伊通盆地梁家～五星构造带油气成藏规律

2010-01-12徐国盛凌亚军袁海锋朱建敏杨运会

物探化探计算技术 2010年3期

徐国盛,凌亚军,袁海锋,朱建敏,杨运会

(“油气藏地质及开发工程”国家重点实验室成都理工大学,四川成都 610059)

0 前言

伊通盆地位于吉林省东部,呈北东45°～55°方向展布,夹在那丹哈达岭和大黑山之间,是紧靠依兰～伊通岩石圈断裂发展起来的晚白垩世～新生界的沉积盆地[1],面积约2 400 km2。梁家～五星构造带位于伊通地堑岔路河断陷和鹿乡断陷的结合部,二号断裂下降盘(北侧)为梁家构造带,上升盘(南侧)属五星构造带(见图1)。工区自下而上,主要发育古近系始新统的双阳组、奢岭组、永吉组,渐新统万昌组、齐家组和新近系中新统的岔路河组,研究目的层位是万昌组、永吉组和奢岭组的砂岩储层。梁家～五星构造带具备优越的油气成藏条件,形成的油气藏类型大多是构造～岩性复合型油气藏。

图1 伊通盆地构造位置和工区构造单元图[6]Fig.1 Structural location and tectonic unitsmap of Yitong basin

1 油气成藏基本条件

1.1 烃源条件

岔路河断陷钻井资料综合分析表明,该区发育有多套暗色泥岩,主要分布在古近系双阳组、奢岭组和永吉组(见表1)。根据烃源岩地质、地球化学特征的研究可知,岔路河断陷奢岭组和永吉组成熟烃源岩是好的烃源岩,双阳组为较好的烃源岩,万昌组和齐家组烃源岩基本属于无效的烃源岩。

表1 岔路河断陷暗色泥岩厚度统计表[7]Tab.1 Thickness of dark mudstone in ChaLuhe fault depression

1.2 储集条件

梁家～五星构造带的主要目的层是奢岭组、永吉组和万昌组的砂体储层。奢岭组-万昌组主要为扇三角洲沉积,储层发育主要受砂体展布控制,其中奢一、永二、永三、万一和万二段砂体为重要产气层段。根据岩芯物性资料与不同沉积微相对应关系的研究表明,水下分流河道和河口砂坝微相内的砂体较为发育,储层物性好,为优质储层有利发育区。

1.3 盖层条件

研究工区内具有良好的盖层条件,直接盖层为储层之上泥岩层,区域盖层为储层之上的齐家组区域性泥岩层,从而为油气藏的形成提供了良好的封盖条件。同时,梁家～五星构造带具备有利的生储盖组合,即下伏地层双阳组和奢岭组提供主要烃源,奢一、永二、永三、万一和万二段砂体为储集层,上覆泥岩层为盖层。

1.4 圈闭条件

工区内的圈闭较为发育,圈闭类型包括:构造圈闭、岩性圈闭和构造～岩性复合圈闭。根据现有的资料研究,可知构造活动和砂体展布联合控制圈闭的类型,因此圈闭类型主要是构造～岩性复合圈闭。

1.5 运移和保存条件

工区内存在边界断裂和二号断裂,它们共同决定梁家-五星构造带的断裂发育情况。边界断裂、二号断裂及伴生的断裂,为油气的成藏提供了油气运移的通道。在油气藏形成的过程中,构造活动主要为N1中期-Q的断陷期。该期的构造活动,对该区已经形成圈闭之保存条件可能并无实质性的影响。

2 油气的成藏过程

2.1 油气的生成与运移

油气的生成主要是地下沉积有机质在热力作用下的化学过程,而油气运移则贯穿于整个油气成藏史,是连接生、排、运、聚、散各个环节的纽带,也是油气成藏研究的核心问题[2]。在做出沉积埋藏史图的基础上,便可恢复现今各地层的热史及烃源岩的生烃史(见下页图2)。埋藏史的恢复,主要运用petrolmod软件进行盆地模拟,基本思想是回剥技术。根据质量守恒法则,随着埋藏深度的增加,地层厚度变小,但地层的骨架厚度始终不变。因此,骨架厚度是假设地层的孔隙度变为零时的地层厚度,它总小于地层的实际厚度[3]。

根据实际分析资料表明,该区主要存在三套烃源岩,分别为:双阳组、奢岭组和永吉组烃源岩。以昌13井为例,双阳组底部烃源岩在距今29 Ma进入生烃门限,Ro值为0.5%;25 Ma开始大量生烃,Ro值为0.7%;6 Ma时Ro演化至1.0%,为凝析油和大量湿气生成阶段。奢岭组底部烃源岩在距今26 Ma进入生烃门限,在16 Ma开始大量生烃,现今的Ro值约为0.9%,仍处于大量凝析油生成阶段;永吉组底部烃源岩在距今25Ma进入生烃门限,现今的Ro值约为0.76%,处于大量生油阶段。可以看出,这三套烃源岩进入生烃门限和大量生排烃的时间不同,因而所产出的流体性质存在差异。

基于油气运移的机理,以古地温场的恢复为基础,做出了该区昌12井双阳组烃源岩排烃压力及压力系数演变图(见下页图3)。由图3可见:

图2 梁家～五星构造昌13井埋藏史与烃源岩生烃史Fig.2 Burial history and hydrocarbon-generation history of source rocks of well Chang 13 in Liangjia-Wuxing structural belt

图3 昌12井双阳组烃源岩生排烃过程中的孔隙流体压力及压力系数变化Fig.3 Pore fluid pressure(left)and changes of pressure coefficient(right)of Shuangyang group source rocks in well Chang 12 during hydrocarbon generation and expulsion process

(1)在埋深大约2 000 m时,烃源岩开始成熟生烃,有较弱幅度的超压。

(2)在埋深约2 600 m时,烃源岩层内的压力系数可以达到1.40,开始产生大量的微裂缝。

(3)在埋深约3 800 m时,压力系数可以达到1.70。

该模型计算的理论基础是假设烃源层是封闭的,因此在图3中显示为压力系数不断增大的过程。而实际情况可能是:

(1)当烃源岩层内的孔隙流体压力达到一定范围时,烃源岩生成的烃类会排出,裂缝闭合。

(2)当压力再次增大到一定范围时,裂缝产生,然后因烃类的排出又闭合,如此反复的过程。

总之,烃源岩生成的油气可能主要是通过产生的微裂缝排入储集层。

2.2 流体充注历史

根据包裹体均一温度得出的地层古温度,结合地热史和埋藏史的模拟结果,可以估算出油气运移的时间(成藏期)[4]。梁家～五星构造带主要采用盐水包裹体的均一温度,沉积埋藏史和热史综合确定油气成藏期次。

在统计地质分层数据,岩性资料,地层顶、底界年龄,孔隙度～深度数据的基础上,作出了昌12井的热史图。昌12井奢岭组包裹体样品的均一温度表明,该井主要存在二期流体充注。奢一段发生第一次油气充注时间大约距今30 Ma,均一温度约为75℃(见图4),充注的流体源可能主要来自双阳组烃源岩,该次充注以油为主。奢一段发生第二次油气充注时间大约在9 Ma,均一温度约为126℃,该阶段主要为凝析油和天然气的充注,据油～源对比分析可知,充注的流体源主要为双阳组成熟度较高的烃源岩生成的天然气,以及少量的凝析油和奢岭组生成的凝析油和少量的天然气。

昌10井双阳组包裹体所测得的均一温度大约为98.5℃,根据该层所经历的热史,其流体充注的时间约为9 Ma(见下页图5)。从该井所处的构造位置及邻井流体产出情况来看,昌10井充注流体只有一期,主要为天然气,来自于双阳组烃源岩。

从该区二口井的流体包裹体样品分析可以看出,该区主要存在二期流体充注,早期为低熟油的充注,充注时间较早;晚期主要为深部烃源岩生成的凝析油和天然气的充注,且以天然气充注为主,充注时间较晚,时间在7 Ma～9 Ma之间。油气充注的过程,主要处于N1中期～Q的断陷期。

图4 梁家～五星构造带昌12井热史及油气充注期次Fig.4 Thermal history and filling history of oil and gas of well Chang 12 in Liangjia-Wuxing structural belt

3 油气成藏模式及成藏规律

3.1 油气成藏模式

构造活动是油气藏形成的重要前提。凹陷的持续沉降为生油岩、储集岩的形成建造了空间,多期断裂活动为构造圈闭的形成创造了条件,也构筑了油气运移的通道[5]。在工区内,油气藏的形成除了受构造影响外,还受砂体展布的控制。

3.1.1 昌30井区

据该区构造图分析,昌30-3井和昌30-2井之间存在一条北掉的正断层,断距约120 m左右,昌30-2井和昌30-1井在下降盘,圈闭形态为断背斜;昌30-3井位于断层的上升盘,表现为断鼻性质(见下页图6)。

从该区局部油气的分布来看,位于断层上盘的断鼻,以二号大断裂沟通了深部双阳组高成熟源岩,因此形成了昌30-3井万一段天然气藏。而昌30-1井主要的油气运移通道,是位于昌30-3和昌30-2之间的次级断层,它的断距不大(120 m左右),断至层位主要为永吉组,埋深不大(小于2 600 m),成熟度不高,主要以生油为主,因此形成了昌30-1井万一段油藏。另外,昌30井、昌12井通过次级断层沟通深部双阳组烃源岩,形成了奢一段、永二段油气藏。3.1.2 星19井区

根据过星19井主测线方向的地震剖面,星19井区为二号断层控制下的一个滚动背斜构造,星19井位于构造的高部位。从圈闭特征和气层的分布可以看出,星19井区万二段气藏主要是受局部构造和砂体的联合控制。

星19井区万二段气藏与昌30-1井区万一段油藏,从油气运移条件上分析具有明显的区别:

(1)昌30-1井区万一段油藏相对远离二号断裂,油气运移的通道主要是二号断层派生的次级断裂。

(2)星19井区万二段气藏圈闭紧靠二号断裂,二号断裂是其油气垂向运移的通道,其断距大,沟通了深部双阳组成熟度较高的烃源岩,所生成的天然气沿大断裂向上运移至万二段储层中,聚集成天然气藏(见下页图7)。

3.2 油气成藏规律

3.2.1 切源断层控制油气的输导

根据目前的勘探发现,可知断层在油气成藏过程中起着十分重要的作用。在梁家～五星构造带上,由于相变快,储层分布不稳定,砂体横向变化大,并且尖灭较快,以储层作为输导层使油气在横向上进行大规模长距离运移的可能性较小,因此断层垂向沟通烃源岩,配合短距离砂体的侧向运移,是本区油气藏形成的关键。控制岔路河断陷发育与演化的边界断裂、二号断裂及其派生的大量次级断裂,为本区油气成藏提供了良好的运移通道条件。因此,在梁家构造带及其相邻的五星构造带北部地区,具有较好的油气输导条件。

图5 梁家～五星构造带昌10井热史及油气充注期次Fig.5 Ther mal history and filling history of oil and gas ofwell Chang 10 in Liangjia-Wuxing structural belt

图6 梁家～五星构造带昌30井区油气成藏模式Fig.6 Hydrocarbon accumulation model of well Chang 30 field in Liangjia-Wuxing structural belt

图7 梁家～五星构造带星19井区油气成藏模式Fig.7 Hydrocarbon accumulation model of well Chang 19 field in Liangjia-Wuxing structural belt

3.2.2 储层质量控制油气的充注

根据试油层和复查出油气层的测井解释储层物性的分类统计结果分析,油层的平均孔隙度为32.55%,平均渗透率为158.5×10-3μm2;气层平均孔隙度为27.28%,平均渗透率为64.5×10-3μm2;而试油证实为水层的平均孔隙度只有21.16%,平均渗透率仅为14.8×10-3μm2。

这说明油气藏在形成过程中受储层非均质性的影响较大,油气首先充注的是孔隙空间大、孔喉半径大、渗透性高的优质储层。在烃源层排烃并不十分充足的情况下,相对的低渗砂层不易成藏。

3.2.3 构造和砂体控制油气的分布

根据试油资料显示,梁家构造带昌30井、昌30-1井、昌105井在万一段测试均未获得天然气,昌30-2井、昌30-3井在万一段却获得了可观的天然气流,它们都位于构造高点附近。五星构造带星19-2井位于构造高点附近,万一段测试未获天然气。星19井、星19-1井位于构造高点处,万一段测试获得了多个产气层。综合砂体展布与沉积相研究的结果认为,梁家-五星构造带万昌组—奢岭组气藏不仅受构造控制,而且受岩性(砂体展布)的控制也非常明显,因此该构造带主要为构造-岩性复合型油气藏,即构造和砂体共同控制油气的分布。

3.2.4 烃源成熟度决定油气藏类型

从典型油气藏的解剖分析可以看出,星19井区万二段气藏主要的油气垂向通道是二号断裂。该断裂断距大,活动时间长,沟通了深部奢岭组～双阳组成熟的烃源岩,是梁家～五星构造带的主要切源断层。昌30-1井区万一段油藏主要靠次级断裂供烃,这些断裂断距不大,切割层位一般可达到永吉组中部地层,沟通了永吉组相对低成熟的烃源岩,以生成低熟油为主,同时有少量的伴生气。沟通烃源的断层与哪个储层相连通,油气则易在该部位聚集成藏。因此,油气运移的主要通道及其沟通的烃源岩所处的热演化程度的差异,是造成圈闭聚集是油还是气,或是低熟还是高熟的根本原因。