引用本文

Xiang Caifu,Wang Xulong,Wei Lichun,et al.Origins of the natural gas and its migration and accumulation pathways in the Kelameili Gasfield[J].Natural Gas Geoscience,2016,27(2):268-277.[向才富,王绪龙,魏立春,等.准噶尔盆地克拉美丽气田天然气成因与运聚路径[J].天然气地球科学,2016,27(2):268-277.]
doi:10.11764/j.issn.1672-1926.2016.02.0268

准噶尔盆地克拉美丽气田天然气成因与运聚路径

向才富1,2 ,王绪龙3,魏立春1,2,李剑4,梁天超1,2,廖建德4  

摘要  
叠合盆地深层油气运聚机理是油气勘探必须解决的关键科学问题之一。选择代表性的储层介质进行系统的油气运聚作用分析能为解决这一关键科学问题提供范例。克拉美丽天然气藏是中国西部典型的火山岩气藏,对其天然气充注过程和充注路径有待深入研究。通过系统的天然气地球化学资料分析,认为克拉美丽气田的天然气来源单一,主要为煤型干酪根降解气。但是,天然气的成熟度在气田的东西部存在差异:东部成熟度较高,西部成熟度较低。运移示踪分析表明,天然气主要沿2条断层运移,来源于西部滴水泉凹陷的天然气沿滴北断层向东运移,而来源于五彩湾凹陷的高成熟度天然气沿滴水泉断层向西运移,两者在克拉美丽鼻状构造的中部DX18井区混合,导致该区天然气同位素的倒转。分析表明断层活动改变了火山岩的储层,沿断裂带形成了裂缝型储层,并在滴水泉断层和滴北断层夹持的鼻装构造上形成了裂缝—孔隙型储层,储层的渗透率相对于火山岩的基质储层提高了2~3个数量级,是导致天然气沿断裂带发生侧向运移的关键地质条件。同时,源自五彩湾凹陷的天然气表现出自构造高部位向构造低部位倒灌的现象,这是后期东部克拉美丽山的隆起所造成的构造东西方向的翘倾作用产生的假象。油气运移方向和主输导通道的识别和重建,启发准噶尔盆地火山岩油气勘探宜围绕主生烃凹陷,沿断裂带及其所控制的优质储层展开,为油气勘探指明了方向。

关键词 断层       运移路径       火山岩气藏       克拉美丽气田       准噶尔盆地      

中图分类号:TE122.1      文献标志码:A      文章编号:1672-1926(2016)02-0268-10

Origins of the natural gas and its migration and accumulation pathwaysin the Kelameili Gasfield

Xiang Cai-fu1,2 ,Wang Xu-long3,Wei Li-chun1,2,Li Jian4,Liang Tian-chao1,2,Liao Jian-de4 

Abstract  
The Kelameili natural gas field is the only gas reservoir that developed in the volcanic reservoir in the Junggar Basin,northwest China.Geochemical characteristics indicate that the natural gas was sourced from type Ⅲ kerogen developed in the Wucaiwan Sag to the east and the Dishuiquan Sag to the west,respectively.The maturity of the natural gas from the Dishuiquan Sag was lower than that from the Wucaiwan Sag.Lateral variation of the composition,maturity,and isotopes of the natural gas indicate that the main pathway system for the natural gas lateral migration is the EW-striking fault that developed in this district.Natural gas from the Dishuiquan Sag migrates eastward and that from the Wucaiwan migrates westward.Mixing happened at well DX18 district and isotope reversal was observed in this district.Research indicates that fissure and fracture due to late-stage tectonic faulting have enhanced the capability of the reservoir.The permeability of the reservoir has enhanced 2-3 orders higher than that of the background,which in turn makes the faults to be the best hydrocarbon migration pathway systems.The above recognized hydrocarbon migration pathway systems indicate that the hydrocarbon exploration should focus on the traps that have been linked by the faults with the source kitchens.

Key words Fault;       Hydrocarbon migration;       Volcanic gas reservoir;       Kelameili Gasfield;       Junggar Basin;      

引言

叠合盆地油气勘探进入下构造层以后,勘探对象由碎屑岩转向火山岩和碳酸盐岩等特殊储层,由高孔高渗储层转入低孔低渗,甚至特低孔特低渗储层[1,2]。在低孔渗条件下,油气运移不遵循经典的达西定律,而是存在一定的启动压力梯度,属于低速非达西渗流的范畴[3-5]。同时,低渗透储层中油气运移路径和方向的选择是遵循常规的差异运聚原理[6-10],还是遵循复杂缝洞体系中的油气差异运聚过程[11]亦不明确。进一步选择典型致密储层油气藏进行深入解剖,可以为深入理解这一原理提供范例。克拉美丽天然气田的火山岩储层具有明显的低孔特低渗储层的特征,系统天然气地球化学特征分析表明在低孔低渗储层中,油气的运移通道优先选择受断层改造的高孔渗储层,天然气富集在断裂带沟通的圈闭之中。

1 地质特征

克拉美丽气田位于中国西部准噶尔盆地腹部的滴南凸起上,是我国西部第一个千万吨级的大型火山岩气田。在大地构造位置上,准噶尔盆地处在哈萨克斯坦板块、西伯利亚板块及塔里木板块的交会部位,是一个三面被古生代缝合线所包围的从晚石炭世到第四纪发展起来的大陆板内沉积盆地。全盆地可划分为“三隆两坳”5个一级构造单元(图1):从北向南依次为乌伦古坳陷、陆梁隆起、中央坳陷、西部隆起和东部隆起[12,13]。克拉美丽地区位于陆梁隆起东南部的滴水泉凸起上,平面上受3条近东西向展布的断层控制,研究区构造具有北部滴水泉凹陷,中间滴水泉凸起和南部东道海子—五彩湾凹陷隆凹相间的格局。剖面下部断陷结构清晰,三叠系及其下地层受滴水泉北断层和中间的滴水泉断层控制,沿断层发育了多期火山活动,火山机构和火山活动的锥状结构清晰。中部侏罗系逐层向盆地边界超覆,深部断层活动有反转的特征。白垩系及其上地层结构简单,断层不发育(图1)。 克拉美丽地区紧邻滴水泉凹陷和东道海子—五彩湾凹陷,石炭系烃源岩的成熟度高(RO>1.5%),厚度大(最大厚度>400m),为形成大规模天然气藏奠定了良好的源岩条件[14-18]。火山岩储层以中酸性喷发岩,尤其以凝灰岩、安山岩为主[19],储层物性以低孔特低渗储层为主,断层活动与风化剥蚀作用对储层物性具有明显的改善作用[20,21]。前人研究表明,克拉美丽地区的天然气总体来看“侏罗系气藏和白垩系气藏天然气与石炭系均来自腐殖型烃源岩”,天然气组分的差异主要是由于油气从下部石炭系向上部侏罗系和白垩系运移的分馏效应造成的[17-22-25]。流体包裹体研究表明,“克拉美丽气田的天然气成藏以近源为主”,油气成藏经历了“海西晚期、印支晚期和燕山中期的多期油气充注和成藏”,不同地区油气成藏具有时序性[22-24-26]。总体来看,前人认为本区天然气经历了复杂的调整改造历史,但是对天然气的运移路径和运聚过程争议较大,特别是对天然气垂向运移和侧向运移的争论,有必要深入研究。

2 天然气地球化学特征与成因

不同时期的研究成果表明,本区天然气主要来自于腐殖型干酪根[17-22-25]。系统分析不同时期的天然气测试数据,进一步验证了天然气主要来源于腐

图1     准噶尔盆地克拉美丽气田构造格局与石油地质综合特征
Fig.1     The tectonic and geologic setting of the Kelameili Gasfield in the northeast part of the Junggar Basin

殖型干酪根降解气的结论。一方面为天然气成因分析提供了新的证据,另一方面为重建天然气运移路径和成藏过程奠定了良好的基础。

2.1 天然气组分与干燥系数

从组分来说,克拉美丽气田天然气中烃类气体占绝对优势,干气与湿气并存。甲烷含量变化幅度大,在30%~90%之间,干燥系数表现出湿气和干气并存的格局。乙烷及其以上烷烃在有些井区所占比例比较大,如DX18井区。如果不考虑该井区,则非烃气体的含量总体上随着深度的增加逐渐减小,纵向上随着深度的增加逐渐下降。在东部的DX21井区N2含量稍高,超过了正常有机成因天然气N2含量的上限(5%)(图2)。 有些井区CO2含量偏高,如DX10井区的部分天然气。总体来看,研究区天然气组分复杂,干气与湿气并存,反映了天然气的来源、充注过程可能比较复杂。天然气的干燥系数已经初步表现出干气与湿气并存的格局,并且存在明显的分区,从正构烷烃和异构烷烃含量的垂向变化可以更明显地看出天然气的成熟度在垂向上没有明显的系统变化,特别是受DX18井区数据的影响明显。

2.2 天然气的成因

2.2.1 天然气组分和成熟度证据

正构烷烃和异构烷烃的比值经常用于分析天然气的成因(图3)。研究区异构烷烃和正构烷烃的比值表明,本区主要的天然气均表现为干酪根降解天然气,不存在原油二次裂解成气的特征。不同井区的天然气仅存在成熟度的差异,东部的DX21井区天然气成熟度较高,西部的DX26井区天然气成熟度相对较低,而在中间的DX18井区不同成熟度的天然气并存。

图3     克拉美丽气田天然气成因类型判别模板(模板据Prinzhofer 等[27])
Fig.3     Genetic types of the natural gas found in the Kelameili Gasfield(model from Prinzhofer et al[27])

2.2.2 天然气同位素证据

参考天然气成因判别模板[28],可以对本区的天然气成因类型做出分析。从甲烷碳同位素和天然气组分来看[图4(a)],本区天然气均分布在煤型气的范围内。而从不同组分天然气的同位素判别模板来看[图4(b)],虽然天然气类型分布在煤型气与油型气混合的边界区域,但是天然气的分布范围非常集中,反映了不同成熟度的天然气具有相同的来源。

3 天然气运移路径与过程讨论

前人对研究区天然气的运聚路径存在较多的分歧,部分研究者认为原油同位素组成具有自西向东变重的趋势,因此天然气主要来源于滴水泉凹陷,具有自西向东运移的特征[25];也有学者认为滴水泉断层两侧天然气来源不一致[17],根据天然气在运移过程中的地质色层效应,特别是同位素分馏效应,可以对天然气的运移路径和过程进行示踪分析。系统统计研究区所有的分析测试数据,并将数据在空间上展开,重建了天然气的充注路径和运移过程,分析结果表明天然气具有沿断裂带侧向和垂向运移的特征。

3.1 天然气组分与成熟度证据

为了在空间上有效地区分不同成熟度天然气的平面分布,并分析天然气的运移方向,选择代表天然 气成熟度特征的组分分布参数(C1/C2及iC4/nC4),

图4     克拉美丽气田天然气成因类型判别模板(模板据戴金星[28])
Fig.4     Genetic types of the natural gas found in the Kelameili Gasfield(model from Dai[28])

做出2个参数的平面分布图(图5,6)。从图中可以看出如下共同的特征:天然气成熟度明显分成了东西2块。分析不同井的成熟度可见,西部DX26井天然气成熟度相对较低,东部DX21井天然气成熟度较高,而DX18井区高低成熟度并存(图5)。成熟度平面分布表现为邻近生烃中心天然气的成熟度偏高,而远离生烃凹陷成熟度逐渐降低,平面上表现为从东西两侧向中间的DX18井区成熟度逐渐降低。由于天然气的成熟度与埋藏演化史密切相关,因此成熟度的高低反映了成藏过程的早晚及潜在的油气运移方向。

3.2 天然气同位素运移分馏作用

天然气在运移过程中,随着运移距离的增加会发生运移分馏效应,并且随着运移距离的增加,这种

图5     克拉美丽滴西地区天然气甲烷和乙烷含量比值对数平面分布特征
Fig.5     Horizontal distribution of the ratio between methane and ethane(C1/C2) from the natural gas found in the Kelameili Gasfield

图6     克拉美丽滴西地区天然气异构烷烃和正构烷烃比值(iC4/nC4)平面分布特征
Fig.6     Horizontal distribution of the ratio between iso- and normal butane(iC4/nC4) from the natural gas found in the Kelameili Gasfield

分馏效益愈发明显,据此可以进行天然气运移路径和运移过程的重建[27]。 克拉美丽地区甲烷碳同位素表现出2个重同位素相对富集的区域,分别是西部紧邻滴水泉凹陷的区域和东部紧邻五彩湾凹陷的区域(图7)。随着远离这2个生烃凹陷,甲烷碳同位素表现出轻同位素逐渐富集,重同位素逐渐亏损的趋势。从侧向变化趋势的空间分布来看,存在明显的由两侧生烃凹陷向中间的DX18井区系统变化的特征。 这种碳同位素的系统变化无疑反映了天然气运

图7     克拉美丽滴西地区天然气甲烷碳同位素平面分布特征
Fig.7     Horizontal distribution of the methane isotope from the natural gas found in the Kelameili Gasfield

移的方向和路径。这种变化趋势与天然气成熟度的侧向变化特征明显一致,反映了天然气同位素分馏指标和成熟度变化指标的一致性。 同源天然气的同位素会在运移过程中发生有规律的分馏作用,不同来源不同成熟度天然气的混合会发生同位素的再平衡,从而导致天然气同位素倒转。综合分析克拉美丽气田的天然气同位素可见(图8),本区主要的天然气同位素均表现出正序的特征,即随着碳数的增加重同位素逐渐富集,轻同位素逐渐亏损。仅在DX182井区出现了局部的C3和C4同位素的倒转,出现了低碳数(C3)的重同位素相对富集的特征,反映在中间的DX182井区存在不同成熟度天然气的混合作用。

3.3 断裂带是优势输导通道

不同的天然气指标表现出明显的沿着断层侧向变化的特征(图5—7)。如来源于滴水泉凹陷的天然气明显地沿着滴北断层运移分馏,而来源于东道海子凹陷的天然气明显地沿滴水泉断层侧向分馏,说明天然气沿断裂带发生了长距离侧向运移,形成这种现象的原因是断裂带改造了火山岩储层物性,形成了优势输导通道。

图8     准噶尔盆地克拉美丽滴西地区天然气同位素组成特征
Fig.8     Isotope distribution patterns for the C1-C5 hydrocarbons from natural gas in the Kelameili Gasfield

研究区火山岩以中酸性为主,大量统计数据表明,石炭系火山岩储层非均质性强,孔隙度—渗透率相关性差(图9)。石炭系火山岩孔隙度为0.1%~27.9%,平均孔隙度为9.60%,中值孔隙度为8.2%,渗透率为<(0.01~844.00)×10-3μm2,平均渗透率为0.161×10-3μm2,中值渗透率为0.044×10-3μm2,为中孔特低渗储层,这样的储层物性不利于天然气的运移和成藏。研究表明,正是由于断层对火山岩储层的改造导致了天然气的运移和成藏。 系统研究表明,火山岩储层的孔渗关系指示了3种类型的储层,即孔隙型、裂缝型和裂缝—孔隙型[图9(a)]。裂缝型储层[图9(a)-Ⅰ]具有高渗透率低孔隙度,而孔隙型储层[图9(a)-Ⅲ]具有低孔隙度特低渗透率,表现了火山岩储层的基本特征。而主体是位于中间的裂缝—孔隙型储层[图9(a)-Ⅱ],储层孔隙度和渗透率表现出一定的正相关关系。 本区不同部位火山岩储层存在以下3个方面的主要特征:①断层附近储层物性大幅度提高。选择典型断层附近钻井的孔渗关系进行综合分析发现,靠近断层的储层更多表现为裂缝型,而远离断层的储层逐渐从裂缝—孔隙型转变为孔隙型(图9)。渗透率在断层附近相对于背景值来说提高了2~3个数量级,而在远离断层的部位数量级明显下降(图9);②鼻状构造的储层物性大幅度提高,特别是滴北断层和滴水泉断层之间的滴西鼻状构造。从横穿该构造带的剖面来看[25],2条断层在侏罗系末期存在明显的构造反转,导致该鼻状构造的幅度明显加大,在褶皱的核部形成一系列的裂缝和小型断层。由于断层活动规模较小,因而对储层的改造程度相对较小。表现在储层类型上,以裂缝—孔隙型储层为主,渗透率相应地提高了1~2个数量级;③在凹陷部位储层物性变化不大,以孔隙型储层为主,储层物性表现出低孔特低渗的特征。

图9     克拉美丽气田火山岩储层孔渗关系(a)和石炭系储层渗透率平面分布特征(b)
Fig.9     Physical properties of the volcanic reservoir and the horizontal distribution of the permeability of the reservoir in the Kelameili Gasfield

3.4 构造调整与油气成藏模式

研究区地球化学特征指示滴水泉断层的展布方向决定了自东道海子—五彩湾凹陷油气运移的方向,而滴水泉断层和滴水泉北断层控制的鼻状构造控制了来自滴水泉凹陷天然气向东部的运移。这2个地区的天然气运移方式明显不同,因为克拉美丽地区总体表现为一向西倾斜的鼻状构造(图1)。我们很容易理解天然气在浮力的作用下从构造低部位向高部位的运移,而很难想象天然气自五彩湾凹陷向西的反向倒灌[图10(a)]。 导致这一现象的主要原因是侏罗纪后的构造调整作用。由于侏罗纪末期存在大规模的抬升剥蚀作用[13],为了准确反映侏罗系沉积之前的构造格局,将八道湾组的顶面拉平[图10(b)]。该构造演化图显示侏罗系沉积期盆地表现为两凹夹一隆的格局,侏罗纪末期之后,伴随着克拉美丽山的隆起,形成了现今东高西低的构造格局[图10(a)]。可见,天然气的地球化学特征仍然保留了其成藏期油气运移的

图10     准噶尔盆地克拉美丽滴西地区天然气成藏模式图(参数为iC4/nC4)
Fig.10     Model of hydrocarbon migration and accumulation to form the Kelameili Gasgield (hydrocarbon migration was indicated by the ratio of iso- to normal butane)

特征。 这一构造演化格局也解释了天然气成熟度和现今烃源岩成熟度的空间分布特征。现今烃源岩成熟度显示五彩湾凹陷的成熟度(RO=1.5%)高于滴水泉洼陷的成熟度(RO=1.2%),说明侏罗系后的构造反转没有造成源岩的二次生烃。天然气之所以在后期的变化过程中没有形成地球化学参数的反转,是因为构造反转虽然导致了构造格局的反转,但是没有造成局部圈闭的反转和破坏。 综合不同的指标体系,很明显地发现研究区天然气的成藏可以概括为双源侧向沿断层长距离运聚的模式(图10)。天然气分别来源于滴水泉凹陷和五彩湾—东道海子凹陷,前者的成熟度相对较低,后者的成熟度相对较高。其中滴水泉凹陷的天然气影响的主要是DX18—DX26井区以西的范围,而五彩湾凹陷影响的是DX18—DX20井区的东部地区。2个地区天然气表现出了明显的成熟度的侧向降低和同位素的侧向分馏效应。天然气运移的路径是滴水泉断层和滴北断层活动形成的裂缝型储层,天然气的运移强度与储层的改造强度密切相关,渗透率提高2个数量级的储层对天然气的侧向扩散具有明显的控制作用。

4 结论

(1)克拉美丽地区天然气来源一致,为煤型干酪根降解气。成熟度有差异,高成熟度与相对低成熟度的天然气并存。 (2)克拉美丽地区的天然气成熟度特征和同位素分馏特征指示了双源供气的特征,来自于滴水泉凹陷相对高成熟度的天然气和来源于五彩湾凹陷相对低成熟度天然气从两侧向中间运移,形成了克拉美丽天然气田。 (3)断层改善了储层,使断层周围的储层形成了裂缝型储层,储层的渗透率提高了2~3个数量级,形成了天然气侧向运移的主输导通道。 (4)受克拉美丽山隆起的影响,克拉美丽地区天然气成藏之后构造格局发生东西方向的翘倾,形成了现今东高西低的构造格局。但是天然气的地球化学特征依然保留了原始天然气垂向运移特征,造成了天然气“倒灌”的假象。

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