伊川盆地屯1井區三疊系致密砂巖氣藏特征及成藏條件

嚴永新

（1.成都理工大學，四川成都610059；2.中國石化河南油田分公司石油勘探開發研究院）

1 概況

伊川盆地區域構造上位于華北盆地南部豫西隆起區，是在大鄂爾多斯三疊紀盆地基礎上，主要經歷印支末期擠壓回返、燕山期隆升剝蝕、喜山期伸展斷陷等多個演化階段而形成的中新生界疊合盆地，面積1 400 m2（圖1）。盆地內三疊系保存較完整，一般殘留厚度1 500～3 000 m，最大厚度可達3 500 m以上。

圖1 伊川盆地位置

截止目前，盆地內已經完鉆石油探井3口，煤田鉆孔多口，3口已完鉆石油探井（屯1井、屯2井、伊1井）和2口煤田鉆孔（3001孔、4001孔）在三疊系上統均見到不同程度的油氣顯示。其中屯1井在三疊系上統椿樹腰組1 214～2 013 m 井段內見到連續的氣測異常，在1 874～1 884 m 和1 364～1 776 m 井段分別進行壓裂測試和分段壓裂合采測試，均試獲工業天然氣流，展示了該區三疊系致密砂巖油氣藏勘探的良好前景。

2 氣藏特征

屯1井位于伊川盆地伊川鼻狀構造的最低部位，在1 874～1 884 m 井段壓裂試獲日產天然氣7 200 m3，對1 364～1 776 m 井段分段壓裂合采測試，試獲天然氣最高日產11 066 m3，穩產在2 000 m3／d以上。含氣層段巖性以細砂巖為主，核磁測井解釋砂巖基質有效孔隙度為3.0%～8.0%，儲層致密。1 874～1 884 m 測試層氣樣分析，氣體的相對密度0.68 g／cm3，密度相對較低，熱值842.25 kJ／mol，甲烷含量＞80.48%，重烴含量11.93%，為濕氣；測試層中部地層溫度73.4 ℃，地溫梯度約為3.1 ℃／100 m；地層壓力8.2 MPa，恢復地層壓力梯度約為0.62。

通過完井壓裂測試和綜合研究認為，氣藏具有以下基本特征。

2.1 層段多，厚度大，縱向上連續性分布

屯1井含氣層段主要集中在三疊系上統椿樹腰組，埋深約1 214～2 013 m，含氣井段長達約800 m。根據鉆井、錄井、測井資料進行儲層綜合評價，初步解釋主要含氣層段13 段約150 m，具有層段多，厚度大，縱向上呈連續性分布的特征。

2.2 砂巖儲層致密，具有孔隙和裂縫雙重介質孔隙特征

氣層主要發育層段儲集層以細砂巖為主，核磁測井解釋砂巖基質有效孔隙度3.0%～8.0%，一般在5.0%左右，整體上屬于“特低孔、特低滲”儲層。

屯1井巖心見大量泥巖裂縫和砂巖裂縫，成像和聲波偶極子測井資料解釋椿樹腰組1 476～1 895 m 井段共發育28條天然裂縫。另外，氣測顯示表現為箱狀和尖峰狀交替出現，具有砂巖孔隙和裂縫雙重介質孔隙特征。

2.3 不含邊底水，異常低壓

屯1井1 364～1 776 m 和1 874～1 884 m 井段完井測試，地層均不產水。其中1 874～1 884 m井段測試地層壓力8.2 MPa，恢復地層壓力梯度約為0.62。屯1井椿樹腰組氣藏屬不含邊底水的異常低壓氣藏。

2.4 產量壓力下降快，產氣量低且穩定能力差

1 874～1 884 m 井段采用射孔-測試聯作加抽汲工藝進行試油，孔板直徑4 mm、6 mm，最高日產氣量53 m3／d，后減小到11 m3／d；小型壓裂實驗測試，折算日產天然氣最高達4 191.7 m3；大型壓裂測試，初期最高日產天然氣達10 298 m3，平均日產約7 200 m3。1 364～1 776 m 井段大型壓裂測試，初期控制放噴最高日產天然氣達11 066 m3，隨后產量降到4 000 m3／d左右；機抽排液產氣量穩定在2 000 m3／d以上。

屯1井上下兩個測試層在壓后測試過程中，油套壓下降較快，關井后壓力恢復較慢；伴隨著其壓力下降，產氣量也迅速下降，之后壓力和產量遞減緩慢并逐漸趨于穩定。產量壓力下降較快，產氣量低且穩定能力差，反映氣層的非均質性較強，滲透性較差。

2.5 不受構造圈閉控制，為地層巖性氣藏

屯1井位于伊川斷鼻下傾的最低部位，在三疊系上統椿樹腰組1 214～2 013 m 井段見到連續的氣測異常顯示，全烴0.01%～15.09%，一般0.5%～13.51%；組分齊全：其中C11.39%～14.3%，C20.14%～1.6%；統計氣測高值段54 層216 m。處于圈閉高部位的屯2井在椿樹腰組也見到氣測異常，全烴含量普遍較低，僅0.01%～0.7%。對比兩口井氣測顯示，具有圈閉低部位含油氣性好，高部位含油氣性反而變差的非均質特點，表明油氣藏的形成不受構造圈閉控制，明顯地表現出儲層控藏的特征。屯1井椿樹腰組氣藏類型為地層巖性氣藏。

總之，伊川盆地屯1井區三疊系上統椿樹腰組氣藏特征與鄂爾多斯盆地蘇里格上古生界氣藏有諸多相似之處，均屬于“低孔、低滲、低壓、低豐度、低產能”型的致密砂巖氣藏［1］。

3 致密砂巖氣成藏條件

3.1 烴源條件較好

三疊系烴源巖主要發育在上統的譚莊組和椿樹腰組。伊川西部石門溝剖面三疊系上統暗色泥質巖厚532 m，伊3001孔鉆揭三疊系上統譚莊組（未穿）528 m，暗色泥質巖厚257 m，屯1井三疊系上統暗色泥質巖厚796 m。

根據屯1井化驗分析測試資料，暗色泥巖有機碳0.2 9%～5.0 5%，平均1.3%，氯仿瀝 青“A”0.0026%～0.0756%，平均0.0161%，生烴潛量（S1＋S2）0.05%～27.63 mg／g，平均2.277 mg／g。按有機碳0.6%作為暗色泥巖類有效烴源巖的下限統計，該類烴源巖厚550.35 m，有機碳最小0.63%，最大5.05%，平均為1.9%（表1）；碳質泥巖類有效烴源巖厚61.37 m，有機碳6.64%～24.05%，平均15.016%，氯仿瀝青“A”0.0043%～0.0123%，平均0.0083%，生烴潛量22.56～46.07 mg／g，平均為31.95 mg／g?？傮w上三疊系上統烴源巖達到了較好烴源巖標準。干酪根顯微組分、氫碳氧碳元素比、氯仿瀝青“A”族組分和烴源巖熱解分析，有機質類型以Ⅲ型為主。實測Ro0.6%～1.2%，烴源巖正處于生烴高峰期。

伊川盆地及鄰區三疊系上統烴源巖普遍發育，厚度大、豐度高，成熟度適中，為致密砂巖油氣藏的形成奠定了豐富的物質基礎。

3.2 砂巖發育，存在孔隙和裂縫兩種儲集空間類型

伊川盆地三疊系上統為主要目的層段，沉積時期物源主要來自于南部，沉積相以三角洲前緣亞相沉積為主，其次是前三角洲、濱淺湖和半深湖亞相。

屯1 井揭示三疊系上統為一套砂泥巖互層沉積，含油氣層段以細粒沉積物為主，巖石類型主要為細砂巖、粉砂巖，砂巖厚度622 m，單層厚度一般1～3 m，厚度大于10 m 的砂巖較少見。砂體類型主要為三角洲前緣水下分流河道砂體，其次是河口壩、席狀砂等微相砂體。

三疊系上統砂巖成分成熟度和結構成熟度中等，屯1井巖心物性分析，砂巖孔隙度介于0.4%～7%，一般為2%～4%，平均3.28%，滲透率介于（0.02～1.38）×10-3μm2，平均0.06×10-3μm2，碳酸鹽含量平均13.34%。研究表明，儲集層物性與砂體類型有關，三角洲前緣水下分流河道砂體砂巖物性相對較好，河口壩次之，席狀砂砂體物性相對較差。

表1 屯1井三疊系烴源巖有機質豐度數據

核磁測井解釋上三疊統細砂巖基質孔隙度一般1.0%～8.0%（圖2），主要為3%～4%左右，儲層物性整體上表現為“特低孔、特低滲”特征。其中椿樹腰組1 874～1 884井段細砂巖孔隙度一般3.0%～8.0%，平均值4.9%。屯1 井巖心中見高角度裂縫，成像和聲波偶極子測井中發現椿樹腰組和譚莊組地層中裂縫較發育，解釋裂縫39條，這些裂縫既增加了油氣儲集空間又可以增強油氣滲流能力，對改善儲集層的儲集性能具有重要的作用。

圖2 屯1井上三疊統細砂巖孔隙度主頻分布

屯1井巖心觀察，在第1、2、3、5、6、7筒巖心中，大量的泥巖裂縫和砂巖裂縫中見原油滲出；第1、3、5、8筒巖心中，見熒光和油跡砂巖累計厚6.95 m。從屯1井油氣賦存狀態分析，三疊系上統儲集層存在砂巖孔隙型和砂泥巖裂縫型兩種儲集空間類型。

3.3 源儲緊密接觸，油氣近距離運聚

屯1井三疊系上統635～2 013 m 井段油氣顯示豐富，巖心巖屑錄井見油氣顯示41 層27.65 m（含巖心裂縫含油），其中譚莊組見油跡、熒光8 層12.94 m，裂縫含油8.94 m；椿樹腰組見油跡、熒光砂巖6層5.01 m，裂縫含油0.76 m。氣測錄井在椿樹腰組見異常顯示（高值段）54 層216 m。從油氣賦存相態上看，上部的譚莊組以含油為主，下部的椿樹腰組以含氣為主，與豫西地區普遍存在的淺層以油顯示為主，深層以氣顯示居多的現象一致［2］。

屯1井三疊系上統譚莊組和椿樹腰組含油氣井段長達1 378 m，形成“上油下氣”氣油倒置的油氣分布特征，一方面表明了物性相對較差的致密砂巖則轉化為遮擋層或者封蓋層，在油氣的運移聚集過程中起著阻滯油氣運移和遮擋的作用，致使油氣在致密砂巖中分異不活躍，運移效應不明顯，呈現出致密砂巖油氣近源近距離運移聚集成藏的基本特征。另一方面，三疊系上統為砂泥巖互層，單層的砂巖或泥巖厚度都不大，雖然砂巖致密，但烴源巖和致密砂巖儲集層緊密接觸，“三明治沉積結構”為油氣的近源近距離運移聚集成藏創造了良好的地質條件。

3.4 砂巖儲層致密后成藏

屯1井巖心觀察，相對致密的砂巖基質孔隙中基本上無油氣顯示，物性較好的砂巖中可以見到熒光或油跡砂巖。巖心中天然裂縫較為發育，裂縫中多被方解石充填，在方解石溶蝕孔洞中均有輕質原油滲出。根據巖心中原油的賦存狀態分析，油氣成藏應該是砂巖先致密后成藏，并且經歷了裂縫形成-方解石充填-方解石溶蝕后油氣充注成藏的過程，這與儲層致密化的成巖作用時間早于大量生排氣高峰期的鄂爾多斯盆地蘇里格氣田雷同［3］。

根據屯1井區三疊系上統椿樹腰組氣藏特征、控制因素和氣藏成藏形成過程等因素分析，該類氣藏屬于先成型致密砂巖氣藏［4］。

3.5 油氣大面積連續性分布

國內外致密砂巖油氣藏勘探實踐表明，該類油氣藏主要受儲集層巖性控制，且具有大范圍、低豐度、連續性分布的成藏特點［5］。

洛伊地區是南華北地區三疊系保存最完整的地區，其中三疊系上統殘存厚度一般為800～3 000 m，面積約3 000 km2，而且烴源巖和砂巖均較發育，厚度大、分布廣、橫向分布穩定，具備形成大面積含油氣的地質條件。

洛伊地區三疊系上統譚莊組和椿樹腰組砂巖儲集層普遍以細砂巖為主，槽狀交錯層理、板狀交錯層理發育，屬三角洲前緣水下分流河道沉積，與鄂爾多斯盆地三疊系上統砂巖儲層具有相似的沉積發育特點。

目前區內在不同構造部位鉆遇上三疊統的伊1井、屯1井、屯2井和3001孔、4001孔，在譚莊組含油成藏組合和椿樹腰組含氣成藏組合中均見到良好的油氣顯示。其中屯1 井在椿樹腰組試獲工業氣流，初步展現出洛伊地區三疊系上統椿樹腰組連續性含氣，大面積含氣，且呈規模分布的良好勘探前景，顯示了該區三疊系上統具備滿盆含砂、滿盆含氣的地質條件，具有巨大的增儲上產的勘探潛力。

4 結論

（1）伊川盆地三疊系上統椿樹腰組氣藏屬于“低孔、低滲、低壓、低豐度、低產能”的先成型致密砂巖氣藏。

（2）伊川盆地及鄰區三疊系上統烴源巖厚度大、豐度高，分布廣，資源潛力較大，具備形成規模性致密砂巖氣藏的物質基礎。

（3）砂巖儲層發育，存在孔隙和裂縫兩種儲集空間類型。裂縫既增加了油氣儲集空間又增強了油氣的滲流能力，對改善儲集層的儲集性能具有重要的作用。

（4）源儲緊密接觸，油氣近距離運聚，洛伊地區三疊系具備大面積連續含油氣的地質條件，勘探潛力大，勘探前景良好。

［1］ 冉新權，李安琪.蘇里格氣田開發概論［M］.北京：石油工業出版社，2008.

［2］ 周新科，許化政，胡宗全，等.豫西地區晚三疊世原型盆地及含油氣性分析［J］.石油實驗地質，2005，27（3）：211-217.

［3］ 趙文智，汪澤成，朱怡翔，等.鄂爾多斯盆地蘇里格氣田低效氣藏的形成機理［J］.石油學報，2005，26（5）：5-9.

［4］ 姜振學，林世國，龐維奇，等.兩種類型致密砂巖氣藏對比［J］.石油實驗地質，2006，28（3）：210-214.

［5］ 鄒才能，陶士振，張響響，等.中國低孔滲大氣區地質特征、控制因素和成藏機制［J］.中國科學（D 輯：地球科學），2009，39（11）：1607-1624.