低勘探程度盆地致密油气有利区预测技术在鸡西盆地的应用

赵 荣，王朋岩

(东北石油大学，黑龙江 大庆 163318)

0 引 言

致密油气的典型特征是其存在于低孔渗致密砂岩之中，储层常规渗透率一般小于1.00 mD(覆压基质渗透率不大于0.10 mD)，单井一般无自然产能或自然产能低于工业气流下限[1]。致密油气是非常规油气的重要组成部分，在国内外得到普遍的重视[2-3]。国外典型致密气盆地有圣胡安盆地、大绿河盆地、阿尔伯达盆地等，典型致密油盆地有美国的威利斯顿盆地。中国典型致密气盆地有鄂尔多斯盆地上古生界、四川盆地须家河组等，在鄂尔多斯盆地和松辽盆地齐家古龙凹陷发现了致密油资源[4-5]。

国内外对于致密油气的研究集中于成藏机理、资源分布、勘探方法和开发技术等方面。与国外相比，中国除鄂尔多斯盆地外，其余地区致密油气的特征与北美地区有明显不同，具体表现在盆地规模小、构造运动频繁、砂体分布复杂等方面[6]。低勘探程度盆地的探井和地震资料极少，不足以落实圈闭位置和油气分布，尤其是非常规油气，由于其不受构造圈闭的控制，在寻找有利区时难度更大。此次研究通过对国内外致密油气成藏特征分析，确定主控因素，提出界定标准，探讨如何在勘探初期综合利用有限资料预测致密油气资源空间分布。

1 鸡西盆地勘探概况

鸡西盆地为中生代断陷盆地，位于黑龙江省东部，面积约为3 780 km2，延伸方向为北东东—北东方向。盆地中部发育东西向的平阳-麻山断裂及近东西向的恒山隆起，将盆地分为南北2个坳陷区。盆地基底为太古代花岗岩和和片麻岩，由下而上沉积了早白垩世滴道组、城子河组、穆棱组和东山组地层以及晚白垩世、古近纪、新近纪地层，其中，城子河组和穆棱组是主要勘探层。城子河组为三角洲平原相-三角洲前缘相-滨浅湖相组合，总厚度为600～800 m，发育数10个煤层。

鸡西盆地油气勘探程度较低，盆地范围内部署了大地电磁测深和重力测量剖面，重点构造有二维地震剖面，其中，南部坳陷局部地区测网密度相对较高。完钻5口探井，9口地质井，2口煤层气井。鸡西盆地于1985年首见天然气显示，随后在煤田87-20井钻至穆棱组上部地层时发生气喷，日产天然气为2×104m3/d。鸡D2、鸡D6、鸡6井见油显示，鸡气1井喜获工业煤层气流，另有多井见气测异常，表明鸡西盆地具有较好的油气勘探前景。

2 致密油气成藏特殊性及成藏控制因素

常规油气成藏的主控因素包括生、储、盖、圈、运、保，这些因素对致密油气起到同样作用。在适宜致密油气成藏的特定地质条件下，成藏各要素经过组合形成了致密油气独特的成藏条件和油气藏特征(图1)。

图1 致密油气成藏要素、过程及特点

油气等低密度流体(相对于地下水)在地下的运移动力主要有3种：①生烃产生的超压，该动力没有特定方向，总是推动油气向相对高孔渗、阻力低区域运移；②由于烃与水密度差产生的浮力，浮力总是指向上方，由深向浅运移，在遇到致密盖层时，运移方向指向储层的上倾方向；③水动力，受到区域可流动连续地下水的影响。最后的运移效果受3种力的合力控制。一般来说，只有在以浮力为主导的驱动下，分散的烃流体才能运移、汇聚、产生烃水分异并形成高丰度油气田。

国内外44个致密油气盆地的统计分析表明，已发现的致密油气藏一般位于盆地中心或平缓的斜坡带，烃源岩具有有效生烃过程，储层与烃源岩层紧邻并且致密，不发育断层或裂缝。保持一定强度持续生烃是致密油气形成的物质基础。储层致密使得进入其中的油气难以继续进行二次运移，因此，储层同时起到盖层和保存的作用。由于输导条件差，只有紧邻烃源岩的致密砂岩储层才是有效储层。构造活动因素在致密油气成藏过程中起到重要作用：①构造活动微弱，断层活动较少，对油气成藏的破坏小，有利于后期保存；②地层变形微弱、地层倾角小导致因浮力产生的运移动力低，阻止油气二次运移和密度分异，促进了致密油气藏的形成。

在此类地质条件下，经过持续供烃、活塞式充注、缺少二次运移的成藏过程，最终可形成具有气水倒置、大面积分布、丰度低、近源成藏特征的致密油气藏。

综合上述分析，对于致密油气有利区的评价可以集中于生烃评价、储层评价和构造稳定性评价3个方面来进行。有效生烃区(第1要素)与烃源岩紧邻的致密储层分布区(第2要素)及构造稳定区(第3要素)的叠合区，即为致密油气分布有利区。

3 鸡西盆地致密油气有利区预测关键参数

3.1 生烃条件

与常规油气相同，生烃条件是决定致密油气存在的第1要素[7]，“源控论”的思想对致密油气同样有效。一般情况下，只要达到了成熟门限，有机质丰度达到中等—差级别以上，有足够厚度和分布面积，腐殖型、腐泥型干酪根均能形成有效油气来源。根据张福东等[8]的研究成果，致密油气烃源岩生烃强度下限为7×108～10×108m3/km2。

鸡西盆地城子河组暗色泥岩厚度为100～300 m，泥岩有机碳含量为2.15%，全盆地发育煤层，累计厚度为2～18 m，煤层有机碳含量为71.00%[9]。干酪根类型为Ⅲ型，Ro为0.30%～2.10%。以Ro=0.70%为生烃门限，城子河组有效生烃层埋深为977 m[10]。综合评价城子河组泥岩和煤层为较好烃源岩，主要生成少量轻质油和天然气。通过计算，城子河组生烃强度为8×108～13×108m3/km2，盆地坳陷区为生烃高值区，达到有效致密油气烃源岩生烃标准。

3.2 储集条件

致密砂岩储层核心参数为孔隙度和渗透率，常用渗透率来反映致密程度。根据相关研究成果[1,3]，致密砂岩储层渗透率上限为1.00 mD(对应覆压渗透率约为0.10 mD)。王朋岩等[11]建议用统计方法确定储层的致密属性，即对于具体地区而言，如果实测储层渗透率有80%都小于1.00 mD，则为典型致密砂岩区。

鸡西盆地城子河组储集层岩性主要有灰白色细砂岩、中砂岩和粗砂岩。砂岩分选性较差，结构成熟度与成分成熟度均不高，杂基和胶结物含量较高。城子河组砂岩厚度为55～541 m，平均为398 m，砂地比平均为60%。从砂岩厚度分布看，南北坳陷中心部位砂体较厚，一般超过400 m，周围较薄，小于300 m。城子河组孔隙度为0.6%～12.4%，渗透率为0.01～2.71 mD，有82%实测样品渗透率小于1.00 mD。喉道半径为1.89～3.86 μm,平均为2.93 μm。由野外采样样品实测数据绘制的孔隙度-渗透率关系(图2)可知，城子河组属于典型致密砂岩储层。

图2 城子河组砂岩样品孔隙度-渗透率关系

3.3 构造稳定性

影响油气运聚的构造运动主要体现在水平方向上，而地层倾斜程度(倾角)和断层分布(密度、延伸长度和断距)反映了水平构造运动的强度，是研究过程中容易获取的重要参数。

3.3.1 浮力驱动与地层倾角的关系

当致密储层中存在连通水体时，烃水密度差产生浮力，当浮力超过储层毛管阻力时，油气向储层上部运移，直至盖层底部，浮力在倾向方向的分力推动油气沿构造上倾方向运移。由于浮力有唯一指向，只有通过浮力运移的油气才会聚集，发生气水分异并提高资源丰度。换言之，通过浮力运移可形成常规高丰度油气藏，仅由排烃高压驱动只能形成分散的非常规资源。

在低倾角的构造平缓区域，上倾方向上的浮力微弱，产生一定高度的垂向烃柱(足以突破毛管阻力)需要更大面积的连通砂体，这一条件使得浮力驱动下的油气运移变得困难。

(1) 地层倾角小，减弱倾向浮力分量。浮力的倾向方向分量是油气沿上倾方向运移的主动力。由于地层倾角不同，运移动力差别很大。浮力倾向方向分量与地层倾角的关系为：

Ft=Fnsinα

(1)

式中：Ft为浮力倾向方向分量，Pa；Fn为总浮力，Pa；α为地层倾角，°。

由式(1)可知，当地层平缓时，浮力在地层倾向方向的分量较小[12]。典型实例如圣胡安盆地中心部位和西南斜坡区分布致密砂岩气，地层倾角多数小于1 °，沿倾向方向浮力分量与总浮力比值(Ft/Fn)小于0.006，而在盆地北缘单斜区地层倾角大于5 °，Ft/Fn值接近0.100(表1)[12]。

表1 圣胡安盆地地层倾角及浮力分析

(2) 地层倾角小，需要较大规模的连通砂体才能产生有效动力。浮力是油气运移的动力，毛细管力是油气运移的阻力，仅当动力大于阻力时油气才会开始运移。

F1=(ρw-ρh)Hg

(2)

(3)

式中：F1为浮力，Pa；ρw、ρh分别为水、烃的密度，kg/m3；H为垂直烃柱高，m；g为重力加速度，9.81 m/s2；F2为毛细管阻力，Pa；r为孔隙喉道半径，m；σ为烃水界面张力，N/m；θ为润湿角，°。

浮力的大小取决于垂直烃柱高度，而要产生一定高度的垂直烃柱，需要平面上的砂体具有一定的延伸规模。倾斜地层垂直烃柱高度的大小与输导层厚度、倾角和倾向上延伸长度有关(图3)。

图3 输导层空间形态与浮力关系分析

当喉道半径为r时，突破喉道所需垂直油柱高度为H，计算对应的砂体倾向上延伸长度L的大小。当H

L1=h1/sinα=h0/(sinαcosα)

(4)

式中：L1为产生h1油柱所需倾向地层延伸的长度，m；h1为层内垂向油柱的高度，m；h0为输导层的厚度，m。

当H>h1时，输导层较薄，需要较大规模倾向方向延伸的连通输导层(L=L1+L2)，才能形成足够高度的烃柱(H=h1+h2)。

L=H/sinα

(5)

式中：L为倾向上连通砂体长度，m。

苏里格气田上古生界发育典型致密气藏，致密储层累计频率90%对应的喉道半径小于0.40 μm[13]，核心部位地层倾角为1 °左右。应用以上公式计算天然气运移突破毛细管阻力需要18.75 m垂直气柱，对应需倾向延伸长度为1 075 m的砂体。苏里格气田主力储层含气砂体厚度为2～5 m，宽度为300～800 m，长度为300～1 200 m，据此判断多数砂体难以形成大规模连通状态并产生足以推动油气运移的垂向烃柱。低倾角造成的低输导动力与致密储层产生的高输导阻力是该区形成致密砂岩油气藏的主要原因。

对国内外致密油气盆地统计结果显示[11]，典型致密砂岩气盆地地层倾角均较小，一般核心区倾角小于1 °，最大一般也不超过4 °。

3.3.2 断层发育程度对油气运移、聚集的影响

断层静止时期遮挡作用可以形成圈闭，开启的断层及其附近派生的裂缝是良好运移通道。断层活动时期会产生周期性应力聚集、释放现象，被称为“地震泵”效应，地震强度与断裂规模相关[14]。活动时期的断层可促进烃水分异和油气运移。

一般情况下，典型致密油气分布于构造稳定区域，地层变形微弱，而在实际勘探中发现，在地层倾角小的地区(盆地中心、斜坡带)断层均不发育。北美典型致密气区布兰科气田、约拿气田、牛奶河气田等多未提到断层特征。在实际工作中可认为断距小(未断穿储层)、延伸距离短的断层对致密油气成藏影响不大。

3.3.3 鸡西盆地致密气分布区构造特征

鸡西盆地构造发育史显示，盆地整体后期改造较强烈，地层倾角大，断裂发育。由上述分析可知，构造变动强烈的盆地难以形成大规模致密油气区。通过定量分析全盆地地层倾角特征，并考虑断层活动强度，认为鸡西盆地城子河组构造稳定区域发育在坳陷中心部位和斜坡局部区域，这些区域也是生烃活动活跃地区，有利于致密油气生成和聚集。

4 鸡西盆地城子河组致密油气有利区分布

综上研究认识，在“有效生烃范围内”、“源储相间的致密储层之中”寻找“构造稳定区域”，即为致密油气有利分布区。鸡西盆地城子河组地层普遍致密，达到致密砂岩标准，生烃能力超过致密油气生烃能力下限。结合构造活动性标准识别出4个有利致密油气区(表2，图4)。有利区A内部的鸡D2井在城子河组见到荧光、油迹、油斑等显示，发现致密油气的可能性最大。鸡气1井位于有利区B西部，现已发现工业气流，从构造位置看可能为常规气藏，由此推断与其相邻的有利区B大概率有良好的生成油气条件，具有较好的油气前景。有利区C位于梨树镇坳陷西北部，有利区D位于鸡东坳陷东部，C、D区目前没有钻井资料，从区域成藏条件预测具有致密油气前景。鸡西盆地城子河组4个致密油气有利区总面积为291.3 km2。

表2 鸡西盆地城子河组致密油气有利区分布

图4 鸡西盆地城子河组致密油气有利区预测

5 结 论

(1) 储层致密、构造平缓造成油气运移过程中浮力影响微弱，无法产生有效二次运移并使油气汇聚成藏。有效烃源岩区、致密储层区和构造稳定区的叠合区域是致密油气有利聚集区。

(2) 明确致密气有利区界定的关键参数为：烃源岩生烃强度下限为7×108～10×108m3/km2，储层物性渗透率上限为1.00 mD，构造稳定区为区域地层倾角在4 °以下且断裂不发育区域。

(3) 鸡西盆地具有致密油气前景，有利区主要分布在梨树镇坳陷中心部位及鸡东坳陷东部，总面积约为291.3 km2。在其他部位有可能发现常规油气聚集。