柴达木盆地英东地区地质综合评价及勘探目标优选

李元奎,奎万仓,铁成文,郑晓英,李程程,吴凤梅

1)青海油田公司勘探开发研究院,甘肃敦煌 736202;2)青海油田公司井下作业公司,甘肃敦煌 736202;3)青海油田公司天然气公司,青海格尔木 816000

英东地区位于青海省柴达木盆地西部茫崖坳陷区油砂山-大乌斯构造带油砂山地面构造东段,南邻尕斯库勒、乌南油田区。油砂山地面构造整体为一由南东向北西方向抬升的大型鼻隆构造,构造面积约220 km2,圈闭面积116 km2,闭合度2100 m,自西向东在鼻隆背景上依次发育油砂沟、七一沟和大乌斯三个高点,出露地层则由老变新,依次为N21、N22、N23。英东地区各构造均受断裂的控制呈北西向展布。油砂山-大乌斯构造带各浅层构造均受油砂山断裂控制而形成,圈闭依附于油砂山断裂展布。英东一号构造位于油砂山构造带东段的七一沟高点上。

1954年通过1:25000地面细测,落实了油砂山地面构造。1966年对英东地区油砂山构造带进行1:20万重磁力详查工作,初步查明构造深部存在重力异常。2000年该区部署了 240.5 km的电法勘探(CEMP),473 km2的高精度重磁及两条(031、1029)山地攻关测线。2006年在油砂山构造开展宽线地震攻关,采集完成主测线 8条,联络测线 4条,全长410.69 km,测网密度4 km×4 km。2007年在以前工作的基础上,对该区的地震测网进行加密,共采集完成地震测线15条,其中主测线9条,联络测线6条,使油砂山-大乌斯构造带测网密度达到2 km×3 km～1 km×2 km。

1956年10月在油砂山构造高部位首钻浅1井,发现油砂山油田,探明N21-N22油藏具有可观的含油面积和丰富的石油地质储量。英东地区目前共钻各类探井十余口,均见到不同程度油气显示,其中砂33、砂34井在中浅层获得工业气流。

2010年通过二维地震重新处理解释,落实了英东一号断背斜构造圈闭,并部署钻探砂37井。砂37井钻进过程中油气显示极为活跃,电测解释出210 m与油气相关的层,经测试于N21及N22多个层组获得高产工业油气流,揭示英东一号构造具备很好的含油气性,英东地区油气勘探前景良好。

1 构造特征

1.1 断裂特征

本区断层极其发育,发育了深浅两套断裂系统。分别对应于两次喜山运动,深部断裂系统形成于N1末期的喜山Ⅱ幕运动,浅部断裂系统形成于晚第三纪末期的喜山Ⅴ幕运动。在早期构造运动和后期构造运动影响下,本区浅层和中深层在构造形态和断裂特征上差异明显(黄庆华等,1996)。断裂要素如表1。

1.2 构造特征

本区构造在浅层和深层存在明显差异,深层构造类型主要为基底卷入断褶式构造圈闭;浅层构造受浅层滑脱断层控制,形成滑脱型构造样式(图 1;吴花果等,2001;戴俊生等,2003)。

英东一号构造圈闭是发育在油砂山断裂上盘,被油砂山断层和英东1号断层所夹持形成的一个断背斜,其构造轴向北西。英东一号构造受浅层滑脱断层影响派生出一系列次生断层,这些次生断层将英东一号背斜分割成断鼻、断块构造(表2),同时断层对英东一号断鼻构造的油气聚集具有重要意义。

表1 英东地区主要断裂要素表Table 1 Essential factors of main fractures in Yingdong area

图1 研究区构造位置示意图Fig.1 Structural location of the study area

2 烃源岩条件分析

英雄岭地区处于柴达木盆地第三纪沉积中心边缘,渐新世中期(E32)区域上的湖进,使本区 E32-N1沉积了一套较深湖相的暗色生油岩,生油岩累计厚度大于1500 m。

油砂山构造 N1有机碳平均含量在 0.5%左右,氯仿沥青“A”含量在 1100×10-6左右,总烃含量在500×10-6左右,以 I类生油岩为主。E32有机碳含量在0.6%左右,氯仿沥青“A”含量在1400×10-6左右,总烃含量在300×10-6左右。即本区N1-E32烃源岩达到了盆地的Ⅰ类标准,说明本区具有生油能力。

同时红狮凹陷的热演化史分析表明,E32-N1烃源岩于N21沉积末期进入成熟阶段(埋深3100 m左右进入成熟门限),N22末期大面积成熟。三次资源评价预测狮子沟-油砂山构造带具有丰富的油气储量。

总之,英东地区处于英雄岭、扎哈泉和茫崖生油凹陷之间,属凹中之隆,具有非常优越的油源条件(沈显杰等,1995;贾承造等,2005;彭德华等,2005)。

3 沉积储层条件

3.1 地层沉积条件

英东地区目前通过钻探共揭示出N23、N22、N21、N1、E32、E31六套地层,其中主要含油气层为 N22-N1。各地层岩性简述如下:

狮子沟组(N23):岩性以棕黄色泥岩、砂质泥岩为主,夹浅黄色泥岩、砂质泥岩、粉砂岩、细砾岩、砾状砂岩及灰黄色泥岩,棕黄色粉砂岩、泥质粉砂岩等。厚度0～810 m。

上油砂山组(N22):岩性以棕灰色、棕褐色、棕黄色、灰色泥岩、砂质泥岩,棕灰色泥岩和灰色粉砂岩、细砂岩、含砾不等粒砂岩互层为主,夹灰黄色泥岩、砂质泥岩,灰色粗砂岩、含砾粗砂岩、中砂岩、含砾细砂岩、砾状砂岩、泥质粉砂岩和棕黄色砾状砂岩、粉砂岩及棕灰色含砾不等粒砂岩、细砂岩。厚度600～1200 m。

下油砂山组(N21):岩性以灰色细砂岩、砂质泥岩,棕褐色砂质泥岩、粉砂岩及棕灰色泥岩、砂质泥岩、泥质粉砂岩互层为主,夹灰色泥岩、泥质粉砂岩、细砂岩和棕褐色泥质粉砂岩及棕灰色含砾不等粒砂岩、含砾细砂岩。一般厚度1000～1300 m。

上干柴沟组(N1):岩性为深灰色、灰色、褐灰色泥岩、钙质泥岩、砂质泥岩、泥质粉砂岩。厚度1000～1300 m。

下干柴沟组上段(E32):岩性为深灰色、灰色泥岩、钙质泥岩、砂质泥岩、泥质粉砂岩,夹少量褐灰色泥岩。一般厚度1300 m。

下干柴沟组下段(E31):岩性以灰色、棕褐色泥岩、砂质泥岩、灰白色细砂岩及钙质泥岩为主,夹浅灰色、棕褐色粉砂岩、砂质泥岩、钙质粉砂岩,灰色泥质粉砂岩、钙质粉砂岩,棕灰色泥岩和灰白色粉砂岩等。厚度400～600 m。

综合研究表明,英东地区发育多种沉积成因的碎屑岩储层,即冲积成因的砂砾岩储层、浊积成因的砂质岩储层、三角洲沉积的砂岩储层和滨浅湖沉积的粉-细砂岩储层,其中英东一号构造N21、N22储集层主要为辫状三角洲前缘及滨浅湖相沉积的中-细砂岩、粉砂岩。

3.2 储层特征

3.2.1 储层岩性

3.2.1.1 上油砂山组(N22)

储层具有成分成熟度中等、结构成熟度较高、杂基含量相对较低、碎屑颗粒粒度细、胶结物含量中等、成岩作用整体较弱等基本特征。

表2 英东地区构造圈闭要素表Table 2 Essential factors of tectonic traps in Yingdong area

表3 英东地区上油砂山组(N22)储层孔隙结构分类参数统计表Table 3 Statistics of reservoir pore structure classification parameters of upper Youshashan Formation(N22)in Yingdong area

砂 37井岩心分析表明,储层岩性主要为中-粉砂岩(图2),碎屑颗粒直径主要区间为中、细砂-粉砂(0.02～0.4 mm),细粉砂含量较高。岩石类型分布相对稳定,成分成熟度中等,主要为岩屑长石砂岩。砂岩的结构成熟度中-高,整体上分选性以好为主,长石风化程度较深,磨圆度为次棱角-次圆状,碎屑颗粒接触关系以点式接触为主,杂基含量较少,分布于粒间,岩石胶结类型为孔隙型。

岩屑成分主要为酸性喷出岩、花岗岩和少量的浅变质岩(千枚岩、板岩,少量石英片岩)和碳酸盐岩,局部分布云母碎片。石英含量分布范围34%～52%,平均含量43%;长石含量分布范围33%～44%,平均含量38%;岩屑含量分布范围13%～29%,平均含量 19%;砂岩的矿物成分成熟度指数 Q/(F+R)值分布范围 0.52～1.1,平均值 0.77。从岩屑成分比例看,火山岩和变质岩平均约 7%,碳酸岩仅为 3.6%,岩石骨架颗粒相对偏刚性,结构较稳定,抗压实能力相对较强。

图2 英东地区砂37井上油砂山组(N22)储层粒度分布频率图Fig.2 Reserv oir particle size distribution frequency diagram of Sha 37 well in upper Youshashan Formation(N22)of Yingdong area

杂基含量较低、胶结物含量中等,局部含量高,分布不均匀。主要分布于粒间孔和孔隙喉道中,或分布于碎屑颗粒表面呈黏土膜状,特别是喉道中的分布,对渗透率的影响比较大。杂基主要为云母绿泥石质粘土和灰泥质,含量较低,平均含量仅为0.6%,说明搬运距离远,淘洗比较充分。

3.2.1.2 下油砂山组(N21)

英东一号构造 N21储层具有成分成熟度中等、结构成熟度较高、杂基含量相对较低、碎屑颗粒粒度细、胶结物含量中-低度、成岩作用整体较弱等基本特征。

通过对油砂山 N21储层特征进行分析,该地区储层岩性以砂岩为主;砂岩粒度较细,主要为中-细砂岩,少量的粗砂岩(图 3),碎屑颗粒直径主要区间为中砂-粉砂(0.02～0.5 mm),细砂岩含量最高。岩石类型分布相对稳定,成分成熟度中等,主要为岩屑长石砂岩。砂岩的结构成熟度中-高,整体上分选性以好为主,长石风化程度较深,磨圆度为次棱角-次圆状,碎屑颗粒接触关系以点式接触为主,杂基含量较少,分布于粒间,岩石胶结类型为孔隙型。杂基含量较低、胶结物含量中等,局部含量高,分布不均匀。主要分布于粒间孔和孔隙喉道中,或分布于碎屑颗粒表面呈黏土膜状,特别是喉道中的分布,对渗透率的影响比较大。杂基主要为云母绿泥石质粘土和灰泥质,含量较低,平均含量仅为 1%,说明搬运距离较远。

图3 英东地区下油砂山组(N21)储层粒度分布频率图Fig.3 Reservoir particle size distribution frequency diagram of lower Youshashan Formation(N21)in Yingdong area

3.2.2 储集空间类型及分布

3.2.2.1 上油砂山组(N22)

英东地区 N22碎屑岩储集层孔隙较发育且分布相对较均匀,孔隙连通性较好。砂岩储集空间以原生粒间孔为主,占 81.5%,次为溶蚀孔占 15.5%,少量的裂隙孔占2.8%。

3.2.2.2 下油砂山组(N21)

英东地区下油砂山组储集层孔隙较发育且分布相对较均匀,孔隙连通性较好。砂岩储集空间以原生粒间孔为主,占73.4%,次为次生溶蚀孔占25.3%,少量的裂隙孔占1.3%。

3.2.3 储层孔隙结构与物性特征

3.2.3.1 上油砂山组(N22)

英东地区上油砂山组储层砂岩沉积微相为三角洲前缘水下分流河道和河口坝,砂体厚度相对较厚且分布稳定,粒度细分选好孔隙结构好。根据砂岩毛管压力曲线特征和渗透率最大汞饱和度与物性的相关性(图4),将本区N22储层孔隙结构分4类(表3):

Ⅰ类孔隙结构:此类曲线形态以偏粗歪度为主,并且出现明显的平台,分选好,以粗孔隙为主,孔喉大小相对集中,具有较低的排驱压力,较低中值压力,大主流喉半径。

Ⅱ类孔隙结构:此类曲线以偏粗歪度为主,并且出现一近似的平台,平台角度比I类曲线大,曲线形态一般分选相对较好,孔喉大小出现相对集中段,但特征参数为低排驱压力,低-中等中值压力,中等中值半径,主流孔喉半径中等。此种类型曲线反映的储层储渗性能较好。

Ⅲ类孔隙结构:曲线向右上方靠拢,倾斜角度较大,基本无平台,为细歪度,分选一般,特征参数排驱压力和中值压力变化相对较大,相对较小的中值半径,相对较小的主流孔喉半径。反映的储层储渗性能中等。

Ⅳ类孔隙结构:曲线更向右上方靠拢,倾斜,无平台,为细歪度,分选较一般,曲线特征参数表现为排驱压力相对较大,较小的中值半径,较小的主流孔喉半径。反映的储层储渗性能相对较差。

根据毛管压力曲线分布特征参数统计(表 3)排驱压力0.03～4.3 MPa之间,平均0.8 MPa;饱和度中值压力0.08～30.2 MPa,平均6.7 MPa;最大连通半径 0.2～21.3 μm 之间,平均 5.1 μm;中值半径0.1～8.9 μm 之间,平均 1.05 μm;退汞效率 11.5%～49.2%,平均29.9%。整体上反映了孔隙喉道以中、细喉道为主,退汞效率中等。从各类储层孔隙结构的分布频率看,各类储层分布均匀,Ⅲ类孔隙结构储层最多占 31.6%,表明英东地区 N22储层孔隙结构整体较好。

据砂37井N22岩心样品分析统计,孔隙度范围10.2%～32.8%,平均 21.4%;岩心分析渗透率范围0.11～1501.6 md,平均 210.02 md。

3.2.3.2 下油砂山组(N21)

根据油砂山油田下油砂山组储层毛管压力曲线特征来看,英东地区N21储集层具有以下特征:

①孔隙半径大小及分布:孔隙半径一般在0.1～225 μm 之间,孔喉半径一般在 0.59～4.8 μm 之间,孔喉半径中值在0.4～0.3 μm之间,主要流动半径在0.4～10 μm 之间。

②油层孔喉的均质程度:孔隙分选系数在1.01～7.61之间,一般 3～4,油层孔喉均质系数0.37～0.67,平均 0.52,歪度 0.59～0.707,表示孔喉均为粗歪度,孔喉弯曲程度较小,对油田开发有利。

根据毛管压力曲线分布特征参数统计,整体上英东N21储层的排驱压力较低,一般小于1 MPa,饱和度中值压力相对较低-中等,最大连通半径较粗,中值半径中等,退汞效率较好。整体上反映了孔隙喉道以微细、细喉道为主,孔隙结构整体好,分布均匀,属优质储层。

从油砂山油田下油砂山组(N21)储层孔隙度和渗透率分布直方图中可以看出,160块样品孔隙度变化范围 4%～25%,峰值集中在 14%～18%,平均为15.1%;渗透率变化范围0.1～1940 md。峰值集中在1～100 md,平均为 66.4 md(图 5)。

据砂 40井 N21岩心样品分析统计,孔隙度在12.8%～25.1%之间,平均 18.3%;渗透率范围 1.5～54 md,平均13.8 md,储层物性好。

4 生储盖组合及成藏条件分析

根据砂37井油气水分布关系,结合储、盖层组合特征,将上油砂山组(N22)油气藏划分为10个油层组,下油砂组(N21)油藏划分为9个油层组。

综合各方面资料分析,英东一号存在N22气藏、N22油藏及N21油藏,皆为受构造圈闭条件控制的层状构造油(气)藏(表 4)。

图4 英东地区上油砂山组(N22)储层典型毛管压力曲线图Fig.4 Reservoir typical capillary pressure curve of upper Youshashan Formation (N22)in Yingdong area

图5 英东地区下油砂山组(N21)孔隙度和渗透率分布直方图Fig.5 Porosity and permeability distribution histogram of lower Youshashan Formation (N21)in Yingdong area

英东一号构造紧邻英雄岭生油凹陷,属凹中之隆,油源条件充足,具有非常优越的油源条件。该区主要发育上油砂山组(N22)、下油砂山组(N21)和上干柴沟组(N1)多套碎屑岩储层;储层总的特点是呈上粗下细,上红下灰反旋回沉积。N22和 N21发育多套盖层,岩性以棕黄、棕红色泥岩为主。N1以下主要发育暗色泥岩,为生油层,即上中下形成一套完整的生储盖组合;通过油气成藏背景分析,构建了“晚期源上成藏”模式,即深层 E32烃源岩生成的油气沿断层运移至新构造运动形成的圈闭中,在优质的三角洲砂体中形成高丰度油气藏。

总之,英雄岭地区具有油源充足、储层分布广、构造圈闭发育、油藏丰度高的特点。具有良好的油气成藏条件,是勘探的有利目标(黄杏珍等,1993;徐凤银等,2003;袁剑英等,2005,2006)。

5 勘探目标优选及勘探部署

5.1 勘探目标优选

经过英东地区地质条件综合分析、研究评价论证认为,英东地区英东一号构造等中浅层圈闭落实,油源充足且具有良好的生储盖组合。同时通过对该区油评1井、砂深19井、砂33井等老井复查分析认为,这些老井钻探中在中浅层见到良好油气显示,测井解释出油气层;其中油评1井、砂33、砂34井试油获得油气流,说明油砂山油田N21-N22油气层有东扩的趋势。评价认为该带具有良好的勘探前景,因此通过勘探目标优选,认为英东一号高点背斜、二号断背斜、三号断鼻构造为中浅层勘探较为有利的目标。

5.2 勘探部署及英东油气田的发现

为开辟英东地区中浅层勘探的新领域,2010年建议在英东一号高点背斜、二号断背斜、三号断鼻构造较高部位部署钻探砂37、40井等探井。

砂 37井完钻井深 1251 m;钻探中油气显示极为活跃,共见气测异常136层,全烃最高60.2%。取心进尺84.13 m,心长80.66 m,收获率97.05%,含油岩心长19.3 m。其中富含油2.59 m,油浸4.74 m,油斑5.04 m,油迹4.81 m,荧光1.45 m。砂37井电测共解释出210 m与油气相关的层。

表4 英东一号构造油气藏类型表Table 4 Reservoir types of Yingdong No.1 structure

在构造较高部位部署钻探的砂 40井完钻井深2010 m;钻探中油气显示良好,共见气测异常 216层,全烃最高78.53%。井段1299～1308.5 m,N21,槽面见20%针孔状气泡,10%条带状油花;岩性:棕黄色油斑细砂岩。取心进尺120.10 m,心长112.24 m,收获率 93.5%,含油岩心长 47.96 m。其中油浸24.92 m,油斑11.26 m,油迹6.39 m,荧光 5.39 m。砂40井电测共解释出与油气有关的层309.98 m/157层。

砂37、40井完井后经测试于N21及N22多个层组获得高产工业油气流,揭示英东一号构造具备很好的含油气性,英东地区油气勘探前景良好。2010年英东一号 N21-N22油气藏已申报预测石油地质储量亿吨级以上。

6 结论

砂 37、40井成为青海油田历史上钻遇油层最多、油层最厚的井;砂37、40井的成功钻探为进一步探明柴达木盆地西部坳陷区油砂山—大乌斯构造带的含油气性提供了可靠依据,预测英东一号构造油气地质储量在亿吨级以上;更重要的砂37、40井的钻探成功发现了英东一号油气田,实现了英雄岭地区勘探的大突破,也为青海油田实现千万吨级大油田的目标打下了坚实的基础。