甘泉—富县地区本溪组气藏控制因素和有利成藏区预测

孟祥振,宋 明,蒲仁海,高小平,强 腾,吴 疆,关蕴文

(1.陕西延长石油(集团)有限责任公司 油气勘探公司,陕西 延安 716000;2.西北大学 地质学系/大陆动力学国家重点实验室,陕西 西安 710069;3.中国石油化工股份有限公司勘探开发研究院,北京 100083)

甘泉—富县地区位于鄂尔多斯盆地东南部,面积约2 700 km2。区内含35条沿沟谷延伸的二维地震测线,线距3～10 km,分布不匀。共钻探井(直井)161口,开发井(斜井)199口,井网较密集处开发井距1～2 km,稀疏处平均井距5～10 km(见图1)。除本溪组主要产气层外,在甘泉县西部主要产层为奥陶系。截止2021年12月底,本溪组累计试气68口,其中40口获得了产量不等的天然气流,28口达到工业气流,多口井日产气超过500 km3,但部分井没有钻遇砂岩,部分钻遇砂岩的井试井为干层或水层。由此可见,本溪组天然气成藏规律十分复杂,勘探开发风险较大。

前人对鄂尔多斯上古生界气藏成藏规律做了大量研究,普遍认为其天然气来自于上古生界的煤系[1-3],具广覆式生烃,大面积成藏特点[4-5],主生烃成藏期为晚侏罗早白垩世[6]。多数学者认为本溪组气藏属于超低孔、超低渗岩性气藏[6-8],也有学者认为是准连续型致密气藏[9-10]。甘泉—富县地区本溪组砂岩平均孔隙度为2.9%,平均渗透率为0.814 1×10-3μm2,属于特低孔、特低渗岩性气藏[7],有效储层的孔隙度下限为4%,渗透率下限0.07×10-3μm2[8]。盆地中南部本溪组砂岩的储层微相多属于障壁砂坝[11-17],少量可能为潮道[18]或潮汐三角洲[19]、扇三角洲[20]或浅水三角洲砂岩[11]。有学者认为延安地区本溪组物源主要来自东北方向[21],但也有学者认为其主要来自于西南方向、东祁连和西秦岭造山带的变质岩含量较高的母岩[22]。本溪组气藏具有负压、常压为主,局部存在弱超压、超压现象[23]。以上研究从不同角度阐述了本溪组储层的基本特征,但对气藏形成分布的关键要素和气水分布规律的研究涉及较少,难以指导甘泉—富县地区天然气的勘探开发。

本研究利用地质、录井、测井、地震、测试等资料,通过对本溪组气藏的构造、古地貌形态、烃源岩、沉积相与储层特征等进行综合分析,明确控藏要素和气水分布规律,探究本溪组有利的勘探开发区块。

1 气井分布与上古生界烃源岩的关系

为研究本溪组气藏与上古生界烃源岩的关系,制作了甘泉—富县区块本溪组垂直厚度等值线图(见图1)以及山西组、太原组和本溪组煤层与碳质泥岩厚度等值线图(见图2)。图1也可看成太原组灰岩底面拉平后用“印模法”制作的本溪组沉积时的古地貌图,图中叠加了试气井的产能。由图1可以看出,研究区本溪组沉积时,奥陶系顶面整体呈一个北东倾的古岩溶斜坡,其上叠加了两个北西延伸的古岩溶高地与凹槽,岩溶高地与凹槽平行相间排列。产气井主要分布在研究区北东部古岩溶凹槽与高地之间的斜坡上。图2表明,该区域煤系烃源岩厚度一般为5～10 m,沿岩溶高地之间的斜坡-凹槽煤层稍厚,可达10～20 m,略呈北西向展布,加厚带宽约10 km,长约50 km。因此,烃源岩主要富集于研究区的中部偏西,与本溪组产气井密集的位置并不重合。所以研究区烃源岩分布不是本溪组气藏富集成藏的主控因素。

图1 甘泉—富县区块本溪组垂直厚度等值线图与气测产能叠合图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 高产气井的分布与构造关系

研究区本溪组的顶面和底面均为西倾的斜坡,东部局部叠加一个小型鼻凸构造,鼻凸轴部比两翼高出10～25 m(见图3)。本溪组底面构造比顶面构造挠曲幅度稍大。比较图1和图3可以看出,产气井和高产能井的分布与本溪组顶面的局部鼻凸构造无明显相关性。本溪组顶面虽局部存在高差10～25 m的鼻凸与鼻凹,鼻凸与鼻凹均有气井和水井分布(见图3),日产50万方以上的钻井可位于古鼻凸上(如Q50-5井),也可位于鼻凹构造上(如Y864-2井)。绝大多数本溪组气藏为砂岩透镜体圈闭,个别上倾尖灭圈闭。所以,研究区构造不是本溪组气藏富集的主控因素之一。

图2 甘泉—富县地区山西组、太原组和本溪组煤层与碳质泥岩厚度图Fig.2 Coal seam and carbonaceous mudstone thickness map of Shanxi Formation,Taiyuan Formation and Benxi Formation in Ganquan-Fuxian Area

图3 研究区本溪组顶面构造图Fig.3 Structural map of the top surface of the Benxi Formation in the research area

3 高产气井分布与古地貌和下古生界源储配置的关系

为了进一步研究古地貌与油气藏的关系,制作了研究区前石炭系的古地质图(见图4)。该图反映,马家沟组顶部出露地层从研究区北东朝南西逐渐变老,分别为马六段、马五1、马五2、马五3和马五4,剥蚀强度最大的马五4出露区与图1的古岩溶凹槽范围大致一致。本溪组产气井主要分布在马六段分布区。研究区西部本溪组无气藏的主要原因是上古生界烃源岩与下古生界碳酸盐岩储层侧接,源储配置关系较好,有利于油气在马五段碳酸盐岩储层中成藏,从而分流了部分天然气的运移和聚集,减少了在本溪组成藏的概率(见图5)。实际上,甘泉—富县地区西部的奥陶系马家沟组是主要的产气层位。因此,研究区古地貌是本溪组气藏富集的主控因素之一,两个岩溶古凹槽的东凹槽以本溪组成藏为主,西凹槽则为本溪组和奥陶系马家沟组共同成藏。

图4 研究区前石炭纪古地质图Fig.4 Pre-carboniferous palaeogeological map of the study area

图5 研究区西部古岩溶凹槽侧翼源储配置与奥陶系成藏模式图Fig.5 Source reservoir configuration and Ordovician Reservoir Formation model map on the side wings of paleokarst troughs in the western research area

4 沉积相和储层展布对气藏的控制

研究区本溪组为潮坪-泻湖-障壁沉积体系,平面上砂体呈平行岸线的北西向串珠状分布。从古地貌来看,障壁主要分布在古岩溶高地与凹槽之间的斜坡上(见图1,6)。纵向上多期砂体叠置。本溪组本一(上)段和本二(下)段均发育东、西两个障壁(见图6),障壁边缘和障壁之间存在一些潮坪、潮道和潮汐三角洲砂体[14-19]。双障壁的存在可能与本溪组沉积早、中期海平面上升和障壁迁移有关[24],也可能与古岩溶高带与凹槽之间所处位置的水动力作用较强有关。随着海平面上升,与本二段相比,本一段障壁朝南西海岸方向迁移了约5 km。本溪组产气井主要位于障壁砂坝内部厚砂发育区,与相带分布具有很好的相关性。由于前述奥陶系成藏对气源供应的分流作用,研究区本溪组主要在东部第二障壁成藏,而西部的第一障壁砂岩局部含气。尽管西障壁上试气井不多,但测井综合解释部分钻井可知,本溪组也为气层,只是气井数目、气层厚度等小于东障壁。障壁之间的潮坪—泻湖亚相中,本溪组砂体欠发育,气井很少。所以,研究区本溪组气藏主要分布在障壁砂坝内部砂岩较厚的地方。东障壁相对西障壁砂岩含气性更好,气层厚度和面积大,透镜状气藏数量多。

图6 甘泉—富县地区砂岩厚度等值线图Fig.6 Contour map of sandstone thickness in Ganquan-Fuxian area

5 气、水、干层分布及其控制因素

5.1 本溪组气、水、干层的测井识别

全区本溪组共有61口井完成了试气作业,根据试气结果以及测井参数和孔、渗、饱计算,可以制作出研究区本溪组砂岩属于气、水、干层的含水饱和度与孔隙度交会图〔见图7(a)〕和电阻率与声波时差交会图〔见图7(b)〕,从而确定研究区气、水、干层的测井识别门槛值。

由图7可以看出,本溪组气层砂岩的有效孔隙度≥3.2%,含水饱和度<52%,声波时差为200～260 μs/m,深感应电阻率为60～1 000 Ωm。气、水同层的有效孔隙度≥3.2%,含水饱和度为52%～60%;含气水层的有效孔隙度≥3.2%,60%<含水饱和度≤72%;水层的有效孔隙度>3.2%,含水饱和度>72%;干层的有效孔隙度<3.2%。

研究区本溪组两个砂岩样品的相对渗透率分析表明,气、水同层的含水饱和度分别为58%～88%和49%～90%,即纯气层的含水饱和度小于49%～58%(见图8),与测井判识结果较为接近。

5.2 本溪组气藏分布特征

根据以上测井气、水、干层判识方法,对全区360口井本溪组的气层和气、水同层进行了识别,统计了每口井气层的深度、厚度、平均孔隙度和含水饱和度参数,为气水分布规律分析和有利区块预测提供了依据。

根据测井综合解释和气、水、干层识别依据,可以做出研究区本溪组气层和水层的累计厚度图。以本一段气层有效厚度和平均孔隙度平面图为例,其气层主要分布在第二障壁北段,最大气藏厚度约16 m,单个气藏呈孤立2 km×3 km卵圆形,第二障壁上共约26个孤立圈闭,多气藏呈北西向串珠状分布;第一障壁仅6个孤立障壁圈闭(见图9)。研究区绝大多数单气层砂岩厚度大于4 m。障壁砂坝中心的砂岩平均孔隙度较高,气井位置的砂岩平均孔隙度一般大于3.2%,最大约8%(见图10)。

图7 本溪组交汇图识别气水干层Fig.7 Identification of gas-water-dry layer in the intersection map of Benxi Formation

图9 甘泉—富县地区本一段气层有效厚度和岩性气藏分布图Fig.9 Map of effective thickness and lithologic gas reservoir distribution of upper member of Benxi Formation—Ganquan-Fuxian Area

图10 甘泉—富县地区砂岩本一段平均孔隙度平面图Fig.10 Average porosity of the upper member of the Benxi Formation of sandstone in the Ganquan-Fuxian Area

在垂直障壁的连井气藏剖面上,气藏呈透镜状展布,延伸2～5 km,同层位的气、水、干层交替出现,反映了较明显的砂体非均质性含气特征(见图11);气藏以透镜状岩性气藏类型为主,个别为具有边底水的上倾尖灭气藏。

图11 过第二障壁南段的Q267-3—Q38-1—Y64-3—Y64-2—Q64井本溪组气藏剖面图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 本溪组水层的分布特征与厚水层成因

研究区含水砂岩主要分布在障壁边缘较薄的砂岩区(见图12),除Y1047和Y268井之外,本溪组水层累计砂厚小于5 m,单层多小于2 m。这可能与薄砂层泥质含量高、孔隙度低,导致含气饱和度低、成藏条件差有关。除Y1065井外,水井均位于砂岩平均孔隙度小于3.2%的区域(见图12)。

个别井存在较厚的水层,如第二障壁南部的Q38-1本二段,存在一层8.3 m的水层,其周围钻井砂岩均为气层(见图10)。根据二维地震反射可知,研究区存在断开T9(上古生界底面)的张扭性断层,北东和近东西延伸,个别断层的断距可达150 ms(约300 m)左右(见图13),断距向上断至二叠系顶面。这种断穿二叠系以下地层、直立的北东延伸断裂在盆地南缘的三维地震资料上也可看到[25]。由于没有经过图10中过Q38-1井的二维测线,所以,推测该井厚砂层含水可能与断裂破坏成藏有关。但图1中的高产水区正好位于图11大断距断层的北北东延伸带上。

图12 甘泉—富县地区本溪组水层厚度图Fig.12 Thickness map of Benxi Formation water layer in Ganquan-Fuxian Region

图13 甘泉地区07YC120常规地震剖面(位置见图1)Fig.13 The 07YC120 conventional seismic profile in the Ganquan Region

5.4 本溪组干层的成因探讨

本溪组干层指砂岩由于孔渗性差,试气不出流体的层位,其测井特征为声波时差小于200 μs/m,计算孔隙度小于3.2%(见图7)。岩心观察可以看出,甘泉—富县地区本溪组砂岩存在“白砂岩”和“黑砂岩”两种类型,前者即浅灰色砂岩,单层和累加厚度均较大,约占砂岩总厚度的90%,粒度粗,以中-粗砂岩和细砾岩为主;后者即深灰色砂岩,单层厚度薄,一般0.2～2 m,约占砂岩总厚度的10%,粒度细,以中-细砂岩为主,致密,有时见于本一段,有时见于本二段,常夹于白砂岩之中,与白砂岩处于过渡状态(见图14)。“黑”与“白”砂岩在测井曲线上特征一致,二者难以区分。

图14 延1004井本二段岩心照片Fig.14 Core photo of the lower section of Benxi Formation in Well Yan 1004

从铸体薄片上可以看出,“白砂岩”石英质量分数90%以上,多数达95%,为纯石英砂岩,面孔率6%～10%,残余粒间孔、岩屑和泥质胶结物溶蚀孔隙类型〔见图15(a、b、c、d)〕。“黑砂岩”则为凝灰质砂岩和岩屑石英砂岩,石英质量分数70%～90%,含大量燧石和火山岩岩屑及火山尘杂基,成分和结构成熟度都明显低于“白砂岩”,面孔率0～1%,火山尘杂基致密胶结〔见图15(e)、(f)〕,燧石和酸性火山岩屑含量较高〔见图15(g)、(h)〕。局部岩心上也可以看到本溪组含有深灰色火山碎屑凝灰岩,如延377井第5回次本溪组粉砂质泥岩取心中夹0.3 m深灰色火山角砾凝灰岩,其铸体薄片的面孔率为零。从以上分析可以看出,深灰色凝灰质砂岩是本溪组干层的形成原因之一。

另外,铸体薄片观察表明,“白砂岩”中有时也存在物性很差的干层,铸体薄片上可见其石英质量分数也在90%以上,磨圆度和分选较好-中等,但呈颗粒线接触或缝合接触,黏土质胶结,面孔率为0或1%,孔隙由个别岩屑溶蚀形成,孔隙中常见沥青和黄铁矿充填。其致密原因为成岩晚期强烈压实所造成〔见图15(i)、(j)〕。其局部可见白云石基底式胶结,为早期成岩阶段缩小了大量孔隙〔见图15(k)、(l)〕。

由此可见,研究区储层砂岩变致密的原因较复杂,少量干层与火山喷发和凝灰质掺杂有关外,有些则与成岩早期的碳酸盐岩快速基底式胶结有关,有的则与晚期成岩的强烈压实作用有关[26]。但总体来讲,本溪组砂岩致密化的分布存在多尺度和极其不均一现象。例如位于研究区正北约2 km的试8井是本溪组产量最高的井,试井折算无阻流量日产超百万方。该井全本溪组井段取心表明,其本一和本二段分别发育7.5 m和5 m的障壁砂岩与细砾岩,其中本二段由3 m灰白色细砾岩和其上的2 m凝灰质细粒“黑砂岩”组成,其他本溪组层段均未见黑砂岩。2 m致密的黑砂岩并没有影响该井的高产。又如在延253井本溪组直径约2 cm的砂岩薄片上,某个1 mm的视域观察到的面孔率可达8%〔见图15(d)〕,另一个1 mm的视域观察到的面孔率却只有2%,或5%,说明在厘米级以下的尺度上,有效孔隙度的变化较大,平面上分布不均匀。而这种尺度的物性变化是测井曲线精度无法探测的,因为测井采样点一般0.1 m或0.125 m,无法得知10 cm内砂岩孔隙的变化。所以,采用铸体薄片研究干层的成因有一定的局限性。从岩性、沉积相角度来看,除含凝灰质会使储层物性变差外,障壁边缘和某些小型潮渠、潮沟砂岩储层,由于水动力弱,含泥量高,因而物性差,是形成干层的主要原因(见图11)。研究区东邻的宜川地区本溪组块厚层石英砂岩不含气可能由别的原因造成,需要从成藏方面予以专门研究。

图15 本溪组白砂岩气层和干层砂岩的铸体薄片Fig.15 The casting thin-sections of white sandstone gas reservoir and dry sandstone from the Benxi Formation

6 有利气藏区预测

根据古地貌、障壁砂体厚度和展布等控藏要素,利用二维地震属性和广义衰减含气检测手段[27-28],将多个有利成藏的单因素分布图叠合,三个以上有利成藏因素重叠区为I类有利成藏区,两个有利成藏因素重叠区为II类有利成藏区,只有一个有利因素分布的区域为III类有利成藏区。在奥陶系马家沟组马六段分布区,上古生界气源与下古生界储层的配置条件差,有利于上古生界气源单独在本溪组聚集成藏,所以,马六分布区为有利的本溪组成藏因素之一。障壁坝内部本一段或本二段存在4 m以上且平均孔隙度大于3.2%的砂体,其成藏概率高,也为有利的控藏要素之一。井点标定后的二维地震振幅一维正演模型分析表明[29],山西组底界P1s至向上20 ms时窗的弱均方根振幅和本溪组底界C2b上下10 ms时窗的强均方根振幅分别与本一段和本二段砂厚呈正相关。本溪组二维地震主频35 Hz,含气后主频降低至15～20 Hz。所以,根据二维地震指示的本溪组厚砂岩分布和可能的含气衰减区也是判断有利成藏区的两个参考依据。本溪组分为本一和本二两个成藏段。以甘泉—富县地区本溪组本一段有利成藏区预测为例,其有利成藏区沿奥陶系顶面的古岩溶斜坡上的本溪组障壁砂坝分布(见图16),第一和第二有利成藏区主要分布于存在马六段隔层的东障壁砂坝,而西障壁砂坝只发育第三有利成藏区。根据有利成藏区和现有井网分布可以建议部署开发斜井6口(见图16)。

图16 甘泉—富县地区本溪组本一段有利成藏区预测图Fig.16 Prediction map of favorable reservoir-forming areas in the upper member of the Benxi Formation in the Ganquan-Fuxian Area

7 结论

1)甘泉—富县地区的奥陶系顶面古地貌和本溪组障壁砂坝是研究区气藏富集的两个主控因素。本溪组成藏区主要位于下伏马六段地层区,当古地貌凹槽下伏为马五1-马五4时则主要在奥陶系成藏。本溪组顶面构造以及上古生界烃源岩厚度的变化与本溪组砂岩是否成藏关系不明显。绝大多数本溪组气藏为砂岩透镜体圈闭,个别为上倾尖灭圈闭。

2)本溪组障壁砂坝中心的厚砂体含气性好,产能高,最厚单气层接近16 m,高产能井每日产气超过50万方。水层主要分布在障壁砂坝边缘和累计砂厚较薄(<4 m)和平均孔隙度较小(<3.2%)的位置。个别本溪组厚砂层含水应与局部断裂对成藏的破坏有关。障壁边缘和潮坪、潮沟、潮渠、潮汐三角洲微相的单砂层较薄,以水层和干层为主。

3)研究区本溪组I类有利成藏区主要位于中东部古地貌斜坡的第二障壁砂坝上;II类有利区大多与I类有利区相邻,同样集中在第二障壁砂坝;III类有利区主要分布在第一障壁砂坝。