四川盆地平昌—閬中地區侏羅系油氣成藏主控因素與勘探對策

李軍 王世謙

1.中國石油勘探開發研究院 2.中國石油西南油氣田公司勘探開發研究院

四川盆地平昌—閬中地區侏羅系油氣成藏主控因素與勘探對策

李軍1王世謙2

1.中國石油勘探開發研究院 2.中國石油西南油氣田公司勘探開發研究院

四川盆地平昌—閬中地區具有十分有利的油氣成藏地質條件,但其油氣勘探潛力長期被低估。通過對沉積、生油、儲集及壓力條件等油氣成藏主控因素的綜合分析,認為該區中下侏羅統具有大面積連續型油氣聚集成藏的特征:①早中侏羅世處于湖水廣布的繁盛期,烴源巖與儲集巖交互疊置;②烴源巖質優、層厚,已大量生烴;③砂巖和介殼灰巖儲層致密,且發育泥頁巖油氣層;④溶蝕孔洞縫的發育使致密儲層的儲集性能得到有效改善;⑤油氣層普遍高壓,油氣連續型聚集成藏。因此,若在該地區遵循非常規油氣資源的勘探思路,針對灘壩砂巖和介殼灰巖致密儲層,采用水平井、加砂壓裂等工藝技術,則有望實現侏羅系油氣勘探新的突破。

四川盆地 平昌—閬中地區 侏羅紀 地質特征 成藏特征 連續型聚集 水平井 加砂壓裂

平昌—閬中地區處于四川盆地早中侏羅世湖相沉積中心,主要發育中侏羅統沙溪廟組一段底—涼高山組上段和大安寨段2套主要含油氣組合,具有十分有利的油氣成藏地質條件,油氣資源豐富。但其油氣勘探潛力長期被低估,勘探方向不明。近年來,在該區大規模開展的二疊、三疊系礁灘油氣勘探中,許多礁灘鉆井在鉆經侏羅系時油氣顯示頻繁,經完井測試多口井獲得了工業油氣流,最高測試原油日產量可達170 t,顯示出該區侏羅系油氣勘探的良好前景。研究表明,平昌—閬中地區侏羅統油氣具有大面積連續型聚集成藏的非常規油氣藏特征。若轉變勘探思路,采用非常規油氣勘探方法與技術,則有望加快該區侏羅系油氣勘探的步伐。

1 區域地質特征

平昌—閬中地區橫跨川中隆起帶與川北坳陷帶,其南部為自震旦紀以來長期繼承性隆起的川中隆起的北斜坡帶,北部是印支運動以后發展起來的侏羅紀—白堊紀沉積坳陷盆地[1]。區內構造線排列形式明顯受盆緣褶皺山系區域構造的控制,構造方向多變,是在燕山晚期構造雛形的基礎上經多方向、多期次構造應力改造的結果[2]。區內構造較為平緩,規模也不大,主要形成于喜山期構造運動。

該區以中三疊世及其以下的海相碳酸鹽巖為沉積基底,晚三疊世之后,轉入了前陸盆地陸內沉積發展階段,并經歷了早—中侏羅世早期大型湖泊沉積期,以及中侏羅世晚期—早白堊世河流相沉積期[1,3]。侏羅系沉積厚度巨大,現今的侏羅系殘余厚度一般介于2 000～4 000 m,以平昌—儀隴—巴中一帶侏羅系沉積厚度為最大,一般為3 400～4 000 m。

早侏羅世自流井期至中侏羅世沙溪廟早期,經歷了3次大的水進水退過程,在縱向上形成了珍珠沖—東岳廟段、大安寨段以及涼高山組—沙一段底部等3大套含油氣組合。特別是后兩次水進水退過程,持續時間長、規模大,生儲蓋組合配置有利,成為工區內的主力產油氣層。

2 油氣成藏特征

2.1 早中侏羅世處于湖水廣布的繁盛期,烴源巖與儲集巖交互疊置

早中侏羅世的總體沉積特征由以早—中侏羅世早期的較深水欠補償的湖相暗色砂、泥巖沉積為主,過渡為中侏羅世中、晚期的補償、超補償的河流相砂巖和紫紅、棕紅色泥巖沉積為主。早侏羅世中、晚期為典型的溫暖潮濕氣候條件下的大型湖泊環境,分布范圍廣。整個湖盆沉積物呈半深湖相—淺湖相—濱湖相不規則環帶狀沉積格局,以細碎屑的湖相泥頁巖夾砂巖和介殼灰巖沉積為特征。湖泊沉積中心位于平昌—儀隴一帶,沉積厚度大,多處在淺—半深湖沉積環境中(圖1)。

圖1 川中北部地區早侏羅世自流井期大安寨時巖相古地理圖

區域上,由于淺湖—半深湖區范圍廣泛,因而工區內泥質烴源巖廣布。這也是工區內幾乎所有的鉆井在中、下侏羅統各層段中普遍都能見到油氣顯示的主要原因。質量較好的烴源巖主要發育在湖泊水體較深的半深湖—淺湖下部相區,即區域中部的平昌—儀隴地區。區內濱淺湖相區灘壩砂體及生物介屑灘廣泛發育,并與黑色泥頁巖交互疊置,構成區內重要的儲油氣層。

2.2 烴源巖質優、層厚,已大量生烴

涼高山組和大安寨段黑色泥頁巖普遍含豐富的瓣鰓、介形蟲、葉肢介等水生生物化石及陸源高等植物化石碎片,黃鐵礦呈分散狀分布于其中。這2套烴源巖主要發育在涼高山組上段(以下簡稱涼上段)和大安寨段中部的大一三層(以下簡稱大一三層),單層厚度一般為2～5 m,厚者可超過40 m,區域分布范圍廣,厚度一般為100～150 m,尤以平昌—儀隴地區烴源巖厚度較大。

對烴源巖樣品分析結果的統計表明,涼高山組和大安寨段烴源巖的有機碳平均含量為1.3%～1.4%,氯仿瀝青“A”平均含量為0.15%～0.20%,總烴平均含量為0.1%～0.15%。儀隴—平昌一帶的有機碳含量明顯較其他地區高,平均有機碳含量大于1.5%。而且烴源巖的有機質豐度隨沉積相帶而變化,從湖盆的沉積中心區向湖盆邊緣逐漸降低,烴源巖質量逐步變差(表1)。

表1 中下侏羅統不同沉積相帶烴源巖有機質豐度綜合數據表

對烴源巖樣品族組成、顯微組分、元素、碳同位素及生物標記物等的多項分析結果表明,涼高山組和大安寨段烴源巖的有機質主要來源于湖泊中的低等水生生物,同時也混合有一定量的陸源高等植物,其有機質類型總體上以混合型為特征。其所生成的油氣具有“腐泥型”特征,明顯不同于下伏上三疊統煤系烴源巖所生成的“腐殖型”油氣(圖2)。而且,同一口井同一層段的烴源巖也可能由于受陸生植物輸入量的影響而發生顯微組成變化,即烴源巖的有機質類型產生顯著差異(見本文參考文獻[4]中表2)。陸源有機質與湖泊水生生物不同比例的混合可能是造成該區侏羅系油氣兼生、油氣性質多樣以及分布復雜的主要原因。

圖2 侏羅系與上三疊統原油的庚烷值—異庚烷值關系圖

兩套烴源巖均已成熟生烴,而且正處于大量生油的高峰階段(Ro為1.0%～1.3%)。區域上,侏羅系烴源巖成熟度表現為南低北高、西低東高的特征。位于工區南部的公山廟、營山一帶的侏羅系烴源巖成熟度較低,Ro一般小于1.0%。而儀隴—平昌一帶的侏羅系烴源巖 Ro分布在1.1%～1.35%,成熟度適中,有利于油氣的大量生成。

2.3 砂巖和介殼灰巖儲層致密且發育泥頁巖油氣層

沙溪廟組底部和涼上段砂巖儲層主要為一套濱淺湖灘壩相沉積,砂巖粒度多介于粉—細粒,以富含長石和巖屑為特征,其分布范圍較廣,靠大巴山物源區較近的東北部厚度相對較大。與涼上段砂巖相比,沙溪廟組底砂巖的單層厚度較大,粒度較粗,雜基含量較少,物性條件略好。而大安寨段介殼灰巖儲層主要分布在大安寨段一層(簡稱大一層)和大安寨段三層(簡稱大三層)2個生物介殼灘發育層段中,其單層厚度較大,石灰巖質地較純;而大一三層中的介殼灰巖多以薄層或介屑條帶的形式分布在大套黑色頁巖中。大安寨段生物介殼石灰巖儲層主要集中發育在湖盆淺水區的生物介殼灘上,尤以工區西部的中臺山—石龍場灘區較發育(見圖1中黃色區域)。

沙溪廟組底部和涼上段砂巖儲層的物性條件明顯優于大安寨段介殼灰巖儲層,其中沙溪廟組底部砂巖儲層的物性為最好,其平均孔隙度為4.17%,平均滲透率為0.26×10-3μm2。縱向上,沙溪廟組底部砂巖儲層存在相對的高孔層段(孔隙度為6%～9%),其與砂巖中長石含量的明顯增多有關(表2)——在酸性介質條件下,長石易于被溶蝕形成次生孔隙[5]。涼上段砂巖儲層表現為特低孔滲的特征,其平均孔隙度為1.76%,平均滲透率為0.118×10-3μm2。大安寨段介殼灰巖儲層也屬典型的特低孔滲致密儲層,其平均孔隙度不足1%,滲透率一般小于0.1×10-3μm2。

大安寨段介殼灰巖儲層的孔隙度隨泥質含量而變化,泥質含量越高,儲層孔隙度越高。泥質介殼灰巖(泥質含量大于25%)的孔隙度明顯高于純介殼灰巖(泥質含量小于10%)。特別是大安寨段泥頁巖的孔滲性明顯優于介殼灰巖(表3)。因此,在微裂縫發育的情況下,在大安寨段中也可形成一種非常規油氣層——泥頁巖裂縫型油氣層(圖3)。實際上,工區一些黑色頁巖巖心的頁理面上就富含原油,泥頁巖中發育的層間縫及構造裂縫也多被瀝青條帶充填,鉆井過程中許多發育裂縫的泥巖層段往往發生油侵、井涌甚至井噴等現象,油氣顯示頻繁而又強烈,由此形成泥頁巖裂縫性含油氣層。但由于對這些泥頁巖油氣層的勘探潛力認識不清,過去都未對其進行過專層測試。在今后的勘探中,對這種特殊類型的非常規油氣層也應該加以重視。

表2 沙溪廟組底部砂巖儲層中的長石含量與孔隙度之間的關系統計數據表

表3 中下侏羅統部分含裂縫儲層樣品的物性特征統計數據表

圖3 下侏羅統自流井組大安寨段油氣層綜合解釋剖面圖(1 R/h=71.666 7×10-9 A/kg)

2.4 溶蝕孔洞縫的發育改善了致密儲層的儲集性能

上述分析結果表明,侏羅系砂巖和介殼灰巖儲層均屬特低孔滲的致密儲層。但是,在鉆井過程中仍普遍發生油氣侵、井涌、強烈井噴等良好的油氣顯示,特別是進入大安寨段時常發生鉆具放空、鉆時加快、憋跳鉆、鉆井液漏失以及巖屑中分布有次生礦物晶體等現象,證明有較大的溶蝕縫洞存在。例如,川42、井43、石龍13、15等井在大一層中曾發生放空、漏失現象,均獲得了高產油氣流,其油、氣測試產量分別為10～80 m3/d和(4.6～60)×104m3/d。公山廟構造上所鉆獲的沙一段底高產油井(如公16、公20、公27井等)也證實與裂縫的發育直接相關[6]。

裂縫的存在對孔隙度影響較小,而對滲透率的影響巨大。實驗數據表明,沙溪廟組底部、涼上段砂巖儲層和大安寨段介殼灰巖儲層若無裂縫,其滲透率幾乎都小于1×10-3μm2。但是,砂巖和介殼灰巖中一旦發育有裂縫,其滲透率可以成倍、成百倍地增加(表3)。裂縫及與裂縫相關的次生溶蝕孔、洞是侏羅系儲層主要的儲集空間和滲流通道。鄧康齡[2]的研究結果也證明,裂縫的發育程度是決定工區內柏埡—石龍場油氣成藏和高產富集的關鍵因素。

2.5 油氣層普遍高壓,油氣連續型聚集成藏

原地礦部西南石油地質局在工區內的多口鉆井泥頁巖密度的實鉆測定結果表明,進入沙一段之后,泥頁巖密度就開始降低,并偏離正常趨勢線,特別是進入涼高山組之后,泥頁巖密度降低的幅度加大,偏離正常趨勢線更明顯,明顯處于典型的欠壓實階段。侏羅系泥頁巖低密度帶所對應的泥頁巖欠壓實帶一般出現在沙一段底部至大安寨段,該帶既是侏羅系油氣生成帶,也是高壓異常帶(壓力梯度大于1.358 M Pa/100 m),在鉆井過程中表現為鉆井液密度加大,井徑擴大,并出現大量油氣顯示等特征。

區域上,涼高山組和大安寨段油氣層的壓力梯度基本上以儀隴—平昌一帶為異常高壓中心(壓力梯度大于1.6 M Pa/100 m),向四周壓力梯度逐漸降低,并呈環帶狀分布。產生異常高壓的主要原因是泥頁巖的欠壓實作用以及烴源巖的生烴增壓作用[6]。

從工區內侏羅系油氣分布情況來看,區域上表現為油氣大面積區域性聚集特征,油氣分布完全不受構造控制,無論在單斜上還是在向斜中都有油氣顯示或油氣流產出,而且油氣分布復雜,如平昌—儀隴一帶多口鉆井油氣同產,柏埡—石龍場一帶油井與氣井相間,互不連通[2],開采過程中基本上不見水。縱向上,油氣主要分布在涼上段和大一三層烴源層內部及其鄰近的沙一段底和大一、大三層中。盡管“關口砂巖”之上的沙一中上層段以及涼下段—過渡層中的砂體更為發育,但在鉆井過程中卻極少見到油氣顯示,更鮮見油氣流產出。上述種種跡象表明,工區內侏羅系油氣生成后可能并未經歷過在水動力的作用下大規模二次運移[2]的聚集過程,由此未能造成油氣水的充分分異,而是自生自儲原地就近聚集,從而具有連續型油氣聚集(continuous-type accumulations)的非常規油氣藏特征[7-8]。此外,沙一段底—大安寨段油氣層的高壓特征也預示其內部生成的油氣可能未經歷過充分的運移、泄壓過程。況且,在晚侏羅世—早白堊世油氣大量生成并開始發生二次運移聚集[2]時,中下侏羅統砂巖和介殼灰巖儲層經歷了深埋藏壓實(埋深已達2.5～3.5 km)和強烈的成巖作用而已普遍致密化。因此烴源灶中的油氣難以經側向運移而進入到致密砂巖和介殼灰巖儲層中。

3 油氣勘探對策

3.1 侏羅系油氣勘探未獲突破的原因淺析

自20世紀70年代以來在工區內開展的侏羅系油氣勘探結果表明,中下侏羅統中普遍具有豐富的油氣顯示,其中有些鉆井油氣顯示很好且顯示級別高,但最終未能獲得理想的油氣測試成果,究其原因主要有以下幾點(限于篇幅,恕不一一舉例說明)。

1)鉆井過程中以及固井時采用了高密度鉆井液。鉆入油氣層之后所使用的鉆井液密度普遍超過1.35 g/cm3,一些甚至超過1.80 g/cm3,而且鉆穿油氣層后長時間裸眼,受鉆井液污染、浸泡時間過長,從而造成了對油氣層的極大污染和損害,影響了油氣層的測試結果。

2)在揭開油氣層之前,為防止井涌、井噴,盲目地加重鉆井液密度,或者在鉆遇井噴后,多次使用高密度鉆井液將油氣層完全壓死,從而影響了鉆井過程中應有的直接油氣顯示及測試效果。

3)井內事故復雜,測試條件不利,影響了測試的效果。

4)固井、酸化、測試工藝的不適應及增產措施的不得當而得不到應有的油氣成果。

由此造成一些鉆井中測時(高)產,完井測試不產或低產;措施前產,措施后不產或低產;試修前產,試修后不產或低產的非正常現象。

3.2 勘探方法與建議

筆者的研究結果及現有的勘探成果均表明,平昌—閬中地區侏羅系具有諸多有利的油氣成藏條件,而且勘探潛力很大,但目前的勘探結果與認識尚存在較大差距。除上述原因外,勘探思路與方法也是重要的一項制約因素。從上述分析可知,平昌—閬中地區侏羅系油氣藏具有不受構造控制、大面積連續型油氣聚集的分布特征。因此其勘探思路與方法應該明顯有別于常規油氣藏。筆者認為應該借鑒北美地區針對致密油氣藏、頁巖油氣藏等所采用的一系列非常規油氣資源勘探技術與方法[9],如氣體欠平衡鉆井、水平井技術以及大型分段加砂壓裂技術等,有望在工區侏羅系油氣勘探中取得突破。

近年來在平昌—儀隴地區,使用氣體欠平衡鉆井和加砂壓裂測試技術初步取得了較好的效果,這正是侏羅系油氣勘探新曙光的初現。由于氣體欠平衡鉆井技術有效地避免了鉆井液對致密油氣層的損害和污染,因此在以礁灘為目的層的鉆井過程中,中下侏羅統中油氣顯示更為活躍、頻繁,多口鉆井中直接放噴出了高產油氣流。采用加砂壓裂完井測試也取得了較好的效果,如LG9井沙一段底油氣層采用加砂壓裂測試獲得了高產,日產油170.34 t、日產氣1 000 m3。由此看來,只要采用了與侏羅系致密油氣層相匹配而適用的勘探方法與技術,完全可能取得明顯的勘探效果。

針對平昌—閬中地區侏羅系油氣層特低孔滲性的實際情況,為能及時地發現油氣并將其豐富的油氣資源有效地開采出來,實現該地區侏羅系油氣勘探的突破,筆者提出以下幾點勘探建議:

1)為防止鉆井液對油氣層的損害以及由于固井、酸化、測試工藝的不適應,得不到應有的油氣成果,建議對發現的油氣層應及時采取中途測試。過去,在中臺山、石龍場地區,基本上未對沙溪廟組底和涼高山組油氣顯示層段作解釋及測試。

2)為降低鉆井過程對油氣層的傷害,建議控制鉆井液密度,減少油氣層浸泡時間,以近平衡或欠平衡鉆井方式鉆井,以最大限度地保護油氣層。

3)由于氣體欠平衡鉆井技術在油氣層中鉆進時可以實現零污染,有利于釋放、發現和保護油氣層,特別是對保護和發現低滲透油氣藏、提高單井產量具有非常顯著的效果。因此建議在侏羅系油氣勘探中大力采用這項鉆井技術。

4)采用水平井鉆井技術和多級分段加砂壓裂技術是北美地區非常規油氣資源勘探取得巨大成功的主要手段[9]。建議在侏羅系油氣勘探中大力推廣使用這些技術,這可能才是勘探開發侏羅系非常規油氣資源行之有效的方法和技術。

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Themain factors controlling hydrocarbon accumulation in the Jurassic of Pingchang-Langzhong area in the Sichuan Basin and itsexploration strategies

Li Jun1,Wang Shiqian2
(1.PetroChina Petroleum Exp loration and Development Research Institute,Beijing 100083,China;2.Exp loration and Development Research Institute,PetroChina Southw est Oil&Gasfield Com pany,Chengdu, Sichuan 610051,China)

NATUR.GAS IND.VOLUM E 30,ISSUE 3,pp.16-21,3/25/2010.(ISSN 1000-0976;In Chinese)

The geologic conditions at the Pingchang-Langzhong area in the Sichuan Basin are favo rable fo r hydrocarbon accum ulation. However,its exp loration potentials has have long been underestimated.Based on a comp rehensive analysis of geologic sedimentation,hydrocarbon-generation,reservoirs and p ressure conditions,it is believed that the M iddle-Lower Jurassic in the study area has the characteristics of large continuous p lays.①The study area is located in the lacustrine depocenter of the Sichuan Basin during the Early and M iddle Jurassic w hen interbedded source rocks and reservoir rocks were deposited;②The source rocks are high in quality and large in thickness,w ith a large amount of hydrocarbons being generated;③The sandstone and shelly limestone reservoirs are tight and contain well-developed hydrocarbon-bearingmudstone and shale;④The well-developed dissolution pores,caverns and fractures effectively imp rove the poroperm characteristics of tight reservoirs;⑤The hydrocarbon-bearing layers are generally in abnormally high p ressure and fo rm continuous p lays.Should the exp lo ration strategies fo r non-conventional p lays be dep loyed in the study area and horizontal well and sand fracturing techniques be app lied in the tight pay zones,a breakthrough w ill be expected in the exp loration of the Jurassic hydrocarbon reservoirs in the Sichuan Basin.

Sichuan Basin,Pingchang-Langzhong area,Jurassic,geologic characteristics,hydrocarbon accumulation feature,continuous play,ho rizontal well,sand fracturing

李軍,1960年生,高級工程師;1982年畢業于原華東石油學院石油物探專業;主要從事地質綜合研究、地震資料綜合解釋工作。地址:(100083)北京市海淀區學院路20號910信箱地質所。電話:(010)83597970。E-mail:lju@petrochina.com.cn

李軍等.四川盆地平昌—閬中地區侏羅系油氣成藏主控因素與勘探對策.天然氣工業,2010,30(3):16-21.

DO I:10.3787/j.issn.1000-0976.2010.03.004

(修改回稿日期 2010-01-10 編輯 羅冬梅)

DO I:10.3787/j.issn.1000-0976.2010.03.004

L i Jun senio r engineer,bo rn in 1960,ismainly engaged in comp rehensive research of geology and seismic interp retation.

Add:Mail Box 20,Xueyuan Rd.,Haidian District,Beijing 100083,P.R.China

Tel:+86-10-8359 7970E-mail:lju@petrochina.com.cn