摘要:以济阳坳陷三合村地区为研究对象,对盆缘稠油与浅层气联合勘探方法进行研究.综合原油物理性质测试、饱和烃气相色谱G质谱分析、天然气样品组分及碳同位素分析,厘清了稠油油藏与浅层气藏成因相关性并提出联合勘探方法,认为三合村地区新近系稠油具有明显微生物降解成因特征,浅层气藏为混源气藏,且主要为微生物降解气.利用已发现的浅层气藏,沿着稠油-浅层气输导体系溯源逆推,并通过圈闭刻画和稠油地震识别,可以实现稠油油藏的精准勘探.研究结果表明:新近系稠油油藏与浅层气藏具有成因关系.新近系稠油正构烷烃缺失严重,甾烷部分降解,为典型微生物降解成因.新近系浅层天然气以微生物降解成因气为主,甲烷体积分数超过95%,干燥系数达到0.99;甲烷碳同位素值偏轻,为-50.03‰~-42.78‰,而甲烷氢同位素比值随着甲烷碳同位素比值减小而增大;CO2碳同位素比值为17.69‰,表现为异常偏重等特征.断裂是浅层气垂向运移的重要通道,砂体发育构成油气横向运移的主要毯层,高频衰减梯度剖面可以有效刻画 K119井1321.7~1326m、K116井1323.8~1329.3m 稠油油藏.通过稠油-浅层气输导体系刻画和稠油地震识别,可以落实稠油油藏勘探方向和目标.浅层气藏主要分布在 Ng 1+2段累计泥岩厚度大于70m 的范围内的稠油油藏上方或者上倾方向.开展地震振幅异常区、低频谐振异常区描述,共描述Ⅰ类“亮点”气藏砂体31个,预测天然气资源量5.2×108m.
关键词:稠油油藏;浅层气藏;联合勘探;济阳坳陷
稠油油藏历来是渤海湾盆地济阳坳陷重要的勘探目标[1G3],尤其是近年来在国际低油价背景下, 位于盆地周缘埋藏较浅的稠油油藏更成为效益勘探的重 要 类 型[4].浅 层 气 藏 是 指 埋 藏 深 度 小 于1500m 的天然气[5].在我国发育稠油的含油气盆地中,广泛分布着浅层天然气,济阳坳陷已探明的浅层天然气储量占天然气总探明储量的69.3% [6].
在济阳坳陷内各次级单元的盆地边缘和凸起带已发现丰富的浅层气藏和稠油油藏(图1a),且浅层气藏常分布于稠油油藏上方或上倾方向[4,6].前人针对浅层气藏的地质成因、地震预测及稠油油藏形成机制等开展了大量研究工作[7G9],并取得了丰硕的成果.文献[10]认为浅层气藏为混源气藏, 浅层气一部分来源于油溶释放气,为热成因气,原油在运移和成藏后,轻烃组分不断挥发,同时原油变稠;另一重要来源为原油被厌氧微生物降解,生成的原油降解气,浅层气藏与稠油油藏具有密切成因关系[6].从八面河、三合村、尚店等气田中采集样品,利用不同成因天然气甲烷碳同位素差异进行估算,济阳坳陷浅层气藏中原油降解气占比平均达到64.8%.济阳坳陷已发现稠油油藏与浅层气藏具有成因相关、空间相伴分布的特征[4].基于二者上述成因关系及分布特征,前人在对济阳坳陷稠油油藏与浅层气藏研究过程中,提出了由已知浅层气藏寻找未知稠油油藏,由已知油藏寻找未知浅层气藏, 或根据地震亮点寻找浅层气藏及其伴生的稠油油藏的联合勘探设想[6,11],但是并未形成具体的联合勘探技术路线及方法,缺乏系统的配套技术,在油气勘探中无法实际应用.
本文在盆缘稠油油藏与浅层气藏成因与成藏特征研究基础上,对稠油油藏与浅层气藏联合勘探方法开展了进一步攻关研究,分别针对已知稠油油藏如何寻找浅层气藏和已知浅层气藏如何溯源逆推寻找稠油油藏建立了详细勘探技术流程,明确了开展联合勘探的关键步骤:即地化分析明确成因及规模,成藏主控因素研究及成藏模拟确定勘探方向,地震勘探技术落实目标.将该方法应用于济阳坳陷 三 合 村 地 区 勘 探 实 践,部 署 K123(18.71 m3/d),K126(18.97m3/d),KX1G1等井均获得成功,取得了较好的勘探效果.
1 地质背景
三合村洼陷位于济阳坳陷沾化凹陷内,是夹持在渤南洼陷和陈家庄凸起之间的一个北断南超的箕状洼陷,构造相对简单[13],东部以孤西低凸起与孤南洼陷相隔,其北通过垦西断裂与渤南洼陷相连,勘探面积为160km2,属于中等勘探程度地区 (图1b).三合村洼陷地层发育较全,钻遇的地层自下而上分别为古生界、中生界、古近系沙河街组、东营组、新近系馆陶组、明化镇组以及第四系平原组 (图2a).三合村洼陷埋藏浅,本 身 不 具 备 生 油 能力,但古近系沙河街组、东营组和新近系馆陶组均有油气发现,其中古近系发育特稠油藏,新近系发育稠油油藏及天然气藏,是一个多层系含油的复式油气聚集带(图2b)[14G15].
2 三合村洼陷稠油与浅层气成因关系
前已述及,该区在古近系沙河街组和新近系馆陶组发育两套稠油油藏(图2b).前人研究表明,三合村洼陷古近系稠油为低熟油经热化学硫酸盐还原作用、生物降解作用稠变而成,属于原生蚀变型稠油;新近系馆陶组稠油具有正构烷烃基本消失、类异 戊 二 烯 烃 消 失、甾 烷 与 帖 烷 含 量 比 值 (Ts/ Tm)大等特征,为典型的生物降解稠油[12,14].新近系馆陶组中下部的油藏,在生物降解作用下,形成稠油油藏,并伴生天然气,天然气从稠油油藏中析出后进入相对较高渗透性的断裂带内,沿断裂带垂向运移进入到馆陶组中上部和明化镇组浅层圈闭中形成浅层气藏[4],新近系的稠油油藏和浅层气藏具有成因相关性.
2.1 原油物理性质
古近系沙河街组稠油油藏为地层超覆型油藏, 新近系馆陶组稠油油藏为断鼻、断块型油藏为主, 发育少量地层超覆型油藏[12].原油物性变化大,不同层位、不同部位的原油具有差异性,古近系沙河街组主要发育超稠油,原油具有高密度(1.0192 ~1.1248g/cm3,平 均 1.0624g/cm3)、高 黏 度 (2594~95280mPas,平均27255mPas)、高含硫(6.79%~11.03%,平均9.32%)和低含蜡量 (0.77%~10.61%)的特点,属于特稠油范畴.浅部馆陶组同时发育稠油和正常油,原油具有较高密度 (0.8497~1.008g/cm3)、较高黏度(5.59~9488 mPas)、较高含硫量(1.56%~3.34%)和高含蜡量(2.87% ~25.24%)的特点[12,16].整体上,古近系原油各项物性参数均明显高于新近系原油.
2.2 原油地球化学特征
对原油开展饱和烃气相色谱、色谱G质谱分析.从饱和烃气相色谱、色谱G质谱图(图3)中可以看出,新近系与古近系稠油在正构烷烃、孕甾烷、升孕甾烷、甾烷(Ts)、伽马蜡烷、C35 藿烷含量上均有明显差异.新近系稠油正构烷烃缺失严重,甾烷部分降解,为典型微生物降解成因,降解程度在3~4级.古近系稠油正构烷烃保存相对完整,降解作用较弱,孕甾烷、升孕甾烷、伽马蜡烷含量明显高于新近系稠油.
2.3 浅层天然气特征
三合村地区天然气为浅层天然气藏,主要分布在馆陶组(Ng)和明化镇组(Nm)地层,埋深一般小于1500m,多数分布在1100~1300m.
天然气组分及同位素特征是判断天然气成因及来源的重要依据[7,10,17].前人研究认为原油降解气一般具有以下4个方面特征:1)一般为干气,含有少量湿气组分,该特点与原生生物气不同,微生物在降解原油过程中,降低了原始气油比,部分溶解气逸出,混入到降解气中;2)常含一定量 N2等非烃类气体;3)甲 烷 碳 同 位 素 比 值 偏 轻,一 般 小 于-45‰,二 氧 化 碳 碳 同 位 素 比 值 偏 重,一 般 大 于-25‰,重的可达到+15‰左右,原油被微生物降解过程中,产甲烷菌优先选择12CO2 作为碳源,13C 却更多保留到残留的CO2中去;4)随着甲烷碳同位素比值的减小,甲烷氢同位素比值逐渐增大,微生物还原 CO2过程中,地层水是其主要 H 源,与有机质相比,地层水更富集重同位素 D [15,18G19].
三合村 洼 陷 南 部 陈 家 庄 气 田 CHq20 井 区、 K23井区(位置见图1b)天然气开发井中天然气样品组分及碳同位素分析数据见表1和表2 [16].三合村地区的天然气以烃类气体为主,甲烷占总体积95%以上,乙烷、丙烷、丁烷体积分数均小于1%, 干燥系数达到0.99.含一定量的氮气,体积分数为1%~2%,二氧化碳含量较低,体积分数小于1% (表1).由于重烃浓度较低,部分重烃组分同位素分析无法得到有效数据.甲烷和乙烷碳同位素比值分别 为 -50.03‰ ~ -42.78‰ 和 -32.61‰ ~ -19.47‰,甲烷碳同位素值偏轻.甲烷氢同位素比值为-225.48‰~-199.89‰,且呈现随着甲烷碳同位素比值减小而增大.CO2 碳同位 素 比 值 仅 在 K23G5井 样 品 中 测 得,为 17.69‰,异 常 偏 重 (表2).由此可知,三合村地区浅层天然气成因应主要为微生物降解成因气.
2.4 稠油油藏与浅层气藏关系
在前人研究基础上,通过对稠油油藏与浅层气藏开展物理、化学性质测试分析可知,三合村地区古近系稠油为原生蚀变稠油,并不具有典型生物降解特征,新近系稠油正构烷烃缺失,具有明显微生物降解成因特征[14].三合村地区浅层天然气具有干气、甲烷碳同位素比值偏轻、二氧化碳碳同位素比值偏重、甲烷氢同位素比值与甲烷碳同位素比值呈负相关关系等特征,主要为微生物降解气.分析认为,三合村地区浅层气应该与新近系稠油具有亲缘关系.为了进一步揭示二者关系,在浅层气藏开发井(CHq20井,位置见图1b)采集气样品、新近系油藏油井(Kx125井,位置见图1b)中采集套管气进行了天然气轻烃指纹对比与分析(图4).结果表明,三合村地区浅层天然气与新近系稠油具有相似的谱图特征,各轻烃指纹化合物含量变化具有相似性,进一步证实二者具有亲缘关系,在时空上应该具有耦合分布特征,可对其开展联合勘探.
3 盆缘稠油与浅层气藏联合勘探方法
围绕盆缘稠油与浅层气成生关系、成藏规律、勘探方法开展了地化测试分析、原油降解模拟实验、油气输导体系、运聚逸散方式、油气地震识别技术及勘探流程方法研究,明确了盆缘稠油与浅层气成因关系,深化了稠油-浅层气成藏规律,建立了盆缘稠油油藏与浅层气藏联合勘探的详细技术流程(图5),明确了在已知浅层气藏的下方和下倾方向寻找关联未知稠油油藏或在已知稠油油藏上方和上倾方向寻找关联未知浅层气藏的步骤和关键点,实现了盆缘稠油油藏和浅层气藏的联合勘探.
3.1 盆缘“由气溯油”的稠油油藏勘探
本方法适用于浅层气藏主要为原油微生物降解成因时,以浅层气藏为指示剂,溯源逆推,在其下部或者下倾方向寻找稠油油藏.浅层气藏在地震剖面上,常具有“亮点”等强异常地震反射[9],较易识别,而浅层气藏(原生生物气除外)与下部稠油油藏的发育密切相关,因此该方法对于稠油油藏勘探具有重要的指导意义.
首先需要对浅层气藏开展轻烃组分分析、甲烷碳同位素分析等地球化学特征分析.若浅层气藏具有甲烷含量高、干气,丙烷碳同位素偏重、碳同位素序列倒转,甲烷碳同位素偏轻,二氧化碳碳同位素偏重,异构烷烃含量升高等特征[20G22],则可判定该浅层气藏的主要气源为原油微生物降解成因.
浅层气藏中原油降解气的比例可利用两元混合天然气定量研究方法求得,主要是利用生物成因气和热成因气碳同位素值来计算,算法参考文献 [23G25];吨油生气量φ与原油的降解程度相关,文献[26]通过微生物降解实验表明,在初次加入培养基并 厌 氧 培 养 248 d 后,每 克 原 油 产 生 3.0 mmolCH4, 即 每 吨 原 油 降 解 可 以 产 生67m3(标况)CH4,而在二次加入培养基,深度降解后,每克原油可产CH4达到6.4mmol,即每吨原油降解产生142.9m3CH4;浅层气藏成藏聚集系数η 与浅层气藏盖层条件、逸散系数、浅层气藏成藏时间有关[4,27].
对于储量规模较大、有必要继续开展工作地区,首先使用浅层气G稠油溯源逆推模拟软件寻找稠油油藏有利勘探方向、勘探区带或勘探层位.该溯源 逆 推 油 藏 模 拟 软 件 (软 件 著 作 权 登 记 号: 2017SR645882),与前人油藏模拟软件的最大区别在于:原有油藏模拟软件以烃源岩为源,模拟油气成藏,该软件以已发现浅层气藏为指示,向其来源 (稠油油藏为浅层气藏的主要气源)反向逆推,寻找稠油油藏.
对于确定的有利勘探方向、勘探区带或层位, 可利用地震资料开展构造精细解释、储层预测,同时结合其他地质综合分析方法,开展圈闭精细描述及油气成藏条件分析.针对稠油油藏黏滞性较强、高孔特征,分别采用吸收衰减技术和叠前去骨架流体压缩系数反演技术开展地震含油气检测.
最终,利用溯源逆推模拟得到的有利勘探方向、圈闭精细描述结果、吸收衰减和叠前去骨架流体压缩系数反演的含油气异常分布,对稠油油藏的规模及分布进行综合评价.
3.2 盆缘“见油追气”的浅层气藏勘探
盆缘“见油追气”的浅层气藏勘探方法适用于盆缘已发现稠油油藏为微生物降解成因情况下浅层气藏的勘探.首先,需要利用地球化学特征分析等手段判别盆缘已发现的稠油油藏是否为微生物降解成因.若稠油样品在饱和烃色谱图上具有基线鼓包、正构烷烃缺失等特征,则可判定该稠油油藏为微生物降解成因[19,26],对于微生物降解成因的稠油油藏,可以使用该方法在其上方或者上倾方向寻找浅层气藏.
对于微生物降解成因的稠油油藏,根据其地球化学特征可以判定其降解程度,计算天然气生成量,判定是否有价值进一步开展浅层气藏勘探工作.笔者通过开展的原油降解微生物模拟实验、原油降解生成气量分子式推导、原油降解生成气量地质统计,确定生成气量为100~300m3/t [22,26].针对有勘探价值的区带,进一步使用该方法进行浅层气藏勘探,结合前人研究,笔者认为在扩散作用下,浅层气藏不断逸散[27G29],保存条件是浅层气是否成藏的关键,应在稠油油藏的上方或上倾方向利用泥岩突破压力测试、泥岩厚度分布等手段开展浅层气藏保存条件研究,寻找浅层气藏有利聚集区域.在上述工作基础上,可以利用地震振幅属性、频率吸收衰减属性等技术手段开展含油气检测,寻找有利含气区,评价浅层气藏规模,作为勘探部署依据.
4 联合勘探方法在三合村地区的应用
4.1 按照“由气溯油”方法寻找稠油油藏
4.1.1 浅层气混源比例及稠油油藏规模
应用该方法在三合村地区开展联合勘探之前, 该区已上报新近系稠油探明储量1335×104t,已探明浅层天然气探明储量12.8×108 m3(g).利用文献[25G27]中两元混合天然气比例定量计算方法,计算了三合村地区浅层气中原油降解气的比例,计算表明原油降解气占比为56%(k).根据新近系原油地化分析表明,该区原油降解程度为3~ 4级,据此选取吨油生气量为100m3/t(φ).该区馆上段为曲流河沉积,地层结构为泥包砂结构,发育连续分布的厚层泥岩,但是埋藏相对较浅,浅层气逸散作用较强,选取天然气成藏聚集系数为 0.1 (η).利用前述稠油油藏可能储量规模计算公式:A =(g×k)/(φ×η)进行计算,新近系稠油油藏可能储量规模为7168×104t,远大于目前已经上报的探明储量1335×104t,表明该区新近系稠油仍有巨大勘探潜力.
4.1.2 稠油-浅层气输导体系
连通砂体既是油气进行侧向运移的主要通道之一,又是油气聚集的主要场所[30].目前,三合村油田主力层系的沙三下、馆下段同时也是主干砂体发育的层系.因此,开展主干砂体连通性的研究对于明确稠油-浅层气的成藏规律有重要作用.各级断层,特别是同沉积断层作为沟通下部油藏稠化、上部轻质成分逸散的路径,是输导体系中的油气运移的重要环节.
1)断裂体系
本区低序级断层发育,顺向断层、反向断层均可控制圈闭成藏.本区地层为单斜、坡度较缓,利用特殊处理剖面识别低序级断层,结合沿层相干落实断层倾末端,断面闭合明确切割关系和合理组合断层.从图2b,油气藏分布与断层分布关系可看出, 断裂对油藏及气藏分布具有重要的控制作用,新近系油藏为构造、构造岩性油藏,浅层气藏均位于油藏上方,大多与下部的稠油油藏有断层相接.新近系断层活动对圈闭有破坏作用,同时断层对油仍有封堵性,对天然气不具备封堵性,原油降解产生天然气沿着断层向上逸散,水向下排替,原油在圈闭内稠化改造.断裂是浅层气垂向运移的重要通道, 已发现浅层气藏沿着断裂向下部均能见到稠油油藏.
2)骨架砂体发育特征
三合村地区馆陶组主要发育河流相,在馆上段主要发育砂泥互层—泥包砂的曲流河沉积,而馆下段主要为砂包泥的辫状河沉积,砂体非常发育,是油气横向运移的主要毯层[31G32].从图6中可以看出 (剖面位置见图1b,剖面B-B’),馆下段1~3砂组表现为典型的辫状河沉积特征,砂体非常发育, 为主力输导层.4、5砂组砂体发育程度有差异,由南部 K109井储层不发育过渡到 K119G7井河道变迁剧烈的砂泥岩薄互层组合,到北部 K119井10m 厚砂岩再到 K119G12砂泥岩薄互层.沉积上的这种差异性,说明并不单是辫状河的大套块砂,局地存在泥包砂的岩性结构.馆下段4、5砂组沉积的差异性决定了三合村地区馆下段不同地区、不同层系不是完全的块砂沉积,局部地区存在有利的储盖组合,甚至形成岩性圈闭.
4.1.3 稠油油藏地震识别
与浅层天然气不同,浅层明化镇组、馆陶组稠油储层地震反射复杂,振幅有强有弱,这为利用常规振幅类地震属性对稠油进行预测带来了较大的难度.依据浅层稠油岩石物理分析和地震反射特征,结合稠油油藏的高黏滞性特性,尝试使用吸收衰减技术对该区进行了稠油油藏地震识别研究.从图7过 K119到 K710井的剖面可知(剖面位置见图1B-B’),K119井1321.7~1326m,馆陶组, 发育厚层粉砂岩,测井解释油层,在常规地震剖面上,表现为弱振幅、不连续反射,无明显异常(图中蓝色箭头处),在高频衰减梯度剖面上能见到明显异常.K116井1323.8~1329.3m,细砂岩,上部测井解释油层2.2m,下部测井解释含油水层3.3 m,在常规地震剖面上,相应位置地震反射特征表现为一组相对较连续的中强反射,与 K119井常规地震剖面反射特征明显不同,但是在高频衰减梯度剖面上同样能够看到较强异常.高频衰减梯度剖面对稠油油藏具有一定识别能力,通过全区分析,与已钻井吻合率达到82%.
4.1.4 稠油油藏勘探部署
馆陶组成藏差异性较大,其中,馆下段油气藏多为低幅度构造背景下的小型的岩性、构造岩性油气藏.综合地质情况分析、电测解释结果、试油结果及钻井显示情况看,K119井区油藏形成于洼陷内部的断裂带附近,多数具有断层控制形成的断块或断鼻圈闭高背景,油气横向变化较大,油气分布受构造控制,油气富集程度高,含油井段长,油层厚, 以构造油藏为主.在稠油油藏地震识别基础上,利用微幅构造描述技术,进一步向东扩展,部署 K123 (18.71m3/d)、K126(18.97m3/d)等均取得成功.针对馆下段4、5砂组沉积差异性,局部地区存在有利储盖组合,通过相控储盖及剥蚀线精细刻画,在南部及东部 发 现 岩 性G地 层 圈 闭,部 署 K126G斜 1 (19.74m3/d)、KX1(9.15m3/d)等亦取得成功.该勘探方法在三合村地区应用后,已在新近系累计上报探明石油地质储量超过200×104t、控制石油地质储量超过500×104t,发现了馆下段岩性油藏新类型,拓展了三合村地区勘探空间.
4.2 按照“见油追气”的方法寻找浅层气藏
该区新近系稠油为微生物降解成因,稠油成因在此不再赘述,重点介绍浅层气藏保存条件和地震识别.
4.2.1浅层气保存条件
K109-K119G12馆上段储层对比图见图8.
保存条件指油气藏形成之后所遭受的构造破坏性,由本次断层活动性研究的成果可知,三合村地区新构造运动活动强弱具有周期性的变化,呈现出由较强(Ngx)→强(Ngs)→减弱(Nmx)→迅速减弱(Nms)的整体趋势,明化镇组沉积后期断裂活动迅速减弱直至停止,为新近系油气的保存提供了良好的条件.
三合村地区 Ng 1+2砂组以泥岩为主,中间夹有少量的砂岩透镜体,是一套全区广泛发育的区域性盖层.同时,前人研究表明,该区浅层泥岩突破压力多大于1.0MPa,而济阳坳陷浅层气藏剩余压力一般小于0.5 MPa,浅层泥岩盖层具有一定封盖能力[4,33].已发现气藏主要分布在在 Ng 1+2砂组厚层泥岩之下的储层中或在 Ng 1+2 中的储层中.Ng 1+2段泥岩最大厚度靠近孤南断层附近,最大厚度可达110m 以上,向陈家庄凸起和垦西凸起方向上泥岩地层均逐渐减薄,并以向陈家庄凸起方向减薄幅度最大.通过对泥岩厚度分布与已发现浅层气藏分布综合分析发现,浅层气藏主要分布在 Ng 1+2段累计泥岩厚度大于 70m 的范围内的稠油油藏上方附近,而位于陈家庄凸起上的 K68,K69井区大面积降解型稠油油藏之上并未见浅层气藏的分布(图8,剖面位置见图1b,剖面B-B’).
4.2.2 浅层气藏地震识别
浅层气藏在地震剖面上常表现为“亮点”地震反射特征,但是在勘探实践中发现,厚度为15~25 m 厚层水层同样表现为“亮点”地震反射,同时还有一些含气饱和度较低、不具有工业开采价值的气藏同样表现为“亮点”反射,原有的单一亮点描述技术已不能适应油田勘探开发的需求.通过深化研究,形成了“三步法”假亮点剔除技术系列.首先利用最大振幅属性描述全区亮点分布,然后使用吸收衰减与低频谐振技术剔除由厚层水层引起的假亮点,低频谐振技术预测效果较好,能剔除绝大部分假亮点,但是部分低饱和度气藏在低频谐振剖面上同样有异常.对于部分潜力较大,且有叠前道集资料地区,可以利用叠前 AVO 属性进一步剔除假亮点,气层振幅随偏移距增大而增大,表现为增大型 Ⅲ类 AVO 特征,而亮点型水层表现为减小型Ⅱ类 AVO 特征.具体的技术原理参考文献[10],在此不再赘述.——论文作者：刘海宁1,2,王兴谋2,张云银2,韩宏伟2,张伟忠2,樊 明2,王树刚2
