辽河坳陷东部凹陷沙三段根缘气成藏条件与分布预测

边瑞康¹，张培先¹，邓飞涌²，郑兆惠³，王广源¹，徐忠美¹

(1. 中国地质大学(北京) 海相储层演化与油气富集机理教育部重点实验室，北京，100083；

2. 中国石油西南油气田蜀南气矿，四川 泸州，646000；

3. 北京信必优信息技术有限公司，北京，100085)

摘要：对辽河东部凹陷储层和烃源岩等成藏条件进行系统研究，通过对东部凹陷多口钻井沙三段致密砂岩底部含气层段进行厚度统计，并结合成藏条件分析，对根缘气藏发育有利区进行了预测。研究结果表明：沙三段具有根缘气藏发育的基本地质条件：沙三段晚期沉积环境，以及后期成岩演化作用，使沙三段45.1%的砂岩储层孔隙度≤13%，25.5%的渗透率≤1.5×10^-3 μm²，形成较大规模的致密砂岩发育带，成为根缘气储层发育的主体；沙三段烃源岩干酪根类型以利于生气的Ⅱ_B型和Ⅲ型为主，有机质丰度高，且已进入大规模生气阶段，为根缘气藏的形成提供了有力气源保障。由于运聚机理与常规储层气不同，根缘气具有致密砂岩底部含气特点，在气测曲线形态上形成下部异常的特征。凹陷北部茨榆坨－牛居地区和南部黄金带－大平房地区为根缘气藏发育最有利地区。

关键词：辽河坳陷；东部凹陷；根缘气；成藏条件；气藏预测

中图分类号：TE122.1        文献标志码：A         文章编号：1672-7207(2012)05-1830-07

Accumulation condition analysis and distribution prediction of source-contacting gas in third member of Shahejie Formation, eastern sag of Liaohe depression

BIAN Rui-kang¹, ZHANG Pei-xian¹, DENG Fei-yong², ZHENG Zhao-hui³,

WANG Guang-yuan¹, XU Zhong-mei¹

(1. The Key Laboratory of Marine Reservoir Evolution and Hydrocarbon Accumulation Mechanism, Ministry of Education, China University of Geosciences (Beijing), Beijing 100083, China;

2. Shunan Gas Field, Southwest Oil Field Company of PetroChina, Luzhou 646000, China;

3. Beijing Xinbiyou Information Technology Co. Ltd., Beijing 100085, China)

Abstract: Comprehensive analyses of accumulation conditions including reservoir and source rock indicate that the third member of Shahejie Formation of eastern sag Liaohe depression possesses the basic geological conditions for forming source-contacting gas accumulations. The distribution thicknesses of gas bearing tight sandstones of the third member of Shahejie Formation of lots of drilling wells were analyzed using this method, and the favorable areas for source-contacting gas accumulations are predicted combined with the accumulation condition analyses. The results show that there are 45.1% of porosity and 25.5% of permeability of sandstone reservoirs in the third member of Shahejie Formation below 13% and 1.5×10^-3 μm², respectively. The third member of Shahejie Formation is the main body for accumulating source-contacting gas due to the sedimentary environment and the diagenetic evolution. The source rocks in the third member of Shahejie Formation are the mainly types of Ⅱ_B and Ⅲ which are favour of generating natural gas. The organic matter abundances are high and the source rocks are in the stage of large scale of generating natural gas, which supplies enough gas for the forming of source-contacting gas accumulation. Source-contacting gas has the characteristic of bearing gas in the bottom of tight sandstone reservoir due to the migration and accumulation mechanism which is different from conventional gases. It has the characteristic of showing abnormal at the bottom of gas surveying curve. Ciyutuo-Niuju area in the north and Huangjindai-Dapingfang area in the south are the most favorable areas in eastern sag of Liaohe depression for source-contacting gas accumulations.

Key words: Liaohe depression; eastern sag; source-contacting gas; accumulation condition; gas prediction

根缘气是以根状气形式存在于致密砂岩储层中的天然气聚集，即致密砂岩储层与气源岩大面积接触，天然气进入致密砂岩后以活塞式运移方式运移并聚集在致密砂岩底部，形成气藏与源岩直接接触的特点。根缘气藏概念的提出是对前人深盆气藏和盆地中心气藏研究成果的发展^[1-2]。“深盆气”是Masters^[3]在对西加拿大盆地的埃尔母华士、牛奶河以及美国的圣胡安盆地气田特点总结基础上所提出的象形概念，它从气藏顶部特征入手，强调需要批量钻井才能确定的“气水倒置”关系；Rose等^[4]在研究拉顿盆地时，提出了“盆地中心气”术语，它从气藏底部特征入手，强调气藏的“无边底水”特征，虽然这一术语更有益于气藏类型的识别，但对“无边底水”特征的确定仍然不是一件容易实现的事情，也需到大量钻井才能实现；而“根缘气”则从气藏内部结构入手，强调“致密砂岩底部含气”这一特征，且单口钻井即可识别该特征，从而确定气藏类型^[2]。因此，“根缘气”既能在机理上给出明确的成藏解释，又能在识别方法上进行快捷操作，易于在早期钻井资料较少情况下对天然气的聚集类型予以确定，对勘探方向和方法予以预测和参考。目前，在我国已有根缘气产出及相关研究成果，主要集中在四川盆地和鄂尔多斯盆地等中西部地区^[5-7]，东部断陷盆地内根缘气研究仍是一个前缘课题。辽河坳陷东部凹陷沙三段致密砂岩含气普遍存在，因此，此类气藏的研究对于认清该地区天然气的成藏规律和寻找新的天然气勘探领域有着重要意义。

1  根缘气成藏条件

根缘气在运移机理上为典型的活塞式运移机   理^[8-9]。活塞式运移机理实质上就是致密砂岩储层中生烃膨胀力与毛细管力的平衡，是特殊储层介质条件下能量场的平衡，因此，大面积分布的致密砂岩储层及充足气源成为根缘气成藏的必要条件。

1.1  储层条件

储层致密是气水不能进行自由空间交换的前提，根缘气形成的孔隙度和渗透率上限一般为13%和1.5×10^-3 μm^2[10]。辽河坳陷东部凹陷碎屑岩储层以岩屑质长石砂岩为主，石英含量(质量分数，下同)占碎屑物总量的10%~50%，平均为39.3%；长石含量一般为18%~51%，平均为35.7%；岩屑含量平均为19%^[11]。通过对涵盖凹陷内11个油气田多口钻井的孔隙度和渗透率数据的分层统计，结果显示(见表1)：东部凹陷储层物性受机械压实作用控制明显，上部东营组和沙一、二段储层物性较好，下部沙三段储层物性较差。东营组仅14.6%的砂岩储层孔隙度≤13%，11.4%的渗透率≤1.5×10^-3 μm²，沙一、二段仅27.5%的孔隙度≤13%，6.7%的渗透率≤1.5×10^-3 μm²，均未形成较大规模的致密储层发育带，因此不是根缘气藏发育的有利层段；而沙三段45.1%的孔隙度≤13%，25.5%的渗透率≤1.5×10^-3 μm²，形成较大规模的致密储层发育带，故从储层发育条件分析，沙三段为根缘气藏形成最为有利的层段。

作为典型的新生代裂谷凹陷，辽河坳陷东部凹陷的发育和演化经历了地壳的拱张、裂陷和坳陷3大阶    段^[12-15]。沙三段沉积时期，凹陷进入裂陷阶段，受主干断裂强烈活动影响，凹陷基底开始断裂并大幅度陷落，形成广泛的浅湖—半深湖—深湖环境，沉积分布较广的沙三下部大套泥岩段。沙三段晚期，基底断块活动开始减弱，使整个凹陷处于相对隆起状态，从而进入水退期，沉积物供给充足，发育大型三角洲，这些三角洲砂岩在后期成岩演化过程中普遍致密化  (见图1)，在凹陷北部茨榆坨—牛居地区、中部欧利坨子地区和南部黄金带—大平房地区形成致密储层发育带(见图2)，为根缘气藏的发育提供了良好的储层   条件。

1.2  烃源岩

东部凹陷主要发育有古近系沙三段、沙一二段和东营组3套烃源岩，岩性主要为深湖－半深湖相泥岩，部分地区夹厚度不等的沼泽相煤系地层^[16]。由于根缘气藏大规模的形成要求烃源岩主要位于致密砂岩储层下部，或互层出现，因此对于沙三段内的根缘气藏而言，沙一、二段和东营组的烃源岩贡献不大，以沙三段内的烃源岩供气为主。

沙三段烃源岩自下而上又可分为沙三中下和沙三上2段，沙三中下段源岩在东部凹陷广泛发育，总体上呈现出南北厚中间薄的“哑铃状”分布特征，南部地区驾掌寺洼陷最大厚度逾千米，其它地区厚度一般介于100~500 m。沙三上段烃源岩分布面积和厚度均较沙三下段小，也呈现出南北厚中间薄的“哑铃状”特征，以凹陷北部的牛居－长滩地区为最厚，最大厚度为700 m；其次为南部的驾掌寺洼陷，最大厚度为400 m。

沙三段烃源岩干酪根类型整体上以利于生气的 Ⅱ_B型和Ⅲ型为主(见图3)。烃源岩热解分析表明沙三段有机质丰度高(见表2)，其中平均总有机碳(TOC)含量达到7.02%。热演化程度方面，通过对53口钻井的382个有机质成熟度(R_o)进行统计，得到R_o的最小值为0.3%，最大值为1.7%，平均值为0.6%。腐殖型有机质R_o达到0.5%即进入成熟阶段，而沙三段76%的R_o达到了这一标准，表明沙三段烃源岩已进入大规模生气阶段。

根据烃源岩类型、厚度、总有机碳含量和热演化程度等指标，对东部凹陷累计生气强度进行了模拟计算，结果显示(见图4)，东部凹陷沙三段累计生气强度高值区主要位于凹陷南部的黄金带—大平房地区和北部的牛居—青龙台地区等深凹部位，形成2个沿凹陷展布方向发育的生气带。北部生气带最大累计生气强度达到6×10⁸ m³/km²，南部生气带最大累计生气强度超过16×10⁸ m³/km²，为该地区根缘气藏的形成提供了充足的气源保障。

表1  辽河坳陷东部凹陷各层段孔隙度、渗透率统计表

Table 1  Statistical list of porosity and permeability in different formations of eastern sag of Liaohe depression

图1  辽河坳陷东部凹陷沙三段致密砂岩储层特征

Fig.1  Characteristic of tight sandstone reservoir in S3 of eastern sag of Liaohe depression

图2  辽河坳陷东部凹陷沙三段砂岩孔隙度等值线平面分布图

Fig.2  Porosity distribution map of sandstone in S3 of eastern sag of Liaohe depression

表2  东部凹陷沙三段烃源岩热解分析

Table 2  Thermal decomposition analyses of source rocks in S3 of Eastern Depression

图3  辽河坳陷东部凹陷沙三段烃源岩干酪根元素组成范氏图

Fig.3  Van Krevelen diagram of kerogen elements of source rocks in S3 of eastern sag of Liaohe depression

2  根缘气分布预测

与常规储层气受浮力作用并从砂岩顶部开始聚集不同，根缘气的形成受储层孔喉半径等因素的制约，天然气在致密砂岩中不受或不完全受浮力作用控制，而是从底部对砂岩内地层水进行整体排驱，优先聚集于砂岩底部，因此，致密砂岩底部含气成为该类气藏区别于常规储层气藏的基本标志。前人所述“气水倒置”、“无边底水”、“不规则含气”、“长井段含气”、“气水关系复杂”等均属于根缘气“致密砂岩底部含气”的表现形式或演变结果^[17]。

通过对东部凹陷多口钻井综合录井图分析发现，其中至少有73口井的综合录井图有明显的气测异常，显示沙三段内致密砂岩段底部含气。以茨611井为例，沙三段2 786~2 850 m，砂岩段平均孔隙度为9%，属于致密砂岩类型，并形成多个砂泥岩互层段，其中3个致密砂岩段底部气测曲线数值表现为高异常(图5)。

对以上73口钻井致密砂岩底部含气层段进行厚度统计，并将其成图(见图6)，结果显示，沙三段单井累计致密砂岩底部含气层段最大厚度为146 m，平均厚度为52 m，在东部凹陷的北部和南部均有分布。其中，北部以茨榆坨—牛居地区为中心，最大厚度达到70 m以上；南部以黄金带—大平房地区为中心，最大厚度达到50 m以上。成藏条件分析认为，上述2个地区在致密砂岩储层和烃源岩发育方面也是东部凹陷最为有利的地区。因此，综合成藏条件和勘探实践，认为东部凹陷北部茨榆坨—牛居地区和南部黄金带—大平房地区为根缘气藏发育最有利区。

图4  辽河坳陷东部凹陷沙三段累计生气强度等值线平面图

Fig.4  Cumulative gas generation intensity map of S3 in eastern sag of Liaohe depression

图5  辽河坳陷东部凹陷茨611井沙三段综合录井图

Fig.5  Composite log of Well Ci 611 of S3 in eastern sag of Liaohe depression

图6  辽河坳陷东部凹陷沙三段致密砂岩含气段厚度等值线图

Fig.6  Gas bearing thickness map of tight sandstone in S3 of eastern sag of Liaohe depression

3  结论

 (1) 成藏条件分析认为，辽河坳陷东部凹陷沙三段具有根缘气藏发育的基本地质条件。沙三段晚期沉积环境，以及后期成岩演化作用，使沙三段45.1%的砂岩储层孔隙度≤13%，25.5%的渗透率≤1.5×10^-3 μm²，形成了较大规模的致密砂岩发育带，成为根缘气储层发育的主体；沙三段烃源岩干酪根类型以利于生气的Ⅱ_B型和Ⅲ型为主。据源岩有机质丰度分析，该段烃源岩已进入大规模生气阶段，为根缘气藏的形成提供了有力的气源保障。

(2) 由于运聚机理与常规储层气不同，根缘气具有致密砂岩底部含气特点，故在气测曲线形态上形成下部异常的特征。对东部凹陷多口钻井沙三段致密砂岩底部含气层段进行厚度统计，结果显示凹陷北部茨榆坨—牛居地区和南部黄金带—大平房地区为致密砂岩底部含气段累计厚度最大值发育区，储层和烃源岩条件分析也显示这2个地区为根缘气成藏条件最有利地区，因此，综合成藏条件和勘探实践，认为上述2个地区为根缘气藏发育最有利地区。

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(编辑 邓履翔)

收稿日期：2011-05-23；修回日期：2011-08-23

基金项目：国家自然科学基金资助项目(40472073，40672087)

通信作者：边瑞康(1982-)，男，河北任丘人，博士研究生，从事油气成藏机理方面的研究；电话：010-82320848；E-mail: bianruikang@foxmail.com