银额盆地典型凹陷构造解释及含气性分析

2012-11-22潘仁芳长江大学地球科学学院油气资源与勘查技术教育部重点实验室长江大学湖北荆州434023

长江大学学报(自科版) 2012年22期

关键词：气性层位泊松比

黄航，潘仁芳 (长江大学地球科学学院，油气资源与勘查技术教育部重点实验室(长江大学)，湖北荆州 434023)

潘麒光 (中石化江汉油田分公司采油工艺研究院，湖北武汉 430033)

银额盆地典型凹陷构造解释及含气性分析

黄航，潘仁芳 (长江大学地球科学学院，油气资源与勘查技术教育部重点实验室(长江大学)，湖北荆州 434023)

潘麒光 (中石化江汉油田分公司采油工艺研究院，湖北武汉 430033)

银额盆地石炭～二叠系巨厚，油气地质条件良好，具有良好的油气勘探前景，但受地质及自然条件影响，勘探程度较低，地震以普查为主。通过层位精细标定、精细构造解释和AVO储层预测方法，对银额盆地2个典型凹陷石炭～二叠系含气性进行评价，初步预测了天草凹陷石炭～二叠系有利含油气区带及有利储层发育带，对该区油气勘探具有重要指导。

银额盆地；凹陷；构造解释；含气性；AVO技术

1 银额盆地典型凹陷概况

银额盆地北部临近中蒙边境，南部抵达巴丹吉林沙漠北缘。盆地构造单元由北部、南部坳陷带和中央隆起带3个一级构造单元组成；次一级构造单元又可划分为7个坳陷(居延海坳陷、务桃亥坳陷、达古坳陷、苏亥图坳陷、尚丹坳陷、查干徳勒苏坳陷、苏红图坳陷)和5个隆起(绿圆隆起、宗乃山隆起、本巴图隆起、楚鲁隆起)，坳陷总面积7.9×104km2，占盆地面积的68%[1-2]。

居延海坳陷位于银额盆地西北部，其主体凹陷路井凹陷(又称麻木乌苏凹陷)位于居延海坳陷的西北部[3]，其南北分别与路北凸起和散根达来凸起相连，呈北东向展布，该凹陷是在海西期褶皱基底基础上发展起来的中、新生代叠置盆地，为典型双断型凹陷。凹陷东西长约80km,南北宽约35km,面积近2800km2。最大沉积厚度6000m左右[4]。天草凹陷位于居延海坳陷的中西部，其南北分别与乌家并凸起和散根达来凸起相连，呈北东-北北东向展布，是一个中新生代箕状凹陷。长120km,宽12～15km，面积约1900km2，凹陷的基底最大埋深4800m。

2 构造解释

2.1层位标定

E1井位于居延海凹陷的路井凹陷内，钻遇新生界及中生界地层。该井在中生界侏罗系的额济纳旗组及麻木乌苏组地层见多层油层显示。合成地震记录前，将E1井测井数据做标准归一化处理，依据合成记录原理开展波组对比进而开展层位标定，在地震剖面上展开层位追踪。标注的地质层位自下而上分别是侏罗系麻木乌苏组(J3m)、白垩系额济纳旗组(K1e)、赛乌苏组(K1e)、前中生界(Q+N)各层位的底部。

2.2层位与断层解释

1)路井凹陷路井凹陷构造解释如图1所示。路井凹陷为E1井所在的凹陷，凹陷内上侏罗～下白垩统发育较全，目的层位石炭统、二叠统发育较厚。早白垩期发育大型控凹断裂，路井北断裂F1，路井南断裂F2，为盆地内二级断裂。两者均为NE走向的正断层，倾向相反，路井北断裂为SE倾向，路井南断裂为NW倾向。路井北断裂长52km，最大垂直断距2238m。路井南断裂长74km，最大垂直断距达5600m。

2)天草凹陷天草凹陷构造解释如图2所示。天草凹陷剖面上显示较为浅小的双断型断陷，天1、天2井位于其北部的中部次凹。侏罗纪之后，额济纳旗地区经历了晚侏罗世的盆地反转、早白垩世裂谷盆地的叠加、早白垩世末的抬升以及晚白垩世末及喜山期的构造活动，这些都影响到中～下侏罗统的分布。目的层位石炭～二叠(CP)发育较好。据反射特征看，凹陷南侧有可能存在中下侏罗统。上部发育晚白垩世凹陷浅坳，保存了上白垩统。发育天草控凹断裂天草西断裂F3，是天草凹陷与散根达来凸起的分界断裂，是一条与天草凹陷同期发育的基底卷入型张性断层，该断裂控制了天草凹陷的发育与地层沉积，也控制了凹陷内二级构造带的形成[5]。天草东断裂F4，控制了天草凹陷的早白垩世地层的沉积。两断裂均为NEE-NE走向的正断裂，倾向相反，天草西断裂倾向为SSE-SE，天草东断裂倾向为NNW-NW。天草西断裂长123km，最大垂直断距4251m。天草东断裂长67km，最大垂直断距2157m。

图1 路井凹陷构造解释图2 天草凹陷构造解释

3 含气性分析及预测

3.1含气性分析

AVO技术在储层含气性预测中有非常明显的效果。在实际应用中，利用地震反射的CDP道集资料，分析储层界面上的反射波振幅随炮检距的变化规律，或通过计算反射波振幅随其入射角θ的变化参数，估算界面上的AVO属性参数(AVO截距P和AVO斜率G)、泊松比和流体因子等，进一步推断储层的岩性和含油气性质[6]。图3是E1井角道集剖面图，从图3中可以看出，振幅随角度增大而负向明显增大。

基于AVO预测的原理及方法，对地震剖面进行AVO反演，得到泊松比负异常剖面、流体因子负异常剖面和相对密度负异常剖面，最终对比地震预测结果和测井解释结果，验证AVO方法的适应性和可靠性。图4为过E1井泊松比负异常剖面，从图4中可以看出，在1370、1460及1530ms处，泊松比显示为明显的负异常特征，而测井解释地层在2300～3670m处也为含油气的层段，反演结果与测井解释一致，由此说明泊松比属性参数能较好地表征工区地层的含油气性特征。

图3 E1井角道集剖面图图4 过E1井泊松比负异常剖面

图5为过E1井的相对密度负异常剖面，从图5中可以看出，1370～1446ms的相对密度剖面显示明显的负异常特征，同样测井解释结果在相应的层段为含油气层段，说明相对密度属性能较好表征储层的含油气特征。从泊松比、相对密度属性剖面及与测井解释成果相互验证可以看出，这些参数均能有效地指示地层中的含油气性，且均为负异常为好的含油气性指示，AVO方法在该区的含气性检测有明显的效果。

3.2含气性预测

基于AVO方法在该区的含气性检测有明显的效果，表明该技术适应该区的含气预测。针对泊松比等属性的剖面解释结果，对该区的含气性进行预测，找出有利的含气区带。有利区域位于剖面线北段天草凹陷以南约2000m处，石炭～二叠系发育较厚，断层不发育，该处泊松比、流体因子、相对密度异常显示比较明显(见图6～图8)，推测为石炭～二叠系的反射连续性较好，具有明显的油气显示，是有利的油气聚集区域。