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  地质通报  2018, Vol. 37 Issue (1): 83-92  
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陈常超, 黄志龙, 陈旋, 安成龙, 王昕, 李新宁. 新疆三塘湖盆地上石炭统近源凝灰岩致密油藏形成条件[J]. 地质通报, 2018, 37(1): 83-92.
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Chen C C, Huang Z L, Chen X, An C L, Wang X, Li X N. The formation conditions of the Upper Carboniferous near-source tuff tight oil reservoir in Santanghu Basin, Xinjiang province[J]. Geological Bulletin of China, 2018, 37(1): 83-92.
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基金项目

国家自然科学基金项目《含有机质沉凝灰岩有机质-玻璃质-微孔隙形成演化关系及致密油藏形成意义》(批准号:41472111)

作者简介

陈常超(1989-), 男, 硕士, 工程师, 从事油气形成机理与分布规律研究。E-mail:chencc-tlm@petrochina.com.cn

文章历史

收稿日期: 2017-07-20
修订日期: 2017-09-20
新疆三塘湖盆地上石炭统近源凝灰岩致密油藏形成条件
陈常超1,2 , 黄志龙1 , 陈旋3 , 安成龙1 , 王昕3 , 李新宁3     
1. 中国石油大学(北京)油气资源与探测国家重点实验室, 北京 102249;
2. 中石油塔里木油田公司勘探开发研究院, 新疆 库尔勒 841000;
3. 中国石油吐哈油田公司, 新疆 哈密 839009
摘要: 三塘湖盆地上石炭统烃源岩是火山喷发环境下形成的,烃源岩往往与厚度不等的凝灰岩交互出现,但凝灰岩致密储层的厚度和物性差异较大,源储关系较复杂,因而近源凝灰岩致密油藏的形成需要特定的条件。为了认识三塘湖盆地上石炭统近源凝灰岩致密油藏的形成条件,以典型致密油藏M36为例,综合运用岩心、薄片、测录井、地球化学测试等资料,对成藏要素进行解剖,建立上石炭统凝灰岩致密储层及烃源岩有效性的评价标准,并总结出近源致密油藏成藏模式。结果表明,储层孔隙度大于5%、对应渗透率大于0.07×10-3μm2的凝灰岩可以作为有效储层;烃源岩有机碳含量在4.0%以上,对应生烃潜量大于10%,且Ro大于0.8%的高炭泥岩、暗色泥岩为优质烃源岩;较好的储层、优质的烃源岩和互层型源储配置关系是近源凝灰岩致密油藏的形成条件。
关键词: 马朗凹陷    上石炭统    凝灰岩    致密油藏    成藏条件    
The formation conditions of the Upper Carboniferous near-source tuff tight oil reservoir in Santanghu Basin, Xinjiang province
CHEN Changchao1,2, HUANG Zhilong1, CHEN Xuan3, AN Chenglong1, WANG Xin3, LI Xinning3     
1. State Key Laboratory of Petroleum Resource and Prospecting, China University of Petroleum, Beijing 102249, China;
2. Exploration and Development Research Institute, PetroChina Tarim Oilfield Company, Korla 841000, Xinjiang, China;
3. PetroChina Tuha Oilfield Company, Hami 839009, Xinjiang, China
Abstract: The source rock of the Upper Carboniferous strata in Santanghu Basin was formed in the environment of volcanic eruption, which results in alternate occurrence of source rock and tuff with unequal thickness. The tuff tight reservoirs vary both in thickness and in physical property, and the contact relationship between tuff reservoir and source rock is complicated. Therefore, the formation of the near-source tuff tight oil reservoir requires special conditions. To investigate the accumulation conditions of the Upper Carboniferous near-source tuff tight oil reservoir in Santanghu Basin, the authors analyzed M36 which serves as a typical tight oil reservoir. The evaluation standards of the Upper Carboniferous tuff tight reservoir and source rock in Santanghu Basin were established based on the analysis of core, slice, logging, as well as well geochemical testing, and the accumulation model of nearsource tuff tight oil reservoir was also established. The results indicate that, where reservoir porosity is 5%~12% and permeability is 0.07~0.7×10-3μm2, the tuff reservoir can be called high-quality reservoir. The carbonaceous mudstone and dark mudstone whose organic carbon content is higher than 2.0%, and Ro is higher than 0.6% are effective hydrocarbon. Good reservoir, high quality source rock and interbedded source rock-reservoir collocation constitute the formation conditions of near-source tuff tight oil reservoir.
Key words: Malang depression    Upper Carboniferous    tuff    tight oil reservoir    accumulation condition    

20世纪40年代,致密油(tight oil)第一次出现在公开发表的AAPG Bulletin杂志中,当时致密油多用于描述含油的致密砂岩[1]。致密油被明确定义为一种非常规油气资源是近几年的事,目前对于致密油比较权威的定义主要有2种:①以吸附或游离状态赋存于生油岩中,或与生油岩互层、紧邻的致密砂岩、致密碳酸盐岩等储集岩中,未经过大规模长距离运移的石油聚集[2];②致密储层油的简称,指负压基质渗透率不大于0.1mD(地面空气渗透率不大于1mD)的砂岩、灰岩等储集层所储集的原油[3]

2012年在三塘湖盆地二叠系条湖组发现一种以凝灰岩为储层的致密油藏,受到广泛关注[4-7]。在此基础上对盆地已钻井进行重新普查发现,马朗凹陷以M36为代表的多口探井产油层为上石炭统沉积岩段中的凝灰岩层,从而揭开了对上石炭统凝灰岩致密储层研究的序幕。有学者对上石炭统沉积岩段做过研究,但主要将其作为盆地内重要的烃源岩层系进行评价[8-10],而对沉积岩段中的凝灰岩储层和源储关系的关注较少。本文从沉积岩段中凝灰岩的储层条件、烃源岩质量、源储关系等方面进行研究,揭示三塘湖盆地上石炭统近源凝灰岩致密油藏的形成条件。

1 区域地质概况

三塘湖盆地位于哈萨克斯坦板块与西伯利亚板块的碰撞接合部位,夹持于南部卡拉麦里和北部阿尔曼太2条古生代蛇绿岩带缝合线之间[11]。盆地受海西、燕山等构造运动的影响,经过多次挤压与推覆,逐渐形成现今“四凸五凹” 9个构造单元的特征(图 1),其中马朗凹陷和条湖凹陷为发现的主要含油气区域。马朗凹陷的M36油藏位于凹陷内马中和牛东构造带接壤部位,受多期构造运动的改造,发育多条交叉分布的断裂,具有烃源岩与凝灰岩储层呈近等厚互层紧密接触的特点(图 2),笔者将其称为近源凝灰岩致密油藏。

图 1 三塘湖盆地构造单元示意图 Fig.1 The tectonic units division of Santanghu Basin
图 2 M36致密油藏周边断裂分布及M36井互层源储关系 Fig.2 The distribution of faults around the tight oil reservoir of M36 and the relationship between source rock and reservoir in Well M36

三塘湖盆地上石炭统由下到上发育哈尔加乌组和卡拉岗组2个层系,通常又将哈尔加乌组以一套厚层沉积岩为标志层分为上、下2段。晚石炭世火山喷发剧烈,地层岩性以巨厚的偏基性火山岩为主,受海侵控制,火山喷发间歇期形成了几套沉积岩段,岩性以高炭泥岩、暗色泥岩为主,具有丰富的有机质碎屑,夹火山灰沉降形成的凝灰岩层,属于泻湖或滨浅海沉积[12-13]

2 烃源岩条件

研究过程中,对重点井的重点烃源岩层位重新取样100余件,另外应用前人样品56件,重新进行热解、TOC、色质谱等实验分析。在考虑岩性和深度差异的基础上,对烃源岩的丰度、类型、成熟度等进行了重新厘定,并分析了马朗凹陷上石炭统烃源岩的分布特征。在此基础上,笔者从凝灰岩致密油藏的角度制定了上石炭统烃源岩的评价标准。

2.1 烃源岩分布

受沉积环境影响,上石炭统发育的烃源岩岩性主要有高炭泥岩、暗色泥岩及凝灰质泥岩3种,泻湖环境下形成的黑色高炭泥岩是最主要的烃源岩类型。马朗凹陷上石炭统牛东构造周缘主要发育泻湖环境,向西南逐渐过渡到潮坪环境,到西南部凹陷中心为滨浅海沉积,形成一套滨浅海沉积为主的海陆过渡相火山喷发岩及火山碎屑岩沉积[14-15]。烃源岩单层厚度往往不超过20m,但最大累积厚度可超过100m,分布范围广且横向变化大,具有多个分散的厚度中心(图 3),平面上可划分为三大沉积中心:潟湖环境为主的牛东构造周缘烃源岩区、潮坪环境为主的凹陷中心烃源岩区及滨浅海沉积为主的额西南深洼烃源岩区[16-17]

图 3 哈尔加乌组上(a)、下(b)段烃源岩分布及热演化程度分布(据参考文献[16]修改) Fig.3 The distribution of thermal maturities of source rocks in Haerjiawu Formation
2.2 烃源岩地球化学特征

上石炭统烃源岩具有较高的有机质丰度和生烃潜力,有机碳含量(TOC)大于4%的样品超过70%,绝大多数样品的生烃潜量(S1+S2)大于10mg/g;HI-Tmax参数图版显示烃源岩有机质类型Ⅱ1、Ⅱ2和Ⅲ型均有分布,主要为Ⅱ1和Ⅱ2型,反映了以海陆过渡相为主的有机质来源[18];C29甾烷参数图版显示源岩处于成熟演化阶段,具有较好的生油条件(图 4)。

图 4 上石炭统烃源岩有机质丰度、类型和成熟度特点 Fig.4 Characteristics of organic matter abundance, types and maturity in Upper Carboniferous

在双对数坐标系下,上石炭统烃源岩的有机碳含量与生烃潜量具有较好的正相关关系(图 5),且两者数值明显受到源岩岩石类型的影响,而富有机质泥页岩在相同的温压条件下具有更多的微观孔隙空间[19],烃源岩生成的烃类更易排出。因此,对于上石炭统致密油藏高炭泥岩是最有效源岩,暗色泥岩次之,凝灰质泥岩较差(图 5)。对烃源岩成熟度与地层深度的关系进行研究发现,烃源岩在深度约2200m时Ro为0.8%,干酪根开始大量生烃;深度达到约3600m时Ro为1.2%,有机质演化进入高成熟阶段(图 6)。

图 5 有机碳含量和生烃潜量关系 Fig.5 The relationship of organic carbon content with hydrocarbon generation potential
图 6 烃源岩Ro随深度变化 Fig.6 Depth-changing trend diagram of the Ro value of the source rock
2.3 优质烃源岩评价

凝灰岩储层物性条件较差,油气充注条件苛刻,需要烃源岩大量生烃,产生足够的排烃压力,因而烃源岩累计厚度越厚越利于成藏[20]。综合烃源岩形成环境、岩石类型及其地球化学特征的研究,结合烃源岩埋深、钻探施工要求等条件,笔者制定了烃源岩分类评价指标(表 1),将其分为优质(极好)、好-中等和差3个级别,厚度较大、有机碳含量较高且处于主生烃演化阶段的烃源岩为优质烃源岩。其中优质烃源岩主要分布于牛东地区的潟湖、海湾环境,中等烃源岩分布于凹陷中心和西南深洼区的滨浅海环境,潮坪环境下的凝灰质泥岩质量较差。只有在大量生烃的优质烃源岩区才能形成足够的充注压力,使烃类在凝灰岩中聚集成藏。

表 1 上石炭统凝灰岩致密油藏烃源岩分类评价指标 Table 1 The evaluation standard of Upper Carboniferous source rock
3 储层条件 3.1 凝灰岩岩性与物性特征

结合岩心、薄片和扫描电镜的观察鉴定,证实上石炭统凝灰岩主要为晶屑凝灰岩、玻屑凝灰岩和岩屑凝灰岩(图 7),以及晶屑玻屑凝灰岩、晶屑岩屑凝灰岩等中间过渡类型,其中晶屑凝灰岩最常见。这是因为凝灰岩分布离火山口距离越小,较重的岩屑、晶屑含量越多,反之轻质玻屑含量变多,故沉积中心凝灰岩以玻屑凝灰岩为主,向沉积体边缘凝灰岩类型逐渐变为玻屑晶屑凝灰岩、岩屑凝灰岩,受火山活动影响大的沉积体外缘区域则以凝灰熔岩为主。马朗凹陷上石炭统火山口多位于盆地内沉积水体外缘,大量晶屑为主的火山灰就近沉降到水体中形成凝灰岩夹层(图 7)。

图 7 上石炭统凝灰岩岩心及薄片镜下特征 Fig.7 The core and thin section of Upper Carboniferous tuff C2h1—哈尔家乌组下段;C2h2—哈尔加乌组上段

上石炭统凝灰岩储层孔隙多为纳米-微米级,在扫描电镜下可见局部孔隙集中分布的现象,孔隙直径多小于5μm(图 8)。凝灰岩孔隙类型主要为原生的粒间孔、晶间孔,还有一定量的溶蚀孔隙、微裂缝等。次生溶孔与该时期跨区域的风化淋滤作用关系密切[21],微裂缝多为后期构造运动使近断裂部位岩层破裂产生,其具有储集空间和渗流通道的双重作用[22];凝灰岩中还普遍存在由玻璃质碎屑重结晶作用形成的次生脱玻化孔。

图 8 凝灰岩微观孔隙特征(M40井,哈尔加乌组下段,2734~2734.16m,右图为左图局部放大) Fig.8 The microscopic pore characteristics of tuff

研究发现,上石炭统致密储层总体具有中孔特低渗的特点,凝灰岩孔隙度主要分布于5%~10%之间,小于5%的样品近30%,小于10%的占90%以上;超过70%的凝灰岩样品渗透率小于0.1×10-3μm2,其中又有近50%的样品渗透率小于0.05×10-3μm2图 9)。这也说明,上石炭统凝灰岩孔渗特征符合目前致密储层的主流定义,研究区上石炭统凝灰岩油藏是典型的致密油藏。

图 9 上石炭统凝灰岩孔渗大小频率分布 Fig.9 The porosity and permeability frequency distribution of Upper Carboniferous tuff
3.2 凝灰岩孔隙发育程度对含油性的影响

研究发现,凝灰岩储层质量受岩石类型的影响,不同类型的凝灰岩储集性能不同。其中,玻屑凝灰岩与晶屑凝灰岩孔隙度较大,可以作为有效储层;岩屑凝灰岩孔隙度很低,充注难度大,很难作为有效储层(图 10)。将凝灰岩分类进一步细化,玻屑凝灰岩和晶屑玻屑凝灰岩中玻璃质碎屑含量较高,重结晶作用强,形成更多的脱玻化孔隙,因此物性较好,最有利于油气充注和聚集;而晶屑凝灰岩和玻屑晶屑凝灰岩脱玻化孔隙较少,孔渗条件稍差,可以作为较好的储集层;岩屑凝灰岩与凝灰熔岩孔隙度很低,为差储层,难以成为有效储层。

图 10 不同凝灰岩类型之间孔隙度差异 Fig.10 The difference of porosity between different tuff types

上石炭统凝灰岩孔隙度与渗透率有较好的正相关关系,且凝灰岩致密储层孔渗条件对含油级别的控制作用明显(图 11)。具体表现为:当孔隙度小于5%、对应渗透率小于0.07×10-3μm2时,凝灰岩基本没有油气显示,不含油;当孔隙度为5%~12%、对应渗透率为0.07~0.7×10-3μm2时,凝灰岩为级别较低的荧光显示,可作为中等储层;当孔隙度大于12%、对应渗透率大于0.7×10-3μm2时,储层含油性好,主要是油斑油迹的油气显示,为好的储层。

图 11 不同油气显示级别凝灰岩的孔渗差异 Fig.11 The difference of porosity and permeability in different kinds of tuff
3.3 有效储层特征

依据凝灰岩孔渗与其含油性的关系,将孔隙度5%、12%和渗透率0.07×10-3μ m2、0.7×10-3μ m2作为划分储层质量的标准。综合储层岩性及其对应的孔隙类型等条件,笔者将凝灰岩储层划分为好、中等和差3个级别(表 1)。好-中等级别凝灰岩储层可确定为有效储层,即凝灰岩有效储层的孔隙度下限为5%。鉴于距火山口的距离对凝灰岩岩石类型的控制作用和岩性特征对储层质量的影响,较好的储层主要分布在沉积中心区域,储层质量从沉积中心向沉积边缘火山口逐渐变差。

4 源储配置关系

对研究区内单井的综合研究发现,凝灰岩储层与烃源岩的配置具一定的规律性,以储层质量、岩性组合特征和成藏效果为依据,总结出4种源储配置类型。

近源凝灰岩指凝灰岩储层与源岩紧密接触或相邻的源储配置类型,可继续划分为厚层凝灰岩、互层凝灰岩和薄层凝灰岩3种类型(表 3),其中互层凝灰岩是最有效的源储配置类型。

表 2 上石炭统凝灰岩致密储层评价标准 Table 2 The evaluation standard of Upper Carboniferous tight tuff reservoirs
表 3 凝灰岩与烃源岩赋存关系分类 Table 3 Classifications of the occurrence relationship between tuff and source rock

厚层凝灰岩多发育于沉积中心的局部,纵向上位于沉积岩段底部,为火山喷发停滞时大量火山灰逐渐降落而成。因为烃源岩向下排烃极为困难,厚层凝灰岩只在与源岩接触部位可能充注少量油气。

互层凝灰岩主要分布于沉积中心区域,以物性较好的玻屑凝灰岩或晶屑玻屑凝灰岩为主,为沉积岩形成时火山灰快速沉降而成。其分布区域也是优质烃源岩分布区,能形成足够的排烃压力,使烃类向凝灰岩中聚集。其与烃源岩层近等厚互层的接触关系,为油气的充注与聚集提供了良好的条件,是最有利成藏的源储配置类型。

薄层凝灰岩主要分布在沉积体外缘部位,以物性差的岩屑凝灰岩为主,且储层和源岩均较薄,不利于油气聚集成藏。

远源凝灰岩是呈夹层分布在厚层火山熔岩中的凝灰岩,为火山喷发一个旋回结束时火山灰沉降,后又被下一期次的火山熔岩覆盖而成。其源储关系差,油气充注难度大。

5 成藏模式

通过前文所述可以明确,近源凝灰岩致密油藏成藏条件包括有效储层、优质源岩和有利的源储配置三方面,三者缺一不可,据此笔者总结了近源凝灰岩油藏的成藏模式(图 12)。近源凝灰岩致密油藏类似于岩性油气藏,凝灰岩有效储层相当于岩性油藏中孔渗条件较好而连续性差的砂岩甜点,储层与源岩紧密接触。

图 12 近源凝灰岩致密油藏源岩-储层-源储配置三元控藏成藏模式 Fig.12 The hydrocarbon accumulation model of near-source tight tuff reservoir controlled by source rock, reservoir and the disposition of source rock and reservoir

与常见的厚层砂体甜点不同,凝灰岩储层单层厚度不大,而是多个凝灰岩单层与烃源岩呈互层接触,烃源岩生成的烃类直接排入相邻的凝灰岩有效储层中聚集成藏,形成近源凝灰岩致密油藏。运移通道是烃源岩中的层理、微裂缝等,充注动力为烃源岩生烃产生的孔隙流体异常高压,油气运移和成藏方式应以幕式为主。晚白垩世的燕山运动使盆地产生大规模构造变形[23],地应力的变化打破了地层原有的平衡状态,为油气幕式运移提供了条件[24]

凝灰岩与源岩相间沉积、互层产出的特点反映了火山灰沉降与烃源岩沉积同时进行。沉积体中凝灰岩的单层厚度不大,说明火山灰沉积期相对短暂,表现在火山间歇性强烈爆发,大规模的火山灰短时期内沉降干扰了正常沉积。后期水流作用或生物活动,以及沉积过程中的差异压实使厚度有限的凝灰岩层连续性遭到破坏,形成断续分布的透镜体形态。

突降的火山灰使其下部整体突发性缺氧,动植物大量死亡,而火山物质又为微生物的繁衍提供了营养,促使生物再次大量繁殖,凝灰岩层还可为烃源岩的保存提供必要的还原环境[25]。因此,凝灰岩为上石炭统沉积岩段优质烃源岩的形成创造了条件。

凝灰岩中放射性元素的含量通常较高,使地层热流值变大,能够促进烃源岩热演化生烃作用[26],产生巨大排烃压力,油气沿优势通道充注到物性较好的凝灰岩中聚集成藏,烃源岩与凝灰岩在成藏过程中相互配置是致密油藏形成的关键。

6 结论

(1)上石炭统储集性能较好的凝灰岩主要为晶屑凝灰岩和玻屑凝灰岩,主要的储集空间类型为脱玻化孔、晶间溶孔、粒间孔等。凝灰岩储层含油性与其孔渗条件相关,孔隙度和渗透率越大,储层含油性越好,孔隙度在大于5%、对应渗透率大于0.07× 10-3μm2的凝灰岩含油性较好,可以作为有效储层。有效储层主要分布在沉积中心位置。

(2)烃源岩有机碳含量在4.0%以上,对应生烃潜量大于10%,且以Ⅱ1型为主的有机质类型,Ro大于0.8%的高炭泥岩、暗色泥岩为优质烃源岩。

(3)近源凝灰岩致密油藏类似于岩性油气藏,凝灰岩有利储层相当于砂岩岩性油藏中孔渗条件较好而连续性较差的“甜点”。油气充注的动力主要为构造应力和烃源岩生烃产生的孔隙流体压力,晚白垩世燕山期的盆地发生了大规模构造变形,为油气幕式运移提供了条件,是主要的成藏时期。

(4)有效储层、优质烃源岩和互层型的源储配置是近源凝灰岩致密油藏形成的关键。

致谢: 审稿专家中国地质调查局西安地质调查中心卢进才教授级高级工程师提出了诸多宝贵建议,受益良多,文章编写和工作中得到中国石油大学(北京)郭小波、马剑博士及油田研究院项目组研究人员的极大帮助,实验室谌志远博士、韩为硕士在实验检测及分析过程中给予的帮助,在此一并致谢。

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