松辽盆地南部金山气田成藏模式及气藏主控因素分析

2016-12-05张广权郭艳东贾跃玮孙兵

长江大学学报(自科版) 2016年28期

关键词：松辽盆地烃源气藏

张广权，郭艳东，贾跃玮，孙兵

(中石化勘探开发研究院，北京 100083)

松辽盆地南部金山气田成藏模式及气藏主控因素分析

张广权，郭艳东，贾跃玮，孙兵

(中石化勘探开发研究院，北京 100083)

为分析气藏的主控因素并明确有利储层的展布，结合区域地质背景及测录井、地震等资料，分析了金山气田的烃源岩、储集层、盖层的特征和展布以及油气运移通道的方式。金山气田的烃源岩有机碳含量较高，有机质类型以腐殖型Ⅲ型为主；储层物性呈低孔低渗致密特征，油气运移通道主要以断裂和连通砂体为主。总结了该气田的成藏规律并初步建立了成藏模式：金山气田为下生上储、断砂输导、盖层封堵的成藏模式，沙河子组为最有利的储集层发育层位。据此综合分析了研究区的构造特征、沉积砂体特征，结合完钻井的试气试采动态资料开展了储层发育影响因素研究，并对该气藏的主控因素进行了分析。研究表明，金山气田储层具有河道控砂、微相控储和层状分布的特征，气藏具有岩性控藏、差异聚集和丰度控产的特征，以此指导有利储层展布规律认识和井位部署。

梨树断陷；金山气田；烃源岩；储集层；成藏模式；主控因素

1 地质背景

图1 金山气田沙河子组顶面构造图

金山气田位于松辽盆地南部的梨树断陷东部斜坡带南端的金山构造，其构造背景、形成演化及构造特征受松辽盆地整体构造作用及应力场的控制，为西断东超的箕状盆地，地层由西部洼陷向东部、南部超覆沉积，向北部减薄。梨树断陷是一单断式箕状断陷，为长期发育的古斜坡背景。西侧紧邻桑树台控盆断层，东侧发育金山同沉积断层，控制了沙河子组和营城组地层沉积。金山构造处于长期古斜坡背景，是油气长期运移指向区。区域地质研究成果表明，火石岭组沉积时期为断陷初期、沙河子组沉积时期为断陷活跃期、营城组沉积时期为断陷中晚期，登娄库组沉积时期为断坳转换期，属于填平补齐阶段[1～4](见图1、图2)。

图2 金山气综合柱状图

金山气田工区面积180km2，主要含气层位为营城组和沙河子组，岩性十分复杂、类型多样，除了不同粒度的砂岩储层外，还发育了大量的不同砾级的砂砾岩储层，沉积体系主要为扇三角洲和水下扇沉积。2010年实施的梨6井是金山构造的第一口探井，位于研究区的缓坡带，测试显示沙河子组获得工业气流，常规测试产气最高1.9×104m3/d。金1井位于研究区陡坡带，压裂产气2.1×104m3/d。笔者就该气田气藏的成藏模式和主控因素确定2个方面内容开展研究分析，以期指导有利储层展布规律认识和井位部署。

2 成藏条件分析及成藏模式建立

2.1 岩性及沉积构造特征

金山气田储层岩性复杂，包括不同粒级的砂岩储层、不同砾级的砾岩和砂砾岩储层，储层粒度分选差、粗细混杂。储层碎屑颗粒成分以长石和岩屑为主，石英含量较低。岩心分析化验资料表明，长石和岩屑含量分别为28.9%和45.48%，砂岩类型主要为岩屑砂岩，其次为长石岩屑砂岩。通过对取心井的岩心观察表明，取心井岩心多为中粗砂岩、砂砾岩，砾石磨圆度和分选均较差；冲刷面、板状和槽状交错层理大量发育，河道特征明显；泥岩颜色为灰色、绿灰色和灰黑色等还原色，表明其水下沉积环境的特征。

综合研究认为缓坡带梨6井区主要发育扇三角洲沉积相，其亚相主要发育扇三角洲平原和扇三角洲前缘，其中梨6井～梨602井大部分处于扇三角洲前缘沉积环境，其微相类型主要发育分流河道、砾石坝、河口坝、滩坝和分流间湾(见图2)。陡坡带金1井区主要发育水下扇沉积体系，其亚相主要包括中扇，内扇和外扇欠发育。受物源方向、河道迁移及水动力大小的影响，平面上，沙河子组优势相为河道微相，主要分布在缓坡带的梨6-9井～梨602井和梨6井～梨601井2个南北向条带(见图3)。

2.2 储集层特征及分布

碎屑岩储集层的物性特征主要是指其孔隙度和渗透率的基本特征，不仅是储层研究的基本对象，也是储层评价和预测的核心内容的基本参数。统计沙河子组各段的孔隙度和渗透率数据表明，沙一段孔隙度介于1.6%～12.6%，平均6.3%，渗透率介于0.056～9.87mD，平均2.7mD；针对主要含气层段沙一段，开展内部3个砂层组的物性分析，其中沙一段第2砂层组平均孔隙度为7.5%，渗透率为1.24mD，沙一段第3砂层组平均孔隙度为10%，渗透率为2.28mD。总体上认为，主要含气层段沙河子组储层为低孔-低渗致密储层。储集空间以次生孔隙为主，储层吼道分选较差，且以小吼道居多。结合动态测试资料研究认为，储集层为砂砾岩的气井产能相对颗粒较细的碎屑岩的气井产能要高[5～7]。

图3 金山气田沙一段砂砾岩储层厚度等值线图

金山气田的储层厚度分布在平面上差异较大，沙一段和沙二段的储层西北部较厚、向东南变薄；沙三段、沙四段的储层中部厚度较大，两翼薄。其中在主要含气层段沙一段，完钻井揭示沙一段砂岩和砂砾岩均较发育，其中研究区陡坡带金1井区砂岩和砂砾岩厚度相近，达40m；缓坡带砂岩和砂砾岩厚度差异较大，其中梨602井区砂砾岩厚度达80m(见图3)。

2.3 烃源岩特征及分布

通过油气地球化学特征分析表明，金山地区的火石岭组烃源岩有机碳体积分数较高，达3.57%，有机质类型以腐殖型Ⅲ为主。井流物组分分析结果显示，甲烷体积分数为92.009%，乙烷体积分数为5.113%，丙烷-丁烷体积分数为1.347%，戊烷以上体积分数为0.512%，氮气体积分数1.019%[8]。

通过对烃源岩热演化程度(见图4)的分析发现，火石岭组已进入高-过成熟演化阶段，镜质体反射率Ro与埋深呈良好的对数关系，火石岭组的烃源岩整体处于高成熟阶段(Ro介于1.2%～2.0%)。现今Ro显示，火石岭组烃源岩在研究区中部金1井区～梨6井区以北成熟度大于1.3%，达到生烃门限的烃源岩占全区2/3。火石岭组黑色烃源岩的厚度较大，缓坡带烃源岩厚度介于100～200m，深部位烃源岩厚度大于250m。

图4 金山地区生烃史模拟(据中石化石油勘探开发研究院无锡石油地质研究所研究报告)

图5 储层包裹体油气充注期次综合判别图 (据中石化石油勘探开发研究院无锡石油地质研究所研究报告)

通过包裹体试验，根据油气包裹体的产状、颜色、荧光和均一温度分布等将其分为2期：第1期为液烃包裹体，104～108℃，105～103.5Ma；第2期为气烃包裹体，123～145℃，100.5～76.5Ma。包裹体油气充注期次和生烃史模拟试验表明，梨树断陷油气成藏期次可分为登娄库末、泉头组末和嫩江组末3个期次，油气藏的分布与优质烃源岩分布具有良好的配置关系。金山地区主要为中晚期充注形成，因此，有效成藏期以中晚期的泉头组沉积末期和嫩江组沉积末期为主(见图5)。

2.4 盖层分布及油气运移通道分析

金山地区主要含气层位发育地区性盖层和局部性盖层，不发育区域性盖层。营城组底部的褐色泥岩分布较广泛，可作为区域性盖层；营城组中上部的泥岩可作为局部性盖层。

图6 过梨6井～梨6-4井的地震剖面

图7 金山气田成藏模式示意图

区域上梨树断陷自西北到东南发育3条断裂带，控制油气的聚集，分别为皮家、小宽和秦家屯走滑断裂[9～11]。烃源岩排烃运移主要沿3个走滑断裂指向北东向，其次通过桑树台断裂、不整合面、连通砂体向南部金山地区运移。金山地区主要含气层段内部不发育大的不整合面，区域上烃源岩排烃运移主要沿3个走滑断裂指向北东向，而金山地区在梨树断陷南端，不发育大型走滑断裂，没有最优势的运移通道。该地区可作运移通道的断裂有限，主要是通过桑树台断裂，其次通过不整合面和连通砂体运移。

2.5 金山气田成藏模式建立

通过烃源岩、储集层特征及分布，盖层及油气运移通道分析和空间配置特征，建立了金山气田的成藏模式(见图6、图7)：金山气田为下生上储、断砂输导和盖层封堵的成藏模式。

烃源岩主要发育在火石岭组，储集层主要分布在上部地层的沙河子组和营城组。缓坡带圈闭类型以岩性圈闭为主，包括透镜状岩性气藏、相变型上倾尖灭气藏、超覆型上倾尖灭气藏和断层气藏；陡坡带圈闭类型以构造圈闭为主，包括滚动背斜气藏和断层圈闭。油气运动以断裂和连通砂体为主，营城组底部厚层泥岩可作为沙河子组储层的有效盖层[12，13]。

3 气藏主控因素分析

3.1 储层发育的控制因素分析

金山气田发育多期辫状河三角洲和水下扇沉积体系，多期叠置河道控制砂体展布范围。其中，缓坡带北北西向的辫状河道控制砂体展布，陡坡带水下扇体控制砂体展布。

图8 不同沉积微相产能对比图

通过分析各沉积微相与储层的关系，砾石坝、水下扇水道是河道的有利沉积微相，以细砾质砂砾岩为主、物性较好；砾石坝、水下扇水道的吼道半径较大、排驱压力较低；通过分析，有效储层最小孔喉半径0.056μm，最大排驱压力13MPa。平面上，受物源方向、河道迁移及水动力大小的影响，缓坡带的砾石坝沉积微相主要发育在近物源区。结合动态测试资料，砾石坝沉积微相的产能普遍较高，可达1.8×104m3/d；其次是水下扇的水道，产能达1.415×104m3/d(见图8)。如梨6井的测试层段沙一段的2516～2545m，其主要为砾石坝微相，测试初期产气达2.7×104m3/d，油压8.2MPa，套压10.2MPa。

储层全区分布广泛，纵向上砂体呈多期叠置特征，各期河道砂井间连续性较为稳定。砂组间的隔层较连续且厚度分布较稳定(7～18.49m，平均12.68m)，砂组内部的夹层较发育、横向连续性较差(厚度3.5～11.48m，平均7.01m)。储层在隔夹层分隔作用下呈层状分布。因此，金山气田储层具有河道控砂、微相控储和层状分布的特征。

3.2 产能的主控因素分析

气井的产能由多种因素控制决定，包括储层的物性参数、储层岩性和沉积相等。通过对无阻流量与储层参数、岩性以及沉积相的相关性分析，得到影响气井产能的主要因素。

通过分析气层展布特征，中东部缓坡区气层分布受岩性控制明显，钻探结果表明，构造高部位不一定含气，而低部位也可以发育高产气层。此外，高产层主要产自砂砾岩储层。气层分布具有分带、分区差异聚集的特征。西部陡坡区气层厚度较大，受构造控制明显。以过金1井-金5井的东西向沙河子组气藏剖面为例，缓坡区气层主要分布在沙二段和沙一段的中下部，具有单层厚度薄，横向变化快的特征，且呈层状分布，受岩性控制明显(见图9)。

图9 过金1井～梨6-5井～梨601井～梨602井～金5井的气藏剖面

图10 无阻流量与地层系数的关系曲线

另外，通过分析测试段储层的物性差异，气井产能受含气丰度的控制明显。如梨601井和梨602井的沙一段储层较发育，但测试产能差异大。梨601井测试段的孔隙度为7.5%，含气饱和度为36.7%，测试产能产气0.4×104m3/d；梨602井测试段的孔隙度为7.9%，含气饱和度为50.5%，测试产能产气2.4×104m3/d。由此可见，缓坡区的储层孔隙度相对较高的储层含气丰度高，测试产能高，受含气丰度控制明显。通过对无阻流量与储层地层系数KH的相关性分析发现，二者具有很好的相关性，无阻流量主要受地层系数影响明显(见图10)。因此，金山气田具有岩性控藏、差异聚集和丰度控产的特征。