邊瑞康，張培先，鄧飛涌，鄭兆惠，王廣源，徐忠美

(1. 中國地質(zhì)大學(xué)(北京) 海相儲(chǔ)層演化與油氣富集機(jī)理教育部重點(diǎn)實(shí)驗(yàn)室，北京，100083；2. 中國石油西南油氣田蜀南氣礦，四川 瀘州，646000；3. 北京信必優(yōu)信息技術(shù)有限公司，北京，100085)

根緣氣是以根狀氣形式存在于致密砂巖儲(chǔ)層中的天然氣聚集，即致密砂巖儲(chǔ)層與氣源巖大面積接觸，天然氣進(jìn)入致密砂巖后以活塞式運(yùn)移方式運(yùn)移并聚集在致密砂巖底部，形成氣藏與源巖直接接觸的特點(diǎn)。根緣氣藏概念的提出是對(duì)前人深盆氣藏和盆地中心氣藏研究成果的發(fā)展[1-2]?！吧钆铓狻笔荕asters[3]在對(duì)西加拿大盆地的埃爾母華士、牛奶河以及美國的圣胡安盆地氣田特點(diǎn)總結(jié)基礎(chǔ)上所提出的象形概念，它從氣藏頂部特征入手，強(qiáng)調(diào)需要批量鉆井才能確定的“氣水倒置”關(guān)系；Rose等[4]在研究拉頓盆地時(shí)，提出了“盆地中心氣”術(shù)語，它從氣藏底部特征入手，強(qiáng)調(diào)氣藏的“無邊底水”特征，雖然這一術(shù)語更有益于氣藏類型的識(shí)別，但對(duì)“無邊底水”特征的確定仍然不是一件容易實(shí)現(xiàn)的事情，也需到大量鉆井才能實(shí)現(xiàn)；而“根緣氣”則從氣藏內(nèi)部結(jié)構(gòu)入手，強(qiáng)調(diào)“致密砂巖底部含氣”這一特征，且單口鉆井即可識(shí)別該特征，從而確定氣藏類型[2]。因此，“根緣氣”既能在機(jī)理上給出明確的成藏解釋，又能在識(shí)別方法上進(jìn)行快捷操作，易于在早期鉆井資料較少情況下對(duì)天然氣的聚集類型予以確定，對(duì)勘探方向和方法予以預(yù)測(cè)和參考。目前，在我國已有根緣氣產(chǎn)出及相關(guān)研究成果，主要集中在四川盆地和鄂爾多斯盆地等中西部地區(qū)[5-7]，東部斷陷盆地內(nèi)根緣氣研究仍是一個(gè)前緣課題。遼河坳陷東部凹陷沙三段致密砂巖含氣普遍存在，因此，此類氣藏的研究對(duì)于認(rèn)清該地區(qū)天然氣的成藏規(guī)律和尋找新的天然氣勘探領(lǐng)域有著重要意義。

1 根緣氣成藏條件

根緣氣在運(yùn)移機(jī)理上為典型的活塞式運(yùn)移機(jī)理[8-9]?；钊竭\(yùn)移機(jī)理實(shí)質(zhì)上就是致密砂巖儲(chǔ)層中生烴膨脹力與毛細(xì)管力的平衡，是特殊儲(chǔ)層介質(zhì)條件下能量場(chǎng)的平衡，因此，大面積分布的致密砂巖儲(chǔ)層及充足氣源成為根緣氣成藏的必要條件。

1.1 儲(chǔ)層條件

儲(chǔ)層致密是氣水不能進(jìn)行自由空間交換的前提，根緣氣形成的孔隙度和滲透率上限一般為 13%和1.5×10-3μm2[10]。遼河坳陷東部凹陷碎屑巖儲(chǔ)層以巖屑質(zhì)長石砂巖為主，石英含量(質(zhì)量分?jǐn)?shù)，下同)占碎屑物總量的10%～50%，平均為39.3%；長石含量一般為18%～51%，平均為35.7%；巖屑含量平均為19%[11]。通過對(duì)涵蓋凹陷內(nèi) 11個(gè)油氣田多口鉆井的孔隙度和滲透率數(shù)據(jù)的分層統(tǒng)計(jì)，結(jié)果顯示(見表1)：東部凹陷儲(chǔ)層物性受機(jī)械壓實(shí)作用控制明顯，上部東營組和沙一、二段儲(chǔ)層物性較好，下部沙三段儲(chǔ)層物性較差。東營組僅14.6%的砂巖儲(chǔ)層孔隙度≤13%，11.4%的滲透率≤1.5×10-3μm2，沙一、二段僅27.5%的孔隙度≤13%，6.7%的滲透率≤1.5×10-3μm2，均未形成較大規(guī)模的致密儲(chǔ)層發(fā)育帶，因此不是根緣氣藏發(fā)育的有利層段；而沙三段45.1%的孔隙度≤13%，25.5%的滲透率≤1.5×10-3μm2，形成較大規(guī)模的致密儲(chǔ)層發(fā)育帶，故從儲(chǔ)層發(fā)育條件分析，沙三段為根緣氣藏形成最為有利的層段。

作為典型的新生代裂谷凹陷，遼河坳陷東部凹陷的發(fā)育和演化經(jīng)歷了地殼的拱張、裂陷和坳陷3大階段[12-15]。沙三段沉積時(shí)期，凹陷進(jìn)入裂陷階段，受主干斷裂強(qiáng)烈活動(dòng)影響，凹陷基底開始斷裂并大幅度陷落，形成廣泛的淺湖—半深湖—深湖環(huán)境，沉積分布較廣的沙三下部大套泥巖段。沙三段晚期，基底斷塊活動(dòng)開始減弱，使整個(gè)凹陷處于相對(duì)隆起狀態(tài)，從而進(jìn)入水退期，沉積物供給充足，發(fā)育大型三角洲，這些三角洲砂巖在后期成巖演化過程中普遍致密化(見圖1)，在凹陷北部茨榆坨—牛居地區(qū)、中部歐利坨子地區(qū)和南部黃金帶—大平房地區(qū)形成致密儲(chǔ)層發(fā)育帶(見圖 2)，為根緣氣藏的發(fā)育提供了良好的儲(chǔ)層條件。

1.2 烴源巖

東部凹陷主要發(fā)育有古近系沙三段、沙一二段和東營組3套烴源巖，巖性主要為深湖－半深湖相泥巖，部分地區(qū)夾厚度不等的沼澤相煤系地層[16]。由于根緣氣藏大規(guī)模的形成要求烴源巖主要位于致密砂巖儲(chǔ)層下部，或互層出現(xiàn)，因此對(duì)于沙三段內(nèi)的根緣氣藏而言，沙一、二段和東營組的烴源巖貢獻(xiàn)不大，以沙三段內(nèi)的烴源巖供氣為主。

沙三段烴源巖自下而上又可分為沙三中下和沙三上2段，沙三中下段源巖在東部凹陷廣泛發(fā)育，總體上呈現(xiàn)出南北厚中間薄的“啞鈴狀”分布特征，南部地區(qū)駕掌寺洼陷最大厚度逾千米，其它地區(qū)厚度一般介于100～500 m。沙三上段烴源巖分布面積和厚度均較沙三下段小，也呈現(xiàn)出南北厚中間薄的“啞鈴狀”特征，以凹陷北部的牛居－長灘地區(qū)為最厚，最大厚度為700 m；其次為南部的駕掌寺洼陷，最大厚度為400 m。

沙三段烴源巖干酪根類型整體上以利于生氣的ⅡB型和Ⅲ型為主(見圖3)。烴源巖熱解分析表明沙三段有機(jī)質(zhì)豐度高(見表2)，其中平均總有機(jī)碳(TOC)含量達(dá)到7.02%。熱演化程度方面，通過對(duì)53口鉆井的382個(gè)有機(jī)質(zhì)成熟度(Ro)進(jìn)行統(tǒng)計(jì)，得到Ro的最小值為0.3%，最大值為1.7%，平均值為0.6%。腐殖型有機(jī)質(zhì)Ro達(dá)到0.5%即進(jìn)入成熟階段，而沙三段76%的Ro達(dá)到了這一標(biāo)準(zhǔn)，表明沙三段烴源巖已進(jìn)入大規(guī)模生氣階段。

根據(jù)烴源巖類型、厚度、總有機(jī)碳含量和熱演化程度等指標(biāo)，對(duì)東部凹陷累計(jì)生氣強(qiáng)度進(jìn)行了模擬計(jì)算，結(jié)果顯示(見圖4)，東部凹陷沙三段累計(jì)生氣強(qiáng)度高值區(qū)主要位于凹陷南部的黃金帶—大平房地區(qū)和北部的牛居—青龍臺(tái)地區(qū)等深凹部位，形成2個(gè)沿凹陷展布方向發(fā)育的生氣帶。北部生氣帶最大累計(jì)生氣強(qiáng)度達(dá)到6×108m3/km2，南部生氣帶最大累計(jì)生氣強(qiáng)度超過16×108m3/km2，為該地區(qū)根緣氣藏的形成提供了充足的氣源保障。

表1 遼河坳陷東部凹陷各層段孔隙度、滲透率統(tǒng)計(jì)表Table 1 Statistical list of porosity and permeability in different formations of eastern sag of Liaohe depression

圖1 遼河坳陷東部凹陷沙三段致密砂巖儲(chǔ)層特征Fig.1 Characteristic of tight sandstone reservoir in S3 of eastern sag of Liaohe depression

圖2 遼河坳陷東部凹陷沙三段砂巖孔隙度等值線平面分布圖Fig.2 Porosity distribution map of sandstone in S3 of eastern sag of Liaohe depression

表2 東部凹陷沙三段烴源巖熱解分析Table 2 Thermal decomposition analyses of source rocks in S3 of Eastern Depression

圖3 遼河坳陷東部凹陷沙三段烴源巖干酪根元素組成范氏圖Fig.3 Van Krevelen diagram of kerogen elements of source rocks in S3 of eastern sag of Liaohe depression

2 根緣氣分布預(yù)測(cè)

與常規(guī)儲(chǔ)層氣受浮力作用并從砂巖頂部開始聚集不同，根緣氣的形成受儲(chǔ)層孔喉半徑等因素的制約，天然氣在致密砂巖中不受或不完全受浮力作用控制，而是從底部對(duì)砂巖內(nèi)地層水進(jìn)行整體排驅(qū)，優(yōu)先聚集于砂巖底部，因此，致密砂巖底部含氣成為該類氣藏區(qū)別于常規(guī)儲(chǔ)層氣藏的基本標(biāo)志。前人所述“氣水倒置”、“無邊底水”、“不規(guī)則含氣”、“長井段含氣”、“氣水關(guān)系復(fù)雜”等均屬于根緣氣“致密砂巖底部含氣”的表現(xiàn)形式或演變結(jié)果[17]。

通過對(duì)東部凹陷多口鉆井綜合錄井圖分析發(fā)現(xiàn)，其中至少有73口井的綜合錄井圖有明顯的氣測(cè)異常，顯示沙三段內(nèi)致密砂巖段底部含氣。以茨611井為例，沙三段2 786～2 850 m，砂巖段平均孔隙度為9%，屬于致密砂巖類型，并形成多個(gè)砂泥巖互層段，其中 3個(gè)致密砂巖段底部氣測(cè)曲線數(shù)值表現(xiàn)為高異常(圖5)。

對(duì)以上 73口鉆井致密砂巖底部含氣層段進(jìn)行厚度統(tǒng)計(jì)，并將其成圖(見圖6)，結(jié)果顯示，沙三段單井累計(jì)致密砂巖底部含氣層段最大厚度為146 m，平均厚度為52 m，在東部凹陷的北部和南部均有分布。其中，北部以茨榆坨—牛居地區(qū)為中心，最大厚度達(dá)到70 m以上；南部以黃金帶—大平房地區(qū)為中心，最大厚度達(dá)到50 m以上。成藏條件分析認(rèn)為，上述2個(gè)地區(qū)在致密砂巖儲(chǔ)層和烴源巖發(fā)育方面也是東部凹陷最為有利的地區(qū)。因此，綜合成藏條件和勘探實(shí)踐，認(rèn)為東部凹陷北部茨榆坨—牛居地區(qū)和南部黃金帶—大平房地區(qū)為根緣氣藏發(fā)育最有利區(qū)。

圖4 遼河坳陷東部凹陷沙三段累計(jì)生氣強(qiáng)度等值線平面圖Fig.4 Cumulative gas generation intensity map of S3 in eastern sag of Liaohe depression

圖5 遼河坳陷東部凹陷茨611井沙三段綜合錄井圖Fig.5 Composite log of Well Ci 611 of S3 in eastern sag of Liaohe depression

圖6 遼河坳陷東部凹陷沙三段致密砂巖含氣段厚度等值線圖Fig.6 Gas bearing thickness map of tight sandstone in S3 of eastern sag of Liaohe depression

3 結(jié)論

(1) 成藏條件分析認(rèn)為，遼河坳陷東部凹陷沙三段具有根緣氣藏發(fā)育的基本地質(zhì)條件。沙三段晚期沉積環(huán)境，以及后期成巖演化作用，使沙三段 45.1%的砂巖儲(chǔ)層孔隙度≤13%，25.5%的滲透率≤1.5×10-3μm2，形成了較大規(guī)模的致密砂巖發(fā)育帶，成為根緣氣儲(chǔ)層發(fā)育的主體；沙三段烴源巖干酪根類型以利于生氣的ⅡB型和Ⅲ型為主。據(jù)源巖有機(jī)質(zhì)豐度分析，該段烴源巖已進(jìn)入大規(guī)模生氣階段，為根緣氣藏的形成提供了有力的氣源保障。

(2) 由于運(yùn)聚機(jī)理與常規(guī)儲(chǔ)層氣不同，根緣氣具有致密砂巖底部含氣特點(diǎn)，故在氣測(cè)曲線形態(tài)上形成下部異常的特征。對(duì)東部凹陷多口鉆井沙三段致密砂巖底部含氣層段進(jìn)行厚度統(tǒng)計(jì)，結(jié)果顯示凹陷北部茨榆坨—牛居地區(qū)和南部黃金帶—大平房地區(qū)為致密砂巖底部含氣段累計(jì)厚度最大值發(fā)育區(qū)，儲(chǔ)層和烴源巖條件分析也顯示這2個(gè)地區(qū)為根緣氣成藏條件最有利地區(qū)，因此，綜合成藏條件和勘探實(shí)踐，認(rèn)為上述 2個(gè)地區(qū)為根緣氣藏發(fā)育最有利地區(qū)。

[1] 張金川. 根緣氣(深盆氣)的研究進(jìn)展[J]. 現(xiàn)代地質(zhì), 2003,17(2): 210.ZHANG Jin-chuan. Recent progresses of source-contacting gas(deep basin gas)[J]. Geoscience, 2003, 17(2): 210.

[2] 張金川. 從“深盆氣”到“根緣氣”[J]. 天然氣工業(yè), 2006, 26(2):46-48.ZHANG Jin-chuan. From “deep basin gas” to “source-contacting gas”[J]. Natural Gas Industry, 2006, 26(2): 46-48.

[3] Masters J A. Deep basin gas trap, Western Canada[J]. AAPG,1979, 63(2): 152-181.

[4] Rose P R, Everett J R, Merin I S. Possible basin centered gas accumulation, Roton Basin, Southern Clorado[J]. Oil & Gas Journal, 1984, 82(40): 190-197.

[5] 何斌, 馬峰. 關(guān)于中國深盆氣勘探的幾點(diǎn)認(rèn)識(shí)[J]. 勘探家,1999, 4(3): 63-65.HE Bin, MA Feng. Recognition on the exploration for deep basin gas in China[J]. Petroleum Explorationist, 1999, 4(3): 63-65.

[6] 閔琪, 楊華, 付金華. 鄂爾多斯盆地的深盆氣[J]. 天然氣工業(yè),2000, 20(6): 11-15.MIN Qi, YANG Hua, FU Jin-hua. Deep basin gas in Ordos Basin[J]. Natural Gas Industry, 2000, 20(6): 11-15.

[7] 宋巖, 洪峰. 四川盆地川西坳陷深盆氣地質(zhì)條件分析[J]. 石油勘探與開發(fā), 2001, 28(2): 11-14.SONG Yan, HONG Feng. The geological conditions of deep basin gas in western depression of Sichuan Basin[J]. Petroleum Exploration and Development, 2001, 28(2): 11-14.

[8] 金之鈞, 張金川. 深盆氣成藏機(jī)理[J]. 地學(xué)前緣, 2002, 9(3):208.JIN Zhi-jun, ZHANG Jin-chuan. Deep basin gas accumulation mechanism[J]. Earth Science Frontiers, 2002, 9(3): 208.

[9] 張金川, 張杰. 深盆氣成藏平衡原理及數(shù)學(xué)描述[J]. 高校地質(zhì)學(xué)報(bào), 2003, 9(3): 458-465.ZHANG Jin-chuan, ZHANG Jie. Equilibrium principle and mathematic description for source-contacting gas accumulation[J]. Geological Journal of China Universities, 2003,9(3): 458-465.

[10] 張金川, 金之鈞. 深盆氣成藏機(jī)理與分布預(yù)測(cè)[M]. 北京: 石油工業(yè)出版社, 2005: 8-9.ZHANG Jin-chuan, JIN Zhi-jun. Accumulation and distribution of deep basin gas[M]. Beijing: Petroleum Industry Press, 2005:8-9.

[11] 張占文, 陳振巖, 郭克園, 等. 遼河盆地天然氣地質(zhì)[M]. 北京: 地質(zhì)出版社, 2002: 40-42.ZHANG Zhan-wen, CHEN Zhen-yan, GUO Ke-yuan, et al..Natural gas geology of Liaohe Basin[M]. Beijing: Geology Press,2002: 40-42.

[12] 陳振巖, 吳文柱. 遼河盆地東部凹陷幕式成藏特征[J]. 石油與天然氣地質(zhì), 2003, 24(1): 32-35.CHEN Zhen-yan, WU Wen-zhu. Episodic reservoiring features of eastern sag in Liaohe basin[J]. Oil & Gas Geology, 2003,24(1): 32-35.

[13] 謝文彥, 李曉光, 陳振巖, 等. 遼河油田稠油及高凝油勘探開發(fā)技術(shù)綜述[J]. 石油學(xué)報(bào), 2007, 28(4): 145-150.XIE Wen-yan, LI Xiao-guang, CHEN Zhen-yan, et al. Review of exploration development technologies for heavy oil and high pour-point oil in Liaohe oil region[J]. Acta Petrolei Sinica, 2007,28(4): 145-150.

[14] 李曉光, 陳振巖, 單俊峰, 等. 遼河油田勘探40年[M]. 北京:石油工業(yè)出版社, 2007: 10-15.LI Xiao-guang, CHEN Zhen-yan, SHAN Jun-feng, et al. 40 years' Exploration in Liaohe oilfield[M]. Beijing: Petroleum Industry Press, 2007: 10-15.

[15] 季東民, 韓蕓. 遼河坳陷東部凹陷構(gòu)造演化及與油氣關(guān)系探討[J]. 石油天然氣學(xué)報(bào), 2008, 30(4): 10-15.JI Dong-min, HAN Yun. On the relations between structural evolution and oil and gas accumulation in the Eastern Sag of Liaohe Depression[J]. Journal of Oil and Gas Technology, 2008,30(4): 10-15.

[16] 陳義賢, 朱炳泉, 張景廉, 等. 遼河斷陷原油生成環(huán)境與演化[M]. 北京: 石油工業(yè)出版社, 1999: 20-30.CHEN Yi-xian, ZHU Bing-quan, ZHANG Jing-lian, et al.. Crude oil generation environment and evolution in Liaohe fault depression[M]. Beijing: Petroleum Industry Press, 1999: 20-30.

[17] 張金川, 徐波, 聶海寬, 等. 中國天然氣勘探的兩個(gè)重要領(lǐng)域[J]. 天然氣工業(yè), 2007, 27(11): 1-6.ZHANG Jin-chuan, XU Bo, NIE Hai-kuan, et al. Two essential gas accumulations for natural gas exploration in China[J].Natural Gas Industry, 2007, 27(11): 1-6.