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库车坳陷北部迪北段致密油气来源与勘探方向

2019-08-17张海祖卢玉红李德江刘满仓

中国石油勘探 2019年4期
关键词:侏罗系烃源储层

李 谨 王 超 李 剑 马 卫 张海祖 卢玉红 李德江 刘满仓

( 1 中国石油勘探开发研究院;2 中国石油天然气集团有限公司天然气成藏与开发重点实验室;3 广东石油化工学院;4 广东省非常规能源工程技术研究中心;5 中国石油塔里木油田公司 )

0 引言

目前,致密油气等非常规油气资源逐渐成为全球油气储量、产量增长的重点领域和研究热点[1-7]。塔里木盆地库车坳陷北部构造带迪北段富集典型的非常规油气资源——致密油气,致密油气作为库车坳陷北部构造带重点勘探领域,整体上勘探程度较低。前人研究表明迪北段侏罗系和三叠系烃源岩比较发育[8-9],但是长期以来对侏罗系阿合组油气来源判识不清,导致油气成藏的认识较为模糊,进而制约了阿合组致密油气勘探部署。本文在综合分析北部构造带迪北段不同层系烃源岩、油气地球化学特征的基础上,通过油气源对比系统研究了阿合组致密油气的来源。利用烃类包裹体均一温度、单井热史和埋藏史,厘定油气成藏期次,开展典型油气藏解剖和动态演化迪北段油气成藏过程研究,确定迪北段油气藏类型,并建立致密油气的成藏模式,同时分析影响阿合组致密油气成藏的主要因素,预测迪北段阿合组致密气藏有利分布部位,为库车北部构造带迪北段致密气藏下一步勘探开发提供理论依据。

1 地质概况

库车坳陷位于塔里木盆地北部,经历多期构造运动,在山前形成一系列大型逆冲断层和与之相伴生的褶皱构造,构造上具有南北分带、东西分段的特征,其中北部构造带迪北段由依奇克里克背斜带和迪北斜坡带所组成(图1)。截至目前,迪北段已钻井20 余口,发现了吐孜洛克气田、迪北油气田、依奇克里克油田。钻探显示,阿合组储层致密,但其油气产能明显高于阳霞组和克孜勒努尔组,是迪北段油气重要勘探层系。

2 致密油气来源研究

2.1 烃源岩地球化学特征

迪北段是库车坳陷北部构造带侏罗系、三叠系烃源岩的主要发育区带,自下而上发育上三叠统黄山街组(T3h)和塔里奇克组(T3t)、下侏罗统阳霞组(J1y)、中侏罗统克孜勒努尔组(J2kz)和恰克马克组(J2q)等5 套烃源岩(图2)。其中,黄山街组和恰克马克组烃源岩岩性以暗色泥岩为主,为湖相沉积;克孜勒努尔组、阳霞组、塔里奇克组等层位发育较多的碳质泥岩和煤层,为含煤沉积。迪北段侏罗系烃源岩沉积厚度为400~750m,三叠系烃源岩沉积厚度为200~300m(图2)。

迪北段侏罗系—三叠系烃源岩有机质丰度高(表1),依据文献[10]提出的煤系烃源岩有机质丰度评价标准,总体表现为中等—优质烃源岩。其中,暗色泥岩主体TOC 分布在0.15%~5.29%,S1+S2分布在0.034~48.298mg/g,IH为16.00~990.17mg/g;碳质泥岩TOC 分布在6.34%~39.60%,S1+S2分布在5.470~67.960mg/g,IH为47.38~185.88mg/g;煤层TOC分布在40.30%~82.80%,S1+S2分 布在13.795~161.248mg/g,IH为31.12~253.40mg/g(图3、图4)。

迪北段侏罗系—三叠系烃源岩热解数据、干酪根显微组分镜检显示有机质类型总体以Ⅲ型为主,存在较多的Ⅱ型(图5)。统计迪北段钻井岩心、典型露头上烃源岩的显微组分数据,结果显示烃源岩中腐泥组含量低,以壳质组和镜质组为主,含有一定的惰质组。显微组分中壳质组来源于陆生植物的孢子、花粉、角质层、树脂、蜡等,壳质组相对富氢,是生成原油的主要母质;镜质组主要来源于高等植物木质纤维,主要以生气为主。以干酪根显微组分中壳质组、镜质组、惰质组3 种组分相对含量作三角图,可以发现迪北段侏罗系—三叠系烃源岩中壳质组含量为8%~94%,镜质组含量为4.6%~73%,两种显微组分相对含量分布范围宽,且彼此消长(图6),表明迪北段烃源岩母质类型既有利于生油,也有利于生气。

图1 研究区位置图Fig.1 Location map of the study area

迪北段侏罗系烃源岩Ro为0.8%~1.4%,处于成熟—高成熟阶段,以生凝析油气为主;三叠系烃源岩Ro为1.0%~1.8%,处于高成熟阶段,以生凝析气为主[11]。

图2 迪北段依南2 井三叠系—侏罗系储盖组合图Fig.2 Triassic-Jurassic reservoir-caprock assemblage in Well Yinan 2 in the Dibei section

2.2 油气源对比研究

2.2.1 油源对比

生物标志化合物对比技术是进行油源对比的重要手段之一。迪北段发育的5 套烃源岩中,恰克马克组和黄山街组以湖相泥岩沉积为主,生物标志化合物中三环萜烷呈正态分布,C27甾烷、C28甾烷、C29甾烷呈V 形分布(图7a、e),表明其母源存在较多的水生生物输入,贫重排甾烷、相对富含伽马蜡烷,伽马蜡烷/C30藿烷比值为0.16~0.24,表明水体为微咸水环境,整体表现为偏咸水湖相沉积;克孜勒努尔组和阳霞组含有较多的碳质泥岩段和煤层段,属于典型的煤系地层,塔里奇克组也存在少量的煤层和碳质泥岩,其生物标志化合物中三环萜烷以C19为主峰,C20、C21、C23三环萜烷呈现逐渐递减,C27甾烷、C28甾烷、C29甾烷呈倒L 形分布(图7b—d),属于湖沼相沉积。其中,克孜勒努尔组和阳霞组烃源岩中贫伽马蜡烷,伽马蜡烷/C30藿烷比值为0.08~0.09,属于淡水沉积环境,而塔里奇克组烃源岩则相对富含伽马蜡烷,伽马蜡烷/C30藿烷比值为0.21,与黄山街组水体环境相似,属于微咸水环境[12]。

表1 迪北段不同层系烃源岩有机质丰度数据表Table 1 Organic abundance of source rocks in different series of strata in the Dibei section

续表

迪北段在克孜勒努尔组、阳霞组、阿合组均有原油产出,其中阳霞组、阿合组原油以迪北油气田为代表,克孜勒努尔组原油以依奇克里克油田为代表。迪北段不同油气藏已钻井的试油、测井和生产资料对比显示,阿合组致密储层中含油气性、油气产能明显高于阳霞组和克孜勒努尔组,是迪北段油气重要勘探层系。

图3 迪北段不同层系烃源岩TOC 与S 1+S 2 关系图Fig.3 Relationship between TOC and S 1+S 2 of source rocks in different series of strata in the Dibei section

图4 迪北段不同层系烃源岩TOC 与I H 关系图Fig.4 Relationship between TOC and I H of source rocks in different series of strata in the Dibei section

图5 迪北段不同层系烃源岩T max 与I H 关系图Fig.5 Relationship between Tmax and I H of source rocks in different series of strata in the Dibei section

图6 迪北段不同层系烃源岩中干酪根显微组分相对含量三角图Fig.6 Triangular diagram of the relative contents of kerogen macerals in the source rocks in different series of strata in the Dibei section

依奇克里克油田克孜勒努尔组原油、迪北油气田阳霞组原油均具有典型的陆源高等植物来源特征(图7f、g):三环萜烷以C19为主峰,C20、C21、C23三环萜烷呈现逐渐递减,C27甾烷、C28甾烷、C29甾烷呈倒L 形分布,与迪北区带克孜勒努尔组、阳霞组烃源岩生物标志化合物特征相似(图7b、c)。图8中,依奇克里克油田克孜勒努尔组原油中C27甾烷/C29甾烷比值较低,伽马蜡烷含量低,伽马蜡烷/C30藿烷比值为0.06,其生物标志化合物参数分布与迪北段克孜勒努尔组、阳霞组烃源岩相似,整体表现为淡水湖沼相母质来源特点,其原油主要来源于侏罗系煤系;迪北油气田阳霞组原油C27甾烷/C29甾烷比值分布范围较宽,在0.3~1.0 之间,且富含伽马蜡烷,伽马蜡烷/C30藿烷比值分布在0.05~0.33,与侏罗系和三叠系烃源岩生物标志化合物参数分布范围重合,推断阳霞组原油以侏罗系烃源岩贡献为主,混有三叠系烃源岩生成的原油。

图7 迪北段烃源岩及原油中萜烷—甾烷化合物分布特征Fig.7 Distribution characteristics of terpane-sterane compound in source rocks and crude oil in the Dibei sectionC19TT—C19 三环萜烷;C20TT—C20 三环萜烷;C21TT—C21 三环萜烷;C22TT—C22 三环萜烷;C23TT—C23 三环萜烷;C24TT—C24 三环萜烷;C30H—C30 藿烷;G—伽马蜡烷

迪北油气田阿合组原油具有明显的湖相母质来源特征:三环萜烷呈正态分布,C27甾烷、C28甾烷、C29甾烷呈V 形分布(图7h),C27甾烷/C29甾烷比值相对较高,伽马蜡烷含量高,伽马蜡烷/C30藿烷介于0.21~0.32,与三叠系烃源岩生物标志化合物参数分布区间一致(图8)。据此判断,迪北油气田阿合组致密储层原油主要来源于三叠系湖相泥岩。

通过对比迪北段不同层系烃源岩氯仿沥青“A”中正构烷烃碳同位素分布,同样可用来判识油源。迪北段黄山街组、恰克马克组烃源岩中正构烷烃碳同位素值均偏轻,恰克马克组烃源岩中正构烷烃碳同位素值为-34‰~-32.5‰,黄山街组烃源岩中正构烷烃碳同位素值为-31.1‰~-30.6‰,说明有机质类型相对较好,与生物标志化合物指示的咸水湖相烃源岩特点一致。阳霞组烃源岩中正构烷烃碳同位素值为-27.1‰~-23.5‰,克孜勒努尔组烃源岩中正构烷烃碳同位素值为-25.7‰~-23.8‰,相对三叠系烃源岩明显偏重(图9),表明有机质类型相对较差,属于湖沼相烃源岩。

迪北段阳霞组、阿合组原油中正构烷烃单体碳同位素分布存在较大差异,阿合组原油中正构烷烃碳同位素值基本轻于-27‰,而阳霞组原油中正构烷烃碳同位素值相对阿合组原油重1‰~8‰,多重于-27‰(图9),表明两个层位原油来源存在差异。对比迪北段不同层系烃源岩中正构烷烃碳同位素的分布特点,可以发现迪北段阳霞组原油中正构烷烃的碳同位素分布区间与阳霞组、克孜勒努尔组烃源岩中正构烷烃分布区间(-27.0‰~-23.5‰)一致,说明迪北段阳霞组原油主要来源于阳霞组、克孜勒努尔组烃源岩;而阿合组原油正构烷烃碳同位素值较轻(-34.0‰~-26.7‰),与迪北段三叠系烃源岩中正构烷烃碳同位素分布相似(图9),再次印证了迪北段阿合组致密储层中的原油主要来源于三叠系烃源岩。

综上所述,迪北段阿合组致密储层中原油来源于三叠系湖相泥岩,三叠系烃源岩是迪北段致密油的主要贡献者,具有下生上储的特点;阳霞组原油主要来源于侏罗系烃源岩,混有三叠系湖相泥岩,具有自生自储、下生上储的特点;克孜勒努尔组原油主要来源于侏罗系烃源岩,具有自生自储的特点。

2.2.2 气源对比

库车坳陷迪北段致密天然气主要赋存在迪北油气田阿合组储层中。阿合组天然气中甲烷含量为85%~95%,乙烷含量为3.5%~7%,N2含量为0~4%,CO2含量为0~3%,干燥系数为0.89~0.95,属湿气。天然气中甲烷碳同位素值为-36.0‰~-30.7‰,乙烷碳同位素值为-27.6‰~-23.4‰,丙烷碳同位素值为-24.9‰~ -22.5‰,丁烷碳同位素值为-25.4‰~-21.8‰,碳同位素系列基本呈正序分布。按照煤成气和油型气的划分标准[13-15],迪北油气田阿合组天然气属于典型煤成气。根据戴金星等[16]提出的通过甲烷碳同位素判识煤成气成熟度经验公式,迪北油气田天然气Ro为1.3%~1.5%,处于高成熟阶段。

图9 迪北段烃源岩氯仿沥青“A”抽提物及原油中正构烷烃碳同位素分布图Fig.9 Distribution of the extract of chloroform bitumen“A” in the source rocks and n-alkane carbon isotope in the crude oil in the Dibei section

通过对比岩石热解轻烃与天然气轻烃特征,可以用来判识天然气来源[17-18]。迪北段侏罗系烃源岩含有较多的煤层和碳质泥岩,三叠系烃源岩以湖相泥岩为主,烃源岩的差异将导致热解产物中轻烃存在差异。图10 展示了迪北地区钻井中侏罗系、三叠系烃源岩300℃、500℃热解轻烃分布特点,侏罗系烃源岩300℃、500℃热解轻烃表现为芳香烃含量高(大于30%)、支链烷烃含量低的特点(小于10%),三叠系烃源岩300℃、500℃热解轻烃则表现为芳香烃含量相对低(小于50%)、支链烷烃含量相对高的特点(大于15%)。

岩石热解轻烃与天然气轻烃对比结果显示,迪北油气田阿合组天然气中支链烷烃含量大多高于15%,芳香烃含量低,位于三叠系烃源岩贡献区,由此认为迪北油气田阿合组天然气主要来源于三叠系烃源岩(图10)。

图10 迪北段天然气与三叠系—侏罗系烃源岩岩石热解轻烃中芳香烃与支链烷烃分布图Fig.10 Distribution of aromatic hydrocarbon and branched alkane in the natural gas and the rock pyrolysis light hydrocarbon of Triassic-Jurassic source rocks in the Dibei section

综上研究显示,迪北段阿合组致密储层中的天然气和原油均来源于三叠系烃源岩,三叠系烃源岩是迪北段致密油气的主要贡献者。

3 致密油气成藏研究

迪北油气田是常温高压凝析油气藏,阿合组是主要产层,储层孔隙度主要分布在2%~6%,渗透率分布在0.01~0.5mD,是致密砂岩储层;而构造挤压运动引起局部地区裂缝较为发育,改善了储层物性,因此开展油气成藏期次厘定、油气藏解剖及成藏过程分析,为致密气藏有利区预测奠定基础。

3.1 阿合组油气成藏时期

迪北地区依南2 井侏罗系阿合组岩心中有机包裹体较发育,包裹体多为液态或气态包裹体,气态两相包裹体也可见。通过包裹体岩相学观察,发现不同期次形成的包裹体除均一温度不同外,其包裹体特征也不一样,阿合组包裹体具有3 个温度区间(图11),其中分布在100~110℃的液烃包裹体,主要呈褐色和深褐色(图12a);分布在120~130℃的含气液包裹体,气烃呈灰色,液烃呈淡黄色、黄色,显示为绿色、黄绿色荧光(图12b);分布在140~150℃的气烃或富气包裹体,主要为灰色、深灰色,见少量共存液烃包裹体(图12c)。利用录井、测井、地层剥蚀量和大地热流等参数,构建依南2 井热史和埋藏史(图13),确定迪北地区阿合组油气具有3 期成藏特点,即吉迪克组沉积中晚期(19—16Ma)、康村组沉积早期(16—12Ma)、库车组沉积期—第四系沉积早期(5—1Ma)。第一期、第二期主要为原油充注期,第三期为天然气充注期。

图11 迪北段阿合组流体包裹体均一温度分布图Fig.11 Distribution of homogenous temperature of fluid inclusion of Ahe Formation in the Dibei section

3.2 阿合组致密油气藏类型及成藏过程

通过分析调研阿合组储层沉积相类型、岩石学特征,以及储层孔渗性演化特征,确定阿合组储层致密时期为12—5Ma[19-21]。与油气成藏期进行匹配和对比,迪北段阿合组沉积早期形成的油气藏(以油为主)属于常规油气;晚期储层先发生致密化,然后在致密储层中天然气聚集成藏。依据前人对于致密油气藏类型的研究[19,22],结合迪北段典型油气藏解剖(图14c),阿合组致密油气成藏类型可分为两类:①致密砂岩不连续型油藏,油气孤立分散,具有完整的常规构造—岩性圈闭,且具有边底水;②致密砂岩准连续型气藏,气藏大范围分布,气水分布复杂,不具有边底水或气水倒置。

根据油气充注和储层致密化在时间的匹配关系,以及不同油气藏类型所具有的特征,开展迪北斜坡带油气成藏过程分析(图14),在吉迪克组沉积末期,三叠系烃源岩Ro为0.8%~1.0%,处于成熟阶段,与此同时圈闭已初具雏形,三叠系烃源岩生成的油气(以油为主)沿着活动断裂运移至阿合组圈闭中聚集成藏;在康村组沉积早中期,三叠系烃源岩Ro达到1.4%~1.6%,处于高成熟阶段,三叠系烃源岩继续排烃(以油为主),并且沿着活动断裂持续在阿合组圈闭中聚集成藏;在库车组沉积时期,三叠系烃源岩进入高成熟阶段,阿合组储层已发生致密化[20,23-24],三叠系烃源岩大量排出的天然气沿强构造挤压运动形成的裂缝运移至阿合组致密储层中,形成致密气藏。

图12 依南2 井阿合组包裹体特征Fig.12 Characteristics of inclusions in Ahe Formation of Well Yinan 2

图13 依南2 井热史、埋藏史图Fig.13 Thermal history and burial history of Well Yinan 2

图14 迪北油气田油气成藏过程图Fig.14 Hydrocarbon accumulation process in Dibei oil and gas field

基于油气成藏时期及成藏过程分析,迪北段阿合组油气成藏模式可分为两种:①早期以原油充注为主的成藏模式,早期三叠系烃源岩排出的原油沿着油源断裂垂向运移,在断盖有效配置作用下(断距小于盖层厚度),原油侧向分流至阿合组常规储层内背斜圈闭中聚集成藏;②晚期以气充注为主的成藏模式,库车组沉积期以来,储层已致密,三叠系烃源岩大量排出的天然气在烃源岩与致密储层之间的高压差作用下[25],沿着源储之间的裂缝运移至阿合组致密砂岩储层中聚集成藏(图14)。早期发生的原油充注一方面对储层成岩具有一定的抑制作用[20,26-27],另一方面改变了储层润湿性,减小毛细管阻力[28],有利于晚期天然气的充注。

4 致密油气有利勘探方向

由前文油气源对比可知,阿合组致密油气主要来自三叠系烃源岩,三叠系烃源岩厚度可达到200~300m,现今Ro在1.3%~1.6%,处于大量排气阶段。三叠系烃源岩与阿合组致密储层为紧密相邻的下生上储结构,烃源岩生气强度可达到(50~100)×108m3/km2,排气强度为(30~70)×108m3/km2[9,29],通过统计分析三叠系烃源岩排气强度与阿合组致密油气藏分布的关系,发现当烃源岩排气强度大于等于50×108m3/km2时,有利于致密气成藏。除此之外,裂缝对于致密砂岩储层而言,既可作为良好的渗流通道,也可改善储集空间[30]。库车坳陷迪北段阿合组储层致密且非均质性强,裂缝发育段渗透率普遍较高,通过已钻井产气量与裂缝发育程度之间的量化关系,可以发现裂缝发育程度与致密气产量之间具有线性关系[31-33],即裂缝发育程度越高,致密气产量越高。

由图15 可以发现,排气强度大于50×108m3/km2主要集中在迪北102 井—迪北103 井以南,而裂缝发育区主要分布在迪北边缘,在迪北中部则相对较少[28,34-35]。与常规油气成藏条件不同,致密砂岩气藏受断裂、盖层等因素影响较低,将烃源岩有效排气强度和阿合组储层裂缝发育程度进行耦合,预测了迪北地区阿合组致密气有利勘探区(图15)。

图15 迪北段阿合组致密气有利勘探区Fig.15 Favorable exploration area for tight gas of Ahe Formation in the Dibei section

5 结论

库车坳陷迪北段侏罗系克孜勒努尔组、阳霞组常规储层中原油主要来源于侏罗系烃源岩,部分阳霞组原油混有三叠系烃源岩的贡献,具有自生自储、下生上储的特点。阿合组致密储层中原油、天然气均以三叠系烃源岩贡献为主,具有下生上储的特点。

迪北段阿合组油气藏存在3 期油气充注,在吉迪克组沉积中晚期和康村组沉积早期以原油充注为主,且原油聚集成藏时期早于阿合组储层致密时期;天然气大规模充注主要是在库车组—第四系沉积早期,天然气在已致密的阿合组储层中聚集,形成致密砂岩气藏。

阿合组油气藏类型为具有边底水的致密砂岩不连续型油藏和气水分布复杂的致密砂岩准连续型气藏,三叠系烃源岩有效排气强度与阿合组储层裂缝发育程度是控制致密气藏聚集分布的主要影响因素,将主控因素耦合叠置,预测致密气勘探有利区大面积分布在迪北边缘且连片分布。

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