中成岩阶段（A、B期）共3阶段5期次的成岩演化过程；在中成岩阶段，伴随第Ⅱ期硅质胶结物和晚期碳酸盐胶结物的沉淀以及机械压实作用持续增强，研究区花港组孔隙度下降至8%～10%以下，储层趋于致密化[6-7,10]。因此，第Ⅱ期硅质胶结物和晚期碳酸盐胶结物开始大量形成的时间即为研究区花港组储层致密化时间。

研究区花港组含烃盐水包裹体丰度普遍较低（GOI＜1%），主要为油气大规模充注期之前沉淀的方解石胶结物[10]；其均一化温度数据统计表明，硅质胶结物沉淀温度主要分布在140～160 ℃。利用氧同位素数据并由Narthrop[23]公式进行温度计算，确定花港组碳酸盐胶结物沉淀温度主要分布在140～150 ℃和＞160 ℃之间，平均值162 ℃。将硅质和碳酸盐胶结物沉淀温度与研究区埋藏史、热史模拟结果相结合，确定研究区花港组储层致密化时间为龙井组-柳浪组沉积中晚期；而已有的成藏年代研究成果[10-17]表明，花港组储层最主要的油气充注期时间较晚，为7～0 Ma；因此，研究区花港组天然气的规模成藏阶段基本在储层致密化之后，致密砂岩气藏属于先致密后成藏类型（图5）。

图5 研究区花港组储层致密化与油气充注关系图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 常规气藏

区域盖层在油气聚集和分布中起着重要作用，油气在沿着断裂向上运移过程中，其向上运移的距离和层位除受断裂本身向上延伸距离影响外，还要受到盖层被断裂破坏程度的影响；按照盖层厚度和断裂断距的相对大小，可将断盖配置对沿断裂运移油气的封闭作用分为3级模式[24]。

研究区H1-H4为常规气藏主要发育段，其中H1、H2位于区域盖层内（图2，图6）。H1、H2泥岩盖层厚度分别为101.1～147.8 m和87.9～99.5 m，油源断层F1在区域盖层段断距仅10～25 m，故H1、H2盖层的断接厚度（断接厚度=盖层厚度-断距）分别达到75～140 m和65～90 m；同时盖层段断裂密度仅1条/60 km2。盖层段断接厚度大、断裂密度小，其完整性好，垂向阻烃作用强[25]。下部油气难以穿越盖层向H1、H2内的储层充注，故H1、H2以水层为主，不发育气层，油气主要在盖层之下的地层中富集。

H3、H4（也包括YY2井H5上部）紧靠区域盖层，砂岩含量平均高达52.7%，是常规气藏聚集的优势层段（图2，图6）。A区H3、H4为F1、F2断层夹持的断背斜构造，气藏最终的规模受两条断层侧向封闭性控制。东侧边界断层F2为逆断层，同时YY4井揭示该区域砂岩分选和物性明显变差；断层的压性和砂岩致密联合作用，确保东侧边界断层具备较强的侧向封堵能力。西侧F1断层在该段地层断距＜50 m，计算该段F1的断层泥比率（SGR）仅20%～40%（凹陷经验值：SGR＞62%为有封堵能力），且断层两侧砂砂对接概率高，故A区H3、H4气藏仅局限分布在断背斜自圈范围内。B区H3处F1断层SGR＜5%，H5处F1、F3断层的SGR仅5%和10%左右，断层侧向封堵能力差造成B区H3、H5气藏同样局限分布。

图6 研究区花港组常规气藏与断层-盖层关系Fig.6 Relationship between fault-caprock system and the conventional gas reservoirs in the Huagang Formation of the study area

4.2 致密气藏

H5-H9是致密气藏集中发育段，属于与烃源岩垂向分隔的叠覆跨越源储组合关系；成藏过程主要为借助断层的二次运聚过程，成藏动力主要是浮力，其次为断层传导后的源储压力差；浮力大小取决于连续单体气柱高度，连续气柱高度越大，浮力越大，天然气可进入储层的孔喉半径越小，反之仅能进入相对大孔喉中；该类气藏储层总体处于气水过渡带之内，无明显的气水界面，处于不同构造位置处不同物性的储层具有不同的含气特征[20-21,26]。

综合孔隙度、渗透率、储层非均质性及成岩特征，H5-H9气层储层大致可以划分为4种类型（表2，图2，图7）。1类：储层非均质性较强，孔隙度7.0%～7.1%，渗透率（0.24～0.25）×10−3μm2，代表层位为YY1井的H6-H8；2类：孔隙度7.6%～8.0%，渗透率（0.30～0.35）×10−3μm2，代表层位为YY2井的H5-H7；3类：储层孔隙度和渗透率与第2类相当，但非均质性较强，代表层位为YY1井的H5；4类：储层孔隙度和渗透率与第2类相当，但成岩作用强度明显增加，代表层位为YY2井的H9。

根据研究区致密储层性质，应用毛细管力与水柱上升的关系[26]，计算得到要突破0.1 μm孔喉半径所需气柱高度为53.35 m；核磁共振测试结果显示，研究区物性较好的第2类致密储层可动流体饱和度达到60%所需气柱高度至少为240 m。研究区H5-H9构造幅度仅20～270 m，使得致密气藏储层总体处于气水过渡带之内，含气饱和度整体偏低，仅40%～59.8%，不同部位含气性受构造幅度和储层物性共同控制（表2，图2，图7）。

图7 研究区花港组致密气藏含气饱和度与储层物性和构造幅度关系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 研究区花港组致密气藏物性、幅度和含气饱和度特征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区YY1井：H5物性明显好于H8，但H5非均质程度更高且H8幅度超H5达60 m，最终两套气层含气饱和度相当，体现出物性和幅度共同作用控制致密储层含气性的特征；物性和幅度均处于中间水平的H7含气饱和度却能达到49%，这可能与H7非均质程度相对较低、更易形成较大连续气柱高度有关。

B区YY2井：各气层物性相当，但层间幅度差异明显，由H9的270 m向上降低到H5的20 m；在此背景下，构造幅度对含气饱和度的控制作用增强，H5-H7含气饱和度随幅度增加呈上升的趋势。在埋深超过5 000 m的H9中，碳酸盐岩胶结，石英次生加大，黏土矿物的伊利石化和绿泥石化作用明显增强[6]，加剧孔喉堵塞；但其构造幅度高达270 m，在浮力、源储压差和分子扩散力等综合作用下，高部位物性甜点含气饱和度仍可达50%以上。

从Y构造整体来看，A区相对更靠近东侧沉积中心，其储层非均质程度明显高于 B区，导致A区储层物性整体相较于B区变差，孔隙度和渗透率的差值分别达约1%和0.1×10−3μm2；在物性明显差异的情况下，构造幅度对含气性的影响减弱，B区含气性整体好于A区。

5 结论

（1）研究区为“凹中隆”背景下的低幅断背斜构造；主要目的层花港组上部以压实作用为主导，发育常规储层；中下部受差异成岩作用控制，呈现“整体致密、甜点发育”的致密储层特征。

（2）上部常规气藏发育段整体呈现气层、水层伴生的流体分布关系，气水关系正常；中下部致密气藏段具叠覆跨越源储组合关系，整体呈气层、干层间互发育的特征，无明显气水界面，含气饱和度低。

（3）受断盖配置对沿断裂运移油气的封闭作用影响，常规气藏主要在盖层之下的储层中分布，断层侧向封堵能力差造成油气仅局限分布于断背斜顶部；致密砂岩气藏属先致密后成藏类型，不同部位含气性受构造幅度和储层物性共同控制。