徐深气田盖层封气有效性研究①

牟敦山 付 广 胡 明

(东北石油大学 黑龙江大庆 163318)

徐深气田盖层封气有效性研究①

牟敦山 付 广 胡 明

(东北石油大学 黑龙江大庆 163318)

利用钻井、地震和分析测试资料,对徐深气田盖层发育及分布、封气能力的有效性和封气时间的有效性进行了研究,得到徐深气田天然气盖层主要为登二段发育的泥岩和营一段顶部发育的火山岩,前者整个断陷分布,是断陷南部营四段火山角砾岩和断陷北部营三段火山岩储集天然气的盖层,后者仅分布在断陷南部,是营一段火山岩储集天然气的盖层。徐深气田中12个气藏盖层排替压力均大于储层排替压力和气藏剩余压力之和,封气能力的有效性好,有利于天然气聚集与保存。登二段和营一段顶部盖层封气性形成时期主要分别为泉一、二段沉积时期和登四段沉积时期,均早于沙河子组煤系源岩的大量排气期(青山口组沉积时期),封气时间的有效性好,也有利于天然气的大规模富集成藏。

徐深气田 登二段 营一段 盖层 封气能力 封气时期

徐深气田是松辽盆地至今深层发现的最大的气田,目前探明天然气储量为2 457.45 X 108m3,分布在徐家围子断陷内。其储气层主要为下白垩统营城组一段和三段发育的火山岩(主要有流纹岩、安山岩、玄武岩、火山碎屑岩)、营城组四段发育的火山角砾岩,盖层则为下白垩统登二段发育的泥岩盖层和营一段顶部发育的火山岩(主要有凝灰岩和火山角砾岩),前者与营三段火山岩或营四段火山角砾岩构成天然气储盖组合,分布在断陷北部和南部,后者与营一段火山岩构成天然气储盖组合,仅分布在断陷南部。天然气主要来自下伏下白垩统沙河子组煤系源岩。由于该气田在断陷南部和北部含气储盖组合不同,盖层不仅层位不同,而且岩性不同,其能否有效的封闭其内的天然气,在某种程度上决定着该气田中天然气富集数量。关于天然气盖层研究前人已做过大量研究和探讨[1～7],已形成了一套成型的盖层评价技术,但对盖层封气有效性研究,前人主要是讨论封气时间上的有效性[8～12],而对封气能力有效性讨论的甚少,将二者综合起来的研究则更少,因此,开展徐深气田盖层封气有效性的综合研究,对于该气田形成机制研究及储量规模认识均具重要意义。

1 盖层发育及分布特征

天然气钻探结果表明,徐深气田天然气盖层主要为登二段发育的泥岩和营一段顶部发育的火山岩。登二段泥岩盖层除升深6井和西南边界缺失外几乎整个断陷分布,厚度最大可达到240 m,主要分布在徐深211井处,其次是分布在徐深16井东北处,泥岩盖层厚度可达到200 m,由两个高值向断陷边部登二段泥岩厚度逐渐减小,在断陷边部减小至20 m以下,如图1a所示。营一段顶部火山岩盖层,与泥岩盖层一样具有高声波时差的特征,主要由凝灰岩、火山角砾岩,其次是流纹岩、角砾熔岩、安山岩和酸性喷发岩组成,其主要分布徐家围子断陷的南部,最大厚度可以达到140 m,主要分布在徐深43井处,其次分布在徐深502井处,厚度可达到120 m,由2个高值区向断陷边部厚度逐渐减小,在边部减小至10 m以下,如图1b所示。

2 盖层封气能力及封气能力的有效性

由于徐深气田登二段和营一段顶部盖层埋深相对较深,压实成岩程度高,其内已无超压存在,主要为毛细管封闭。由该断陷泥岩和火山岩实测排替压力与声波时差之间关系(图2)得到,徐深气田登二段泥岩盖层排替压力最大可达到11 MPa,主要分布断陷中部的徐深25井和徐深3井附近,由此向断陷四周边界登二段泥岩盖层排替压力逐渐降低,在断陷北部减小至7MPa以下,如图3a所示。营一段顶部火山岩盖层排替压力最大可达到9 MPa,主要分布在徐深25井东南,其次分布在徐深2井和徐深232井处,排替压力可达到8 MPa,由3个高值区向四周排替压力值逐渐减小,在断陷边部排替压力至1 MPa以下,如图3b所示。

图1 徐家围子断陷盖层厚度分布图a.登二段盖层 b.营一段顶部盖层Fig.1 Distribution of thickness of cap rocks in Xujiaweizi depression

图2 徐家围子断陷泥岩和火山岩盖层排替压力与声波时差关系Fig.2 The relation of displacement pressure and interval transit time ofmudstone and volcanic cap rocks in Xujiaweizi depression

表1 徐深气田盖层封闭有效能力Table1 Sealing effective capacity of cap rocks in Xushen gas field

由以上可以看出,徐深气田两套盖层均具有较高的毛细管封闭能力。但它们能否在能力上有效地封闭天然气,还要取决于其排替压力与储层排替压力和气藏剩余压力之和的差值的相对大小。如果盖层排替压力大于其储层排替压力和气藏剩余压力之和,那么就可以在能力上有效地封闭天然气,有利于天然气的聚集与保存;反之则就不能在能力上有效地封闭天然气,不利于天然气的聚集与保存。由徐深气田12个气藏的盖层排替压力、储层排替压力和气藏剩余压力统计结果(表1)可以看出,徐深气田12个气藏盖层排替压力主要分布在6～8 MPa,其次是4～6 MPa,再次是2～4 MPa,最少为8～10 MPa,如图4a所示。储层排替压力主要分布在0～0.5 MPa,其次是0.5～ 1 MPa,再次是1～1.5 MPa和1.5～2 MPa,最少为2 ～2.5 MPa,如图4b所示。气藏剩余压力主要分布在0～2 MPa和2～4 MPa,其次是4～6 MPa,如图4c所示。由此可以得到徐深气田12个气藏盖层排替压力与储层排替压力和和气藏剩余压力之和的差值,如表1所示。由表1中可以看出徐深气田12个气藏盖层排替压力值均大于储层排替压力值和气藏剩余压力值之和,封气能力有效性好,有利于天然气的聚集与保存。这一条件可能是造成徐深气田目前天然气聚集和保存的一个重要原因。

图3 徐家围子断陷盖层排替压力分布图a.登二段泥岩盖层 b.营一段顶火山岩泥岩盖层Fig.3 Distribution of displacement pressure of cap rocks in Xujiaweizi fault depression

图4 徐深气田盖层、储层排替压力和气藏剩余压力分布图a.盖层排替压力 b.储层排替压力 c.气藏剩余压力Fig.4 Distribution of cap rocks and reservoirs displacement pressure and gas reservoirs excessive pressure in Xushen gasfield

3 盖层封气时间的有效性

所谓盖层封气时间的有效性是指盖层封闭性形成时期与源岩大量排气期之间的匹配关系,如果盖层封闭性形成时期早于或与源岩大量排烃期同期,可以封闭住气源岩排出的大量天然气,在时间上封闭天然气是有效的;相反,如果盖层封闭性形成时间晚于源岩大量排气期,盖层所能封闭住天然气量大小主要取决于二者之间时间差的大小,二者时间差越小,盖层所能封闭住的天然气量相对越大,在时间上封闭天然气有效性相对越好;反之则相对越差。由此看出,要研究盖层封气时间的有效性就必须首先确定盖层封闭性形成时期和源岩大量排烃期。

3.1 盖层封闭性形成时期

由上可知,徐深气田登二段和营一段顶部两套盖层目前均具有较强的毛细管封闭能力,但这一封闭能力并非其一经沉积就形成了。刚一沉积的泥岩和火山岩盖层压实成岩程度低、孔隙度和渗透率高,排替压力低,不具封气能力。随着埋深增加,压实作用增强,孔隙度和渗透率逐渐降低,排替压力升高,当排替压力达某一值后才开始具备封闭能力的。按照文献[3]盖层封闭能力的评价标准,通常认为盖层排替压力达到1 MPa开始初具有封气能力,故可以把排替压力等于1 MPa作为盖层开始封气形成时期,据此利用图2中排替压力与声波时差值之间关系,可以得到排替压力等于1时所对应的声波时差值。由此值再利用声波时差与埋深关系确定出与之所对应的埋深值,最后根据该区地层厚度和沉积速率资料便可得到徐深气田8个气藏盖层封闭能力的形成时期,如表2所示。由表2中可以看出,徐深气田8个气藏登二段盖层封气能力形成时期为登三段-泉三段沉积时期,主要为泉一、二段沉积时期。营一段顶部盖层封气性形成时期为登三段-泉二段沉积时期,主要为登四段沉积时期。

3.2 源岩大量排气期

气源对比结果表明,徐深气田天然气主要来自下伏的沙河子组煤系源岩。沙河子组煤系源岩在徐家围子断陷分布广泛,厚度一般大于400 m,以3个北东向斜列的北西向沉降中心为中心,最大厚度可达600～800 m,断陷边部沙河子组煤系源岩厚度一般为100～200 m。地化分析资料表明,沙河子组源岩有机质丰富,有机碳含量为0.12%～4.53%,平均为1.52%,氯仿沥青“A”为0.002 2%～0.082 6%,平均为0.021%,S1+S2为0.02～9.89 mg/g,平均为2.02 mg/g。有机质类型以Ⅲ型干酪根为主,其次是ⅡB型干酪根。有机质镜质体反射率为1.70%～3.56%,平均为8.62%,已达到了过成熟阶段。目前生气强度最高可达到180 X108m3/km2[13]。

表2 徐深气田气藏盖层封闭性形成时期统计Table2 Formation period of sealing of gas reservoir in Xushen large gasfield

根据源岩生排气史模拟研究得到,徐家围子断陷沙河子组煤系源岩于营城组沉积末期开始向外排气,在青山口组沉积时期达到排气高峰期,在明水组沉积末期排气量明显减少,如图5所示。

3.3 盖层封气时间的有效性

由上述徐深气田2套盖层封闭性形成时期和沙河子组煤系源岩大量排气期之间关系(图5)可以看出,徐深气田登二段和营一段顶部盖层封闭性形成时期均早于沙河子组煤系源岩大量排气期,对于封闭沙河子组煤系源岩生成排出进入营城组储层中的天然气在时间上是有效的,有利于天然气在其下营城组火山岩储层中大规模聚集成藏,这可能是徐深气田之所以能形成大气田的又一非常重要的原因。

4 结论

(1)徐深气田天然气盖层主要为登二段发育的泥岩和营一段顶部发育的火山岩盖层,前者整个断陷分布,是断陷南部营四段火山角砾岩储层中天然气和断陷北部营三段火山岩储层中天然气的盖层,后者仅分布断陷南部,是营一段火山岩储层天然气的盖层。

图5 徐深气田盖层封闭性形成时期与沙河子组源岩大量排气期匹配关系Fig.5 The relation between formation period of sealing of cap rock and expulsion gas period of K1 sh gas source rock in Xushen gasfield

(2)徐深气田中12个气藏盖层排替压力值均大于储层排替压力值和气藏剩余压力值之和,封气能力的有效性好,有利于天然气聚集与保存。

(3)徐深气田登二段和营一段顶部盖层封闭性形成时期主要分别为泉一、二段和登四段沉积时期,均早于沙河子组煤系源岩的大量排气期(青山口组沉积时期),封气时间的有效性好,也有利于天然气的大规模富集成藏。

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Research on Sealing Gas Effectiveness of Cap Rock in Xushen Gasfield

MU Dun-shan FU Guang HU Ming
(Northeast Petroleum University,Daqing,Heilongjiang 163318)

Through drilling and seismic data,development and distribution of caprock of Xushen gas field was studied.Itwas considered that caprock of Xushen gas field ismainlymudstone caprock of K1d2and volcanic caprock on top of K1yc1,and the former which distributes in the whole of depression is caprock of gas reserved in K1yc4volcanic breccia in the south of depression and caprock of gas reserved in K1yc3volcanic in the north of depression,the later which distributes in the south of depression is caprock of gas reserved in volcanic.Through test and logging data,displacement pressure of caprock and reservoir and excessive pressure of gas reservoirs were studied.It was considered that displacement pressure of caprock in 12 gas reservoirs is larger than the sum of displacement pressure of gas reservoirs.Their seal gas ability effectiveness is good,and it is favorable for gas to accumulate and preserve.Through the study of evolution of seal gas ability of caprock and relation between formation period of seal gas ability and massive expulsion gas period of seal source rock,itwas considered that formation period of seal gas of K1d2caprock and K1yc1caprock are sedimentary period of K1q1,2and K1d4and they are earlier thanmassive expulsion gas period of gas source rock(Sedimentary period of K1sh).heir seal gas time effectiveness is good.It is favorable for large-scaled gas accumulation.

Xushen gasfield;K1d2;K1yc1;cap rock;seal ability;seal period

牟敦山 男 1964年出生 博士研究生 副教授 石油地质 E-mail:fuguang2008@126.om

TE122.2+4

A

1000-0550(2011)01-0158-06

①国家重点基础研究发展规划项目(编号:2001CB209104)和国家重大科技专项(2008ZX05007-3)资助。

2009-10-01;收修改稿日期:2010-02-26