天然气地质学

川中古隆起北斜坡震旦系岩性气藏保存有效性分析

  • 李强 , 1, 2 ,
  • 柳广弟 1, 2 ,
  • 宋泽章 1, 2 ,
  • 孙明亮 1, 2 ,
  • 曹玉顺 1, 2 ,
  • 朱联强 1, 2 ,
  • 田兴旺 3 ,
  • 杨岱林 3 ,
  • 王云龙 3 ,
  • 游富粮 1, 2
展开
  • 1. 中国石油大学(北京)地球科学学院,北京 102249
  • 2. 中国石油大学(北京)油气资源与探测国家重点实验室,北京 102249
  • 3. 中国石油西南油气田分公司勘探开发研究院,四川 成都 610041

李强(1997-),男,宁夏固原人,博士研究生,主要从事石油地质和油气成藏综合研究. E-mail:.

收稿日期: 2021-12-10

  修回日期: 2022-03-04

  网络出版日期: 2022-08-16

Analysis on preservation effectiveness of lithologic gas reservoirs in north slope of central Sichuan paleo-uplift: Case study of the second member of the Dengying Formation in Well Pengtan-1

  • Qiang LI , 1, 2 ,
  • Guangdi LIU 1, 2 ,
  • Zezhang SONG 1, 2 ,
  • Mingliang SUN 1, 2 ,
  • Yushun CAO 1, 2 ,
  • Lianqiang ZHU 1, 2 ,
  • Xingwang TIAN 3 ,
  • Dailin YANG 3 ,
  • Yunlong WANG 3 ,
  • Fuliang YOU 1, 2
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  • 1. College of Geosciences,China University of Petroleum,Beijing 102249,China
  • 2. State Key Laboratory of Petroleum Resources and Prospecting,China University of Petroleum,Beijing 102249,China
  • 3. Exploration and Development Research Institute,PetroChina Southwest Oil & Gas Company,Chengdu 610041,China

Received date: 2021-12-10

  Revised date: 2022-03-04

  Online published: 2022-08-16

Supported by

The National Key R & D Program of China(2017YFC0603106)

摘要

斜坡部位发育的岩性圈闭能否长期有效地保存油气,成为影响四川盆地川中古隆起北斜坡地区下一步天然气勘探目标优选和油气资源规模评价的关键因素。将基于背斜气藏剩余压力与顶部盖层排替压力建立的气藏保存能力评价方法,引入到碳酸盐岩斜坡区的岩性气藏研究,以蓬探1井灯二段气藏为解剖对象,结合地质背景分析与类比、单井资料分析与模拟,论证了川中古隆起北斜坡震旦系岩性圈闭在古油藏形成与裂解、气藏形成与调整等关键时期的油气保存能力。结果表明:古油藏形成后,灯二段储层的剩余压力逐渐增加但远低于顶部筇竹寺组页岩和侧向灯二段泥晶云岩的排替压力,保存条件较好。走滑性质断层的继承性活动,可能使北斜坡地区呈现纵向多层系古油藏分布的特征。裂解气藏形成阶段,气藏剩余压力升高但侧向围岩的封堵始终有效。天然气仅在顶部筇竹寺组盖层和不整合界面处发生部分逸散,剩余的天然气有效保存至今。由于北斜坡地区灯影组气藏侧向的封堵始终有效,其保存条件与高—磨地区灯影组的构造—地层气藏较为相似。基于与高—磨地区灯影组气藏保存条件和资源规模的类比,得益于北斜坡地区厚度更大且质量更高的筇竹寺组泥页岩,灯二段气藏理应具备更优的顶部保存能力,天然气勘探潜力巨大。

本文引用格式

李强 , 柳广弟 , 宋泽章 , 孙明亮 , 曹玉顺 , 朱联强 , 田兴旺 , 杨岱林 , 王云龙 , 游富粮 . 川中古隆起北斜坡震旦系岩性气藏保存有效性分析[J]. 天然气地球科学, 2022 , 33(8) : 1276 -1285 . DOI: 10.11764/j.issn.1672-1926.2022.03.004

Abstract

The ability of lithologic traps to maintain long-term hydrocarbon preservation in the north slope of the central Sichuan paleo-uplift has a crucial effect on the selection of natural gas exploration targets and the scale evaluation of petroleum resources. In order to determine their capacity, the traditional relationship between the displacement pressure of mudstone surrounding rock and the residual pressure of gas reservoir was introduced into the carbonate lithologic trap of the slope area with lateral inclination angle. The results of this geological analysis, analogy, and simulation in the gas reservoir of the second member of the Dengying Formation (Z2 dn 2) in Well Pengtan-1 proved the preservation ability of the lithologic traps. The results show that after the formation of paleo-reservoir, the residual pressure of the reservoir gradually increased, but it was far less than the displacement pressure in the vertical and lateral surrounding rocks. Therefore, the preservation conditions were good. The inherited activities of strike-slip faults may lead to the distribution of the multi-layer paleo-oil reservoirs. During the formation of the cracked gas reservoir, though the residual pressure of the gas reservoir increased rapidly, the lateral sealing remained effective. As a result, natural gas only escaped from the upper Qiongzhusi Formation (Є1 q) and unconformity interface, and most of the remaining natural gas was effectively preserved up to now. Because the lateral sealing of the Z2 dn 2 gas reservoir in north slope area was consistently effective, its preservation effects were similar to those in the structure-stratigraphic gas reservoir in the Gaoshiti-Moxi area. Still, compared to the reservoir preservation conditions and resource scale in the Gaoshiti-Moxi area, the Z2 dn 2 gas reservoir in north slope area should have better top preservation abilities and greater potential for natural gas exploration owing to the greater thickness and higher quality of the Є1 q shale.

0 引言

2020年5月,位于四川盆地川中古隆起北侧斜坡区(以下简称北斜坡)的蓬探1井于灯影组二段获121.98×104 m3/d的高产气流1,证实了斜坡构造背景下的岩性圈闭同样具备大气藏形成的条件。相对于高石梯—磨溪古隆起地区(以下简称高—磨地区)灯影组发育的穹状构造—地层圈闭气藏,斜坡部位发育的岩性圈闭封堵油气的能力是否有效,成为制约其天然气成藏规模和勘探成效的重要因素。
对于顶部盖层的封盖能力评价已取得较多的研究成果,其中包括盖层排替压力的计算2-4、气藏盖层的分类5-6、筇竹寺组泥页岩的突破压力分析7和基于泥岩脆性与构造应变的盖层评价8。对于碳酸盐岩盖层,泥质含量被认为是控制其封闭性能的主要因素9-11。显然以上分析都只是针对于油气藏的顶部盖层,而对于斜坡区岩性气藏至关重要的侧向封堵条件有效性却缺少相关研究。这将直接影响碳酸盐岩斜坡部位的气藏能否有效保存,进而影响川中古隆起北斜坡区震旦系天然气勘探的进程。为此,本文在前人对顶部盖层封堵有效性研究的基础上,引入斜坡区上倾角分量分析,并通过地质背景分析和单井模拟,探讨圈闭顶部盖层与围岩的保存能力,分析蓬探1井灯二段气藏在垂向和侧向的封堵有效性,以期为川中古隆起北斜坡区的油气成藏综合研究和进一步的勘探工作提供理论支撑。

1 研究区地质背景

四川盆地是我国重要的含油气盆地,总面积约为18×104 km2。川中古隆起位于盆地腹部的平缓构造带[图1(a)],安岳气田高—磨地区自2011年在震旦系—寒武系取得突破,现已落实万亿方级别储量12。高—磨地区震旦系灯影组四段气藏的气水界面为-5 230 m,气藏分布主要受构造和地层控制,即受到顶部筇竹寺组泥页岩和西侧德阳—安岳裂陷槽内厚层泥页岩的共同封堵。灯影组二段气藏的分布完全受背斜构造圈闭所控制,磨溪地区含气区的气水界面为-5 167 m13
图1 川中古隆起北斜坡灯二段构造图(a)1719和蓬探1井综合柱状图(b)1

Fig. 1 Structure of the Z2 dn 2 in the north slope of central Sichuan paleo-uplift(a)1719 and comprehensive histogram of Well Pengtan-1(b)1

北斜坡也称“太和含气区”,位于高—磨含气区北侧[图1(a)],整体呈宽缓的单斜构造形态14。古构造恢复显示北斜坡地区在海西晚期逐渐开始下沉,形成单斜构造。印支晚期至今,其低幅单斜构造背景逐渐加剧并最终定型15-16。北斜坡地区大面积发育的台缘滩体为优质储层和岩性圈闭的形成提供了良好的物质条件,现有预测认为灯二段台缘带有利滩体面积可达10 144 km2[17。近期,蓬探1井和中江2井在灯二段取得天然气勘探的突破118,伴随角探1井在寒武系和二叠系茅口组取得突破,北斜坡有望成为下一个万亿方级别的多层系含气区19-20

2 蓬探1井气藏解剖

2.1 成藏地质要素特征

蓬探1井紧邻德阳—安岳裂陷槽,灯二段气藏的气水界面为-5 550 m1。这不仅与高—磨地区灯二段气藏气水界面差异巨大,也与蓬探1井自身所处的低幅背斜构造溢出点海拔存在显著差异1。作为一个构造背景上的岩性圈闭气藏,由于顶部灯四段的缺失,其灯二段的上覆地层直接为灯三段和麦地坪组,以及厚层的筇竹寺组泥页岩[图1(b)];侧向为滩间海弱水动力环境下沉积的泥晶白云岩,主要形成于沉积古地貌洼地或同沉积断裂的低部位(图211721
图2 川中古隆起北斜坡灯二段气藏剖面和保存模式示意(据文献[117]修改, 剖面A—A′位置见图1)

Fig. 2 Schematic diagram of gas reservoir and preservation mode of the Z2 dn 2 in the north slope of central Sichuan paleo-uplift (modified by Refs.[117], the location of section A-A′ is in Fig.1)

蓬探1井灯二段天然气甲烷含量为92.83%,非烃气体以二氧化碳(4.42%)和硫化氢(2.11%)为主,为古油藏原油裂解气17-18。岩心中大量发育的储层固体沥青也证实了历史过程中油藏的富集[图3(a),图3(c)—图3(f)]。天然气甲烷碳同位素值为-34.7‰,与高—磨地区灯二段气藏呈现出一定的差异(-33.9‰~-32.0‰,均值为-33.06‰)1822。赵文智等22基于天然气氢同位素特征,分析了寒武系筇竹寺组烃源岩和震旦系烃源岩对研究区油气藏的贡献程度。基于寒武系源岩(δ2H=-133‰)和震旦系源岩(δ2H=-153‰)端元贡献的氢同位素,PT1井灯二段主力烃源岩为筇竹寺组泥页岩(贡献约为65%)。筇竹寺组泥页岩在北斜坡地区厚度更大1721,震旦系灯影组三段和陡山沱组烃源岩在川中地区虽然规模和厚度明显低于筇竹寺组,但古隆起的斜坡部位源岩厚度仍高于古隆起核部22-24。蓬探1井灯二段储层以丘滩复合体沉积亚相为主1,具滩间海与水体变浅形成丘滩体沉积的旋回演化过程[图1(b)]。储层岩性主要为藻凝块云岩、砂屑云岩和藻叠层云岩,气藏发育段取心可见小型溶孔和大型残余孔洞发育[图3(a),图3(b),图3(d),图3(e)]。
图3 蓬探1井灯二段岩心及薄片特征

(a)蓬探1井, 5 729.44~5 729.49 m, 残余溶蚀孔洞发育, 储层沥青充填程度高; (b)蓬探1井, 5 773.68~5 773.73 m, 发育较大的残余孔洞(箭头所指); (c)蓬探1井, 5 744.9 m, 扫描电镜, 残余孔隙与沥青发育; (d)、(e)蓬探1井, 5 729.94 m, 蓝色铸体, 残余孔隙发育, 储层沥青充填程度高; (f)储层沥青能谱数据, 对应(c)中红色框

Fig. 3 Characteristics of cores and thin slices of the Z2 dn 2 in Well Pengtan-1

2.2 油气演化过程分析

基于PetroMod一维模拟表明,蓬探1井筇竹寺组主力烃源岩自志留纪末其热演化程度大于0.5%,第一次小规模生烃随之开始(图4)。海西期的构造抬升作用使源岩的生烃过程停滞;至晚二叠世—早三叠世,伴随地层快速深埋和峨眉山热效应下大地热流值的急剧升高25,大规模的液态烃生成并排出进入岩性圈闭聚集。原油热裂解的实质为液态烃类组分形成更稳定的富氢甲烷气体和富碳储层固体沥青残余物的化学动力学过程26。侏罗纪—早白垩世,在超过200 ℃的储层温度下,震旦系灯影组古油藏开始大规模的热裂解转化为气藏。伴随后期进一步的热演化历程,重烃气体裂解最终产生大量的甲烷气体,并在原位残余储层固体沥青[图3(a),图3(c)—图3(f)]。
图4 蓬探1井热演化史

Fig.4 Thermal evolution of Well Pengtan-1

3 评价方法的建立

油气进入圈闭成藏后,烃类处于再次运移散失和封堵层遮挡的动态平衡能量场中。储—盖层岩性差别导致的物性封闭是盖层围岩封闭的重要机制之一,其实质为物性差异导致的毛细管压力差。付广等427建立了天然气藏泥岩盖层封闭能力的评价方法[图5(a)]:
P c v = a e b Z c v V 1
P e = K - 1 ρ w Z
式中:P eP cv分别为气藏剩余压力和顶部盖层排替压力,MPa;Z cvZ分别为顶部盖层和气藏埋深,m;V 1为顶部盖层的泥质含量;K为气藏压力系数;ρ w为地层水密度,g/cm3;a、b为地区特定参数。
图5 不同圈闭条件下封闭油气的有效性示意

Fig.5 Schematic diagram of hydrocarbon sealing effectiveness under different trap conditions

P e>P cv,则表示盖层封盖无效。对于研究区斜坡部位的岩性圈闭,引入侧向倾角θ,可得到顶部盖层与侧向围岩封闭能力的评价方法[图5(b)]。通过P evP cvP elP cl的关系分析其保存能力:
P e l = K - 1 ρ w Z s i n   θ
P e v = K - 1 ρ w Z c o s   θ
P c l = - 2.700   2   L n   φ + 2.396   1
式中:P elP ev分别为气藏剩余压力在侧向和垂向的分量,MPa;P cl为侧向围岩的排替压力,MPa;研究区灯二段岩性圈闭的侧向围岩为泥晶云岩,因此对P cl的计算引入LAN等28对塔里木盆地塔中地区鹰山组白云岩盖层实测排替压力建立的拟合关系。φ为侧向碳酸盐岩围岩的孔隙度,%。若P el>P cl,则侧向封堵无效,P ev>P cv则表明垂向封堵无效。
实际评价中具体参数的获取如下:①a、b值以及筇竹寺组的排替压力演化,参考高—磨地区筇竹寺组泥页岩饱和煤油测得并校正的排替压力与泥质含量关系29。排替压力只取决于最大连通孔隙具有的毛细管压力,其演变受控于埋深和压实成岩的程度30。②岩性圈闭侧向上倾角θ利用PT1井所处灯二段顶部构造梯度整体计算的地层倾角近似代替。古构造演变历史表明北斜坡地区与隆起核部高—磨地区的构造幅度差异自印支期开始逐渐增加,并在中白垩世定型。晚期发生抬升但整体稳定,当前北斜坡的地层倾角为历史时期最大15,因此θ值定义为现今的地层倾角(约2.504°)。③灯二段顶部界面的埋藏深度演变基于PetroMod软件模拟(图4)。④K值参考高—磨地区灯二段气藏的压力演化背景31-32,并基于PetroMod软件开展蓬探1井灯二段气藏压力演化模拟,ρ w值取1.02 g/cm3。⑤下寒武统筇竹寺组泥页岩泥质含量高,V 1值取1.0。φ值基于测井孔隙度最高占比取0.7%[图6(a)]。蓬探1井灯二段不同沉积微相的孔隙度和泥质含量分布表明,气层发育层段的孔隙度远远高于滩间海致密层(泥晶云岩)。此外,泥晶云岩的泥质含量相对丘滩体沉积物也更高,两者分别为0.10%~10.12%和0.10%~5.22%[图6(b)]。
图6 蓬探1井灯二段丘滩体与泥晶云岩测井孔隙度(a)和泥质含量(b)分布

Fig.6 Distribution of porosity (a) and shale content (b) in mound beach and micritic dolomite in the Z2 dn 2 of Well Pengtan-1

4 保存有效性分析

4.1 气藏剩余压力演化特征

灯二段气藏剩余压力在古油藏裂解发生以前为0。随着埋深增加,储层温度和热演化程度达到了古油藏热裂解的门限。灯二段的超压幅度随着侏罗纪—白垩纪的快速沉降和裂解气体的大量生成而逐渐增加。原油的化学组成不同,其裂解产物总量略有差别33,但总体来说在标准状态下1 m3原油裂解可生成534~710 m3天然气34。伴随着古油藏原油裂解程度的不断增加,气藏压力系数逐渐达到最大(约为1.69),剩余压力最高可达55 MPa32。蓬探1井该时期在垂向与侧向上剩余压力的分量分别为55 MPa和2.4 MPa[图7(a),图7(b)]。100 Ma至今,随着川中地区地层的整体构造抬升,气藏温度逐渐下降(图4),伴随部分烃类气体的散失作用,气藏剩余压力降低。现今气藏中部的地层压力系数为1.1~1.12,在垂向和侧向上剩余压力分量约为7.32 MPa和0.32 MPa。
图7 蓬探1井灯二段气藏剩余压力和垂向筇竹寺组(a)与侧向灯二段泥晶云岩(b)排替压力演化

Fig.7 Evolution of residual pressure in the Z2 dn 2 gas reservoir with displacement pressure of the Є 1 q (a) and micrite dolomite in the Z2 dn 2 (b) of Well Pengtan-1

4.2 气藏封隔层排替压力演化特征

排替压力是研究盖层与围岩封闭能力的最重要的微观参数235。蓬探1井灯二段岩性气藏的直接盖层包括顶部筇竹寺组泥页岩和侧向的泥晶云岩。随着筇竹寺组泥页岩和泥晶云岩埋深的逐渐增加,沉积物的压实成岩作用增强,其排替压力也快速增加。泥质含量越高,孔隙越小,碳酸盐岩的排替压力越高。不同孔隙度拟合计算表明当碳酸盐岩围岩孔隙度约为0.9%时,排替压力与气藏侧向剩余压力值基本平衡[图7(b)]。当前筇竹寺组泥页岩排替压力可达到30~40 MPa,侧向泥晶云岩的排替压力较小,约为3.4 MPa。

4.3 北斜坡灯二段气藏保存有效性分析

古油藏大规模裂解时期,蓬探1井灯二段气藏垂向上的剩余压力超过顶部筇竹寺组泥页岩的排替压力[图7(a)]。地层压力增高泥页岩往往产生一定程度的微裂隙,伴随天然气从顶部和不整合面逸散,气藏剩余能量与盖层的封堵会逐渐达到新的动态平衡,先存微裂隙将重新愈合36。气藏剩余压力的侧向分量始终小于侧向泥晶云岩的排替压力,天然气不会轻易地从侧向发生逸散。基于储层与盖层围岩的微观保存能力评价表明,现今北斜坡蓬探1井灯二段岩性圈闭气藏虽然在历史时期发生过顶部的逸散,但总体保存条件良好。
宏观上圈闭的保存能力主要受控于封堵层的厚度、是否发育超压、脆性强度和断裂破坏等因素。高效气藏的盖层厚度通常大于100 m,且排替压力不低于20 MPa5。盖层的厚度越大,对天然气藏的有效封闭越有利37。筇竹寺组泥页岩是北斜坡地区震旦系灯影组台缘带顶部的直接盖层,该套泥页岩在整个川中地区连续分布,在扬子地区西北部烃源岩厚度可达150~450 m21。蓬探1井筇竹寺组地层厚度可达510 m,是有利的区域性盖层。
筇竹寺组泥页岩还是震旦系—寒武系古油藏和气藏油气的主要来源2238-39。灯二段古油藏形成阶段,顶部的源岩生成油气同样使得筇竹寺组具有异常高压40。生烃增压过程不仅为油气的初次运移提供额外动力,而且抑制了下伏储层中油气的逸散过程。古油藏裂解时期,筇竹寺组源岩内部滞留液态烃的同步裂解使得流体膨胀3240-41,造成中侏罗世—早白垩世期间筇竹寺组的地层压力也不断增加并保持在超压的平衡状态(压力系数约为2.2)40。蓬探1井筇竹寺组泥页岩的声波时差压实曲线表明当前仍存在异常高压(图8)。
图8 蓬探1井泥页岩声波时差测井响应特征

Fig.8 Response characteristics of sonic data in shale of Well Pengtan-1

泥页岩的脆性强度往往随着地层的抬升而增加,使得脆性破裂更容易发生。基于筇竹寺组页岩脆性和超固结比分析,认为4 km以下不易发生脆性破裂因而保存条件好8。蓬探1井筇竹寺组自生烃后埋藏深度皆大于此标准(图4),晚期整体稳定的抬升和剥蚀并未造成脆性破裂,因而现今保存条件良好。切穿圈闭的断层层位对接和活动历史,对油气藏的形成以及后期保存具有重要意义。川中地区发育北西向的大型走滑断裂带19,形成于震旦纪并存在加里东期—海西期的继承性活动1942-43。走滑性质的断裂附有垂向的错断位移,但整体较小。表现为寒武系断距较大,至上覆二叠系无明显的错断42。因此断裂对油气保存的影响可能主要体现在早期活动性强,有效沟通了纵向上多个层系,对研究区纵向多层系的古油藏形成具有建设作用;而在晚期至今随着走滑活动的减弱,对气藏的保存有利。

5 对北斜坡油气勘探的启示意义

川中古隆起高—磨含气区灯影组气藏富集区面积达7 500 km2,探明储量约为6 000×108 m3(截至2019年底)44。即使现今高—磨含气区和北斜坡(太和气区)灯二段气藏的类型存在显著差异,但基于排替压力与气藏剩余压力的分析表明,2个地区的圈闭保存能力在本质上是相似的。即斜坡区侧向的保存能力始终有效,与高—磨含气区一样,关键在于顶部泥页岩的保存能力。通过类比高—磨地区灯影组顶部盖层保存的有效性,有理由认为北斜坡地区同样具有高效的气藏保存条件。此外,北斜坡发育更厚层的筇竹寺组泥页岩,这更弥补了顶部盖层的保存能力,使得大规模裂解气形成时期天然气的逸散程度更低。已有研究表明北斜坡灯影组台缘带质量高、范围大且储层条件优越17。因此在源岩质量更高的北斜坡部位,震旦系天然气资源前景相对高—磨地区更加优越。

6 结论

(1)川中古隆起北斜坡地区灯影组岩性气藏受顶部筇竹寺组泥页岩和侧向滩间海较低能水体形成的泥晶云岩共同封堵。通过引入地层倾角,基于气藏剩余压力和围岩排替压力在垂向与侧向的分量,建立了适用于斜坡背景下的岩性圈闭保存条件评价方法。
(2)北斜坡灯影组经历了早期古油藏和裂解气藏的演化过程。气藏剩余压力在大规模裂解气形成时期达到最大(约为55 MPa),随后逐渐降低,现今压力系数约为1.1~1.12。晚二叠世—早三叠世古油藏形成阶段,北斜坡灯二段油藏微观尺度的保存能力良好。侏罗纪—白垩纪裂解气藏形成阶段,急剧升高的气藏剩余压力使得顶部筇竹寺组泥页岩的封堵暂时失效,天然气从顶部微裂隙和不整合面逸散。岩性圈闭上倾侧向发育的泥晶云岩泥质含量高(最高超过10%),相比丘滩体沉积物更加致密。该类泥晶云岩的排替压力始终大于气藏剩余压力分量,使得侧向封闭性始终有效。
(3)泥晶云岩等滩间致密沉积物良好的封堵油气能力,使得北斜坡地区和高—磨地区灯影组岩性气藏的保存条件要素实质相似。北斜坡地区具备更优质的筇竹寺组源岩和优势的台缘滩体储层,因而更加具备成为大型含气区的有利条件。
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