塔里木盆地库车坳陷依南2气藏类型的判别

邢恩袁，庞雄奇，肖中尧，张宝收，姜振学，李峰，郭继刚，马中振

(1.中国石油大学盆地与油藏研究中心，北京102249;2.中国石油大学油气资源与探测国家重点实验室，北京102249;3.中石油塔里木油田分公司，新疆库尔勒841000;4.中国石油勘探开发研究院，北京100083)

塔里木盆地库车坳陷依南2气藏类型的判别

邢恩袁1，2，庞雄奇1，2，肖中尧3，张宝收3，姜振学1，2，李峰1，2，郭继刚1，2，马中振4

(1.中国石油大学盆地与油藏研究中心，北京102249;2.中国石油大学油气资源与探测国家重点实验室，北京102249;3.中石油塔里木油田分公司，新疆库尔勒841000;4.中国石油勘探开发研究院，北京100083)

依据塔里木盆地库车坳陷依南2气藏的碳同位素、烃源岩热解、储层分析化验、气藏压力、流体包裹体等资料的正、反演综合分析，对该气藏的成因类型进行判别。结果表明:依南2气藏侏罗系阿合组砂岩储层致密化发生在距今约11 Ma，而其烃源岩排烃高峰为距今5 Ma，储层致密化时间早于烃源岩大量排烃时间，为先致密后成藏的深盆气藏;依南2气藏具有气水倒置、相对负压的地质特征，成藏动力机制为气体分子膨胀力作用下的活塞式气驱水充注成藏机制;依南2气藏为早期大规模深盆气藏，晚期遭受调整改造，含气范围受南北断裂带控制。

石油地质;地质调查;成因类型;依南2气藏;砂岩;深盆气藏

依南2气藏位于塔里木盆地库车坳陷克-依构造带东段依南断鼻构造上，北靠依奇克里克背斜，南临东秋里塔克构造带。对依南2井侏罗系阳霞组和阿合组储层进行中途测试，目的层平均孔隙度为3.6%～6.4%，平均渗透率不超过1×10－3μm2，却获得10.9×104m3/d高日产天然气，宣布了库车东部致密砂岩气藏的成功勘探，但该气藏仍有诸多地质问题未解决。如依南2气藏圈闭幅度只有50 m，但是气柱高度却达到236 m，构造位置高于依南2井的依南4井和依深4井在同一套目的层内见水不见气。这些现象说明对该气藏形成机制与气藏类型研究均不深入。因此，笔者利用正、反演相结合的研究方法对依南2致密气藏的形成机制和气藏的成因类型进行分析研究，为该地区进一步勘探提供依据与理论基础。

1 致密砂岩气藏的概念与成因分类

致密砂岩气藏是指赋存于低孔隙度和低渗透率砂岩中的天然气藏，自然产能一般较低［1-2］。中国常用的划分标准为孔隙度φ≤12%、渗透率k≤1×10－3μm2的砂岩储层所赋含的天然气藏即为致密天然气藏。相关研究证实在这一标准上下天然气成藏动力机制不同［3-5］。致密砂岩气藏按照成因分为两大类:一类是先致密后成藏的深盆气藏，气体分子膨胀力为气藏的主要运聚动力，浮力基本不起作用，储层致密化发生在烃类大量充注之前，气体以活塞式运动方式整体向上运移，表现为气水倒置的地质特征，气藏分布在构造斜坡或凹陷中心;另一类是先成藏后致密的致密常规气藏，成藏发生在储层致密化之前，浮力为主要运聚动力，天然气聚集在构造高部位或地层岩性圈闭顶部的常规储层中，晚期经压实、构造挤压作用等使储层发生致密化。

2 依南2气藏成藏机制与气藏类型

依据上述致密砂岩气藏的成因分类标准，采用正、反演相结合的综合研究方法对依南2气藏的成因机制进行分析，并对其气藏类型进行判别。正演方法是定量恢复依南2气藏的烃源岩排烃史与储层孔隙演化史，并确定其储层致密化时间和烃源岩排烃高峰期，对比二者的先后关系，从而确定气藏的类型与成藏动力机制;反演方法是利用该气藏的压力、气水关系、包裹体等相关的地质资料反推成藏历史中的动力机制，从而判别气藏类型。

2.1 依南2气藏成藏机制正演分析

2.1.1 烃源岩排烃史分析

2.1.1.1 气源对比

库车坳陷依南2气藏天然气组分特征为:CH4占98.07%，C2烃类占0.28%，CO2占0.23%，N2占1.42%，具干气特征，且乙烷、丙烷、丁烷的碳同位素都很重。δ13C2的平均值为－18.25‰～－23.74‰，全部大于－28‰;δ13C3平均值为－17.1‰～－25‰，全部大于－26‰;δ13C4平均值为－18.87‰～－24.7‰，全部大于－25‰。依此判断依南2气藏的天然气为煤型气［6］。

前人研究表明，库车坳陷侏罗系和三叠系烃源岩主要为煤系烃源岩，依南地区侏罗系为成熟烃源岩，成熟度Ro平均为0.7%，三叠系烃源岩Ro为1%～2%，为高过成熟特征［7］。因此，通过对比依南地区天然气与烃源岩成熟度的方法可确定该气藏的主要气源(表1)。计算结果表明:依南地区天然气成熟度普遍大于1%，大于依南地区侏罗系烃源岩成熟度;靠近凹陷的迪那2井在依南2井南部，其天然气成熟度Ro为1%～1.1%，小于依南2气藏天然气的成熟度。

表1 依南—迪那地区天然气甲烷碳同位素成熟度推算结果Table 1 Calculation results of gas thermal maturity with methane carbon isotope in Yinan-Dina area

依南2气藏的天然气既不是来自依南地区侏罗系烃源岩，也不是来自于阳霞凹陷的侏罗系烃源岩。利用排除法可知，依南2气藏的烃源岩只能是三叠系烃源岩。该地区三叠系塔里奇克组煤系烃源岩Ro平均约为1.5%，与依南2气藏较吻合，因此塔里奇克组是依南2气藏的主要气源岩。

2.1.1.2 排烃史定量恢复

塔里奇克组以Ⅲ型干酪根为主，利用生烃潜力法［8］对库车坳陷井下1358块不同类型的干酪根样品的热解数据与热成熟度Ro数据进行拟合，通过建立库车坳陷Ⅲ型干酪根的排烃模式(图1)，得该套

图1 库车坳陷Ⅲ型干酪根排烃模式Fig.1 Hydrocarbon expulsion models of typeⅢkerogen in Kuqa depression

源岩的排烃门限Ro约为0.8%。进一步结合不同地质时期烃源岩厚度、不同深度排烃率、有机碳含量以及岩石密度等数据［7］，根据生烃潜力法计算公式［8］可得研究区排烃量。通过不同地质历史时期的排烃量与排烃速率计算结果可拟合出研究区塔里奇克组源岩排烃史曲线(图2)。

依南地区位于库车坳陷三叠系塔里奇克组烃源岩的排烃中心之一的位置［9］，由于Ⅲ型干酪根主要排出的烃类为天然气，因此计算得该地区塔里奇克组气源岩总排气量为17.1×1012m3，排气速率最大的高峰为3.7×1012m3·Ma－1，对应着库车期(图2)。

图2 库车坳陷三叠系塔里奇克组排气史Fig.2 History of gas expulsion of Triassic Taliqike formation in Kuqa depression

2.1.2 储层孔隙演化史分析

2.1.2.1 阿合组储层特征

依南2井阿合组储层具备了大面积含气的地质条件。依南地区主要沉积类型为辫状河三角洲平原亚相，储层分布面积广，可达整个依奇克里克构造带，砂体连通性好。阿合组砂体厚度为100～300 m，粒度较粗，粗砂岩与砾岩含量最大，其次是中砂岩，两者厚度占到储层总厚度80%以上。依南2井阿合组岩心分析孔隙度为1.44%～6.67%，平均为3.6%，渗透率为(0.0271～3.65)×10－3μm2，平均为0.98×10－3μm2(图3)，为典型的致密储层。

图3 依南2井阿合组孔隙度与渗透率频率直方图Fig.3 Frequency histogram of porosity and permeability of Ahe formation of well Yinan 2

2.1.2.2 储层孔隙演化史定量恢复

多项研究证实储层的压实减孔量主要受砂体的原始沉积组构、埋藏史和构造运动3大因素控制［10-13］，通过对研究区各种粒度、不同刚性颗粒含量、不同埋藏方式下的各类砂岩的测井孔隙度资料与相关地质资料可拟合出孔隙度预测数学模型，公式为

式中，φ模型为预测模型孔隙度，%;A为储层年龄，Ma;F为储层分选系数，量纲一;D为储层颗粒平均直径，mm;G为地温梯度，℃/100 m;H为储层深度对数，m;Q为石英颗粒含量，%。

在此基础上，结合其他增减孔因素，对依南2井阿合组储层的孔隙演化进行预测，可得到该井阿合组定量化孔隙演化曲线。其中各项参数分析如下:储层砂体粒度从砾岩到粉砂岩均有分布，分选系数约为1.5～2.0，分选中等偏差;石英含量为31%～54%，塑性颗粒含量高，压实作用强(图4(a)、(b))。依南2井储层在侏罗纪时地温梯度为29～3.0℃/100 m，白垩纪为2.9～3.0℃/100 m，古近纪为2.8～2.9℃/100 m，新近纪为2.9～3.0℃/100 m［14］。该井目的层历史最大埋深为5.350～5.613 km，现今埋深约为4.70～5.0 km。将参数代入式(1)可得依南2井阿合组基本压实条件下的孔隙演化曲线。在此基础上对阿合组主要成岩要素进行分析。储层内主要胶结物有黏土杂基、硅质胶结物和碳酸盐胶结物，但是总量不高，一般不超过5%，平均为2%(图4(c)、(d));构造侧向挤压对储层减孔的影响也较大，据测量依南地区较显著的古应力值为90～120 MPa，根据构造侧向挤压与减孔量计算关系［15］，其减孔量约为8%～10%;溶蚀作用使阿合组形成2%～3%的次生孔隙(图4(e));破裂作用的增孔量约为0.1%～1%，平均为0.5%(图4(f))。根据各成岩序列可确定上述各项成岩作用发生的先后顺序。

图4 依南2气藏阿合组储层微观特征Fig.4 Microcosmic characteristics of Ahe formation of Yinan 2 gas reservoir

将上述各项影响因素综合考虑，可得依南2井阿合组孔隙演化曲线(图5)。

图5 依南2井阿合组储层孔隙度演化史与烃源岩排烃史匹配图Fig.5 Evolution history contrast between reservoir porosity of Ahe formation of well Yinan 2 and hydrocarbon expulsion

依南2气藏的储层致密化时间(距今11 Ma)早于烃源岩大量排烃的时间(距今5 Ma)，该条件有利于依南2气藏形成先致密后成藏的深盆气藏，成藏动力主要为气体分子膨胀力。为了证实公式的可靠性，利用实验室测试孔隙度与拟合孔隙度做比较(表2)，相对误差在1%以内，可信度高。

表2 依南2井阿合组储层现今孔隙度预测结果Table 2 Prediction results present reservoir porosity in Ahe formation of well Yinan 2

2.2 依南2气藏成藏史反演分析

2.2.1 异常压力分析

深盆气藏与常规气藏具有不同的压力特征。虽然依南2气藏阿合组压力系数为1.76，为超高压气藏，但压力与深度关系剖面显示，气藏压力低于区域水压，呈现出相对的负压状态(图6)，显示了深盆气藏的典型地质特征［16-17］。

图6 依南2井阿合组气藏压力－深度剖面Fig.6 Pressure-depth section of gas reservoir of Ahe formation of well Yinan 2

2.2.2 天然气藏封闭机制

常规气藏与深盆气藏的封闭机制不同。地层水分析表明，位于断层附近的依南4井与依深4井的地层水为重碳酸钠型，反映了开放性地层水环境，说明其南部断层不具有封闭性。平面上，上盘高点的依深4井和依南4井储层孔隙度为10%～13%(图7)，但测试产水;依南2井位于下盘低部位，储层孔隙度相对降低很多，约为6%，但测试为高产气井且圈闭幅度仅为50 m的情况下，气柱高度却高达200 m以上，无断层封闭的常规圈闭无法对如此之多的气量实现保存。若要形成这种“水高气低”的气水分布特征，只有在深盆气藏所特有的力平衡封闭机制下才能实现［18］。

图7 依南地区侏罗系阿合组孔隙度Fig.7 Porosity of Ahe formation of Jurassic in Yinan area

2.2.3 流体包裹体分析

同一剖面中的各井储层流体包裹体的气液比变化可以反映油气充注过程中的变化。试验统计表明，依南2井与烃类共生的盐水包裹体均一化温度主要分布在130～150℃(图8(a))，结合古地温与埋藏史分析(图5)，天然气充注时间主要对应在库车期(5 Ma)，这与前文正演模拟的成藏史大致对应，即主要成藏期发生在储层致密化之后。进一步对依南2、依南4和依深4井的与烃类共生盐水包裹体测温结果分析发现，各井气液比随着温度的变化呈现出有规律的变化，即随着温度的升高，依南2井气液比逐渐超过其他井(图8(b))。在均一化温度约为115～130℃时的成藏早期，依南2井的含气量小于位于构造高部位的依深4井与依南4井，但进入主要成藏期，即均一化温度约为145℃时，依南2井的含气量已经超过构造高点的依南4井。这一方面说明构造高点晚期受断层破坏天然气散失，另一方面说明依南2气藏的成藏动力学机制随着储层致密化，浮力渐渐失去作用，充注机制为气体分子膨胀力作用下的活塞式充注机制，形成了深盆气藏。

根据上述地层压力、储层物性及包裹体试验等数据的反演分析可知，依南2气藏的气水分布特征、封闭机制与充注动力机制都为深盆气藏所特有，与正演推论结果一致。

图8 依南地区阿合组包裹体均一化温度与气液比分析Fig.8 Analysis results of inclusion homogenization temperature and gas-liquid ratio of Ahe formation in Yinan area

3 成藏演化史恢复

根据上述正、反演论证，对该阿合组及相邻地层的埋藏演化做了定性恢复，再现了依南2气藏的成藏史(图9):康村期，侏罗系储层未完全致密化，三叠系油气在依奇克里克宽缓背斜中聚集成藏，依南2井位于油气输导层的位置，无圈闭，形成了深盆气藏的雏形(图9(a));库车期，侏罗系储层完全致密化，三叠系源岩进入排气高峰，来自三叠煤系的天然气在依南2井所处的低凹处聚集，形成早期深盆气藏，同时在南北两侧浅层的宽缓背斜圈闭中也形成了常规气藏(图9(b));喜山中晚期，北部强烈构造推覆作用使依深背斜圈闭幅度增大，依南2深盆气藏因北侧抬升，且被断裂破坏而萎缩，依深背斜因抬升剥蚀使早期聚集的油气发生耗散(图9(c));现今，北部推覆挤压作用更加强烈，依深背斜侏罗系及以上地层被剥蚀破坏，早期油气被耗散殆尽;依南2低幅度断鼻构造在逆冲作用下形成，在断鼻转折处裂缝带发育，成为“甜点”，因此依南2井自然产能较高，虽然整体深盆气藏在断裂破坏作用下范围萎缩，但由于储层致密，天然气不易流动，估计气藏的含气范围仍可达到依南构造斜坡处直至南部断裂带(图9(d))。

图9 过依南2井南北向成藏演化史剖面图Fig.9 Section picture of gas accumulation history across well Yinan2 in direction of south-north

综上所述，依南2气藏为晚期改造型深盆气藏。该气藏虽然受到晚期构造运动的调整破坏，但由于依南地区大面积范围未被断裂切割破坏，气藏的含气范围仍然广泛，南北两条切穿基底的断层为可能的气藏边界。

4 结论与建议

(1)依南2气藏侏罗系阿合组砂岩储层致密化发生在距今11 Ma，而其烃源岩排烃高峰为距今5 Ma，储层致密化时间早于烃源岩大量排烃时间，为先致密后成藏的深盆气藏。

(2)依南2气藏具有气水倒置、相对负压的地质特征，成藏动力机制为气体分子膨胀力作用下的活塞式充注成藏机制。

(3)依南2气藏为早期大规模深盆气藏，晚期遭受调整改造，含气范围受南北断裂带控制。建议在依南2以南的斜坡处钻评价井;考虑到深盆气藏自然产能低、斜坡处储层致密，天然裂缝发育可能较少的特点，建议采用欠平衡钻井技术和适当的压裂工艺。

致谢本文的研究得到了中石油塔里木油田分公司勘探开发研究院李勇副总地质师、杨宪章高工、赵力彬工程师、邸宏利高工、李梅高工、唐雁刚工程师等大力支持与帮助，在此表示衷心感谢!

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(编辑 徐会永)

Type discrimination of Yinan 2 gas reservoir in Kuqa depression，Tarim Basin

XING En-yuan1，2，PANG Xiong-qi1，2，XIAO Zhong-yao3，ZHANG Bao-shou3，JIANG Zhen-xue1，2，LI Feng1，2，GUO Ji-gang1，2，MA Zhong-zhen4

(1.Basin＆Reservoir Research Center in China University of Petroleum，Beijing 102249，China;2.State Key Laboratory of Petroleum Resource＆Prospecting in China University of Petroleum，Beijing 102249，China;3.Tarim Petroleum Company，PetroChina，Korla 841000，China;4.PetroChina Research Institute of Petroleum Exploration＆Development，Beijing 100083，China)

According to forward and retrieval comprehensive analysis on the data of carbon isotope，pyrolysis of source rocks，reservoir analysis，pressure of gas reservoir，fluid inclusions of Yinan 2 gas reservoir in Kuqa depression，Tarim Basin，the genetic type of this gas reservoir was discriminated.The results show that the densification of sandstone reservoirs of Jurassic Ahe formation in Yinan 2 gas reservoir took place about 11 Ma ago，while hydrocarbon expulsion peak of source rocks in this reservoir dated from 5 Ma ago.Reservoir densification is earlier than massive hydrocarbon expulsion，and thus this reservoir is a deep-basin gas field with densification first and then reservoir formation.Yinan 2 gas reservoir has geological characteristics of gas-water inversion and relatively negative pressure，of which the dynamic mechanism of reservoir formation is shown as piston-type gas-drive water filling under the expansive force of gas molecular.Yinan 2 gas reservoir is a large-scale deep-basin gas reservoir in the early stage，while adjusts and modifies later，which leads to the gas-bearing range controlled by south-north fault zones.

petroleum geology;geological surveys;genetic type;Yinan 2 gas reservoir;sandstone;deep-basin gas reservoir

TE 122

A

10.3969/j.issn.1673-5005.2011.06.004

2011－03－17

国家“973”计划项目(2006CB202300);国家自然科学基金项目(40802029)

邢恩袁(1982－)，男(汉族)，天津人，博士研究生，从事油气藏形成机制与分布规律方面的研究。

1673-5005(2011)06-0021-07