柴達木盆地英東地區地質綜合評價及勘探目標優選

李元奎,奎萬倉,鐵成文,鄭曉英,李程程,吳鳳梅

1)青海油田公司勘探開發研究院,甘肅敦煌 736202;2)青海油田公司井下作業公司,甘肅敦煌 736202;3)青海油田公司天然氣公司,青海格爾木 816000

英東地區位于青海省柴達木盆地西部茫崖坳陷區油砂山-大烏斯構造帶油砂山地面構造東段,南鄰尕斯庫勒、烏南油田區。油砂山地面構造整體為一由南東向北西方向抬升的大型鼻隆構造,構造面積約220 km2,圈閉面積116 km2,閉合度2100 m,自西向東在鼻隆背景上依次發育油砂溝、七一溝和大烏斯三個高點,出露地層則由老變新,依次為N21、N22、N23。英東地區各構造均受斷裂的控制呈北西向展布。油砂山-大烏斯構造帶各淺層構造均受油砂山斷裂控制而形成,圈閉依附于油砂山斷裂展布。英東一號構造位于油砂山構造帶東段的七一溝高點上。

1954年通過1:25000地面細測,落實了油砂山地面構造。1966年對英東地區油砂山構造帶進行1:20萬重磁力詳查工作,初步查明構造深部存在重力異常。2000年該區部署了 240.5 km的電法勘探(CEMP),473 km2的高精度重磁及兩條(031、1029)山地攻關測線。2006年在油砂山構造開展寬線地震攻關,采集完成主測線 8條,聯絡測線 4條,全長410.69 km,測網密度4 km×4 km。2007年在以前工作的基礎上,對該區的地震測網進行加密,共采集完成地震測線15條,其中主測線9條,聯絡測線6條,使油砂山-大烏斯構造帶測網密度達到2 km×3 km～1 km×2 km。

1956年10月在油砂山構造高部位首鉆淺1井,發現油砂山油田,探明N21-N22油藏具有可觀的含油面積和豐富的石油地質儲量。英東地區目前共鉆各類探井十余口,均見到不同程度油氣顯示,其中砂33、砂34井在中淺層獲得工業氣流。

2010年通過二維地震重新處理解釋,落實了英東一號斷背斜構造圈閉,并部署鉆探砂37井。砂37井鉆進過程中油氣顯示極為活躍,電測解釋出210 m與油氣相關的層,經測試于N21及N22多個層組獲得高產工業油氣流,揭示英東一號構造具備很好的含油氣性,英東地區油氣勘探前景良好。

1 構造特征

1.1 斷裂特征

本區斷層極其發育,發育了深淺兩套斷裂系統。分別對應于兩次喜山運動,深部斷裂系統形成于N1末期的喜山Ⅱ幕運動,淺部斷裂系統形成于晚第三紀末期的喜山Ⅴ幕運動。在早期構造運動和后期構造運動影響下,本區淺層和中深層在構造形態和斷裂特征上差異明顯(黃慶華等,1996)。斷裂要素如表1。

1.2 構造特征

本區構造在淺層和深層存在明顯差異,深層構造類型主要為基底卷入斷褶式構造圈閉;淺層構造受淺層滑脫斷層控制,形成滑脫型構造樣式(圖 1;吳花果等,2001;戴俊生等,2003)。

英東一號構造圈閉是發育在油砂山斷裂上盤,被油砂山斷層和英東1號斷層所夾持形成的一個斷背斜,其構造軸向北西。英東一號構造受淺層滑脫斷層影響派生出一系列次生斷層,這些次生斷層將英東一號背斜分割成斷鼻、斷塊構造(表2),同時斷層對英東一號斷鼻構造的油氣聚集具有重要意義。

表1 英東地區主要斷裂要素表Table 1 Essential factors of main fractures in Yingdong area

圖1 研究區構造位置示意圖Fig.1 Structural location of the study area

2 烴源巖條件分析

英雄嶺地區處于柴達木盆地第三紀沉積中心邊緣,漸新世中期(E32)區域上的湖進,使本區 E32-N1沉積了一套較深湖相的暗色生油巖,生油巖累計厚度大于1500 m。

油砂山構造 N1有機碳平均含量在 0.5%左右,氯仿瀝青“A”含量在 1100×10-6左右,總烴含量在500×10-6左右,以 I類生油巖為主。E32有機碳含量在0.6%左右,氯仿瀝青“A”含量在1400×10-6左右,總烴含量在300×10-6左右。即本區N1-E32烴源巖達到了盆地的Ⅰ類標準,說明本區具有生油能力。

同時紅獅凹陷的熱演化史分析表明,E32-N1烴源巖于N21沉積末期進入成熟階段(埋深3100 m左右進入成熟門限),N22末期大面積成熟。三次資源評價預測獅子溝-油砂山構造帶具有豐富的油氣儲量。

總之,英東地區處于英雄嶺、扎哈泉和茫崖生油凹陷之間,屬凹中之隆,具有非常優越的油源條件(沈顯杰等,1995;賈承造等,2005;彭德華等,2005)。

3 沉積儲層條件

3.1 地層沉積條件

英東地區目前通過鉆探共揭示出N23、N22、N21、N1、E32、E31六套地層,其中主要含油氣層為 N22-N1。各地層巖性簡述如下:

獅子溝組(N23):巖性以棕黃色泥巖、砂質泥巖為主,夾淺黃色泥巖、砂質泥巖、粉砂巖、細礫巖、礫狀砂巖及灰黃色泥巖,棕黃色粉砂巖、泥質粉砂巖等。厚度0～810 m。

上油砂山組(N22):巖性以棕灰色、棕褐色、棕黃色、灰色泥巖、砂質泥巖,棕灰色泥巖和灰色粉砂巖、細砂巖、含礫不等粒砂巖互層為主,夾灰黃色泥巖、砂質泥巖,灰色粗砂巖、含礫粗砂巖、中砂巖、含礫細砂巖、礫狀砂巖、泥質粉砂巖和棕黃色礫狀砂巖、粉砂巖及棕灰色含礫不等粒砂巖、細砂巖。厚度600～1200 m。

下油砂山組(N21):巖性以灰色細砂巖、砂質泥巖,棕褐色砂質泥巖、粉砂巖及棕灰色泥巖、砂質泥巖、泥質粉砂巖互層為主,夾灰色泥巖、泥質粉砂巖、細砂巖和棕褐色泥質粉砂巖及棕灰色含礫不等粒砂巖、含礫細砂巖。一般厚度1000～1300 m。

上干柴溝組(N1):巖性為深灰色、灰色、褐灰色泥巖、鈣質泥巖、砂質泥巖、泥質粉砂巖。厚度1000～1300 m。

下干柴溝組上段(E32):巖性為深灰色、灰色泥巖、鈣質泥巖、砂質泥巖、泥質粉砂巖,夾少量褐灰色泥巖。一般厚度1300 m。

下干柴溝組下段(E31):巖性以灰色、棕褐色泥巖、砂質泥巖、灰白色細砂巖及鈣質泥巖為主,夾淺灰色、棕褐色粉砂巖、砂質泥巖、鈣質粉砂巖,灰色泥質粉砂巖、鈣質粉砂巖,棕灰色泥巖和灰白色粉砂巖等。厚度400～600 m。

綜合研究表明,英東地區發育多種沉積成因的碎屑巖儲層,即沖積成因的砂礫巖儲層、濁積成因的砂質巖儲層、三角洲沉積的砂巖儲層和濱淺湖沉積的粉-細砂巖儲層,其中英東一號構造N21、N22儲集層主要為辮狀三角洲前緣及濱淺湖相沉積的中-細砂巖、粉砂巖。

3.2 儲層特征

3.2.1 儲層巖性

3.2.1.1 上油砂山組(N22)

儲層具有成分成熟度中等、結構成熟度較高、雜基含量相對較低、碎屑顆粒粒度細、膠結物含量中等、成巖作用整體較弱等基本特征。

表2 英東地區構造圈閉要素表Table 2 Essential factors of tectonic traps in Yingdong area

表3 英東地區上油砂山組(N22)儲層孔隙結構分類參數統計表Table 3 Statistics of reservoir pore structure classification parameters of upper Youshashan Formation(N22)in Yingdong area

砂 37井巖心分析表明,儲層巖性主要為中-粉砂巖(圖2),碎屑顆粒直徑主要區間為中、細砂-粉砂(0.02～0.4 mm),細粉砂含量較高。巖石類型分布相對穩定,成分成熟度中等,主要為巖屑長石砂巖。砂巖的結構成熟度中-高,整體上分選性以好為主,長石風化程度較深,磨圓度為次棱角-次圓狀,碎屑顆粒接觸關系以點式接觸為主,雜基含量較少,分布于粒間,巖石膠結類型為孔隙型。

巖屑成分主要為酸性噴出巖、花崗巖和少量的淺變質巖(千枚巖、板巖,少量石英片巖)和碳酸鹽巖,局部分布云母碎片。石英含量分布范圍34%～52%,平均含量43%;長石含量分布范圍33%～44%,平均含量38%;巖屑含量分布范圍13%～29%,平均含量 19%;砂巖的礦物成分成熟度指數 Q/(F+R)值分布范圍 0.52～1.1,平均值 0.77。從巖屑成分比例看,火山巖和變質巖平均約 7%,碳酸巖僅為 3.6%,巖石骨架顆粒相對偏剛性,結構較穩定,抗壓實能力相對較強。

圖2 英東地區砂37井上油砂山組(N22)儲層粒度分布頻率圖Fig.2 Reserv oir particle size distribution frequency diagram of Sha 37 well in upper Youshashan Formation(N22)of Yingdong area

雜基含量較低、膠結物含量中等,局部含量高,分布不均勻。主要分布于粒間孔和孔隙喉道中,或分布于碎屑顆粒表面呈黏土膜狀,特別是喉道中的分布,對滲透率的影響比較大。雜基主要為云母綠泥石質粘土和灰泥質,含量較低,平均含量僅為0.6%,說明搬運距離遠,淘洗比較充分。

3.2.1.2 下油砂山組(N21)

英東一號構造 N21儲層具有成分成熟度中等、結構成熟度較高、雜基含量相對較低、碎屑顆粒粒度細、膠結物含量中-低度、成巖作用整體較弱等基本特征。

通過對油砂山 N21儲層特征進行分析,該地區儲層巖性以砂巖為主;砂巖粒度較細,主要為中-細砂巖,少量的粗砂巖(圖 3),碎屑顆粒直徑主要區間為中砂-粉砂(0.02～0.5 mm),細砂巖含量最高。巖石類型分布相對穩定,成分成熟度中等,主要為巖屑長石砂巖。砂巖的結構成熟度中-高,整體上分選性以好為主,長石風化程度較深,磨圓度為次棱角-次圓狀,碎屑顆粒接觸關系以點式接觸為主,雜基含量較少,分布于粒間,巖石膠結類型為孔隙型。雜基含量較低、膠結物含量中等,局部含量高,分布不均勻。主要分布于粒間孔和孔隙喉道中,或分布于碎屑顆粒表面呈黏土膜狀,特別是喉道中的分布,對滲透率的影響比較大。雜基主要為云母綠泥石質粘土和灰泥質,含量較低,平均含量僅為 1%,說明搬運距離較遠。

圖3 英東地區下油砂山組(N21)儲層粒度分布頻率圖Fig.3 Reservoir particle size distribution frequency diagram of lower Youshashan Formation(N21)in Yingdong area

3.2.2 儲集空間類型及分布

3.2.2.1 上油砂山組(N22)

英東地區 N22碎屑巖儲集層孔隙較發育且分布相對較均勻,孔隙連通性較好。砂巖儲集空間以原生粒間孔為主,占 81.5%,次為溶蝕孔占 15.5%,少量的裂隙孔占2.8%。

3.2.2.2 下油砂山組(N21)

英東地區下油砂山組儲集層孔隙較發育且分布相對較均勻,孔隙連通性較好。砂巖儲集空間以原生粒間孔為主,占73.4%,次為次生溶蝕孔占25.3%,少量的裂隙孔占1.3%。

3.2.3 儲層孔隙結構與物性特征

3.2.3.1 上油砂山組(N22)

英東地區上油砂山組儲層砂巖沉積微相為三角洲前緣水下分流河道和河口壩,砂體厚度相對較厚且分布穩定,粒度細分選好孔隙結構好。根據砂巖毛管壓力曲線特征和滲透率最大汞飽和度與物性的相關性(圖4),將本區N22儲層孔隙結構分4類(表3):

Ⅰ類孔隙結構:此類曲線形態以偏粗歪度為主,并且出現明顯的平臺,分選好,以粗孔隙為主,孔喉大小相對集中,具有較低的排驅壓力,較低中值壓力,大主流喉半徑。

Ⅱ類孔隙結構:此類曲線以偏粗歪度為主,并且出現一近似的平臺,平臺角度比I類曲線大,曲線形態一般分選相對較好,孔喉大小出現相對集中段,但特征參數為低排驅壓力,低-中等中值壓力,中等中值半徑,主流孔喉半徑中等。此種類型曲線反映的儲層儲滲性能較好。

Ⅲ類孔隙結構:曲線向右上方靠攏,傾斜角度較大,基本無平臺,為細歪度,分選一般,特征參數排驅壓力和中值壓力變化相對較大,相對較小的中值半徑,相對較小的主流孔喉半徑。反映的儲層儲滲性能中等。

Ⅳ類孔隙結構:曲線更向右上方靠攏,傾斜,無平臺,為細歪度,分選較一般,曲線特征參數表現為排驅壓力相對較大,較小的中值半徑,較小的主流孔喉半徑。反映的儲層儲滲性能相對較差。

根據毛管壓力曲線分布特征參數統計(表 3)排驅壓力0.03～4.3 MPa之間,平均0.8 MPa;飽和度中值壓力0.08～30.2 MPa,平均6.7 MPa;最大連通半徑 0.2～21.3 μm 之間,平均 5.1 μm;中值半徑0.1～8.9 μm 之間,平均 1.05 μm;退汞效率 11.5%～49.2%,平均29.9%。整體上反映了孔隙喉道以中、細喉道為主,退汞效率中等。從各類儲層孔隙結構的分布頻率看,各類儲層分布均勻,Ⅲ類孔隙結構儲層最多占 31.6%,表明英東地區 N22儲層孔隙結構整體較好。

據砂37井N22巖心樣品分析統計,孔隙度范圍10.2%～32.8%,平均 21.4%;巖心分析滲透率范圍0.11～1501.6 md,平均 210.02 md。

3.2.3.2 下油砂山組(N21)

根據油砂山油田下油砂山組儲層毛管壓力曲線特征來看,英東地區N21儲集層具有以下特征:

①孔隙半徑大小及分布:孔隙半徑一般在0.1～225 μm 之間,孔喉半徑一般在 0.59～4.8 μm 之間,孔喉半徑中值在0.4～0.3 μm之間,主要流動半徑在0.4～10 μm 之間。

②油層孔喉的均質程度:孔隙分選系數在1.01～7.61之間,一般 3～4,油層孔喉均質系數0.37～0.67,平均 0.52,歪度 0.59～0.707,表示孔喉均為粗歪度,孔喉彎曲程度較小,對油田開發有利。

根據毛管壓力曲線分布特征參數統計,整體上英東N21儲層的排驅壓力較低,一般小于1 MPa,飽和度中值壓力相對較低-中等,最大連通半徑較粗,中值半徑中等,退汞效率較好。整體上反映了孔隙喉道以微細、細喉道為主,孔隙結構整體好,分布均勻,屬優質儲層。

從油砂山油田下油砂山組(N21)儲層孔隙度和滲透率分布直方圖中可以看出,160塊樣品孔隙度變化范圍 4%～25%,峰值集中在 14%～18%,平均為15.1%;滲透率變化范圍0.1～1940 md。峰值集中在1～100 md,平均為 66.4 md(圖 5)。

據砂 40井 N21巖心樣品分析統計,孔隙度在12.8%～25.1%之間,平均 18.3%;滲透率范圍 1.5～54 md,平均13.8 md,儲層物性好。

4 生儲蓋組合及成藏條件分析

根據砂37井油氣水分布關系,結合儲、蓋層組合特征,將上油砂山組(N22)油氣藏劃分為10個油層組,下油砂組(N21)油藏劃分為9個油層組。

綜合各方面資料分析,英東一號存在N22氣藏、N22油藏及N21油藏,皆為受構造圈閉條件控制的層狀構造油(氣)藏(表 4)。

圖4 英東地區上油砂山組(N22)儲層典型毛管壓力曲線圖Fig.4 Reservoir typical capillary pressure curve of upper Youshashan Formation (N22)in Yingdong area

圖5 英東地區下油砂山組(N21)孔隙度和滲透率分布直方圖Fig.5 Porosity and permeability distribution histogram of lower Youshashan Formation (N21)in Yingdong area

英東一號構造緊鄰英雄嶺生油凹陷,屬凹中之隆,油源條件充足,具有非常優越的油源條件。該區主要發育上油砂山組(N22)、下油砂山組(N21)和上干柴溝組(N1)多套碎屑巖儲層;儲層總的特點是呈上粗下細,上紅下灰反旋回沉積。N22和 N21發育多套蓋層,巖性以棕黃、棕紅色泥巖為主。N1以下主要發育暗色泥巖,為生油層,即上中下形成一套完整的生儲蓋組合;通過油氣成藏背景分析,構建了“晚期源上成藏”模式,即深層 E32烴源巖生成的油氣沿斷層運移至新構造運動形成的圈閉中,在優質的三角洲砂體中形成高豐度油氣藏。

總之,英雄嶺地區具有油源充足、儲層分布廣、構造圈閉發育、油藏豐度高的特點。具有良好的油氣成藏條件,是勘探的有利目標(黃杏珍等,1993;徐鳳銀等,2003;袁劍英等,2005,2006)。

5 勘探目標優選及勘探部署

5.1 勘探目標優選

經過英東地區地質條件綜合分析、研究評價論證認為,英東地區英東一號構造等中淺層圈閉落實,油源充足且具有良好的生儲蓋組合。同時通過對該區油評1井、砂深19井、砂33井等老井復查分析認為,這些老井鉆探中在中淺層見到良好油氣顯示,測井解釋出油氣層;其中油評1井、砂33、砂34井試油獲得油氣流,說明油砂山油田N21-N22油氣層有東擴的趨勢。評價認為該帶具有良好的勘探前景,因此通過勘探目標優選,認為英東一號高點背斜、二號斷背斜、三號斷鼻構造為中淺層勘探較為有利的目標。

5.2 勘探部署及英東油氣田的發現

為開辟英東地區中淺層勘探的新領域,2010年建議在英東一號高點背斜、二號斷背斜、三號斷鼻構造較高部位部署鉆探砂37、40井等探井。

砂 37井完鉆井深 1251 m;鉆探中油氣顯示極為活躍,共見氣測異常136層,全烴最高60.2%。取心進尺84.13 m,心長80.66 m,收獲率97.05%,含油巖心長19.3 m。其中富含油2.59 m,油浸4.74 m,油斑5.04 m,油跡4.81 m,熒光1.45 m。砂37井電測共解釋出210 m與油氣相關的層。

表4 英東一號構造油氣藏類型表Table 4 Reservoir types of Yingdong No.1 structure

在構造較高部位部署鉆探的砂 40井完鉆井深2010 m;鉆探中油氣顯示良好,共見氣測異常 216層,全烴最高78.53%。井段1299～1308.5 m,N21,槽面見20%針孔狀氣泡,10%條帶狀油花;巖性:棕黃色油斑細砂巖。取心進尺120.10 m,心長112.24 m,收獲率 93.5%,含油巖心長 47.96 m。其中油浸24.92 m,油斑11.26 m,油跡6.39 m,熒光 5.39 m。砂40井電測共解釋出與油氣有關的層309.98 m/157層。

砂37、40井完井后經測試于N21及N22多個層組獲得高產工業油氣流,揭示英東一號構造具備很好的含油氣性,英東地區油氣勘探前景良好。2010年英東一號 N21-N22油氣藏已申報預測石油地質儲量億噸級以上。

6 結論

砂 37、40井成為青海油田歷史上鉆遇油層最多、油層最厚的井;砂37、40井的成功鉆探為進一步探明柴達木盆地西部坳陷區油砂山—大烏斯構造帶的含油氣性提供了可靠依據,預測英東一號構造油氣地質儲量在億噸級以上;更重要的砂37、40井的鉆探成功發現了英東一號油氣田,實現了英雄嶺地區勘探的大突破,也為青海油田實現千萬噸級大油田的目標打下了堅實的基礎。