徐家圍子斷陷沙河子組致密砂礫巖氣藏特征與資源潛力

陳海峰，王鳳啟，王民

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徐家圍子斷陷沙河子組致密砂礫巖氣藏特征與資源潛力

陳海峰1, 2，王鳳啟1, 2，王民3

(1. 東北石油大學油氣藏形成機理與資源評價黑龍江省重點實驗室，黑龍江 大慶，163318；2. 東北石油大學 非常規油氣成藏與開發省部共建重點實驗室，黑龍江 大慶，163318；3. 中國石油大學(華東) 非常規油氣與新能源研究院，山東 青島，266580)

依據油氣鉆探實踐，綜合地質、地球物理、地球化學資料綜合研究，剖析徐家圍子斷陷沙河子組致密砂礫巖氣的成藏特征和資源潛力。研究結果表明：研究區烴源巖分布面積廣，生烴持續時期長，生氣強度高，天然氣內甲烷含量高；砂礫巖儲層成熟度低，致密程度高，儲集空間類型主要為次生溶孔，儲層普遍含氣，產能與物性密切相關；砂礫巖儲層致密化發生在烴源巖大量生氣以前，成藏模式為儲層先致密、天然氣后充注；天然氣在漫長的地質時期內持續充注，成藏期次為一期，成藏過程呈“準連續”方式。在氣藏發育特征研究的基礎上，通過3種方法預測了致密砂礫巖氣的資源量，容積?蒙特卡洛法估算致密砂礫巖氣資源量為0.16×1012m3(期望值)，資源豐度類比法估算致密砂礫巖氣資源量為0.21×1012m3，成因法估算致密砂礫巖氣資源量為0.18×1012m3，3種方法加權平均計算沙河子組砂礫巖氣資源潛量為0.18×1012m3。

致密；砂礫巖；儲層；成藏；資源潛力；沙河子組；徐家圍子斷陷

致密砂巖氣泛指富集于低孔、低滲砂(礫)巖儲層中，需要借助工程改造才能產出具有經濟價值的非常規天然氣資源[1?3]。致密砂巖氣資源廣泛分布于全球70個盆地，資源量約為210×1012m3，為常規天然氣資源量的3~4倍[4]。北美地區致密砂巖氣的勘探效果最好，2011年美國致密砂巖氣產量占其天然氣總量的26%[5]。我國致密砂巖氣的地質資源量為(19.9~26.8)× 1012m3，以鄂爾多斯盆地和四川盆地勘探程度最高，其他盆地尤其是東部斷陷盆地勘探程度較低[6]。國內外學者對致密砂巖氣藏特征存在2種認識：一種是將致密砂巖氣的成藏過程總結為“廣覆生烴、彌散運移、近源成藏、連片分布”，突出了烴源巖與致密儲層的空間配置對氣藏形成的控制，弱化了圈閉對氣藏形成的作用[2?3]；另一種認為致密砂巖氣藏除了上述成因或特征以外，也可能是多期成藏或由早期常規氣藏改造的結果，圈閉在氣藏分布中也可能起控制作用[7?11]。圍繞上述觀點發展出多種氣藏分類方案，姜振學等[9]依據儲層致密時期與烴源巖生排烴高峰期的先后關系將致密砂巖氣藏劃分為“先成型”和“后成型”，“先成型”氣藏受烴源巖與儲層疊合面積控制，氣藏連片發育，“后成型”氣藏的分布范圍受圈閉控制，含氣豐度較高。戴金星等[10]綜合考慮儲層、儲量構造特征，將致密砂巖氣藏分為“連續型”和圈閉型，前者通常位于構造的低部位，無明顯圈閉邊界，氣水關系復雜，后者位于圈閉高處，氣水關系正常，產能較高，儲量規模有限。趙靖舟等[11]根據氣層連通性的差異將致密氣藏分為“連續型”、“準連續型”和“不連續型”3種模式，“準連續型”和“不連續型”在不同程度上受圈閉的控制。沙河子組致密砂礫巖勘探剛剛起步，對致密砂礫巖氣藏特征和資源潛力的研究十分薄弱，及時對該區致密砂礫巖氣藏特征和資源潛力作出客觀評價，對提高鉆探發現成功率和部署未來發展規劃具有重要意義。本文作者以勘探實踐為基礎，從烴源巖、儲層、致密與成藏耦合關系等方面分析了致密砂礫巖氣藏特征，利用容積?蒙特拉羅方法、類比法、成因法預測了致密砂礫巖氣資源潛力。

1 研究區概況

徐家圍子斷陷位于松遼盆地北部古中央隆起帶的東側，肇東朝陽溝背斜帶西側，明水斜坡以南，松花江流域以北，面積5 350 km2(圖1(a))。徐家圍子斷陷深層包括火石嶺組、沙河子組、營城組、登婁庫和泉頭組，空間上發育多套生儲蓋組合(圖1(b))，營城組?登婁庫組成藏組合是以往深層天然氣勘探的重點，沙河子組目前則剛剛開始勘探。沙河子組地層厚度一般為500~1 000 m，沉積類型包括扇三角洲、辮狀河三角洲和深湖—半深湖，地層巖性包括暗色泥巖、煤巖、砂巖、砂礫巖、礫巖等。沙河子組目前鉆井70口，試氣井19口，試氣井均獲得氣流。

2 致密砂礫巖氣藏特征

2.1 烴源巖特征

2.1.1 烴源巖發育特征

沙河子組發育煤系泥巖和煤層2類烴源巖，生烴物質基礎雄厚。煤系泥巖全區發育，厚度為200~1 200 m，斷陷四周薄、中心厚，全區平均厚度約為400 m，巖心實測有機碳質量分數為0.42%~8.95%，平均值為2.21%；煤層分布的連續性較泥巖差，斷陷東北斜坡區相對發育，厚度為10~30 m，安達地區SS3井附近煤層累計厚度達到120 m，巖心實測有機碳質量分數為45.22%~81.63%，平均值為67.64%。

2.1.2 烴源巖生烴特征

煤系烴源巖的生氣能力強，生氣持續時間長，是致密砂巖氣成藏的物質保障和重要成藏動力[12]。根據化學動力學理論與生烴模擬實驗，暗色泥巖距今104 Ma開始大量生氣，煤巖距今88 Ma開始大量生氣，生氣高峰期持續超過50 Ma(圖2)，這一結論與前 人[13?14]認識基本一致。進一步結合烴源巖厚度、有機碳含量、氫指數以及埋藏史、熱史得到不同地史時期暗色泥巖和煤層的累計生氣強度(圖2)，從圖2可知：暗色泥巖與煤層累計生氣強度普遍超過50×108m3/km2，現今生氣強度依然較高。將烴源巖的生氣強度與時間進行積分，得到沙河子組煤系泥巖與煤層的累計生氣量36.5×1012m3。

(a) 徐家圍子斷陷構造位置；(b) 徐家圍子斷陷地層發育特征

1—煤巖轉化率；2—泥巖轉化率；3—生氣強度。

2.1.3 天然氣地球化學特征

依據典型探井的天然氣組分分析結果(表1)，沙河子組致密砂礫巖儲層流體以氣態烴為主，甲烷平均體積分數為93.7%，乙烷、丙烷和丁烷平均體積分數分別為3.08%，0.78%和0.32%，非烴組分平均體積分數為2.03%。此外，9個氣樣中有6個甲烷含量(C1/C1?5)的干燥系數超過95%，表明烴類氣主要為干氣。

煤成氣的碳同位素值通常比油型氣重，可通過烷烴的碳同位素特征進行區分[10]。沙河子組甲烷碳同位素質量分數為?28.5‰~?33.5‰，乙烷碳同位素?21.7‰~ ?27.3‰，丙烷碳同位素?20.8‰~?26.9‰，依據戴金星等[10]建立的天然氣成因判別圖版，所有樣品均投影在煤成氣區間(圖3)，據此判定天然氣類型為煤成氣。

2.2 砂礫巖儲層特征

2.2.1 儲層巖石學特征

研究區砂礫巖儲層形成于扇三角洲和辮狀河三角洲沉積環境，由于距物源區較近，沉積物組分分選較差，儲層內巖屑和長石礦物含量高，累計體積分數高達80%以上。顆粒分選較差，磨圓度多為棱角?次圓狀，巖石顆粒的接觸關系多為線?凹凸接觸(圖4(a))，在顯微鏡下可觀察到巖石礦物壓彎現象(圖4(b))，表明壓實程度較高；填隙物體積分數平均為5.6%，其中泥質雜基體積分數平均為3.2%，膠結物體積分數平均為1.8%，以方解石膠結最常見(圖4(c))，也有少量石英次生加大(圖4(d))。

表1 沙河子組致密砂礫巖氣地球化學特征

圖3 依據碳同位素判別沙河子組天然氣的成因

2.2.2 儲集空間類型與物性特征

沙河子組砂礫巖儲集空間類型主要溶蝕孔隙為主，其次是微裂縫，原生孔隙較少發育。溶蝕孔隙以長石溶孔(圖4(e))最常見，也有一定量的巖屑溶孔；微裂縫由壓實作用形成，常見于礫石顆粒表面(圖4(f))。根據儲層物性測試結果，砂礫巖孔隙度分布區間為0.3%~10.9%，多數集中在2%~6%之間(圖5(a))；滲透率分布區間為(0.01~27.5)×10?3μm2，70%樣品滲透率小于0.1 m×10?3μm2(圖5(b))。溶蝕孔隙和微裂縫對儲層物性起改善作用，孔隙度大于6.0%、滲透率超過0.1×10?3μm2的相對高孔、高滲儲層主要是溶蝕孔隙和微裂縫改造的結果。

2.2.3 儲層產能特征

沙河子組砂礫巖儲層普遍含氣，壓裂后日產氣量幾百至幾萬m3不等。據19口井100余個砂礫巖儲層物性和氣層產能統計結果，不同類型致密儲集層對應不同的天然氣產能(表2)：Ⅰ類儲集層孔隙度大于5.5%，滲透率大于0.06×10?3μm2，壓裂后產能力中高，日產氣量大于5.0萬m3；Ⅱ類儲集層孔隙度為2.5%~ 5.5%，滲透率為0.02~0.06×10?3μm2，壓后產期能力中低，日產氣量0.36~3.5×104m3；Ⅲ類儲集層孔隙度為小于2.5%，滲透率為小于0.02×10?3μm2，壓后產期能力低，日產氣量小于0.30×104m3。

(a) 顆粒凹凸接觸，ZS6井，3 970.3 m；(b) 云母壓彎變形，XS35井，4 352.9 m；(c) 碳酸鹽膠結物鑲嵌狀分布，SS4井，3 155.2 m；(d) 石英次生加大，DS4井，3 343.8 m；(e) 長石粒內溶孔，XT1井，4 005.0 m；(f) 壓裂縫，SS6井，3 097.0 m

(a) 沙河子組砂礫巖孔隙度分布頻率；(b) 沙河子組砂礫巖滲透率分布頻率

表2 沙河子組砂礫巖儲層分類表

3 天然氣成藏特征

3.1 儲層致密與天然氣充注的先后關系

孔隙演化是儲層研究的難點。國內外學者建立了多種孔隙演化預測方法，根據是否考慮溶解和膠結作用對孔隙演化的影響，可總結為2類：1) 僅考慮壓實作用對孔隙演化的影響，即孔隙度數值隨深度增大單調遞減，如依據埋深預測孔隙度[15]；依據時間與深度預測孔隙度演化[16]；綜合考慮埋深、溫度、儲層分 選、剛性顆粒含量、埋藏時間預測儲層孔隙度演化[17]。2) 全面考慮壓實、膠結、溶蝕作用對儲層孔隙演化的影響，認為孔隙度隨著埋深的增大既可減小也可增大，孔隙演化受埋深、埋藏時間、溫度共同控制：地層溫度達到次生孔隙產生的窗口(70~90 ℃)之前，孔隙度隨深度和埋藏時間的增加而降低；溶蝕孔隙產生窗口內儲層孔隙度有可能增大；溫度超過次生孔隙產生窗口之后孔隙度又呈下降趨勢[18]。

溶蝕作用和膠結作用對該區砂礫巖孔隙度具有影響作用，上述第2種方法考慮了兩者對儲層孔隙演化的影響，更適合該區砂礫巖孔隙度演化定量模擬。為保證預測結果的可靠性，利用通過巖石薄片觀察與定量的成巖序列分析數據計算的成巖關鍵時刻的孔隙度校正模型內的參數，建立了研究區成巖作用與致密儲層形成演化的關系模式(圖6)：1) 早期快速埋深壓實是儲層致密的主要原因，使孔隙度數值平均降低18.1%；2) 早期碳酸鹽巖和硅質膠結開始形成，占據原生粒間孔隙，使孔隙度平均降低2.2%，儲層趨于致密；3) 受烴源巖生排烴作用，砂礫巖中長石和巖屑被部分溶蝕，儲層孔隙度平均增大5.3%，儲層物性有所改善；4) 晚期碳酸鹽巖膠結充填殘余粒間孔和溶蝕孔隙，儲層孔隙度平均降低4.1%，致密程度加劇。以10%作為致密儲層的孔隙度上限，多數儲層(Ⅰ和Ⅱ類儲層)在距今105 Ma孔隙度已降低至10%。烴源巖生烴史研究表明烴源巖生氣高峰期為105~55 Ma，據此判定該區砂礫巖儲層先致密，天然氣后充注，即“先致密、后充注”的成藏模式。

3.2 天然氣充注期次

包裹體均一溫度能夠直觀地反映油氣成藏期次，如鄂爾多斯盆地上古生界天然氣包裹體均一溫度呈分布范圍較寬的單峰形態，指示晚三疊世到早白堊世天然氣從源巖層一直向儲層充注，為了與純粹的連續充注相區別，趙靖舟等[11]將其定義為“準連續”，充注即“準連續充注、一期成藏特征”。依據沙河子組310塊烴包裹體均一溫度統計(圖7)，均一溫度分布呈單峰特征，表明砂礫巖氣以“準連續”方式充注。

圖6 沙河子組砂礫巖儲層孔隙度演化

圖7 沙河子組包裹體均一溫度分布

4 致密砂礫巖氣資源潛力預測

徐家圍子斷陷致密砂巖氣勘探程度低，目前尚未進入開發階段，EUR類比法、FORSPAN、資源網格密度法等成熟的密砂巖氣資源評價方法在該區無法應用。針對研究區勘探程度低的特點，分別采用容積法、類比法、成因法預測致密砂礫氣資源量。

4.1 容積法預測資源潛力

研究區致密砂礫巖儲層普遍含氣，氣藏分布面積不受圈閉控制，可利用“容積法”的基本思想建立基于儲層體積的資源量計算模型[19]：

(a) 孔隙度分布區間；(b) 孔隙度分布概率；(c) 含氣飽和度分布區間；(d) 含氣飽和度分布概率

圖9 沙河子組致密砂礫巖氣資源量概率分布

表3 致密砂巖氣地質評價標準[19]

注：評價等級分為好、較好、中等和差，評價分值分別為[1.0, 0.75), [0.75, 0.50), [0.50, 0.25)和[0.25, 0)。

4.2 類比法預測資源潛力

“類比法”以致密砂巖氣勘探成熟地區為樣板，以基本地質條件對比為手段，通過地質條件綜合打分的方法計算致密砂巖氣資源量。通過對國內外典型致密砂巖氣藏的解剖對比和對含氣性影響關鍵參數的研究，有學者建立了致密砂巖氣的地質評價打分標準(表3)，進一步將其應用于國內外勘探程度較高的致密砂巖氣田，統計了地質評分與資源豐度的定量關系。依據表3中評價標準[10]，對徐家圍子斷陷進行地質評分，依據文獻[19]中典型致密砂巖氣藏地質評分與資源豐度關系，得到研究區天然氣資源豐度，再結合有利區面積(3 200 km2)計算得到致密砂礫巖氣資源量為0.21×1012ｍ3。

4.3 成因法預測資源潛力

成因法從生烴量角度出發，通過計算烴源巖的生烴量和運集系數得到資源量，計算過程不涉及儲層參數，聚集系數的選取是該方法的難點和關鍵。沙河子組氣源巖與致密儲層疊置發育，致密砂礫巖氣屬于“源內”成藏，致密砂礫巖氣運聚系數應高于該區常規天然氣運聚系數(1.6%~2.4%)[14]。保守起見，令聚集系數取值0.5%，結合天然氣生成量36.5×1012m3，得到研究區致密的總資源量為0.18×1012m3。

4.4 資源潛力綜合分析

在以上3種資源量預測方法中，容積?蒙特卡羅方法的可信度最高，類比法次之，成因法的運聚系數選取難度大，可信度最低。采用加權平均法預測沙河子組致密砂礫巖資源量，令蒙特卡羅方法、類比法和成因法的權重分別為0.5，0.3和0.2，計算得到沙河子組致密砂礫巖氣的資源量為0.18×1012m3。

5 結論

1) 沙河子組砂礫巖氣藏的氣源與儲層條件有利。煤系烴源巖分布廣，厚度大，成熟度高，烴源巖生氣持續時期長，生氣強度大，天然氣內甲烷含量高。砂礫巖儲層成熟度低，致密程度高，溶蝕孔隙和微裂縫導致相對高孔、高滲儲層的發育，高孔、高滲儲層對應較高的天然氣產能。

2) “先致密、后充注”的成藏特征。沙河子組烴源巖生氣高峰期為104~50 Ma，儲層致密化的時間為105 Ma，儲層致密化發生在烴源巖大量生氣以前，有利于天然氣的大面積成藏。

3) 致密砂礫巖氣資源潛力大。容積?據蒙特拉羅方法估算致密砂礫巖氣資源量為0.16×1012m3(期望值)，類比法估算致密砂礫巖氣資源量為0.21×1012m3，成因法估算致密砂礫巖氣資源量為0.18×1012m3，3種方法加權計算沙河子組砂礫巖氣資源潛量為0.18×1012m3。

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(編輯 楊幼平)

Characteristic and resource potential of tight sandy conglomerate gas reservoir in Shahezi formation of Xujiaweizi Depression

CHEN Haifeng1, 2, WANG Fengqi1, 2, Wang Min3

(1. Key Laboratory of Formation Mechanism of Oil and Gas Reservoir and Resource Evaluation in Heilongjiang Province, Northeast Petroleum University, Daqing 163318, China; 2. Key Laboratory of Formation Mechanism of Oil and Gas Reservoir and Resource Evaluation in Heilongjiang Province, Northeast Petroleum University, Daqing 163318, China; 3. Research Institute of Unconventional Petroleum and Renewable Energy(RIUP&RE), China University of Petroleum (East China), Qingdao 266580, China)

Accumulation rules and resource penitential of tight sandy conglomerate gas in the Lower Cretaceous Shahezi formation of the Xujiaweizi fault depression were discussed based on the practice of oil and gas drilling and comprehensive study of geological, geophysical and geochemical data. The results show that the source rocks widely distributed in the depression, with the long hydrocarbon generation period, high gas generation intensity and the high methane content in natural gas. Sandy conglomerates are low in maturity and highly compacted. The eservoir space type is mainly secondary dissolved pore, the reservoir contains gas generally, and the productivity is closely related to physical properties. The densification of reservoir occurred before the peak of gas generation, thus the reservoir forming model is ‘reservoir tight first and gas filled later”. Natural gas filled continuously, with the one stage forming period and a "quasi-continuous" way. On the basis of gas reservoir study, three methods are used to predict the resource quantity of sandy conglomerate gas. Gas resource estimated by Volume-Monte Carlo method is about 0.16×1012m3(expected value). Gas resource estimated by resource abundance analogy method is abput 0.21×1012m3. Gas resource estimated by genetic method is about 0.18×1012m3. Average value of gas resource estimated form three methods is 0.18×1012m3.

tight; sandy conglomerate; reservoir; gas accumulation; resource potential; Shahezi formation; Xujiaweizi depression

TE122.2

A

1672?7207(2018)01?0141?09

10.11817/j.issn.1672-7207.2018.01.019

2017?01?16；

2017?04?20

國家自然科學基金資助項目(41402110)；中央高校基本科研業務費專項(14CX05017A) (Project(41402110) supported by the National Natural Science Foundation of China; Project(14CX05017A) supported by the Fundamental Research Funds for the Central Universities)

陳海峰，博士，副教授，從事地球物理測井與油氣資源評價研究；E-mail: dqpi_chenhaifeng@sina.com