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摘 要： 摘要:以濟陽坳陷三合村地區(qū)為研究對象,對盆緣稠油與淺層氣聯(lián)合勘探方法進行研究.綜合原油物理性質(zhì)測試、飽和烴氣相色譜G質(zhì)譜分析、天然氣樣品組分及碳同位素分析,厘清了稠油油藏與淺層氣藏成因相關性并提出聯(lián)合勘探方法,認為三合村地區(qū)新近系稠油具有明顯微生物降解成
摘要:以濟陽坳陷三合村地區(qū)為研究對象,對盆緣稠油與淺層氣聯(lián)合勘探方法進行研究.綜合原油物理性質(zhì)測試、飽和烴氣相色譜G質(zhì)譜分析、天然氣樣品組分及碳同位素分析,厘清了稠油油藏與淺層氣藏成因相關性并提出聯(lián)合勘探方法,認為三合村地區(qū)新近系稠油具有明顯微生物降解成因特征,淺層氣藏為混源氣藏,且主要為微生物降解氣.利用已發(fā)現(xiàn)的淺層氣藏,沿著稠油-淺層氣輸導體系溯源逆推,并通過圈閉刻畫和稠油地震識別,可以實現(xiàn)稠油油藏的精準勘探.研究結果表明:新近系稠油油藏與淺層氣藏具有成因關系.新近系稠油正構烷烴缺失嚴重,甾烷部分降解,為典型微生物降解成因.新近系淺層天然氣以微生物降解成因氣為主,甲烷體積分數(shù)超過95%,干燥系數(shù)達到0.99;甲烷碳同位素值偏輕,為-50.03‰~-42.78‰,而甲烷氫同位素比值隨著甲烷碳同位素比值減小而增大;CO2碳同位素比值為17.69‰,表現(xiàn)為異常偏重等特征.斷裂是淺層氣垂向運移的重要通道,砂體發(fā)育構成油氣橫向運移的主要毯層,高頻衰減梯度剖面可以有效刻畫 K119井1321.7~1326m、K116井1323.8~1329.3m 稠油油藏.通過稠油-淺層氣輸導體系刻畫和稠油地震識別,可以落實稠油油藏勘探方向和目標.淺層氣藏主要分布在 Ng 1+2段累計泥巖厚度大于70m 的范圍內(nèi)的稠油油藏上方或者上傾方向.開展地震振幅異常區(qū)、低頻諧振異常區(qū)描述,共描述Ⅰ類“亮點”氣藏砂體31個,預測天然氣資源量5.2×108m.
關鍵詞:稠油油藏;淺層氣藏;聯(lián)合勘探;濟陽坳陷
稠油油藏歷來是渤海灣盆地濟陽坳陷重要的勘探目標[1G3],尤其是近年來在國際低油價背景下, 位于盆地周緣埋藏較淺的稠油油藏更成為效益勘探的重 要 類 型[4].淺 層 氣 藏 是 指 埋 藏 深 度 小 于1500m 的天然氣[5].在我國發(fā)育稠油的含油氣盆地中,廣泛分布著淺層天然氣,濟陽坳陷已探明的淺層天然氣儲量占天然氣總探明儲量的69.3% [6].
在濟陽坳陷內(nèi)各次級單元的盆地邊緣和凸起帶已發(fā)現(xiàn)豐富的淺層氣藏和稠油油藏(圖1a),且淺層氣藏常分布于稠油油藏上方或上傾方向[4,6].前人針對淺層氣藏的地質(zhì)成因、地震預測及稠油油藏形成機制等開展了大量研究工作[7G9],并取得了豐碩的成果.文獻[10]認為淺層氣藏為混源氣藏, 淺層氣一部分來源于油溶釋放氣,為熱成因氣,原油在運移和成藏后,輕烴組分不斷揮發(fā),同時原油變稠;另一重要來源為原油被厭氧微生物降解,生成的原油降解氣,淺層氣藏與稠油油藏具有密切成因關系[6].從八面河、三合村、尚店等氣田中采集樣品,利用不同成因天然氣甲烷碳同位素差異進行估算,濟陽坳陷淺層氣藏中原油降解氣占比平均達到64.8%.濟陽坳陷已發(fā)現(xiàn)稠油油藏與淺層氣藏具有成因相關、空間相伴分布的特征[4].基于二者上述成因關系及分布特征,前人在對濟陽坳陷稠油油藏與淺層氣藏研究過程中,提出了由已知淺層氣藏尋找未知稠油油藏,由已知油藏尋找未知淺層氣藏, 或根據(jù)地震亮點尋找淺層氣藏及其伴生的稠油油藏的聯(lián)合勘探設想[6,11],但是并未形成具體的聯(lián)合勘探技術路線及方法,缺乏系統(tǒng)的配套技術,在油氣勘探中無法實際應用.
本文在盆緣稠油油藏與淺層氣藏成因與成藏特征研究基礎上,對稠油油藏與淺層氣藏聯(lián)合勘探方法開展了進一步攻關研究,分別針對已知稠油油藏如何尋找淺層氣藏和已知淺層氣藏如何溯源逆推尋找稠油油藏建立了詳細勘探技術流程,明確了開展聯(lián)合勘探的關鍵步驟:即地化分析明確成因及規(guī)模,成藏主控因素研究及成藏模擬確定勘探方向,地震勘探技術落實目標.將該方法應用于濟陽坳陷 三 合 村 地 區(qū) 勘 探 實 踐,部 署 K123(18.71 m3/d),K126(18.97m3/d),KX1G1等井均獲得成功,取得了較好的勘探效果.
1 地質(zhì)背景
三合村洼陷位于濟陽坳陷沾化凹陷內(nèi),是夾持在渤南洼陷和陳家莊凸起之間的一個北斷南超的箕狀洼陷,構造相對簡單[13],東部以孤西低凸起與孤南洼陷相隔,其北通過墾西斷裂與渤南洼陷相連,勘探面積為160km2,屬于中等勘探程度地區(qū) (圖1b).三合村洼陷地層發(fā)育較全,鉆遇的地層自下而上分別為古生界、中生界、古近系沙河街組、東營組、新近系館陶組、明化鎮(zhèn)組以及第四系平原組 (圖2a).三合村洼陷埋藏淺,本 身 不 具 備 生 油 能力,但古近系沙河街組、東營組和新近系館陶組均有油氣發(fā)現(xiàn),其中古近系發(fā)育特稠油藏,新近系發(fā)育稠油油藏及天然氣藏,是一個多層系含油的復式油氣聚集帶(圖2b)[14G15].
2 三合村洼陷稠油與淺層氣成因關系
前已述及,該區(qū)在古近系沙河街組和新近系館陶組發(fā)育兩套稠油油藏(圖2b).前人研究表明,三合村洼陷古近系稠油為低熟油經(jīng)熱化學硫酸鹽還原作用、生物降解作用稠變而成,屬于原生蝕變型稠油;新近系館陶組稠油具有正構烷烴基本消失、類異 戊 二 烯 烴 消 失、甾 烷 與 帖 烷 含 量 比 值 (Ts/ Tm)大等特征,為典型的生物降解稠油[12,14].新近系館陶組中下部的油藏,在生物降解作用下,形成稠油油藏,并伴生天然氣,天然氣從稠油油藏中析出后進入相對較高滲透性的斷裂帶內(nèi),沿斷裂帶垂向運移進入到館陶組中上部和明化鎮(zhèn)組淺層圈閉中形成淺層氣藏[4],新近系的稠油油藏和淺層氣藏具有成因相關性.
2.1 原油物理性質(zhì)
古近系沙河街組稠油油藏為地層超覆型油藏, 新近系館陶組稠油油藏為斷鼻、斷塊型油藏為主, 發(fā)育少量地層超覆型油藏[12].原油物性變化大,不同層位、不同部位的原油具有差異性,古近系沙河街組主要發(fā)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%)和低含蠟量 (0.77%~10.61%)的特點,屬于特稠油范疇.淺部館陶組同時發(fā)育稠油和正常油,原油具有較高密度 (0.8497~1.008g/cm3)、較高黏度(5.59~9488 mPas)、較高含硫量(1.56%~3.34%)和高含蠟量(2.87% ~25.24%)的特點[12,16].整體上,古近系原油各項物性參數(shù)均明顯高于新近系原油.
2.2 原油地球化學特征
對原油開展飽和烴氣相色譜、色譜G質(zhì)譜分析.從飽和烴氣相色譜、色譜G質(zhì)譜圖(圖3)中可以看出,新近系與古近系稠油在正構烷烴、孕甾烷、升孕甾烷、甾烷(Ts)、伽馬蠟烷、C35 藿烷含量上均有明顯差異.新近系稠油正構烷烴缺失嚴重,甾烷部分降解,為典型微生物降解成因,降解程度在3~4級.古近系稠油正構烷烴保存相對完整,降解作用較弱,孕甾烷、升孕甾烷、伽馬蠟烷含量明顯高于新近系稠油.
2.3 淺層天然氣特征
三合村地區(qū)天然氣為淺層天然氣藏,主要分布在館陶組(Ng)和明化鎮(zhèn)組(Nm)地層,埋深一般小于1500m,多數(shù)分布在1100~1300m.
天然氣組分及同位素特征是判斷天然氣成因及來源的重要依據(jù)[7,10,17].前人研究認為原油降解氣一般具有以下4個方面特征:1)一般為干氣,含有少量濕氣組分,該特點與原生生物氣不同,微生物在降解原油過程中,降低了原始氣油比,部分溶解氣逸出,混入到降解氣中;2)常含一定量 N2等非烴類氣體;3)甲 烷 碳 同 位 素 比 值 偏 輕,一 般 小 于-45‰,二 氧 化 碳 碳 同 位 素 比 值 偏 重,一 般 大 于-25‰,重的可達到+15‰左右,原油被微生物降解過程中,產(chǎn)甲烷菌優(yōu)先選擇12CO2 作為碳源,13C 卻更多保留到殘留的CO2中去;4)隨著甲烷碳同位素比值的減小,甲烷氫同位素比值逐漸增大,微生物還原 CO2過程中,地層水是其主要 H 源,與有機質(zhì)相比,地層水更富集重同位素 D [15,18G19].
三合村 洼 陷 南 部 陳 家 莊 氣 田 CHq20 井 區(qū)、 K23井區(qū)(位置見圖1b)天然氣開發(fā)井中天然氣樣品組分及碳同位素分析數(shù)據(jù)見表1和表2 [16].三合村地區(qū)的天然氣以烴類氣體為主,甲烷占總體積95%以上,乙烷、丙烷、丁烷體積分數(shù)均小于1%, 干燥系數(shù)達到0.99.含一定量的氮氣,體積分數(shù)為1%~2%,二氧化碳含量較低,體積分數(shù)小于1% (表1).由于重烴濃度較低,部分重烴組分同位素分析無法得到有效數(shù)據(jù).甲烷和乙烷碳同位素比值分別 為 -50.03‰ ~ -42.78‰ 和 -32.61‰ ~ -19.47‰,甲烷碳同位素值偏輕.甲烷氫同位素比值為-225.48‰~-199.89‰,且呈現(xiàn)隨著甲烷碳同位素比值減小而增大.CO2 碳同位 素 比 值 僅 在 K23G5井 樣 品 中 測 得,為 17.69‰,異 常 偏 重 (表2).由此可知,三合村地區(qū)淺層天然氣成因應主要為微生物降解成因氣.
2.4 稠油油藏與淺層氣藏關系
在前人研究基礎上,通過對稠油油藏與淺層氣藏開展物理、化學性質(zhì)測試分析可知,三合村地區(qū)古近系稠油為原生蝕變稠油,并不具有典型生物降解特征,新近系稠油正構烷烴缺失,具有明顯微生物降解成因特征[14].三合村地區(qū)淺層天然氣具有干氣、甲烷碳同位素比值偏輕、二氧化碳碳同位素比值偏重、甲烷氫同位素比值與甲烷碳同位素比值呈負相關關系等特征,主要為微生物降解氣.分析認為,三合村地區(qū)淺層氣應該與新近系稠油具有親緣關系.為了進一步揭示二者關系,在淺層氣藏開發(fā)井(CHq20井,位置見圖1b)采集氣樣品、新近系油藏油井(Kx125井,位置見圖1b)中采集套管氣進行了天然氣輕烴指紋對比與分析(圖4).結果表明,三合村地區(qū)淺層天然氣與新近系稠油具有相似的譜圖特征,各輕烴指紋化合物含量變化具有相似性,進一步證實二者具有親緣關系,在時空上應該具有耦合分布特征,可對其開展聯(lián)合勘探.
3 盆緣稠油與淺層氣藏聯(lián)合勘探方法
圍繞盆緣稠油與淺層氣成生關系、成藏規(guī)律、勘探方法開展了地化測試分析、原油降解模擬實驗、油氣輸導體系、運聚逸散方式、油氣地震識別技術及勘探流程方法研究,明確了盆緣稠油與淺層氣成因關系,深化了稠油-淺層氣成藏規(guī)律,建立了盆緣稠油油藏與淺層氣藏聯(lián)合勘探的詳細技術流程(圖5),明確了在已知淺層氣藏的下方和下傾方向?qū)ふ谊P聯(lián)未知稠油油藏或在已知稠油油藏上方和上傾方向?qū)ふ谊P聯(lián)未知淺層氣藏的步驟和關鍵點,實現(xiàn)了盆緣稠油油藏和淺層氣藏的聯(lián)合勘探.
3.1 盆緣“由氣溯油”的稠油油藏勘探
本方法適用于淺層氣藏主要為原油微生物降解成因時,以淺層氣藏為指示劑,溯源逆推,在其下部或者下傾方向?qū)ふ页碛陀筒?淺層氣藏在地震剖面上,常具有“亮點”等強異常地震反射[9],較易識別,而淺層氣藏(原生生物氣除外)與下部稠油油藏的發(fā)育密切相關,因此該方法對于稠油油藏勘探具有重要的指導意義.
首先需要對淺層氣藏開展輕烴組分分析、甲烷碳同位素分析等地球化學特征分析.若淺層氣藏具有甲烷含量高、干氣,丙烷碳同位素偏重、碳同位素序列倒轉,甲烷碳同位素偏輕,二氧化碳碳同位素偏重,異構烷烴含量升高等特征[20G22],則可判定該淺層氣藏的主要氣源為原油微生物降解成因.
淺層氣藏中原油降解氣的比例可利用兩元混合天然氣定量研究方法求得,主要是利用生物成因氣和熱成因氣碳同位素值來計算,算法參考文獻 [23G25];噸油生氣量φ與原油的降解程度相關,文獻[26]通過微生物降解實驗表明,在初次加入培養(yǎng)基并 厭 氧 培 養(yǎng) 248 d 后,每 克 原 油 產(chǎn) 生 3.0 mmolCH4, 即 每 噸 原 油 降 解 可 以 產(chǎn) 生67m3(標況)CH4,而在二次加入培養(yǎng)基,深度降解后,每克原油可產(chǎn)CH4達到6.4mmol,即每噸原油降解產(chǎn)生142.9m3CH4;淺層氣藏成藏聚集系數(shù)η 與淺層氣藏蓋層條件、逸散系數(shù)、淺層氣藏成藏時間有關[4,27].
對于儲量規(guī)模較大、有必要繼續(xù)開展工作地區(qū),首先使用淺層氣G稠油溯源逆推模擬軟件尋找稠油油藏有利勘探方向、勘探區(qū)帶或勘探層位.該溯源 逆 推 油 藏 模 擬 軟 件 (軟 件 著 作 權 登 記 號: 2017SR645882),與前人油藏模擬軟件的最大區(qū)別在于:原有油藏模擬軟件以烴源巖為源,模擬油氣成藏,該軟件以已發(fā)現(xiàn)淺層氣藏為指示,向其來源 (稠油油藏為淺層氣藏的主要氣源)反向逆推,尋找稠油油藏.
對于確定的有利勘探方向、勘探區(qū)帶或?qū)游? 可利用地震資料開展構造精細解釋、儲層預測,同時結合其他地質(zhì)綜合分析方法,開展圈閉精細描述及油氣成藏條件分析.針對稠油油藏黏滯性較強、高孔特征,分別采用吸收衰減技術和疊前去骨架流體壓縮系數(shù)反演技術開展地震含油氣檢測.
最終,利用溯源逆推模擬得到的有利勘探方向、圈閉精細描述結果、吸收衰減和疊前去骨架流體壓縮系數(shù)反演的含油氣異常分布,對稠油油藏的規(guī)模及分布進行綜合評價.
3.2 盆緣“見油追氣”的淺層氣藏勘探
盆緣“見油追氣”的淺層氣藏勘探方法適用于盆緣已發(fā)現(xiàn)稠油油藏為微生物降解成因情況下淺層氣藏的勘探.首先,需要利用地球化學特征分析等手段判別盆緣已發(fā)現(xiàn)的稠油油藏是否為微生物降解成因.若稠油樣品在飽和烴色譜圖上具有基線鼓包、正構烷烴缺失等特征,則可判定該稠油油藏為微生物降解成因[19,26],對于微生物降解成因的稠油油藏,可以使用該方法在其上方或者上傾方向?qū)ふ覝\層氣藏.
對于微生物降解成因的稠油油藏,根據(jù)其地球化學特征可以判定其降解程度,計算天然氣生成量,判定是否有價值進一步開展淺層氣藏勘探工作.筆者通過開展的原油降解微生物模擬實驗、原油降解生成氣量分子式推導、原油降解生成氣量地質(zhì)統(tǒng)計,確定生成氣量為100~300m3/t [22,26].針對有勘探價值的區(qū)帶,進一步使用該方法進行淺層氣藏勘探,結合前人研究,筆者認為在擴散作用下,淺層氣藏不斷逸散[27G29],保存條件是淺層氣是否成藏的關鍵,應在稠油油藏的上方或上傾方向利用泥巖突破壓力測試、泥巖厚度分布等手段開展淺層氣藏保存條件研究,尋找淺層氣藏有利聚集區(qū)域.在上述工作基礎上,可以利用地震振幅屬性、頻率吸收衰減屬性等技術手段開展含油氣檢測,尋找有利含氣區(qū),評價淺層氣藏規(guī)模,作為勘探部署依據(jù).
4 聯(lián)合勘探方法在三合村地區(qū)的應用
4.1 按照“由氣溯油”方法尋找稠油油藏
4.1.1 淺層氣混源比例及稠油油藏規(guī)模
應用該方法在三合村地區(qū)開展聯(lián)合勘探之前, 該區(qū)已上報新近系稠油探明儲量1335×104t,已探明淺層天然氣探明儲量12.8×108 m3(g).利用文獻[25G27]中兩元混合天然氣比例定量計算方法,計算了三合村地區(qū)淺層氣中原油降解氣的比例,計算表明原油降解氣占比為56%(k).根據(jù)新近系原油地化分析表明,該區(qū)原油降解程度為3~ 4級,據(jù)此選取噸油生氣量為100m3/t(φ).該區(qū)館上段為曲流河沉積,地層結構為泥包砂結構,發(fā)育連續(xù)分布的厚層泥巖,但是埋藏相對較淺,淺層氣逸散作用較強,選取天然氣成藏聚集系數(shù)為 0.1 (η).利用前述稠油油藏可能儲量規(guī)模計算公式:A =(g×k)/(φ×η)進行計算,新近系稠油油藏可能儲量規(guī)模為7168×104t,遠大于目前已經(jīng)上報的探明儲量1335×104t,表明該區(qū)新近系稠油仍有巨大勘探潛力.
4.1.2 稠油-淺層氣輸導體系
連通砂體既是油氣進行側向運移的主要通道之一,又是油氣聚集的主要場所[30].目前,三合村油田主力層系的沙三下、館下段同時也是主干砂體發(fā)育的層系.因此,開展主干砂體連通性的研究對于明確稠油-淺層氣的成藏規(guī)律有重要作用.各級斷層,特別是同沉積斷層作為溝通下部油藏稠化、上部輕質(zhì)成分逸散的路徑,是輸導體系中的油氣運移的重要環(huán)節(jié).
1)斷裂體系
本區(qū)低序級斷層發(fā)育,順向斷層、反向斷層均可控制圈閉成藏.本區(qū)地層為單斜、坡度較緩,利用特殊處理剖面識別低序級斷層,結合沿層相干落實斷層傾末端,斷面閉合明確切割關系和合理組合斷層.從圖2b,油氣藏分布與斷層分布關系可看出, 斷裂對油藏及氣藏分布具有重要的控制作用,新近系油藏為構造、構造巖性油藏,淺層氣藏均位于油藏上方,大多與下部的稠油油藏有斷層相接.新近系斷層活動對圈閉有破壞作用,同時斷層對油仍有封堵性,對天然氣不具備封堵性,原油降解產(chǎn)生天然氣沿著斷層向上逸散,水向下排替,原油在圈閉內(nèi)稠化改造.斷裂是淺層氣垂向運移的重要通道, 已發(fā)現(xiàn)淺層氣藏沿著斷裂向下部均能見到稠油油藏.
2)骨架砂體發(fā)育特征
三合村地區(qū)館陶組主要發(fā)育河流相,在館上段主要發(fā)育砂泥互層—泥包砂的曲流河沉積,而館下段主要為砂包泥的辮狀河沉積,砂體非常發(fā)育,是油氣橫向運移的主要毯層[31G32].從圖6中可以看出 (剖面位置見圖1b,剖面B-B’),館下段1~3砂組表現(xiàn)為典型的辮狀河沉積特征,砂體非常發(fā)育, 為主力輸導層.4、5砂組砂體發(fā)育程度有差異,由南部 K109井儲層不發(fā)育過渡到 K119G7井河道變遷劇烈的砂泥巖薄互層組合,到北部 K119井10m 厚砂巖再到 K119G12砂泥巖薄互層.沉積上的這種差異性,說明并不單是辮狀河的大套塊砂,局地存在泥包砂的巖性結構.館下段4、5砂組沉積的差異性決定了三合村地區(qū)館下段不同地區(qū)、不同層系不是完全的塊砂沉積,局部地區(qū)存在有利的儲蓋組合,甚至形成巖性圈閉.
4.1.3 稠油油藏地震識別
與淺層天然氣不同,淺層明化鎮(zhèn)組、館陶組稠油儲層地震反射復雜,振幅有強有弱,這為利用常規(guī)振幅類地震屬性對稠油進行預測帶來了較大的難度.依據(jù)淺層稠油巖石物理分析和地震反射特征,結合稠油油藏的高黏滯性特性,嘗試使用吸收衰減技術對該區(qū)進行了稠油油藏地震識別研究.從圖7過 K119到 K710井的剖面可知(剖面位置見圖1B-B’),K119井1321.7~1326m,館陶組, 發(fā)育厚層粉砂巖,測井解釋油層,在常規(guī)地震剖面上,表現(xiàn)為弱振幅、不連續(xù)反射,無明顯異常(圖中藍色箭頭處),在高頻衰減梯度剖面上能見到明顯異常.K116井1323.8~1329.3m,細砂巖,上部測井解釋油層2.2m,下部測井解釋含油水層3.3 m,在常規(guī)地震剖面上,相應位置地震反射特征表現(xiàn)為一組相對較連續(xù)的中強反射,與 K119井常規(guī)地震剖面反射特征明顯不同,但是在高頻衰減梯度剖面上同樣能夠看到較強異常.高頻衰減梯度剖面對稠油油藏具有一定識別能力,通過全區(qū)分析,與已鉆井吻合率達到82%.
4.1.4 稠油油藏勘探部署
館陶組成藏差異性較大,其中,館下段油氣藏多為低幅度構造背景下的小型的巖性、構造巖性油氣藏.綜合地質(zhì)情況分析、電測解釋結果、試油結果及鉆井顯示情況看,K119井區(qū)油藏形成于洼陷內(nèi)部的斷裂帶附近,多數(shù)具有斷層控制形成的斷塊或斷鼻圈閉高背景,油氣橫向變化較大,油氣分布受構造控制,油氣富集程度高,含油井段長,油層厚, 以構造油藏為主.在稠油油藏地震識別基礎上,利用微幅構造描述技術,進一步向東擴展,部署 K123 (18.71m3/d)、K126(18.97m3/d)等均取得成功.針對館下段4、5砂組沉積差異性,局部地區(qū)存在有利儲蓋組合,通過相控儲蓋及剝蝕線精細刻畫,在南部及東部 發(fā) 現(xiàn) 巖 性G地 層 圈 閉,部 署 K126G斜 1 (19.74m3/d)、KX1(9.15m3/d)等亦取得成功.該勘探方法在三合村地區(qū)應用后,已在新近系累計上報探明石油地質(zhì)儲量超過200×104t、控制石油地質(zhì)儲量超過500×104t,發(fā)現(xiàn)了館下段巖性油藏新類型,拓展了三合村地區(qū)勘探空間.
4.2 按照“見油追氣”的方法尋找淺層氣藏
該區(qū)新近系稠油為微生物降解成因,稠油成因在此不再贅述,重點介紹淺層氣藏保存條件和地震識別.
4.2.1淺層氣保存條件
K109-K119G12館上段儲層對比圖見圖8.
保存條件指油氣藏形成之后所遭受的構造破壞性,由本次斷層活動性研究的成果可知,三合村地區(qū)新構造運動活動強弱具有周期性的變化,呈現(xiàn)出由較強(Ngx)→強(Ngs)→減弱(Nmx)→迅速減弱(Nms)的整體趨勢,明化鎮(zhèn)組沉積后期斷裂活動迅速減弱直至停止,為新近系油氣的保存提供了良好的條件.
三合村地區(qū) Ng 1+2砂組以泥巖為主,中間夾有少量的砂巖透鏡體,是一套全區(qū)廣泛發(fā)育的區(qū)域性蓋層.同時,前人研究表明,該區(qū)淺層泥巖突破壓力多大于1.0MPa,而濟陽坳陷淺層氣藏剩余壓力一般小于0.5 MPa,淺層泥巖蓋層具有一定封蓋能力[4,33].已發(fā)現(xiàn)氣藏主要分布在在 Ng 1+2砂組厚層泥巖之下的儲層中或在 Ng 1+2 中的儲層中.Ng 1+2段泥巖最大厚度靠近孤南斷層附近,最大厚度可達110m 以上,向陳家莊凸起和墾西凸起方向上泥巖地層均逐漸減薄,并以向陳家莊凸起方向減薄幅度最大.通過對泥巖厚度分布與已發(fā)現(xiàn)淺層氣藏分布綜合分析發(fā)現(xiàn),淺層氣藏主要分布在 Ng 1+2段累計泥巖厚度大于 70m 的范圍內(nèi)的稠油油藏上方附近,而位于陳家莊凸起上的 K68,K69井區(qū)大面積降解型稠油油藏之上并未見淺層氣藏的分布(圖8,剖面位置見圖1b,剖面B-B’).
4.2.2 淺層氣藏地震識別
淺層氣藏在地震剖面上常表現(xiàn)為“亮點”地震反射特征,但是在勘探實踐中發(fā)現(xiàn),厚度為15~25 m 厚層水層同樣表現(xiàn)為“亮點”地震反射,同時還有一些含氣飽和度較低、不具有工業(yè)開采價值的氣藏同樣表現(xiàn)為“亮點”反射,原有的單一亮點描述技術已不能適應油田勘探開發(fā)的需求.通過深化研究,形成了“三步法”假亮點剔除技術系列.首先利用最大振幅屬性描述全區(qū)亮點分布,然后使用吸收衰減與低頻諧振技術剔除由厚層水層引起的假亮點,低頻諧振技術預測效果較好,能剔除絕大部分假亮點,但是部分低飽和度氣藏在低頻諧振剖面上同樣有異常.對于部分潛力較大,且有疊前道集資料地區(qū),可以利用疊前 AVO 屬性進一步剔除假亮點,氣層振幅隨偏移距增大而增大,表現(xiàn)為增大型 Ⅲ類 AVO 特征,而亮點型水層表現(xiàn)為減小型Ⅱ類 AVO 特征.具體的技術原理參考文獻[10],在此不再贅述.——論文作者：劉海寧1,2,王興謀2,張云銀2,韓宏偉2,張偉忠2,樊 明2,王樹剛2