孔雀河地区致密气藏有利构造带研究

2016-10-27林学庆洪才均朱文忠陈亚文

石油地质与工程 2016年5期

林学庆，洪才均，王　丽，朱文忠，陈亚文

(1.中国石化西北油田分公司勘探开发研究院，新疆乌鲁木齐 830011；2.中国石油渤海钻探第三钻井工程公司；3.中国石油华北油田分公司地球物理勘探研究院)

孔雀河地区致密气藏有利构造带研究

林学庆1，洪才均1，王丽1，朱文忠2，陈亚文3

孔雀河地区位于塔里木盆地东北缘，在库鲁克塔格断隆和多期构造运动控制下，构造较为复杂，经历了5个构造沉积演化阶段：被动陆缘盆地阶段、挤压反转古鼻凸形成阶段、克拉通内凹陷阶段、克拉通内坳陷盆地发展阶段和类前陆盆地发展阶段，发育有寒武系、奥陶系等烃源岩储层，具备较好的油气成藏条件。通过石油地质条件、油气成藏条件研究，结合周边已钻探井资料认为，大西海构造带、维马克构造带是寻找志留系背斜构造圈闭有利区带；开屏构造带是寻找奥陶系背斜构造圈闭有利区带。

孔雀河斜坡；构造带；致密气藏

孔雀河斜坡位于塔里木盆地东北缘，是库鲁克塔格隆起与满加尔坳陷之间的过渡单元，走向北西西(图1)，其北部以孔雀河断裂为界，与库鲁克塔格隆起相接，其西北部以普惠断裂与沙雅隆起相连，西南部向满加尔坳陷过渡，东南部与古城墟隆起相连。孔雀河地区勘探程度较低，二维地震测网较稀。本文根据2007年以来该区82条约4 007.8 km二维地震重新连片处理资料，深化区块成藏条件认识，提出有利构造带。

1　石油地质条件

孔雀河斜坡普遍缺失上志留统-三叠系，上侏罗统也有不同程度的缺失，中、下侏罗统直接覆盖在志留系之上。纵向上可划分为3套构造层序：古生界海相沉积层序、中生界陆相压陷盆地沉积层序和新生界陆相坳陷沉积层序。本区自西向东发育尉犁群克、大西海、龙口背斜、维马克背斜、开屏5个古生界大型构造带。这些构造自加里东运动晚期开始形成，与西南方向的台盆区优质烃源岩(中下寒武统-下奥陶统)大规模生、排烃期及原油裂解气的排烃期匹配较好，处于满加尔坳陷的北斜坡，是塔东北地区加里东-海西运动期油气运移的指向区[1-5]。

图1　孔雀河地区构造单元及圈闭分布

1.1烃源岩

本区中下寒武统-奥陶系烃源岩为一套欠补偿沉积环境下形成的暗色泥岩和碳酸盐岩，该套烃源岩广泛发育，厚度大，有机质丰度高，有机质热演化程度高，目前已达到高成熟-过成熟阶段。尉犁1井、库南1井、孔探1井均钻遇该套烃源岩。

尉犁1井寒武系厚626 m，岩性主要为硅质泥岩、灰质泥岩、页岩夹薄层状泥质泥晶灰岩。按有机碳含量大于0.5%的131个样进行统计，烃源岩的有机碳为0.5%～3.52%，平均为1.43%，达到了好烃源岩的标准。库南1井寒武系烃源岩为灰黑色页岩、泥页岩、深灰色含泥质灰岩、灰岩互层，有机碳含量平均值为2.28%，有机质丰度高，为好烃源岩。南雅尔当山剖面发育寒武系地层195 m，岩性主要为灰黑色泥岩及泥晶灰岩。烃源岩主要分布于中下寒武统，该套烃源岩虽然遭受强烈的风化氧化，但泥页岩有机碳含量仍较高，有机碳含量大于0.5%的样品分布于0.69%～1.28%，平均为0.915%，为中等的烃源岩。

奥陶系-中下寒武统烃源岩主要以泥质灰岩和暗色泥岩、泥页岩为主，有机质类型为Ⅰ型和Ⅱ型，有机质丰度均较高，为一套优质的烃源岩，表明该区具有良好的烃源岩条件[6-8]。

1.2储集层与储盖组合

1.2.1孔雀河地区主要发育奥陶系和志留系砂岩储层

(1)奥陶系碎屑岩储层。奥陶系储层岩性主要为灰色泥质粉砂岩、粉砂岩、以及中细砂岩。孔雀1井奥陶系储层岩石成分类型主要是长石岩屑砂岩、岩屑砂岩以及石英砂岩。据孔雀1井奥陶系储层样品分析结果，奥陶系孔隙度最大8.6%，最小1.4%，一般为5%～10%(图2)，水平渗透率最大4.28×10-3μm2，最小0.06×10-3μm2，一般为(0.1～1.0)×10-3μm2(图3)。

(2)志留系碎屑岩储层。下古生界志留系储层属差-中等储层。孔雀1井志留系钻遇1 020 m，储层发育，据孔雀1井志留系储层样品分析结果，志留系孔隙度最大11.1%，最小3.4%，一般为5%～10%(图4)，水平渗透率最大12.3×10-3μm2，最小0.05×10-3μm2，一般为(0.1～1.0)×10-3μm2(图5)。

图2　孔雀1井奥陶系孔隙度直方分布

图3　孔雀1井奥陶系渗透率直方分布

图4　孔雀1井志留系孔隙度直方分布

图5　孔雀1井志留系渗透率直方分布

依据碎屑岩储层评价标准，孔雀河区块及邻区志留系砂岩储层物性较差，以低孔、特低渗为主，主要为Ⅲ类储层。维马克1井钻遇765 m志留系，该层孔隙度为0.4%～18.7%，平均孔隙度为7.96%，平均渗透率为3.23×10-3μm2，为较好储层。北部露头区样品孔隙度为2.22%～18.05%，平均8.5%，属差储层；孔雀1井、龙口1井、英南2井和华英参1井钻井过程中，志留系油气显示非常丰富，表明志留系具有一定的油气储集能力。

1.2.2区内盖层

区内盖层发育良好，主要为泥质岩,可分为两种：一是区域性盖层，即奥陶系泥岩、志留系顶部泥岩、白垩系及古近系泥岩和膏泥岩；二是局部盖层，即志留系内泥岩和奥陶系内泥岩。

奥陶系：泥岩类较发育，主要为深灰色泥岩、砂质泥岩与灰质泥岩的互层，分布较稳定，厚为0.5～25 m，一般厚1～10 m，总厚度841.5 m，占地层的70.87%。由于岩石处于晚成岩期，成岩作用强烈，实测突破压力达到2.85 MPa。该类盖层对油气的封堵性较强, 综合评价为Ⅱ-Ⅲ类盖层。

志留系土什布拉克组：泥岩类主要为灰色、浅红色薄层泥岩、粉砂质泥岩，分布稳定，层厚0.5～7.0 m，一般厚度为1～5 m，总厚度228.5 m，占地层的14.43%。由于岩石处于晚成岩期，成岩作用较强，泥岩厚度又薄，泥岩类盖层的封堵性较差，综合评价为Ⅲ-Ⅳ类盖层。

1.2.3储盖组合

研究区内主要发育志留系和奥陶系2套储盖组合：①志留系土什布拉克组内部的灰色泥质砂岩、泥质粉砂岩、砂质泥岩为盖层，灰色细砂岩、细砾岩为储层(图6)。②奥陶系却尔却克组上部深灰色泥岩、泥灰岩夹灰色粉砂质泥岩为盖层，下部深灰色、灰色泥质粉砂岩，粉砂岩为储层(图7)。

图6　孔雀1井志留系储盖组合

1.3圈闭特征

印支-燕山运动期，在古生界鼻凸构造基础上继承性发育构造、地层、岩性和复合等各类的圈闭。圈闭类型以断裂背斜圈闭为主，依附于逆冲断裂，具有成排成带、面积大等展布特点。区内志留系和中生界圈闭定型于燕山运动晚期，形成了现今的开屏构造带、维马克构造带、龙口背斜构造带、大西海构造带、尉犁断鼻构造带等构造带格局。

燕山运动晚期以来构造区域性反转，早期富集在古鼻凸中的油气藏内的油气，为晚期油气运聚成藏提供充足的气源。一部分原油裂解气以及部分原生油气通过深大断裂向上运移调整，并以区域性假整合面、砂体的侧向输导等，富集在其上覆志留系圈闭之中，形成天然致密气藏(如孔雀1井、英南2井等)。

2　致密油气成藏主控因素分析

2.1致密气藏特征

本区钻井在志留系、奥陶系见良好的油气显示和油气流。其中孔雀1井在志留系、奥陶系见气显示98.92 m/26层，在2 781.49～2 811.75 m中途测试获天然气3 941 m3/d；英南2井在志留系获天然气(14.5～17.6)×104m3/d，油4.721 m3/d；低部位龙口1号背斜上钻探的龙口1井在志留系见190.39 m/71层油气显示，在志留系4 635～4 637.4 m井段完井试获原油2.87 m3/d；满东1号构造上的满东1井加深钻探在志留系下砂岩段(4 868.5 ～5 616.5 m)见气显示74 m/17层，并在5 555.19 ～5 607.00 m中途测试获天然气1 502 m3，折算(2.9～5.65)×104m3/d，(表1)。

图7　孔雀1井奥陶系储盖组合

井名层位井深/m测试产量油源满东1孔雀1华英参1龙口1井英南2井SS1-O2+3S1J-SSSSSS5555.19～5607.002232.00～4382.002781.49～2811.753977.00～4112.00,4093.00～4911.004400.00～4420.004265.35～4305.004635.00～4637.403626.02～3667.563624.80～3667.56气:(2.9～5.65)×104m3/d气测异常中途测试获气:3941.00m3/d气测异常,荧光显示轻质油2000.00mL/d,水1.13m3/d油:100.00mL/d油:2.87m3/d气:(14.50～17.60)×104m3/d油:4.72m3/d∈～O2∈～O1∈～O1∈～O1∈～O1∈～O1

根据孔雀1井钻探情况，含气层位主要为志留系，气层埋深2 518～3 055m。

2.1.1流体性质

孔雀1井志留系测试气样甲烷含量为73.64%～86.47%，平均值为75.71%；重烃气体C2+含量4.85%～8.83%，平均6.31%；干燥系数(C1/∑C1～5)平均为0.93，属于湿气，与英南2和龙口1井天然气性质相似。

孔雀1井天然气含有较高的非烃气体，其中主要为氮气，含量16.36%～16.71%，平均16.49%，表明有原油裂解气的贡献。二氧化碳含量为0.14%～0.25%，平均0.19%。气体相对密度为0.62～0.68 kg/m3。孔雀1井天然气为高含氮的湿气。

2.1.2压力、温度特征

根据孔雀1井3 033.80～3 055.40 m测试结果，3044.6m地层压力41.77MPa，压力系数1.42，地层温度87.1 ℃，属异常高压压力系统。

2.1.3天然气来源

本文认同孔雀1井天然气既有干酪根裂解气的贡献，也有原油裂解气的贡献[4]。推测维马克2号断背斜气层分布主要受构造控制，气藏类型为层状断背斜气藏。据此综合认为研究区相同的构造带圈闭为低孔、特低渗层状断背斜气藏[9-13]。

2.2致密气成藏主控因素

(1)致密气藏形成的基本条件。孔雀河斜坡的主要油气来源于中下寒武统-下奥陶统的烃源岩。无论是加里东晚期生烃高峰期所生成的油气还是晚期次生调整的天然气，油气运移都需要良好的输导体系才能穿过巨厚的中上奥陶统砂泥岩，运聚至志留系以上地层聚集成藏。从本区孔雀1井、英南2井等油气藏解剖可以发现，区内油气以纵向输导为主，通源断裂是形成致密油气藏的基本条件。

(2)储层物性和构造形态控制致密气藏的规模大小。研究区寒武系-奥陶系储层以低孔低渗的Ⅱ-Ⅲ类储层为主，志留系属于特低孔、特低渗的储层。可以看出，古生界的储集物性普遍较差。

对孔雀1井志留系的2 799.56～2 804.97 m井段的储集物性对比研究，本段是其它几个测试层段最好的一段物性，并获得了低产气流。从构造形态上看，该井处在古隆起上，利于油气聚集。英南2井的志留系储层物性和构造形态也是如此，因此，储层物性和构造形态控制着孔雀河地区致密气藏的规模大小。

(3)盖层好坏是致密气成藏的重要因素。研究区通过孔雀1井、101井和英南2井的证实，孔雀河斜坡的油气资源结构主要为天然气。在加里东晚期，中下寒武统-下奥陶统烃源岩达到生烃高峰期，海西运动使得孔雀河斜坡长期处于隆升状态，因此盖层好坏对致密气成藏至关重要[14-15]。

3　结论与建议

孔雀河地区长期处于隆起斜坡区，是油气运移的指向区，但油气成藏早，且经历了多次破坏和调整，成藏过程非常复杂。形成于加里东运动中、晚期的古生界古鼻隆是有利勘探目标。

结合致密油气成藏的要素综合分析认为：①大西海构造带和维马克构造带是寻找志留系背斜构造圈闭有利区带。②开屏构造带是寻找奥陶系断背斜构造圈闭有利区带。③有条件开展山前构造圈闭研究，探究北面孔雀河断裂带附近的含油气性。

认识与建议：①孔雀河地区以志留系天然气成藏研究为主，主要是进行储层发育特征研究，优选有利储层发育带。落实断裂组合与评价各类圈闭，优选有利圈闭，整体评价低孔低渗致密气层的资源量规模。②研究区从加里东运动晚期开始发生构造连续抬升运动，使构造发生反转，原高部位聚集的油气向原低部位隆起带运移聚集调整，使原低部位奥陶系储层也具备油气聚集条件，推测开屏构造带奥陶系断背斜圈闭是重点勘探目标。③在开屏构造带加密二维测线，转换思路重新解释精准识别有利目标。

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