伊通盆地梁家～五星構(gòu)造帶油氣成藏規(guī)律

徐國(guó)盛,凌亞軍,袁海鋒,朱建敏,楊運(yùn)會(huì)

(“油氣藏地質(zhì)及開發(fā)工程”國(guó)家重點(diǎn)實(shí)驗(yàn)室 成都理工大學(xué),四川成都 610059)

0 前言

伊通盆地位于吉林省東部,呈北東45°～55°方向展布,夾在那丹哈達(dá)嶺和大黑山之間,是緊靠依蘭～伊通巖石圈斷裂發(fā)展起來(lái)的晚白堊世～新生界的沉積盆地[1],面積約2 400 km2。梁家～五星構(gòu)造帶位于伊通地塹岔路河斷陷和鹿鄉(xiāng)斷陷的結(jié)合部,二號(hào)斷裂下降盤(北側(cè))為梁家構(gòu)造帶,上升盤(南側(cè))屬五星構(gòu)造帶(見圖1)。工區(qū)自下而上,主要發(fā)育古近系始新統(tǒng)的雙陽(yáng)組、奢嶺組、永吉組,漸新統(tǒng)萬(wàn)昌組、齊家組和新近系中新統(tǒng)的岔路河組,研究目的層位是萬(wàn)昌組、永吉組和奢嶺組的砂巖儲(chǔ)層。梁家～五星構(gòu)造帶具備優(yōu)越的油氣成藏條件,形成的油氣藏類型大多是構(gòu)造～巖性復(fù)合型油氣藏。

圖1 伊通盆地構(gòu)造位置和工區(qū)構(gòu)造單元圖[6]Fig.1 Structural location and tectonic unitsmap of Yitong basin

1 油氣成藏基本條件

1.1 烴源條件

岔路河斷陷鉆井資料綜合分析表明,該區(qū)發(fā)育有多套暗色泥巖,主要分布在古近系雙陽(yáng)組、奢嶺組和永吉組(見表1)。根據(jù)烴源巖地質(zhì)、地球化學(xué)特征的研究可知,岔路河斷陷奢嶺組和永吉組成熟烴源巖是好的烴源巖,雙陽(yáng)組為較好的烴源巖,萬(wàn)昌組和齊家組烴源巖基本屬于無(wú)效的烴源巖。

表1 岔路河斷陷暗色泥巖厚度統(tǒng)計(jì)表[7]Tab.1 Thickness of dark mudstone in ChaLuhe fault depression

1.2 儲(chǔ)集條件

梁家～五星構(gòu)造帶的主要目的層是奢嶺組、永吉組和萬(wàn)昌組的砂體儲(chǔ)層。奢嶺組-萬(wàn)昌組主要為扇三角洲沉積,儲(chǔ)層發(fā)育主要受砂體展布控制,其中奢一、永二、永三、萬(wàn)一和萬(wàn)二段砂體為重要產(chǎn)氣層段。根據(jù)巖芯物性資料與不同沉積微相對(duì)應(yīng)關(guān)系的研究表明,水下分流河道和河口砂壩微相內(nèi)的砂體較為發(fā)育,儲(chǔ)層物性好,為優(yōu)質(zhì)儲(chǔ)層有利發(fā)育區(qū)。

1.3 蓋層條件

研究工區(qū)內(nèi)具有良好的蓋層條件,直接蓋層為儲(chǔ)層之上泥巖層,區(qū)域蓋層為儲(chǔ)層之上的齊家組區(qū)域性泥巖層,從而為油氣藏的形成提供了良好的封蓋條件。同時(shí),梁家～五星構(gòu)造帶具備有利的生儲(chǔ)蓋組合,即下伏地層雙陽(yáng)組和奢嶺組提供主要烴源,奢一、永二、永三、萬(wàn)一和萬(wàn)二段砂體為儲(chǔ)集層,上覆泥巖層為蓋層。

1.4 圈閉條件

工區(qū)內(nèi)的圈閉較為發(fā)育,圈閉類型包括:構(gòu)造圈閉、巖性圈閉和構(gòu)造～巖性復(fù)合圈閉。根據(jù)現(xiàn)有的資料研究,可知構(gòu)造活動(dòng)和砂體展布聯(lián)合控制圈閉的類型,因此圈閉類型主要是構(gòu)造～巖性復(fù)合圈閉。

1.5 運(yùn)移和保存條件

工區(qū)內(nèi)存在邊界斷裂和二號(hào)斷裂,它們共同決定梁家-五星構(gòu)造帶的斷裂發(fā)育情況。邊界斷裂、二號(hào)斷裂及伴生的斷裂,為油氣的成藏提供了油氣運(yùn)移的通道。在油氣藏形成的過程中,構(gòu)造活動(dòng)主要為N1中期-Q的斷陷期。該期的構(gòu)造活動(dòng),對(duì)該區(qū)已經(jīng)形成圈閉之保存條件可能并無(wú)實(shí)質(zhì)性的影響。

2 油氣的成藏過程

2.1 油氣的生成與運(yùn)移

油氣的生成主要是地下沉積有機(jī)質(zhì)在熱力作用下的化學(xué)過程,而油氣運(yùn)移則貫穿于整個(gè)油氣成藏史,是連接生、排、運(yùn)、聚、散各個(gè)環(huán)節(jié)的紐帶,也是油氣成藏研究的核心問題[2]。在做出沉積埋藏史圖的基礎(chǔ)上,便可恢復(fù)現(xiàn)今各地層的熱史及烴源巖的生烴史(見下頁(yè)圖2)。埋藏史的恢復(fù),主要運(yùn)用petrolmod軟件進(jìn)行盆地模擬,基本思想是回剝技術(shù)。根據(jù)質(zhì)量守恒法則,隨著埋藏深度的增加,地層厚度變小,但地層的骨架厚度始終不變。因此,骨架厚度是假設(shè)地層的孔隙度變?yōu)榱銜r(shí)的地層厚度,它總小于地層的實(shí)際厚度[3]。

根據(jù)實(shí)際分析資料表明,該區(qū)主要存在三套烴源巖,分別為:雙陽(yáng)組、奢嶺組和永吉組烴源巖。以昌13井為例,雙陽(yáng)組底部烴源巖在距今29 Ma進(jìn)入生烴門限,Ro值為0.5%;25 Ma開始大量生烴,Ro值為0.7%;6 Ma時(shí)Ro演化至1.0%,為凝析油和大量濕氣生成階段。奢嶺組底部烴源巖在距今26 Ma進(jìn)入生烴門限,在16 Ma開始大量生烴,現(xiàn)今的Ro值約為0.9%,仍處于大量凝析油生成階段;永吉組底部烴源巖在距今25Ma進(jìn)入生烴門限,現(xiàn)今的Ro值約為0.76%,處于大量生油階段?？梢钥闯?這三套烴源巖進(jìn)入生烴門限和大量生排烴的時(shí)間不同,因而所產(chǎn)出的流體性質(zhì)存在差異。

基于油氣運(yùn)移的機(jī)理,以古地溫場(chǎng)的恢復(fù)為基礎(chǔ),做出了該區(qū)昌12井雙陽(yáng)組烴源巖排烴壓力及壓力系數(shù)演變圖(見下頁(yè)圖3)。由圖3可見:

圖2 梁家～五星構(gòu)造昌13井埋藏史與烴源巖生烴史Fig.2 Burial history and hydrocarbon-generation history of source rocks of well Chang 13 in Liangjia-Wuxing structural belt

圖3 昌12井雙陽(yáng)組烴源巖生排烴過程中的孔隙流體壓力及壓力系數(shù)變化Fig.3 Pore fluid pressure(left)and changes of pressure coefficient(right)of Shuangyang group source rocks in well Chang 12 during hydrocarbon generation and expulsion process

(1)在埋深大約2 000 m時(shí),烴源巖開始成熟生烴,有較弱幅度的超壓。

(2)在埋深約2 600 m時(shí),烴源巖層內(nèi)的壓力系數(shù)可以達(dá)到1.40,開始產(chǎn)生大量的微裂縫。

(3)在埋深約3 800 m時(shí),壓力系數(shù)可以達(dá)到1.70。

該模型計(jì)算的理論基礎(chǔ)是假設(shè)烴源層是封閉的,因此在圖3中顯示為壓力系數(shù)不斷增大的過程。而實(shí)際情況可能是:

(1)當(dāng)烴源巖層內(nèi)的孔隙流體壓力達(dá)到一定范圍時(shí),烴源巖生成的烴類會(huì)排出,裂縫閉合。

(2)當(dāng)壓力再次增大到一定范圍時(shí),裂縫產(chǎn)生,然后因烴類的排出又閉合,如此反復(fù)的過程。

總之,烴源巖生成的油氣可能主要是通過產(chǎn)生的微裂縫排入儲(chǔ)集層。

2.2 流體充注歷史

根據(jù)包裹體均一溫度得出的地層古溫度,結(jié)合地?zé)崾泛吐癫厥返哪M結(jié)果,可以估算出油氣運(yùn)移的時(shí)間(成藏期)[4]。梁家～五星構(gòu)造帶主要采用鹽水包裹體的均一溫度,沉積埋藏史和熱史綜合確定油氣成藏期次。

在統(tǒng)計(jì)地質(zhì)分層數(shù)據(jù),巖性資料,地層頂、底界年齡,孔隙度～深度數(shù)據(jù)的基礎(chǔ)上,作出了昌12井的熱史圖。昌12井奢嶺組包裹體樣品的均一溫度表明,該井主要存在二期流體充注。奢一段發(fā)生第一次油氣充注時(shí)間大約距今30 Ma,均一溫度約為75℃(見圖4),充注的流體源可能主要來(lái)自雙陽(yáng)組烴源巖,該次充注以油為主。奢一段發(fā)生第二次油氣充注時(shí)間大約在9 Ma,均一溫度約為126℃,該階段主要為凝析油和天然氣的充注,據(jù)油～源對(duì)比分析可知,充注的流體源主要為雙陽(yáng)組成熟度較高的烴源巖生成的天然氣,以及少量的凝析油和奢嶺組生成的凝析油和少量的天然氣。

昌10井雙陽(yáng)組包裹體所測(cè)得的均一溫度大約為98.5℃,根據(jù)該層所經(jīng)歷的熱史,其流體充注的時(shí)間約為9 Ma(見下頁(yè)圖5)。從該井所處的構(gòu)造位置及鄰井流體產(chǎn)出情況來(lái)看,昌10井充注流體只有一期,主要為天然氣,來(lái)自于雙陽(yáng)組烴源巖。

從該區(qū)二口井的流體包裹體樣品分析可以看出,該區(qū)主要存在二期流體充注,早期為低熟油的充注,充注時(shí)間較早;晚期主要為深部烴源巖生成的凝析油和天然氣的充注,且以天然氣充注為主,充注時(shí)間較晚,時(shí)間在7 Ma～9 Ma之間。油氣充注的過程,主要處于N1中期～Q的斷陷期。

圖4 梁家～五星構(gòu)造帶昌12井熱史及油氣充注期次Fig.4 Thermal history and filling history of oil and gas of well Chang 12 in Liangjia-Wuxing structural belt

3 油氣成藏模式及成藏規(guī)律

3.1 油氣成藏模式

構(gòu)造活動(dòng)是油氣藏形成的重要前提。凹陷的持續(xù)沉降為生油巖、儲(chǔ)集巖的形成建造了空間,多期斷裂活動(dòng)為構(gòu)造圈閉的形成創(chuàng)造了條件,也構(gòu)筑了油氣運(yùn)移的通道[5]。在工區(qū)內(nèi),油氣藏的形成除了受構(gòu)造影響外,還受砂體展布的控制。

3.1.1 昌30井區(qū)

據(jù)該區(qū)構(gòu)造圖分析,昌30-3井和昌30-2井之間存在一條北掉的正斷層,斷距約120 m左右,昌30-2井和昌30-1井在下降盤,圈閉形態(tài)為斷背斜;昌30-3井位于斷層的上升盤,表現(xiàn)為斷鼻性質(zhì)(見下頁(yè)圖6)。

從該區(qū)局部油氣的分布來(lái)看,位于斷層上盤的斷鼻,以二號(hào)大斷裂溝通了深部雙陽(yáng)組高成熟源巖,因此形成了昌30-3井萬(wàn)一段天然氣藏。而昌30-1井主要的油氣運(yùn)移通道,是位于昌30-3和昌30-2之間的次級(jí)斷層,它的斷距不大(120 m左右),斷至層位主要為永吉組,埋深不大(小于2 600 m),成熟度不高,主要以生油為主,因此形成了昌30-1井萬(wàn)一段油藏。另外,昌30井、昌12井通過次級(jí)斷層溝通深部雙陽(yáng)組烴源巖,形成了奢一段、永二段油氣藏。3.1.2 星19井區(qū)

根據(jù)過星19井主測(cè)線方向的地震剖面,星19井區(qū)為二號(hào)斷層控制下的一個(gè)滾動(dòng)背斜構(gòu)造,星19井位于構(gòu)造的高部位。從圈閉特征和氣層的分布可以看出,星19井區(qū)萬(wàn)二段氣藏主要是受局部構(gòu)造和砂體的聯(lián)合控制。

星19井區(qū)萬(wàn)二段氣藏與昌30-1井區(qū)萬(wàn)一段油藏,從油氣運(yùn)移條件上分析具有明顯的區(qū)別:

(1)昌30-1井區(qū)萬(wàn)一段油藏相對(duì)遠(yuǎn)離二號(hào)斷裂,油氣運(yùn)移的通道主要是二號(hào)斷層派生的次級(jí)斷裂。

(2)星19井區(qū)萬(wàn)二段氣藏圈閉緊靠二號(hào)斷裂,二號(hào)斷裂是其油氣垂向運(yùn)移的通道,其斷距大,溝通了深部雙陽(yáng)組成熟度較高的烴源巖,所生成的天然氣沿大斷裂向上運(yùn)移至萬(wàn)二段儲(chǔ)層中,聚集成天然氣藏(見下頁(yè)圖7)。

3.2 油氣成藏規(guī)律

3.2.1 切源斷層控制油氣的輸導(dǎo)

根據(jù)目前的勘探發(fā)現(xiàn),可知斷層在油氣成藏過程中起著十分重要的作用。在梁家～五星構(gòu)造帶上,由于相變快,儲(chǔ)層分布不穩(wěn)定,砂體橫向變化大,并且尖滅較快,以儲(chǔ)層作為輸導(dǎo)層使油氣在橫向上進(jìn)行大規(guī)模長(zhǎng)距離運(yùn)移的可能性較小,因此斷層垂向溝通烴源巖,配合短距離砂體的側(cè)向運(yùn)移,是本區(qū)油氣藏形成的關(guān)鍵。控制岔路河斷陷發(fā)育與演化的邊界斷裂、二號(hào)斷裂及其派生的大量次級(jí)斷裂,為本區(qū)油氣成藏提供了良好的運(yùn)移通道條件。因此,在梁家構(gòu)造帶及其相鄰的五星構(gòu)造帶北部地區(qū),具有較好的油氣輸導(dǎo)條件。

圖5 梁家～五星構(gòu)造帶昌10井熱史及油氣充注期次Fig.5 Ther mal history and filling history of oil and gas ofwell Chang 10 in Liangjia-Wuxing structural belt

圖6 梁家～五星構(gòu)造帶昌30井區(qū)油氣成藏模式Fig.6 Hydrocarbon accumulation model of well Chang 30 field in Liangjia-Wuxing structural belt

圖7 梁家～五星構(gòu)造帶星19井區(qū)油氣成藏模式Fig.7 Hydrocarbon accumulation model of well Chang 19 field in Liangjia-Wuxing structural belt

3.2.2 儲(chǔ)層質(zhì)量控制油氣的充注

根據(jù)試油層和復(fù)查出油氣層的測(cè)井解釋儲(chǔ)層物性的分類統(tǒng)計(jì)結(jié)果分析,油層的平均孔隙度為32.55%,平均滲透率為158.5×10-3μm2;氣層平均孔隙度為27.28%,平均滲透率為64.5×10-3μm2;而試油證實(shí)為水層的平均孔隙度只有21.16%,平均滲透率僅為14.8×10-3μm2。

這說明油氣藏在形成過程中受儲(chǔ)層非均質(zhì)性的影響較大,油氣首先充注的是孔隙空間大、孔喉半徑大、滲透性高的優(yōu)質(zhì)儲(chǔ)層。在烴源層排烴并不十分充足的情況下,相對(duì)的低滲砂層不易成藏。

3.2.3 構(gòu)造和砂體控制油氣的分布

根據(jù)試油資料顯示,梁家構(gòu)造帶昌30井、昌30-1井、昌105井在萬(wàn)一段測(cè)試均未獲得天然氣,昌30-2井、昌30-3井在萬(wàn)一段卻獲得了可觀的天然氣流,它們都位于構(gòu)造高點(diǎn)附近。五星構(gòu)造帶星19-2井位于構(gòu)造高點(diǎn)附近,萬(wàn)一段測(cè)試未獲天然氣。星19井、星19-1井位于構(gòu)造高點(diǎn)處,萬(wàn)一段測(cè)試獲得了多個(gè)產(chǎn)氣層。綜合砂體展布與沉積相研究的結(jié)果認(rèn)為,梁家-五星構(gòu)造帶萬(wàn)昌組—奢嶺組氣藏不僅受構(gòu)造控制,而且受巖性(砂體展布)的控制也非常明顯,因此該構(gòu)造帶主要為構(gòu)造-巖性復(fù)合型油氣藏,即構(gòu)造和砂體共同控制油氣的分布。

3.2.4 烴源成熟度決定油氣藏類型

從典型油氣藏的解剖分析可以看出,星19井區(qū)萬(wàn)二段氣藏主要的油氣垂向通道是二號(hào)斷裂。該斷裂斷距大,活動(dòng)時(shí)間長(zhǎng),溝通了深部奢嶺組～雙陽(yáng)組成熟的烴源巖,是梁家～五星構(gòu)造帶的主要切源斷層。昌30-1井區(qū)萬(wàn)一段油藏主要靠次級(jí)斷裂供烴,這些斷裂斷距不大,切割層位一般可達(dá)到永吉組中部地層,溝通了永吉組相對(duì)低成熟的烴源巖,以生成低熟油為主,同時(shí)有少量的伴生氣。溝通烴源的斷層與哪個(gè)儲(chǔ)層相連通,油氣則易在該部位聚集成藏。因此,油氣運(yùn)移的主要通道及其溝通的烴源巖所處的熱演化程度的差異,是造成圈閉聚集是油還是氣,或是低熟還是高熟的根本原因。

4 結(jié)論

(1)通過對(duì)生、儲(chǔ)、蓋、圈、運(yùn)、保基本成藏條件進(jìn)行分析可知,梁家～五星構(gòu)造帶具備優(yōu)越的油氣成藏條件。

(2)工區(qū)內(nèi)主要的三套烴源巖進(jìn)入生烴門限和大量生排烴的時(shí)間不同,因而所產(chǎn)生的流體性質(zhì)存在明顯差異。

(3)儲(chǔ)集層存在二期流體充注,早期為低熟油的充注,充注時(shí)間較早,距今約30 Ma。晚期主要為深部烴源巖生成的凝析油和天然氣的充注,且以天然氣充注為主,充注時(shí)間較晚,在距今7 Ma～9 Ma之間。

(4)梁家～五星構(gòu)造帶油氣成藏遵循:“切源斷層控制油氣的輸導(dǎo);儲(chǔ)層質(zhì)量控制油氣的充注;構(gòu)造和砂體控制油氣的分布;烴源巖成熟度決定油氣藏的類型”之規(guī)律。

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