高 崗,柳廣弟,黃志龍

(油氣資源與探測國家重點實驗室(中國石油大學),北京 102249)

斷層對油氣的相對封閉性和絕對開啟性分析
——以準噶爾盆地西北緣八區(qū)—百口泉區(qū)二疊系油氣特征為例

高 崗,柳廣弟,黃志龍

(油氣資源與探測國家重點實驗室(中國石油大學),北京 102249)

通過對準噶爾盆地西北緣八區(qū)—百口泉區(qū)夏子街組和風城組斷層油氣藏油氣特征的分析,探討了斷層的封閉性與開啟性。對于斷層油氣藏來說,油氣特征在平面上的差異與斷層封閉性有密切關系。封閉性好的斷層油氣藏由于油氣重力分異作用,從油氣藏底部到頂部,原油溶解氣和天然氣中甲烷等輕組分含量將不斷升高,原油密度和粘度會逐漸降低。而封閉性差的斷層油氣藏越靠近斷層,輕組分越容易散失,從油氣藏底部到頂部,原油溶解氣和天然氣中甲烷等輕組分含量將不斷降低,原油密度和粘度逐漸升高。不同斷層油氣藏的各種成藏條件相同時,由于斷層封閉性不同,油氣總體特征發(fā)生變化。研究區(qū)斷層油氣藏上傾部位的斷層在不同部位封閉性有差異,斷層基本都有不同程度的絕對開啟性,而封閉性是相對的。通過對比分析認為八區(qū)夏子街組和風城組油氣藏的斷層封閉性要好于百口泉區(qū)。

斷層封閉性;原油密度;原油溶解氣;斷層油氣藏;準噶爾盆地

從國內外含油氣盆地的勘探實踐來看,斷裂在油氣運移和聚集成藏的過程中起著非常重要的作用[1-3]。油氣的運移和聚集是在地層構造格架中進行的,油氣的分布受沉積旋回和構造旋回的控制,油氣富集的層位與斷裂密切相關[4-5]。目前有關斷裂在活動期和靜止期起通道作用還是封堵作用的認識大體趨于一致,即無論斷裂的性質如何,在斷裂活動期主要起運移通道的作用,在斷裂靜止期主要起封堵作用[6-9]?；顒悠谄鹜ǖ雷饔萌菀桌斫?而靜止期就一定起封堵作用則有推敲余地。事實上斷層尤其是較大規(guī)模的斷層,往往呈斷裂帶的形式分布,斷裂帶內的巖石由于構造擠壓、破碎等呈角礫巖或巖石顆粒,并且在斷層的不同部位由于構造作用力的強弱、方向、巖性、成巖作用等會發(fā)生變化,斷裂帶的厚度、巖石顆粒與角礫大小、成巖程度等都會有所不同[10-11],因而在空間上對油氣運移和封堵的作用肯定不同。在斷層封堵性方面,人們提出了斷層兩盤砂泥對接封閉機理、泥質充填封閉機理和后期成巖封閉機理等,并利用各種定性與定量方法進行封閉性評價[12-17]。但這些方法都是間接地評價斷層封閉性,沒有涉及能夠反映斷層封閉性的一些直觀的油氣特征方面的信息。本文將從與斷層直接相關的油氣分布特征入手,分析準噶爾盆地西北緣八區(qū)—百口泉區(qū)二疊系風城組與夏子街組的斷層封閉性。

1 基本地質特征

八區(qū)—百口泉區(qū)位于準噶爾盆地西北緣克夏斷階帶前緣斜坡部位(圖1)。該斷階帶為一隱伏的逆掩斷裂帶,由西準噶爾洋在晚古生代向哈薩克斯坦板塊俯沖、消減乃至發(fā)生碰撞而形成,表現為疊瓦斷層與前緣單斜的組合形式。不同的斷裂近于平行,斷面均北西傾,上陡下緩,相關地層構造線總體大致平行于斷裂帶走向。斷裂帶主要為上石炭統(tǒng)—三疊系的推覆體,其上為侏羅—白堊系的楔頂超覆沉積,超覆沉積邊界構成了盆—山的自然地理邊界。斷裂明顯控制了兩側的沉積建造,斷裂帶及其西北側為基巖裸露或埋藏區(qū)。斷裂帶下盤從下到上分布著石炭系、佳木河組、風城組、夏子街組和烏爾禾組。八區(qū)—百口泉區(qū)已發(fā)現的二疊系油氣藏主要分布在夏子街組和風城組,分別為八區(qū)805井區(qū)風城組、夏子街組油氣藏和八區(qū)530井區(qū)與百口泉區(qū)百21井區(qū)夏子街組油氣藏。另外,八區(qū)805井區(qū)下烏爾禾組底部也有少量油氣。這些油氣藏均位于斷裂帶斷層下盤,上傾方向為斷層遮擋,所以,油氣藏主要為傾斜地層上傾方向斷層遮擋的斷層油氣藏,局部有不整合遮擋作用存在,但總體仍然是斷層的封閉與開啟性對油氣藏的形成和保存起著極為關鍵的作用。

圖1 準噶爾盆地西北緣八區(qū)—百口泉區(qū)構造位置Fig.1 Structure location of the region 8 and Baikouquan of the northwest margin,the Junggar Basin

2 原油特征

根據原油物性分析結果,八區(qū)—百口泉區(qū)二疊系原油密度一般低于0.9 g/cm3,粘度一般低于50 mPa·s,二者具有較好的正相關,原油基本為正常原油。地面原油密度分布特征(圖2)顯示,從整個研究區(qū)來看,總體上靠近斷層的部位原油密度大,遠離斷層的下傾部位原油密度小,具有較好的規(guī)律性變化。但對于具體的油氣藏來看,參數的變化又具有一定異常,這種異常是斷層封閉性差異的重要反映。一般來說,對于封閉性好的油氣藏,由于油氣重力分異作用,越靠近油氣藏頂部或上部,原油密度和粘度越低,越靠近底部或下部越高。如果出現相反的情況,則預示了頂部封閉性差,較輕的烴類組分部分或大部分通過斷層散失了。

2.1 夏子街組原油密度變化特征

805井區(qū)夏子街組油氣藏原油密度在油氣藏中部和下傾部位偏低,從0.83 g/cm3到0.84 g/cm3變化,向東北方向接近斷層的部位和向西南接近不整合面的部位以及向西北方向原油密度都逐漸增加,從0.84 g/cm3變化到0.86 g/cm3以上,其中在油氣藏西北部靠近斷層部位存在部分巖性變化形成的遮擋。530井區(qū)夏子街組油氣藏原油密度總體從下傾部位向斷層部位也逐漸增大,從0.855 g/cm3變化到0.865 g/cm3以上(圖2a)。更仔細的觀察還發(fā)現,從805井區(qū)中部上傾部位斷層向530井區(qū)上傾部位斷層,原油密度逐漸升高(圖2a),這反映了斷層不同部位封閉性的差異,靠近斷層部位原油密度越小,封閉性越好,反之,則越差。所以,從805井區(qū)中部上傾部位斷層到530井區(qū)上傾部位斷層,封閉性逐漸變差。530井區(qū)原油密度總體高于805井區(qū),宏觀上也反映了530井區(qū)上傾部位斷層比805井區(qū)上傾部位斷層封閉性要差。到530井區(qū)東北部斷層封閉性更差,儲集層以產水為主,僅有油氣顯示(圖2a)。805井區(qū)夏子街組油氣藏西側為不整合遮擋,隨著向不整合越來越近,原油密度有不斷升高的特征(圖2a),反映了不整合也不是完全封閉的,也有較輕組分的散失,與斷層有相似之處。

百口泉區(qū)夏子街組油氣藏為單斜地層上傾方向被交叉斷層遮擋而形成的斷層油氣藏,構造線與2個斜交斷層均斜交,三者組成三角形區(qū)域,向較差斷層交叉點靠近,構造線逐漸升高。原油密度的分布與五區(qū)有類似之處,但靠近西側和北側原油密度變化特征不同。在西側,靠近斷層部位原油密度有從南到北逐漸增加趨勢,大體從0.83 g/cm3變化到0.86 g/cm3以上。從油氣藏下部向油氣藏北部斷層過渡,原油密度逐漸升高,大體從0.85 g/cm3變化到0.865 g/cm3以上,在北部斷層部位沿斷層方向原油密度稍有變化,但大體一致(圖2a)。這種原油密度的變化特征說明,西側斷層南部封閉性要好于北部,并且從南到北封閉性依次逐漸變差。北側斷層總體封閉性要比西側斷層差,是油氣散失的重要通道,這些散失的油氣向斷層上盤更高部位的儲集層運移,并二次成藏,其橫向運移距離比較大,因此該區(qū)構造高部位的二疊系、三疊系和侏羅系都有油氣藏分布,與原油沿斷層的垂向運移有密切關系。

2.2 風城組原油密度變化特征

風城組油氣藏主要分布在805井區(qū),構造特征與夏子街組油氣藏類似,北部上傾方向斷層遮擋,西側為不整合遮擋(圖2b)。原油密度變化也與夏子街組類似,油氣藏中部檢烏22井和檢烏30井區(qū)周圍原油密度低,在0.85～0.86 g/cm3之間。從油氣藏中部向東北方向斷層部位原油密度從0.845 g/cm3不斷升高到0.875 g/cm3,從油氣藏中部向西側靠近不整合部位原油密度從0.845 g/cm3逐漸增大至0.89 g/cm3,增加的幅度更大(圖2b),似乎預示了不整合比斷層的封閉性要差。油氣藏中部上傾部位斷層封閉性相對要好,向東北和西南封閉性都逐漸變差,因而造成了油氣藏東北部鉆井以產水為主。

圖2 準噶爾盆地西北緣夏子街組和風城組原油密度分布Fig.2 Crude oil density distribution of Xiazijie Formation and Fengcheng Formation in the northwest margin of Junggar Basin

2.3 原油生物標志物特征

根據八區(qū)—百口泉區(qū)夏子街組原油甾萜烷分析測試結果,萜烷的主要特征是三環(huán)萜烷相對含量高,三環(huán)萜烷中以C20、C21、C23含量普遍較高,C21稍高于C23而低于C20;伽馬蠟烷相對含量較高,伽馬蠟烷含量大致介于17α(H),21β(H)–29-升藿烷22S和17α(H),21β(H)–29-升藿烷22R之間;C24四環(huán)萜烷相對含量普遍低于C26三環(huán)萜烷相對含量(圖3)。有一定量的β-胡蘿卜烷。甾烷中,5α,14α,17α-20R-膽甾烷相對含量較低,5α,14α,17α-20R-麥角甾烷和5α,14α,17α-20R-谷甾烷相對含量較高,三者呈不規(guī)則的“/”型分布(圖3)。重排甾烷含量較低。兩個地區(qū)的原油極為相似,來源和成熟度應該一致。

油源對比認為,原油主要來自風城組湖相烴源巖。風城組原油與夏子街組原油甾萜烷特征類似,均來自風城組湖相烴源巖。上述特征說明,八區(qū)與百口泉區(qū)夏子街組和風城組原油的來源是一致的,均來自瑪湖凹陷的成熟度相近的風城組烴源巖。這進一步表明原油經過運移聚集于油氣藏中的原始狀態(tài)和特征應該是相似的,現今原油物性的分布差異主要與保存條件和散失特征有關,即原油物性分布特征等可以反映斷層和不整合的封閉性。

圖3 準噶爾盆地西北緣八區(qū)—百口泉區(qū)夏子街組原油甾萜烷色譜—質譜對比Fig.3 Mass spectrogram contrast of sterane and terpane in oil of the region 8 and Baikouquan of northwest margin,the Junggar Basin

3 天然氣特征

八區(qū)—百口泉區(qū)夏子街組和風城組的天然氣均為原油溶解氣,油氣藏壓力均高于飽和壓力,說明油氣藏不飽和。不飽和油氣藏一方面與油氣運移、聚集時油氣的不飽和有關,也與成藏后的封閉性和保存條件有關。八區(qū)與百口泉區(qū)的夏子街組和風城組原油基本特征相似,來源相近,油氣藏埋深也相近,說明其原始油氣藏的油氣比等特征應該差別不大。但通過夏子街組油氣藏原始溶解氣油比對比發(fā)現,805井區(qū)油氣藏原始溶解氣油比最高,為179 m3/m3左右,530井區(qū)也較高,在154 m3/m3左右,百口泉區(qū)明顯偏低,為47 m3/m3左右(圖4)。說明了八區(qū)夏子街組油氣藏的斷層封閉性要好于百口泉區(qū),這與原油物性分布反映的封閉性特征是一致的。

研究區(qū)天然氣由烴類和非烴類組成,烴類為主,非烴較少。烴類含量為75%～98%,非烴含量一般低于7%。烴類中甲烷為主,體積百分含量主要為64%～89%,重烴含量也較高,為12%～26%,干燥系數(C1/C1-5)為0.74～0.89,表明天然氣均為濕氣。iC4/nC4基本在1左右,反映了天然氣類型一致,與原油同時運移而來,應屬于與風城組烴源巖有關的油型氣。

非烴主要為氮氣和二氧化碳,其中氮氣含量較高,主要為2%～7%,二氧化碳含量低,一般在2%以下。從油氣藏天然氣特征對比來看,百口泉區(qū)天然氣輕組分甲烷含量總體較低,相對密度總體較高,氮氣含量總體較高,干燥系數偏低(圖5,6)。805井區(qū)和530井區(qū)分布較為集中,與百口泉區(qū)分布于不同區(qū)域,輕組分甲烷含量總體較高,相對密度總體較低,氮氣含量總體較低,干燥系數偏高(圖5,6),這種特征與上述對斷層封閉性的分析結果是一致的。百口泉區(qū)斷層主要是北側斷層,封閉性較差,輕組分易于散失,氮氣與甲烷相比分子量大,因而相對富集。八區(qū)斷層封閉性相對好于百口泉區(qū),由于530井區(qū)和805井區(qū)溶解氣油比差別不是很大,因而,天然氣組成上2個井區(qū)的特征區(qū)分不是很明顯,反映總體封閉性好于百口泉區(qū)。

圖4 準噶爾盆地西北緣八區(qū)—百口泉區(qū)夏子街組油氣藏原始溶解氣油比對比Fig.4 Contrast of ratio of dissolved gas to oil of Xiazijie Formation in the region 8 and Baikouquan of northwest margin,the Junggar Basin

4 結論

斷層油氣藏油氣特征的平面分布差異可以反映斷層不同部位的封閉性好壞。如果斷層封閉性好,由于油氣重力分異作用,從油氣藏底部到頂部,原油溶解氣和天然氣中甲烷等輕組分含量不斷升高,原油密度和粘度逐漸降低。如果斷層封閉性差,則越靠近斷層,輕組分越容易散失,從油氣藏底部到頂部,原油溶解氣和天然氣中甲烷等輕組分含量不斷降低,原油密度和粘度逐漸升高。成藏條件相同的不同斷層油氣藏,由于斷層封閉性的差異,油氣總體特征會發(fā)生變化。準噶爾盆地西北緣八區(qū)—百口泉區(qū)夏子街組與風城組油氣藏斷層在不同部位封閉性有差異,斷層基本都有不同程度的絕對開啟性,而封閉性是相對的,總體上八區(qū)的斷層封閉性要好于百口泉區(qū)。

圖5 天然氣相對密度—甲烷含量對比Fig.5 Relation of methane content with relative density of natural gas

圖6 天然氣干燥系數—氮氣含量對比Fig.6 Relation of nitrogen content with dry coefficient of natural gas

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(編輯黃 娟)

ANALYSIS OF RELATIVE SEALING AND ABSOLUTE PERMEABILITY OF FAULT—TA KING PERMIAN HYDROCARBON CHARACTERISTICS OF THE REGION 8 AND THE BAIKOUQUAN AREA,NORTHWEST MARGIN,THE JUNGGAR BASIN FOR EXAMPL E

Gao Gang,Liu Guangdi,Huang Zhilong
(State Key Laboratory of Petroleum Resource and Prospecting,China University of Petroleum,Beijing102249,China)

In this paper,according to the characteristic analysis of oil and gas of the Xiazijie and Fengcheng Formation in fault oil field of the region 8 and the Baikouquan area of the Northwest margin,theJunggar Basin,the authors discussed the fault’s property of sealing and unsealing.Ordinarily,for the fault oil and gas accumulation,there is an intimate relation between the horizontal distribution features of hydrocarbon characteristics and the sealing property of the fault.In a strong sealing fault hydrocarbon reservoir,because of the gravitational force differentiation of oil and gas,the contents of dissolved gas in the crude oil and methane will gradually increase and the density and the viscosity of crude oil will decrease from the bottom to the top of reservoir.While in a poor sealing fault hydrocarbon reservoir,the righter hydrocarbons are easily lost near the fault.From the bottom to the top of the fault reservoir,the contents of dissolved gas in crude oil and methane will gradually decrease and the density and the viscosity of crude oil will increase.When different hydrocarbon reservoirs have same pool formation conditions,the characteristics of oil and gas will have a regularity alteration owing to the different sealing property.In the research area,there is different degree sealing to updip faults of the hydrocarbon reservoir.They have all absolute unsealing and relative sealing.For the hydrocarbon reservoir of the Xaizijie and Fengcheng Formation,there is a relatively better sealing in the region 8 than in the Baikouquan area.

fault sealing;density of crude oil;dissolved gas;fault reservoir;Junggar Basin

TE122.3

A

1001-6112(2010)03-0218-05

2009-11-23;

2010-04-06。

高 崗(1966—),男,博士,副教授,從事油氣勘探與開發(fā)的科研與教學工作。E-mail:gaogang2819@sina.com。

國家重點基礎研究發(fā)展計劃(973計劃)項目(2007CB209503)資助。