郭繼剛，董月霞，龐雄奇，黃紅祥，姜福杰，徐 靜,王鵬威,彭威龍

(1.中國石油大學(xué) 盆地與油藏研究中心,北京 102249； 2.國土資源部 油氣資源戰(zhàn)略研究中心,北京 100034； 3.中國石油冀東油田分公司,河北 唐山 063004； 4.中國石油大學(xué) 油氣資源與探測國家重點實驗室,北京 102249)

南堡凹陷沙三段致密砂巖氣成藏條件

郭繼剛1,2，董月霞3，龐雄奇1,4，黃紅祥3，姜福杰1,4，徐 靜1,王鵬威1,彭威龍1

(1.中國石油大學(xué) 盆地與油藏研究中心,北京 102249； 2.國土資源部 油氣資源戰(zhàn)略研究中心,北京 100034； 3.中國石油冀東油田分公司,河北 唐山 063004； 4.中國石油大學(xué) 油氣資源與探測國家重點實驗室,北京 102249)

在對烴源巖和儲層基本特征分析的基礎(chǔ)上，采用生烴潛力法恢復(fù)了烴源巖的排烴歷史，并從數(shù)值模擬的角度研究了儲層孔隙度的演化歷史。結(jié)果表明，渤海灣盆地南堡凹陷沙河街組三段具有良好的致密砂巖氣成藏地質(zhì)條件：中等-好的供氣源巖和廣泛分布的致密儲層，烴源巖與致密儲層緊密相鄰，天然氣成藏時間和儲層致密時間配置較好。烴源巖的排氣高峰時間是在館陶期到明化鎮(zhèn)早期，儲層致密的時間是館陶末期到明化鎮(zhèn)早期。在生烴增壓造成的氣體膨脹力作用之下，天然氣可近源聚集在緊鄰烴源巖分布的致密透鏡狀巖性砂體中，形成連續(xù)型致密砂巖氣藏。

成藏條件；烴源巖；致密砂巖氣；沙河街組三段；南堡凹陷

致密砂巖氣是非常重要的非常規(guī)油氣資源之一，在當(dāng)今常規(guī)油氣儲量不斷減少的大背景下，致密砂巖氣藏的勘探與開發(fā)對于緩解這一緊張局面具有重大意義，因此，致密砂巖氣的研究受到眾多學(xué)者的廣泛重視[1-6]。我國致密砂巖氣的發(fā)展非?？欤鯛柖嗨古璧厣瞎派绾痛ㄎ髹晗蓓毤液咏M等一批致密砂巖氣田先后被發(fā)現(xiàn)和開發(fā)利用，致密砂巖氣探明儲量和年產(chǎn)量均呈快速增長的趨勢[7]。但是，東部斷陷盆地致密砂巖氣的研究依然是一個前沿課題[8]。截止2012年底，渤海灣盆地南堡凹陷已發(fā)現(xiàn)的石油三級儲量超10×104t，天然氣三級儲量超400×108m3，證實南堡凹陷是一個小而肥的富油氣凹陷。根據(jù)油氣資源三角圖的概念[9]，可大膽預(yù)測擁有著可觀常規(guī)油氣儲量的南堡凹陷也可能擁有著更為可觀的致密油氣儲量。因此，開展南堡凹陷沙河街組三段(沙三段)致密砂巖氣的研究對于認(rèn)清該地區(qū)致密砂巖氣的成藏條件、資源潛力及開辟天然氣勘探開發(fā)的新領(lǐng)域意義重大。

由于不同研究者對致密砂巖氣藏的認(rèn)識程度不同或者命名的出發(fā)點不同，出現(xiàn)了致密砂巖氣、盆地中心氣、深盆氣、連續(xù)型氣藏、根緣氣等稱謂[1-2,4,6,10]。其中，致密砂巖氣是目前使用最為廣泛的稱謂。國際上對含油氣致密砂巖的地質(zhì)評價尚未形成統(tǒng)一的標(biāo)準(zhǔn)和界限，不同國家、不同地區(qū)、不同研究機(jī)構(gòu)和不同的研究者所采用的標(biāo)準(zhǔn)不同(表1)。本文中致密砂巖氣藏是指孔隙度小于12%、原地滲透率小于0.1×10-3μm2或空氣滲透率小于1.0×10-3μm2、含氣飽和度小于60%的砂巖中儲集的天然氣[11]。國內(nèi)外典型致密砂巖氣藏的研究表明，大面積排氣的烴源巖、致密連片的儲集層、天然氣成藏時間與儲層致密時間的匹配是致密砂巖氣成藏的關(guān)鍵條件[5,12-13]。

表1 不同分類的致密砂巖油氣儲層孔隙度和滲透率值

1 區(qū)域地質(zhì)概況

南堡凹陷是渤海灣盆地北部的一個小型斷陷盆地，位于華北板塊東北部、燕山臺褶帶南緣，是在華北地臺基底上，經(jīng)中、新生代塊斷運動而形成。南堡凹陷北斷南超，具典型的箕狀凹陷構(gòu)造特征，勘探面積為1 932 km2，其中陸地面積570 km2，海域面積1 362 km2[27]。南堡凹陷自北向南分別為高尚堡、柳贊、老爺廟、南堡5號、南堡1號、南堡2號、南堡3號和南堡4號八個構(gòu)造帶(圖1)。南堡凹陷發(fā)育太古宙—第四紀(jì)的巨厚地層，其中古近系為湖相沉積，新近系—第四系為河流相沉積。沙(沙河街組)三段(Es3)、沙一段(Es1)和東(東營組)三段(Ed3)是南堡凹陷的3套烴源巖層系，其中，沙三段為主力烴源巖[28]。自下而上發(fā)育多套儲集層，明化鎮(zhèn)組(Nm)下段厚層泥巖、館陶組(Ng)火山巖、東二段(Ed2)泥巖及各套烴源巖都可作為區(qū)域蓋層，儲層和蓋層垂向疊置，構(gòu)成了研究區(qū)多套有利成藏組合(圖1)。沙三段(Es3)為濱淺湖-深湖、扇三角洲和沖積扇沉積[29]，是南堡凹陷主要的生油和含油層段，根據(jù)巖性可將其自下而上劃分為：沙三五亞段(Es3(5))、沙三四亞段(Es3(4))、沙三三亞段(Es3(3))、沙三二亞段(Es3(2))和沙三一亞段(Es3(1))。

圖1 南堡凹陷地理位置及地層柱狀圖Fig.1 Geographical location and stratigraphic column of the Nanpu SagNm下.明代鎮(zhèn)組下段；Ng.館陶組；Ed1.東營組一段；Ed2.東營組二段；Ed3.東營組三段；Es1.沙河街組一段；Es2.沙河街組二段；Es3.沙河街組三段

2 烴源巖

2.1 烴源巖分布特征

南堡凹陷的鉆井主要分布在構(gòu)造高部位，而深凹陷部位的探井極少。地質(zhì)條件下，烴源巖往往發(fā)育在埋深較大的次級凹陷部位，在構(gòu)造高部位的烴源巖一般較薄，南堡凹陷內(nèi)部的烴源巖也符合該分布規(guī)律。根據(jù)鉆井、沉積相和構(gòu)造等資料，對南堡凹陷沙三段烴源巖的平面分布進(jìn)行了預(yù)測(圖2)。結(jié)果表明，南堡凹陷南部灘海地區(qū)很大一部分缺失沙三段烴源巖，但沙三段烴源巖在凹陷的北部廣泛分布并且厚度較大，在次級凹陷更是異常發(fā)育，如林雀次洼的烴源巖厚度大于700 m，其中僅沙三四亞段的厚度就達(dá)到250 m[28]。另外，在曹妃甸次洼、柳南次洼、拾場次洼等均發(fā)育巨厚的沙三段烴源巖(圖2)。

2.2 烴源巖有機(jī)質(zhì)豐度

南堡凹陷鉆遇沙三段的探井較少，44口探井沙三段泥巖的分析測試數(shù)據(jù)統(tǒng)計表明，沙三段泥巖具有較高的有機(jī)質(zhì)豐度(表2)。有機(jī)碳含量(TOC)主要分布在0.02%～23.44%，均值為0.85%；熱解生烴潛量(S1+S2)變化范圍在0.02～63.26 mg/g，均值3.05 mg/g；氯仿瀝青“A”含量變化范圍在0.001 6%～0.872 5%，均值為0.034 0%；總烴含量(HC)變化范圍在31.10～5 086.70×10-6，均值457.44×10-6?？偟膩碇v，沙三四亞段和沙三五亞段泥巖有機(jī)質(zhì)豐度明顯好于沙三一亞段、沙三二亞段和沙三三亞段泥巖，為好烴源巖。綜合評價沙三段泥巖為中等-好烴源巖(表2)。

2.3 烴源巖有機(jī)質(zhì)類型

巖石熱解和干酪根元素分析測試結(jié)果表明，南堡凹陷沙三段烴源巖的有機(jī)質(zhì)類型包含Ⅰ型、Ⅱ型和Ⅲ型三類(圖3)。根據(jù)熱解實驗參數(shù)最高熱解峰溫(Tmax)和氫指數(shù)(HI)的劃分結(jié)果，氫指數(shù)主要分布在40～600 mg/g，最高熱解峰溫(Tmax)主要分布在430～500 ℃(圖3a)。根據(jù)干酪根元素的分析結(jié)果，H/C原子比分布在0.6～1.4，而O/C原子比分布在0.05～0.25。這些結(jié)果均表明，沙三段烴源巖是以Ⅱ2型和Ⅲ型有機(jī)質(zhì)為主(圖3b)。

圖2 南堡凹陷沙三段烴源巖厚度Fig.2 Isopach of the Es3 source rock in the Nanpu Sag

層段TOCS1+S2氯仿瀝青“A”含量HC數(shù)值/%樣品數(shù)/個數(shù)值/(mg·g-1)樣品數(shù)/個數(shù)值/%樣品數(shù)/個數(shù)值/10-6樣品數(shù)/個Es3(1)006～79507569004～10021056900104～0068500312227250～386611837Es3(2)008～34304294002～13720709400041～024200401583993～4505016413Es3(3)004～408042176001～195809017600016～0102600258816820～4978218318Es3(4)006～1432162105002～632685010500026～0872501587568421～508670110218Es3(5)002～234415458006～6575925800019～0123800392233113～64033036

注：表中數(shù)據(jù)為最小值～最大值/平均值。

圖3 南堡凹陷沙三段烴源巖有機(jī)質(zhì)類型劃分Fig.3 Division of kerogen types of the Es3 source rock in the Nanpu Saga.氫指數(shù)(HI)-最高熱解峰溫(Tmax)關(guān)系;b.干酪報元素分析結(jié)果

圖4 南堡凹陷沙三段烴源巖有機(jī)質(zhì)成熟度Fig.4 Organic matter maturity of the Es3 source rock in the Nanpu Saga.鏡質(zhì)體反射率Ro與深度關(guān)系；b.最大熱解峰溫Tmax與深度關(guān)系

2.4 烴源巖成熟度

鏡質(zhì)體反射率(Ro)和最大熱解峰溫(Tmax)是判斷烴源巖成熟度最常用的指標(biāo)。統(tǒng)計南堡凹陷沙三段135個泥巖樣品鏡質(zhì)組反射率測試結(jié)果表明，鏡質(zhì)體反射率絕大多數(shù)高于0.5%，主要為0.5%～1.5%，個別測試值接近2%(圖4a)；554個泥巖樣品最大熱解峰溫統(tǒng)計表明，最大熱解峰溫總體大于430 ℃，主要分布在430～500 ℃，部分大于500 ℃(圖4b)。這些數(shù)據(jù)均說明，沙三段多數(shù)烴源巖成熟度已經(jīng)達(dá)到成熟-高成熟階段，部分烴源巖達(dá)到過成熟階段，但由于實測烴源巖樣品多來自于埋藏較淺的凸起或者次洼斜坡部位，而次洼深部烴源巖的成熟度更高，可能大部分處于生干氣階段。

3 儲層條件

3.1 巖石學(xué)特征

南堡凹陷沙三段儲層的巖石類型主要為長石巖屑砂巖，少數(shù)為巖屑長石砂巖(圖5)。砂巖的成分成熟度不高，碎屑組分中石英的平均體積分?jǐn)?shù)為33.42%，長石的平均體積分?jǐn)?shù)為26.23%，巖屑的含量最高，平均體積分?jǐn)?shù)為40.35%。巖石結(jié)構(gòu)成熟度也不高，分選性中等-差，磨圓度為次棱角-次圓狀，呈點-線式接觸，少量呈游離式接觸，屬于孔隙式膠結(jié)，部分為接觸式膠結(jié)(圖6a，b)。填隙物包括雜基和膠結(jié)物，填隙物體積分?jǐn)?shù)為4%～30%，平均為15.4%；其中雜基體積分?jǐn)?shù)較高，平均為9.9%，主要為泥質(zhì)；膠結(jié)物主要是方解石，體積分?jǐn)?shù)平均為5.7%，還含有少量的自生粘土礦物和石英次生加大和白云石，偶見長石次生加大(圖6c—h)。掃描電鏡分析表明，粘土礦物主要是黃鐵礦、綠泥石、伊/蒙混層、伊利石和石膏等(圖6d—g)。根據(jù)巖石薄片及掃描電鏡觀察，砂巖孔隙類型有粒間溶孔、粒內(nèi)溶孔、粘土礦物晶間微孔和鑄模孔等4種孔隙類型(圖6a—j)，其中以粒間溶孔為主(圖6a，d—h，j)，少量粒內(nèi)溶孔(圖6c)及晶間微孔(圖6d)，偶見鑄?？?圖6b)。

圖5 南堡凹陷沙三段儲層砂巖類型劃分Fig.5 Division of reservoir types of the Es3sandstone in the Nanpu SagⅠ.石英砂巖；Ⅱ.亞長石砂巖；Ⅲ.亞巖屑砂巖；Ⅳ.長石砂巖； Ⅴ.巖屑長石砂巖；Ⅵ.長石巖屑砂巖；Ⅶ.巖屑砂巖

3.2 物性特征

南堡凹陷沙三段砂巖儲層在高柳斷層的上升盤和下降盤皆有分布。其中，處于上升盤的高柳地區(qū)沙三段儲層物性較好(圖7a)，統(tǒng)計該區(qū)35口探井2 726個測井解釋儲層物性數(shù)據(jù)表明，孔隙度介于0.10%～47.54%，平均為16.46%；滲透率介于0.01×10-3～5 000×10-3μm2，平均為74.02×10-3μm2，為中孔、中滲儲層[29]。而處于高柳斷層下降盤的灘海地區(qū)儲層則比較致密(圖7b)，14口探井的456個測井解釋儲層物性數(shù)據(jù)統(tǒng)計結(jié)果表明，孔隙度介于0.01%～24.70%，平均為7.66%，其中，92.08%的數(shù)據(jù)點孔隙度小于12%；滲透率介于0.10×10-3～204.10×10-3μm2，平均為2.89×10-3μm2，其中，66.81%的數(shù)據(jù)點滲透率小于1×10-3μm2，評價為特低孔、特低滲-低滲儲層[30]，因此，灘海地區(qū)是南堡凹陷致密砂巖油氣勘探的重點區(qū)域。

根據(jù)鉆井巖心、測井解釋結(jié)合沉積相以及構(gòu)造等資料，獲得了南堡凹陷沙三段儲層孔隙度的平面分布預(yù)測。以沙三三亞段為例(圖8)，可見，南堡凹陷沙三段儲層較為致密，包括灘海在內(nèi)的大部分區(qū)域孔隙度小于12%，因此，南堡凹陷沙三段具有致密砂巖氣藏形成的廣泛分布的致密砂巖儲層條件。

4 儲層致密時間與油氣成藏時間

儲層致密時間和油氣成藏時間的先后是致密砂巖油氣成藏研究的重點[5]。先成藏后致密形成的是“先成型”致密砂巖氣藏，一般分布面積小，儲量不大；而先致密后成藏形成的“后成型”致密砂巖氣藏往往是連續(xù)的，分布面積大，儲量也大，稱為連續(xù)型致密砂巖氣藏。

4.1 儲層孔隙度演化

孔隙度演化是儲層研究的難點。多年來，眾多學(xué)者提出了多種孔隙度演化預(yù)測的方法：Athy首先提出孔隙度和儲層埋藏深度的關(guān)系式[31]；Maxwell等推導(dǎo)出時間與溫度對孔隙度演化的影響[32]；Scherer考慮了儲層的埋藏深度、地溫梯度、顆粒分選性、石英顆粒的體積分?jǐn)?shù)和沉積物年齡等因素[33]；劉震等研究指出碎屑巖壓實過程中時間也是影響因素之一，孔隙度是埋深和埋藏時間的雙元函數(shù)[34]；但是這些孔隙度演化預(yù)測方法僅考慮了壓實作用，對于溶解和膠結(jié)等成巖作用對孔隙度演化的影響沒有考慮[35]。壽建峰和孟元林等[35-37]考慮了上述成巖作用對孔隙度演化的作用，但是由于這些方法需要統(tǒng)計大量的巖石薄片觀察數(shù)據(jù)和定量的成巖序列分析數(shù)據(jù)，只能求得成巖關(guān)鍵時刻的孔隙度，操作性和實用性有待提高。潘高峰在劉震提出的雙元函數(shù)模擬孔隙度減小過程[34]的基礎(chǔ)上，提出了孔隙度增加過程的定量數(shù)值模擬方法，認(rèn)為70～90 ℃地溫是次生溶蝕孔隙產(chǎn)生的窗口[38]。該方法以效應(yīng)模擬為原則，以現(xiàn)今孔隙度特征為切入點，以地史時間為主線，把孔隙度演化分為孔隙度減小和孔隙度增大兩個獨立的過程，建立的數(shù)值模擬模型具有時間聯(lián)系性且操作簡單、方法可行、結(jié)果可靠。因此，南堡凹陷沙三段儲層孔隙度的演化采用潘高峰提出的方法進(jìn)行研究。

圖6 南堡凹陷沙三段致密砂巖儲層巖石薄片和掃描電鏡照片F(xiàn)ig.6 Core thin section and SEM images of the Es3 tight sandstones in the Nanpu Saga.灰色細(xì)砂巖，線、線-凹凸接觸為主，粒間溶蝕孔隙為主，鑄體薄片，單偏光，南堡1井，埋深4 170.87 m，Es3；b.灰色細(xì)砂巖，長石顆粒溶解形成鑄?？?，鑄體薄片，單偏光，南堡1井，埋深4 170.81 m，Es3；c.灰色細(xì)砂巖，長石溶蝕，粒內(nèi)溶孔(紅色箭頭)，部分被碳酸鹽巖充填(綠色箭頭)，鑄體薄片，正交偏光，南堡1井，埋深4 170.81 m，Es3；d.灰色細(xì)砂巖，粒間孔，黃鐵礦充填，黃鐵礦晶體之間形成晶間微孔，掃描電鏡，北5井，埋深4 547.28 m，Es3；e.灰色細(xì)砂巖，粒間孔，自生綠泥石(綠色箭頭)和伊利石(紅色箭頭)充填，綠泥石正在轉(zhuǎn)化為伊利石，掃描電鏡，北5井，埋深4 541.75 m，Es3；f.灰色細(xì)砂巖，次生石英加大(紅色箭頭)，粒間孔，綠泥石(綠色箭頭)充填，次生石英與綠泥石爭相生長，掃描電鏡，北5井，埋深4 541.75 m，Es3；g.灰色細(xì)砂巖，孔隙度10.7%，滲透率為0.46×10-3 μm2，粒間孔，伊利石、伊蒙混層充填，掃描電鏡，北5井，埋深4 546.02 m，Es3；h.灰色細(xì)砂巖，孔隙度5.8%，滲透率為0.23×10-3 μm2，粒間孔，白云石充填，掃描電鏡，北5井，埋深4 547.28 m，Es3；j.灰色細(xì)砂巖，孔隙度5.2%，滲透率小于0.04×10-3 μm2，孔隙不發(fā)育，見少量粒間孔隙，掃描電鏡，北5井，埋深4 541.75m，Es3

圖7 南堡凹陷沙三段儲層孔隙度與滲透率相關(guān)性Fig.7 Correlation between porosity and permeability of the Es3 reservoir in the Nanpu Saga.高柳斷層上升盤；b.高柳斷層下降盤

圖8 南堡凹陷沙三三亞段儲層孔隙度平面分布Fig.8 Porosity distribution of the Es3(3)reservoir in the Nanpu Sag

沙三段儲層在沉積演化過程中，除了受到壓實和膠結(jié)等減孔作用以外，還受到次生溶蝕等增孔作用。對些典型探井現(xiàn)今的孔隙度隨深度演化特征表明，一些地區(qū)的單井以減孔作用為主，無明顯的增孔作用，如北深28井和高深1井(圖9)，對于這些探井，孔隙度演化的模擬只需用孔隙度與時間和埋深的雙元函數(shù)模擬其減孔過程[公式(1)，圖10]。公式(1)為根據(jù)研究區(qū)鉆遇沙三段地層所有探井的次生增孔段之上的砂巖地層的測井孔隙度、埋深以及結(jié)合單井埋藏史獲得的地質(zhì)年代數(shù)據(jù)，多元回歸獲得的地層減孔后孔隙度與埋深及地質(zhì)年代的雙元函數(shù)。另外一些地區(qū)的單井除了減孔作用外，可見到明顯的次生增孔作用，如北5井和堡古1井(圖9)。對于這些探井，孔隙度演化過程模擬既要模擬孔隙度減小過程也要模擬孔隙度增加過程(圖11)。沙三段儲層孔隙度增加過程以及總孔隙度演化模擬采用潘高峰等孔隙度演化模型[公式(2)][38]結(jié)合地層埋藏史進(jìn)行研究。

(1)

(2)

式中：Φ為地層總孔隙度，%；Φn為地層減孔后孔隙度，%；z為埋深，m;ΔΦ為地層增加孔隙度，%；t為距今地質(zhì)年代，Ma；t1為地層溫度首次達(dá)到70 ℃的時間，Ma；t2為地層溫度首次達(dá)到90 ℃對應(yīng)的時間，Ma。

將孔隙度值為12%作為儲層致密的界限[35]，結(jié)合南堡凹陷不同構(gòu)造帶典型探井埋藏史的模擬，沙三段儲層致密的初始深度所對應(yīng)的時間即為儲層致密的初始時間。模擬結(jié)果表明，灘海地區(qū)和陸上的高尚堡地區(qū)沙三段儲層致密的時間主要是在館陶末期到明化鎮(zhèn)早期，而陸上的柳贊地區(qū)沙三段儲層普遍物性較好，尚未達(dá)到致密(表3)。

圖9 南堡凹陷典型單井孔隙度-深度關(guān)系Fig.9 Typical single well porosity vs. depth in the Nanpu Saga.北深28井；b.高深1井；c.堡古1井；d.北5井

圖10 南堡凹陷沙三段儲層孔隙度減小演化過程模擬(北深28井)Fig.10 Simulation of the porosity decrease of the Es3reservoir in the Nanpu Sag (Well BS28)a.埋藏史；b.孔隙度減小過程

4.2 油氣成藏時間

流體包裹體和烴源巖排烴歷史分析是確定油氣成藏時間應(yīng)用較為廣泛的兩種手段。南堡凹陷北5井、北深28井、高19-10井、柳90井、柳12-3井和南堡1-5井等6口探井沙三段儲層液態(tài)包裹體取樣測試的結(jié)果表明，液態(tài)包裹體的均一溫度主要位于80～105 ℃和120～150 ℃(圖12)，結(jié)合埋藏史和熱演化史特征，對應(yīng)的地質(zhì)時間主要是東營期和館陶期到明化鎮(zhèn)早期(圖13)。但是，由于目前南堡凹陷鉆遇深層沙三段的探井較少，取樣分析的烴類包裹體基本全為油包裹體，因此，流體包裹體均一化溫度測試結(jié)果主要反映的是儲層中原生油藏形成的時間。鑒于此，需要研究沙三段烴源巖的排烴歷史來間接獲得天然氣的成藏歷史。

圖11 南堡凹陷沙三段儲層孔隙度減小和增加演化過程模擬(北5井)Fig.11 Simulation of the porosity decrease and increase process of the Es3 reservoir in the Nanpu Sag (Well B5)a.埋藏史與熱史；b.孔隙度減小過程；c.孔隙度增大過程；d.總孔隙度演化過程

構(gòu)造帶井號層段(亞段)致密時間/Ma南堡1號南堡1Es3(1)6～8Es3(2)7～9Es3(3)11～13南堡2號老堡南1Es3(2)2～4Es3(3)4～5南堡3號堡古2Es3(1)6～8Es3(2)7～9南堡4號堡古1Es3(1)3～5Es3(2)4～6Es3(3)7～24南堡5號構(gòu)造北深28Es3(1)13～15北5Es37～9高尚堡高深1Es3(1)9～25Es3(2)9～245Es3(3)7～8柳贊柳90Es3(5)未致密

圖12 南堡凹陷沙三段液態(tài)包裹體均一化溫度直方圖Fig.12 Histogram of homogenized temperature of liquid inclusions of the Es3 reservoir in the Nanpu Sag

基于排烴門限理論的生烴潛力法能夠有效地研究烴源巖的排烴強(qiáng)度、排烴量和排烴歷史[39]。應(yīng)用該方法恢復(fù)了南堡凹陷沙三段烴源巖的排烴歷史(表4;圖13)。結(jié)果表明，沙三段烴源巖在東營期以來才開始大規(guī)模發(fā)生排烴過程，在東營期、館陶期和明化鎮(zhèn)期均排出了大量的油氣。其中，烴源巖排油高峰時間主要位于東營晚期到館陶期，這與流體包裹體研究的結(jié)果基本一致。而烴源巖的排氣高峰時間主要是館陶期到明化鎮(zhèn)早期(23～6 Ma)。沙三段烴源巖累積排烴量為62.99×108t，其中累積排油量為28.26×108t，累積排氣量為4.35×1012m3。沙三段烴源巖在沙三段儲層致密(致密化時間為館陶末期到明化鎮(zhèn)早期)之后排出的天然氣量為1.49×1012～2.85×1012m3。這說明，沙三段烴源巖能夠為致密砂巖氣藏的形成提供雄厚的物質(zhì)基礎(chǔ)。

圖13 南堡凹陷沙三段烴源巖排油氣史與儲層孔隙度演化史(北深28井)Fig.13 History of hydrocarbon expulsion and reservoir porosity evolution of the Es3 source rock in the Nanpu Sag(Well BS 28)Nm上.明代鎮(zhèn)組上段；Nm下.明代鎮(zhèn)組下段；Ng.館陶組；Ed1.東營組一段；Ed2.東營組一段；Ed3(上).東三上亞段；Ed3(下).東三下亞段；Es1(上).沙一上亞段；Es1(下).沙一下亞段；Es2.沙河街組二段；Es3(1).沙三一亞段

5 近源成藏預(yù)測模式

致密砂巖氣的砂體有兩類：一類是海相沉積，分布面積大，厚度穩(wěn)定，呈單層、較厚的含氣層出現(xiàn)，為毯狀致密氣砂層；另一類主要為陸相沉積，在較厚的地層中散布著多層疊置的透鏡狀含氣層，這種致密氣砂層更為普遍[18]。連續(xù)型致密砂巖氣藏形成和分布于烴源灶排氣中心或周邊，源-儲緊密相鄰。天然氣大量生成并在生烴增壓產(chǎn)生的氣體膨脹力作用下進(jìn)入到鄰近的致密儲層內(nèi)聚集，由于浮力不能克服儲層內(nèi)的毛細(xì)管力，它們滯留在儲層內(nèi)，隨著源巖供氣量的增大，天然氣通過擴(kuò)大自身的體積而不斷擴(kuò)大面積，儲層面積越大，連通性越好，它們向外擴(kuò)展越容易；儲層厚度越大，源巖供氣量越大，致密砂巖氣藏的儲量規(guī)模也就越大。正因為這一特征，這類氣藏也被一些學(xué)者稱為根緣氣藏[10]。我國鄂爾多斯盆地上古生界和四川盆地須家河組連續(xù)型致密砂巖氣藏都具有此典型特征。

南堡凹陷沙三段為濱淺湖-深湖、扇三角洲和沖積扇沉積，致密儲集層以巖性砂體的形式分布于烴源巖之后，形成一種“泥包砂”的源-儲近源配置關(guān)系(圖14)，因此，當(dāng)儲層致密之后，烴源巖生成的天然氣在沒有斷層等優(yōu)勢運移通道遠(yuǎn)距離運移的情況下，很可能會在生烴增壓導(dǎo)致的氣體膨脹力的作用下在附近的透鏡狀巖性砂體中近源聚集(圖14)，形成連續(xù)的致密砂巖氣藏。

表4 南堡凹陷沙三段烴源巖各地質(zhì)歷史時期排烴量

圖14 南堡凹陷沙三段致密砂巖氣藏近源成藏預(yù)測模式Fig.14 Predicted model of near-source accumulation of the Es3 tight sandstone gas reservoir in the Nanpu SagAr.太古宇；.寒武系；O.奧陶系；C.石炭系；P.二疊系；Mz.中生界；Es3(5).沙三五亞段；Es3(4).沙三四亞段；Es2+3.沙河街組二、三段；Es1.沙河街組一段；Ed3.東營組三段；Ed2.東營組二段；Ed1.東營組一段；Ng.館陶組；Nm.明化鎮(zhèn)組

6 結(jié)論

1) 南堡凹陷沙三段具有良好的氣源巖和致密儲層條件。沙三段烴源巖分布廣，厚度大，有機(jī)質(zhì)豐度較高，干酪根類型以Ⅱ2型和Ⅲ型為主，處于高成熟-過成熟演化階段，為一套優(yōu)質(zhì)的供氣源巖。儲層結(jié)構(gòu)成熟度和成分成熟度均不高，孔隙類型以粒間溶蝕孔隙為主，平面上，高柳斷層下降盤的灘海地區(qū)普遍致密，致密儲層分布面積廣。

2) 南堡凹陷沙三段天然氣成藏時間與儲層致密化時間匹配較好。烴源巖排氣高峰為館陶期到明化鎮(zhèn)早期(23～6 Ma)，儲層致密化的時間為館陶末期到明化鎮(zhèn)早期(9～6 Ma)。儲層致密化后，烴源巖排氣量約為1.49×1012～2.85×1012m3，為沙三段致密砂巖氣藏的形成提供了雄厚的物質(zhì)基礎(chǔ)。

3) 南堡凹陷沙三段致密儲集層與烴源巖配置關(guān)系好。致密儲集層緊鄰烴源巖或位于烴源巖之內(nèi)，有利于致密砂巖氣的近距離大規(guī)模聚集。儲層致密化后，南堡凹陷沙三段烴源巖排出的天然氣可在生烴增壓導(dǎo)致的氣體膨脹力作用下在臨近的致密砂體中就近聚集，形成連續(xù)的致密砂巖氣藏。

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(編輯 張玉銀)

Accumulation conditions of tight sand gas in the 3rdmember of the Shahejie Formation in Nanpu Sag,Bohai Bay Basin

Guo Jigang1,2,Dong Yuexia3,Pang Xiongqi1,4,Huang Hongxiang3,Jiang Fujie1,4,Xu Jing1,Wang Pengwei1,Peng Weilong1

(1.ResearchCenterofBasinandReservoir,ChinaUniversityofPetroleum,Beijing102249,China;2.StrategicResearchCenterofOilandGasResources,MinistryofLandandResources,Beijing100034,China; 3.JidongOilCompany,PetroChina,Tangshan,Heibei063004,China;4.KeyLaboratoryofPetroleumResourcesandProspecting,ChinaUniversityofPetroleum,Beijing102249,China)

Based on analyses of the source rocks and reservoirs in the Es3(the 3rdmember of Shahejie Fm),the hydrocarbon expulsion history was restored with the hydrocarbon generation potential method,and evolution history of reservoir porosity was established through numerical modeling.The results show that accumulation conditions of tight sand gas in the Es3in the Nanpu Sag of the Bohai Bay Basin are pretty good: fair-good source rocks and widespread reservoirs were closely connected with each other,and the timing of gas accumulation and reservoir tightening was favorable.The peak gas expulsion occurred from the Guantao to early Minghuazhen,while the reservoir tightening was from the late Guantao to early Minghuazhen.These gases might accumulate in the lenticular sand body near the source rocks under the force of gas expansion,forming continuous tight sand gas reservoirs.

accumulation condition,source rock,tight sand gas,the 3rdmember of Shahejie Formation,Nanpu Sag

2014-08-15;

2014-11-12。

郭繼剛(1986—)，男，博士，油氣藏形成機(jī)理與分布規(guī)律。E-mail:guojigang1986@126.com。

國家自然科學(xué)基金項目(41102085，U1262205)；國家重點基礎(chǔ)研究發(fā)展規(guī)劃(“973”計劃)項目(2011CB201102)；國家科技重大專項(2011ZX05006-006)。

0253-9985(2015)01-0023-12

10.11743/ogg2015010104

TE122

A