松遼盆地南部金山氣田成藏模式及氣藏主控因素分析

張廣權，郭艷東，賈躍瑋，孫兵

(中石化勘探開發研究院，北京 100083)

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松遼盆地南部金山氣田成藏模式及氣藏主控因素分析

張廣權，郭艷東，賈躍瑋，孫兵

(中石化勘探開發研究院，北京 100083)

為分析氣藏的主控因素并明確有利儲層的展布，結合區域地質背景及測錄井、地震等資料，分析了金山氣田的烴源巖、儲集層、蓋層的特征和展布以及油氣運移通道的方式。金山氣田的烴源巖有機碳含量較高，有機質類型以腐殖型Ⅲ型為主；儲層物性呈低孔低滲致密特征，油氣運移通道主要以斷裂和連通砂體為主。總結了該氣田的成藏規律并初步建立了成藏模式：金山氣田為下生上儲、斷砂輸導、蓋層封堵的成藏模式，沙河子組為最有利的儲集層發育層位。據此綜合分析了研究區的構造特征、沉積砂體特征，結合完鉆井的試氣試采動態資料開展了儲層發育影響因素研究，并對該氣藏的主控因素進行了分析。研究表明，金山氣田儲層具有河道控砂、微相控儲和層狀分布的特征，氣藏具有巖性控藏、差異聚集和豐度控產的特征，以此指導有利儲層展布規律認識和井位部署。

梨樹斷陷；金山氣田；烴源巖；儲集層；成藏模式；主控因素

1 地質背景

圖1 金山氣田沙河子組頂面構造圖

金山氣田位于松遼盆地南部的梨樹斷陷東部斜坡帶南端的金山構造，其構造背景、形成演化及構造特征受松遼盆地整體構造作用及應力場的控制，為西斷東超的箕狀盆地，地層由西部洼陷向東部、南部超覆沉積，向北部減薄。梨樹斷陷是一單斷式箕狀斷陷，為長期發育的古斜坡背景。西側緊鄰桑樹臺控盆斷層，東側發育金山同沉積斷層，控制了沙河子組和營城組地層沉積。金山構造處于長期古斜坡背景，是油氣長期運移指向區。區域地質研究成果表明，火石嶺組沉積時期為斷陷初期、沙河子組沉積時期為斷陷活躍期、營城組沉積時期為斷陷中晚期，登婁庫組沉積時期為斷坳轉換期，屬于填平補齊階段[1～4](見圖1、圖2)。

圖2 金山氣綜合柱狀圖

金山氣田工區面積180km2，主要含氣層位為營城組和沙河子組，巖性十分復雜、類型多樣，除了不同粒度的砂巖儲層外，還發育了大量的不同礫級的砂礫巖儲層，沉積體系主要為扇三角洲和水下扇沉積。2010年實施的梨6井是金山構造的第一口探井，位于研究區的緩坡帶，測試顯示沙河子組獲得工業氣流，常規測試產氣最高1.9×104m3/d。金1井位于研究區陡坡帶，壓裂產氣2.1×104m3/d。筆者就該氣田氣藏的成藏模式和主控因素確定2個方面內容開展研究分析，以期指導有利儲層展布規律認識和井位部署。

2 成藏條件分析及成藏模式建立

2.1 巖性及沉積構造特征

金山氣田儲層巖性復雜，包括不同粒級的砂巖儲層、不同礫級的礫巖和砂礫巖儲層，儲層粒度分選差、粗細混雜。儲層碎屑顆粒成分以長石和巖屑為主，石英含量較低。巖心分析化驗資料表明，長石和巖屑含量分別為28.9%和45.48%，砂巖類型主要為巖屑砂巖，其次為長石巖屑砂巖。通過對取心井的巖心觀察表明，取心井巖心多為中粗砂巖、砂礫巖，礫石磨圓度和分選均較差；沖刷面、板狀和槽狀交錯層理大量發育，河道特征明顯；泥巖顏色為灰色、綠灰色和灰黑色等還原色，表明其水下沉積環境的特征。

綜合研究認為緩坡帶梨6井區主要發育扇三角洲沉積相，其亞相主要發育扇三角洲平原和扇三角洲前緣，其中梨6井～梨602井大部分處于扇三角洲前緣沉積環境，其微相類型主要發育分流河道、礫石壩、河口壩、灘壩和分流間灣(見圖2)。陡坡帶金1井區主要發育水下扇沉積體系，其亞相主要包括中扇，內扇和外扇欠發育。受物源方向、河道遷移及水動力大小的影響，平面上，沙河子組優勢相為河道微相，主要分布在緩坡帶的梨6-9井～梨602井和梨6井～梨601井2個南北向條帶(見圖3)。

2.2 儲集層特征及分布

碎屑巖儲集層的物性特征主要是指其孔隙度和滲透率的基本特征，不僅是儲層研究的基本對象，也是儲層評價和預測的核心內容的基本參數。統計沙河子組各段的孔隙度和滲透率數據表明，沙一段孔隙度介于1.6%～12.6%，平均6.3%，滲透率介于0.056～9.87mD，平均2.7mD；針對主要含氣層段沙一段，開展內部3個砂層組的物性分析，其中沙一段第2砂層組平均孔隙度為7.5%，滲透率為1.24mD，沙一段第3砂層組平均孔隙度為10%，滲透率為2.28mD。總體上認為，主要含氣層段沙河子組儲層為低孔-低滲致密儲層。儲集空間以次生孔隙為主，儲層吼道分選較差，且以小吼道居多。結合動態測試資料研究認為，儲集層為砂礫巖的氣井產能相對顆粒較細的碎屑巖的氣井產能要高[5～7]。

圖3 金山氣田沙一段砂礫巖儲層厚度等值線圖

金山氣田的儲層厚度分布在平面上差異較大，沙一段和沙二段的儲層西北部較厚、向東南變薄；沙三段、沙四段的儲層中部厚度較大，兩翼薄。其中在主要含氣層段沙一段，完鉆井揭示沙一段砂巖和砂礫巖均較發育，其中研究區陡坡帶金1井區砂巖和砂礫巖厚度相近，達40m；緩坡帶砂巖和砂礫巖厚度差異較大，其中梨602井區砂礫巖厚度達80m(見圖3)。

2.3 烴源巖特征及分布

通過油氣地球化學特征分析表明，金山地區的火石嶺組烴源巖有機碳體積分數較高，達3.57%，有機質類型以腐殖型Ⅲ為主。井流物組分分析結果顯示，甲烷體積分數為92.009%，乙烷體積分數為5.113%，丙烷-丁烷體積分數為1.347%，戊烷以上體積分數為0.512%，氮氣體積分數1.019%[8]。

通過對烴源巖熱演化程度(見圖4)的分析發現，火石嶺組已進入高-過成熟演化階段，鏡質體反射率Ro與埋深呈良好的對數關系，火石嶺組的烴源巖整體處于高成熟階段(Ro介于1.2%～2.0%)。現今Ro顯示，火石嶺組烴源巖在研究區中部金1井區～梨6井區以北成熟度大于1.3%，達到生烴門限的烴源巖占全區2/3。火石嶺組黑色烴源巖的厚度較大，緩坡帶烴源巖厚度介于100～200m，深部位烴源巖厚度大于250m。

圖4 金山地區生烴史模擬(據中石化石油勘探開發研究院無錫石油地質研究所研究報告)

圖5 儲層包裹體油氣充注期次綜合判別圖 (據中石化石油勘探開發研究院無錫石油地質研究所研究報告)

通過包裹體試驗，根據油氣包裹體的產狀、顏色、熒光和均一溫度分布等將其分為2期：第1期為液烴包裹體，104～108℃，105～103.5Ma；第2期為氣烴包裹體，123～145℃，100.5～76.5Ma。包裹體油氣充注期次和生烴史模擬試驗表明，梨樹斷陷油氣成藏期次可分為登婁庫末、泉頭組末和嫩江組末3個期次，油氣藏的分布與優質烴源巖分布具有良好的配置關系。金山地區主要為中晚期充注形成，因此，有效成藏期以中晚期的泉頭組沉積末期和嫩江組沉積末期為主(見圖5)。

2.4 蓋層分布及油氣運移通道分析

金山地區主要含氣層位發育地區性蓋層和局部性蓋層，不發育區域性蓋層。營城組底部的褐色泥巖分布較廣泛，可作為區域性蓋層；營城組中上部的泥巖可作為局部性蓋層。

圖6 過梨6井～梨6-4井的地震剖面

圖7 金山氣田成藏模式示意圖

區域上梨樹斷陷自西北到東南發育3條斷裂帶，控制油氣的聚集，分別為皮家、小寬和秦家屯走滑斷裂[9～11]。烴源巖排烴運移主要沿3個走滑斷裂指向北東向，其次通過桑樹臺斷裂、不整合面、連通砂體向南部金山地區運移。金山地區主要含氣層段內部不發育大的不整合面，區域上烴源巖排烴運移主要沿3個走滑斷裂指向北東向，而金山地區在梨樹斷陷南端，不發育大型走滑斷裂，沒有最優勢的運移通道。該地區可作運移通道的斷裂有限，主要是通過桑樹臺斷裂，其次通過不整合面和連通砂體運移。

2.5 金山氣田成藏模式建立

通過烴源巖、儲集層特征及分布，蓋層及油氣運移通道分析和空間配置特征，建立了金山氣田的成藏模式(見圖6、圖7)：金山氣田為下生上儲、斷砂輸導和蓋層封堵的成藏模式。

烴源巖主要發育在火石嶺組，儲集層主要分布在上部地層的沙河子組和營城組。緩坡帶圈閉類型以巖性圈閉為主，包括透鏡狀巖性氣藏、相變型上傾尖滅氣藏、超覆型上傾尖滅氣藏和斷層氣藏；陡坡帶圈閉類型以構造圈閉為主，包括滾動背斜氣藏和斷層圈閉。油氣運動以斷裂和連通砂體為主，營城組底部厚層泥巖可作為沙河子組儲層的有效蓋層[12，13]。

3 氣藏主控因素分析

3.1 儲層發育的控制因素分析

金山氣田發育多期辮狀河三角洲和水下扇沉積體系，多期疊置河道控制砂體展布范圍。其中，緩坡帶北北西向的辮狀河道控制砂體展布，陡坡帶水下扇體控制砂體展布。

圖8 不同沉積微相產能對比圖

通過分析各沉積微相與儲層的關系，礫石壩、水下扇水道是河道的有利沉積微相，以細礫質砂礫巖為主、物性較好；礫石壩、水下扇水道的吼道半徑較大、排驅壓力較低；通過分析，有效儲層最小孔喉半徑0.056μm，最大排驅壓力13MPa。平面上，受物源方向、河道遷移及水動力大小的影響，緩坡帶的礫石壩沉積微相主要發育在近物源區。結合動態測試資料，礫石壩沉積微相的產能普遍較高，可達1.8×104m3/d；其次是水下扇的水道，產能達1.415×104m3/d(見圖8)。如梨6井的測試層段沙一段的2516～2545m，其主要為礫石壩微相，測試初期產氣達2.7×104m3/d，油壓8.2MPa，套壓10.2MPa。

儲層全區分布廣泛，縱向上砂體呈多期疊置特征，各期河道砂井間連續性較為穩定。砂組間的隔層較連續且厚度分布較穩定(7～18.49m，平均12.68m)，砂組內部的夾層較發育、橫向連續性較差(厚度3.5～11.48m，平均7.01m)。儲層在隔夾層分隔作用下呈層狀分布。因此，金山氣田儲層具有河道控砂、微相控儲和層狀分布的特征。

3.2 產能的主控因素分析

氣井的產能由多種因素控制決定，包括儲層的物性參數、儲層巖性和沉積相等。通過對無阻流量與儲層參數、巖性以及沉積相的相關性分析，得到影響氣井產能的主要因素。

通過分析氣層展布特征，中東部緩坡區氣層分布受巖性控制明顯，鉆探結果表明，構造高部位不一定含氣，而低部位也可以發育高產氣層。此外，高產層主要產自砂礫巖儲層。氣層分布具有分帶、分區差異聚集的特征。西部陡坡區氣層厚度較大，受構造控制明顯。以過金1井-金5井的東西向沙河子組氣藏剖面為例，緩坡區氣層主要分布在沙二段和沙一段的中下部，具有單層厚度薄，橫向變化快的特征，且呈層狀分布，受巖性控制明顯(見圖9)。

圖9 過金1井～梨6-5井～梨601井～梨602井～金5井的氣藏剖面

圖10 無阻流量與地層系數的關系曲線

另外，通過分析測試段儲層的物性差異，氣井產能受含氣豐度的控制明顯。如梨601井和梨602井的沙一段儲層較發育，但測試產能差異大。梨601井測試段的孔隙度為7.5%，含氣飽和度為36.7%，測試產能產氣0.4×104m3/d；梨602井測試段的孔隙度為7.9%，含氣飽和度為50.5%，測試產能產氣2.4×104m3/d。由此可見，緩坡區的儲層孔隙度相對較高的儲層含氣豐度高，測試產能高，受含氣豐度控制明顯。通過對無阻流量與儲層地層系數KH的相關性分析發現，二者具有很好的相關性，無阻流量主要受地層系數影響明顯(見圖10)。因此，金山氣田具有巖性控藏、差異聚集和豐度控產的特征。

4 結論

1)金山氣田的儲層巖性復雜，包括不同粒級的砂巖和礫巖，砂巖類型以巖屑砂巖為主；儲層物性差，為低孔-低滲致密儲層，儲集空間以次生孔隙為主；平面上儲層分布差異較大。

2)烴源巖有機碳含量較高，有機質類型以腐殖型Ⅲ型為主；火石嶺組烴源巖進入成熟階段；金山地區的油氣運移通道以桑樹臺斷裂為主，其次為不整合面和連通砂體。

3)蓋層的分布特征和空間配置特征明確了金山氣田的下生上儲、斷砂輸導和蓋層封堵的成藏模式。

4)通過分析儲層發育的控制因素和產能的主控因素，明確了金山氣田儲層的影響因素有河道控砂、微相控儲和層狀分布的特征，氣藏具有巖性控藏、差異聚集和豐度控產的特征。

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[編輯] 辛長靜

2016-06-17

中國石油化工集團公司油田開發先導性項目(G5800-13-ZS-YTB053)。

張廣權(1979-)， 男，高級工程師，現主要從事石油與天然氣開發方面的研究工作;E-mail：zhanggq.syky@sinopec.com。

TE121

A

1673-1409(2016)28-0013-06

[引著格式]張廣權，郭艷東，賈躍瑋，等.松遼盆地南部金山氣田成藏模式及氣藏主控因素分析[J].長江大學學報(自科版)，2016,13(28)：13～18.