中国陆上发现大型油气田的进展及前景

中国陆上发现大型油气田的进展及前景

0岩性油气藏储量近年来，在中国陆地上发现了大型中、低肥力气田，油气藏的类型主要是地层-岩性型和岩性-构造型。中国陆上油气勘探已进入构造油气藏与岩性-地层油气藏并重阶段。随着勘探发展,岩性-地层油气藏的地位会越来越重要,其储量贡献愈来愈大。以中国石油天然气股份有限公司(中国石油)为例,1999年岩性-地层油气藏探明储量在年增总探明储量中所占比例为39%,到2007年比例增至67%,已经成为储量增长的主体。松辽盆地和鄂尔多斯盆地是以岩性-地层油气藏为主要目标的重点盆地,每年新增加探明石油地质储量在2×108t以上。松辽盆地深层火山岩天然气累计探明储量近3000×108m3,也是一种特殊类型的岩性油气藏;渤海湾盆地在深化复杂断块油藏勘探的同时,岩性油藏储量比例也明显加大;西部地区准噶尔盆地腹部、塔里木盆地(志留系、石炭系和奥陶系)及四川盆地(三叠系须家河组和飞仙关组)岩性-地层油气藏勘探也都取得一系列重大新突破。根据国土资源部最新完成的中国剩余油气资源分布预测结果(2006),岩性油气藏领域剩余石油资源占全国总剩余资源的42%,天然气剩余资源量则占总剩余资源的一半以上。从近几年勘探发现的岩性油气藏储量构成看,中、低丰度油气储量占相当大比重,尤其是大型油气田多数为中、低丰度。而且剩余待发现油气资源中,中、低丰度油气资源也占主体。这类资源广泛发育于中国陆上大型坳陷盆地中,其形成具有特殊性。因此,及时总结中、低丰度岩性-地层油气藏的形成条件与分布规律,对指导拓展勘探领域和推动未来发现都具有重要意义。1中、低丰度大油气及其勘探意义根据新修订的中华人民共和国地质矿产行业标准,油(气)田储量规模和储量丰度均以可采储量计算。油(气)田储量规模可分为特大型、大型、中型、小型及特小型5个等级,其中,大型油田的可采储量为2500×104～25000×104t,大型气田的可采储量为250×108～2500×108m3。油气可采储量丰度可分为高、中、低、特低4个等级,其中,原油中丰度为25×104～80×104t/km2,天然气中丰度为2.5×108～8×108m3/km2,低于上述丰度的油气藏列为低丰度油气藏。按照上述标准,截至2007年底中国已发现大油田42个(包括3个特大型油田),其中属于构造型油藏的有34个,平均储量丰度88.86×104t/km2,发现储量总计155.44×108t,占大油田总探明储量的92%;8个油田属于岩性型或构造-岩性复合型,平均储量丰度9.89×104t/km2,以低丰度为主,发现总储量13.41×108t,占大油田总探明储量的8%。已发现大气田29个,属于构造型气藏的19个,平均储量丰度11.81×108m3/km2,发现总储量1.22×1012m3,占大气田总探明储量的52.5%;属于岩性型或构造-岩性复合型气藏的10个,平均储量丰度1.10×108m3/km2,以中、低丰度为主,发现总储量1.16×1012m3,占大气田总探明储量的47.5%。表1为中国近年来发现的部分中、低丰度大型油气田储量数据。除此之外,还有一些领域通过深化勘探有望发现中、低丰度大型油气田,如:鄂尔多斯盆地白豹地区延长组、苏里格气田外围,四川盆地川中地区须家河组与二叠系—三叠系礁滩体,准噶尔盆地腹部的火山岩以及松辽盆地徐深地区和长岭凹陷的深层等。中、低丰度大油气田的分布有如下共性特征:①处于大型坳陷盆地腹部,构造平缓,构造变形微弱,断层和褶皱不发育。如:鄂尔多斯盆地靖安油田、安塞油田、榆林气田、靖边气田、大牛地气田、苏里格气田等,均分布在陕北斜坡部位,构造平缓(坡度为1～3°),断层不发育;西峰油田、姬塬油田分布在天环坳陷内,构造平缓。四川盆地合川气田分布在川中平缓斜坡带上(坡度为2～3°),断层不发育;广安气田主体位于广安构造,发育多条近东西向断层;但在广安构造外围的平缓构造区仍然存在大面积含气区。②油气藏类型以地层-岩性型、岩性-构造复合型为主。表现为油/气柱高度小、含油气面积相当大等特点。油气层厚度普遍较薄,纵向含油气层系多,叠合连片分布。如:鄂尔多斯盆地苏里格气田气层厚度5～20m,单个含气砂体规模一般长1000～2500m,宽100～250m,纵向发育多个含气层段,叠加含气面积达到8200km2,其中储量探明区面积4067km2;四川盆地须家河组主力含气层段为须二段、须四段和须六段,砂岩发育,厚度大,但有效储集层较薄,含气层更薄,广安气田须四段砂岩厚度80～120m,有效储集层厚度5～30m,含气层厚度仅3～20m,目前已探明储量区块含气面积达320.8km2。③储集层以低孔、(特)低渗为主,孔隙类型以孔隙型、孔隙-裂缝型为主。如:鄂尔多斯盆地苏里格气田砂岩孔隙度主要集中在5%～12%,渗透率为0.1×10-3～0.82×10-3μm2,但储集层物性明显受岩性影响,粗砂岩的孔隙度大于10%,渗透率大于0.82×10-3μm2,而细粒砂岩孔隙度一般小于5%,渗透率小于0.03×10-3μm2;四川盆地广安气田须四段气层平均孔隙度为9.9%,主要分布区间为6%～14%,渗透率集中在0.2×10-3～5×10-3μm2,孔隙类型以粒间孔、粒内溶孔为主,局部裂缝发育,总体储集类型属裂缝-孔隙型。④油(气)水关系较复杂,油气层压力以常压为主,局部出现异常低压。如:鄂尔多斯盆地苏里格气田气层埋深在3200～3410m,气层压力27～32MPa,压力系数一般在0.83～0.89,表现为异常低压;四川盆地广安气田气层埋深在2100～2800m,气层压力25～39MPa,压力系数一般在1.13～1.52,整体表现为异常高压,且由东向西地层压力逐渐增高,部分井出现气水同层现象;四川盆地合川气田须二段气藏地层压力系数为1.07～1.52,属常压—高压气藏,部分井出现气水同层现象。2形成条件：低肥力和高气量油气大面积成藏是中、低丰度大油气田形成的重要特征。导致油气大面积成藏的主要条件如下。2.1天然气成藏条件中国陆上大型坳陷湖盆多是在克拉通基底上发育起来的。湖盆沉积前多经历了早期剥蚀夷平以及填平补齐充填。湖盆沉积期,湖底坡度平缓,坡降比低,使得湖盆水体总体较浅,且湖盆四周并不封闭,在湖盆某一侧的若干部位与外围呈开放环境。这样在湖侵和湖退期,就可使湖水大范围进退,同时水系向湖区的推进与退缩也呈大规模变化。因而,湖平面上升期(湖侵期),湖泊水域广,大范围发育有机质丰富的泥质岩沉积,是烃源岩发育的主要层段;湖平面下降期(湖退期),浅水(扇)三角洲砂体向湖盆腹地推进,有时可直达湖盆中心,是储集层发育的主要层段。频繁的湖侵与湖退导致湖相泥岩与浅水(扇)三角洲砂体间互沉积,呈现“三明治”结构。这种“三明治”式的砂、泥岩间互结构为油气的生成、运移和聚集过程在大范围内发生创造了条件,是油气大面积成藏之基础。研究表明,鄂尔多斯盆地早二叠世山西组和下石盒子组沉积期、晚三叠世延长组沉积期、四川盆地晚三叠世须家河组沉积期、松辽盆地早白垩世发育的湖盆沉积,都创造了生储盖组合的“三明治”结构(见图1),并呈大面积分布。鄂尔多斯盆地晚三叠世延长组长7段沉积期是最大湖侵期,深湖—半深湖相泥岩烃源岩面积达8.5×104km2,占同期湖盆面积的60%以上,有机质类型多以Ⅰ—Ⅱ1型为主,有机碳平均含量为2.17%,盆地中心在吴起一带,烃源岩厚100m以上,向盆地边缘减薄,在靖边—子长—延安一线为30m左右。松辽盆地主要烃源岩发育在青山口组青一段,以暗色泥岩为主,除在盆地边部如滨北地区砂岩含量较高外,在中央坳陷区几乎全区发育纯泥岩,泥岩厚60～80m,有机碳含量平均为2.21%,有机质类型多以Ⅰ—Ⅱ1型为主,有效烃源岩面积达6.5×104km2,占湖盆总面积的53%。四川盆地须家河组烃源岩主要发育在须一段、须三段、须五段,岩性为暗色泥岩夹煤层,有机质类型为Ⅲ型;泥质岩在全盆地厚10～1500m,厚值区分布在川西坳陷,煤层厚2～25m,在川西坳陷最发育,煤层数十层;与烃源岩间互的须二段、须四段、须六段主要发育砂岩沉积,为区域性储集层;砂岩与泥质岩间互的分布几乎遍及全盆地。大型坳陷湖盆发育后期,受区域构造与基底稳定性控制,发生整体沉降,致使烃源岩在大致相同或相近的地质年代呈大面积进入成熟阶段,形成“广覆式”生烃和排烃。与烃源灶有大范围接触的储集体具有近水楼台的成藏优势,大面积成藏成为必然结果。统计表明,中国大型坳陷湖盆中与有效烃源岩直接接触的砂体面积占砂体分布总面积的50%以上(见表2),为油气近距离运移创造了条件。勘探已证实,与主力烃源岩层相邻的储集层含油气性良好。如鄂尔多斯盆地延长组长6段沉积期,三角洲砂体发育,至少可以划分出3期三角洲砂体(长61、长62和长63),其中长61亚段和长62亚段是主力产油层(见图2)。研究证实,长9段泥质岩也具有良好的生烃条件,是除长7段之外的另一套区域性烃源岩层。夹于长7段、长9段两套烃源岩层之间的长8段储集体也具有良好的烃源条件,勘探已证实长8段是长6段之外的另一套主力石油聚集层段,目前已发现了西峰、合水2个亿吨级大油田。2.2向斜区油气成藏的地质认识经典石油地质学认为,在静水条件下,油气二次运移的主要动力是浮力,且油气在浮力驱动下发生以垂向为主的运移,遇到超过浮力的毛细管阻力,运移就会停止,聚集过程就会发生。随着油气聚集高度的增大,浮力也随之增大。当浮力大于毛管阻力时,油气将突破阻力发生进一步的运移,直至遇到更大的阻力,聚集才会重新开始。浮力大小与油气柱高度有关,而油气柱高度又取决于油气层的长度与倾斜角度(见图3)。中国陆上几个大型坳陷湖盆的腹地,地层十分平缓,地层倾角一般小于3～5°,且构造背景处于向斜或大型斜坡的低部位。按照经典的石油地质理论,这些部位油气聚集成藏的条件并不理想。8年以前,在“源控论”和“二级构造带”控油理论的指导下,除了少量的浊积体成藏之外,多数探区尚未认识到广大的向斜区或构造低部位还有油气成藏的存在。但是,一些探区如松辽盆地大庆探区的古龙凹陷和鄂尔多斯盆地,尽管向斜区探井很少,但有限的几口井已经揭示,那里不仅有油气流井发现,而且生储盖组合条件并不差。这些现象驱使笔者早在8年以前就思考向斜区油气成藏的机理和条件,尤其是构造平缓区油气成藏的机理和条件。研究发现,向斜区油气成藏的条件主要与油柱高度有关,而与面积关系不大(见图3)。这一发现让笔者萌生了向斜区油气可大面积成藏的设想,并开始关注这一领域油气成藏的特殊性与必然性,坚信该领域地质认识的进步,可以将以往立足正性二级构造带的勘探,扩展到包括斜坡低部位的向斜区,可大大拓展勘探领域。2000年笔者率先提出了富油气凹陷“满凹含油”的认识,并于2004年将认识整理成文发表,实际上是这一认识初始阶段的总结。构造平缓区的油气成藏表现为油气柱高度小、储量丰度总体偏低与油气聚集规模大的特点。最近几年的勘探发现进一步证明了这一认识的科学性。苏里格气田区上古生界构造平缓,总体上为北高南低、倾角在1～3°的单斜。单个气藏的气柱高度仅8～20m,由气柱高度所产生的浮力最大为0.15MPa。实际上,该地区阻流层的排驱压力大于1.2MPa,气层和阻流层之间的排驱压力差大于0.5MPa。可见,气柱产生的浮力不足以突破阻流层而使气层连通性差。平缓构造区大面积分布的岩性油气藏,油气层压力通常以常压为主,局部地区还会有负异常压力。如鄂尔多斯盆地苏里格地区上古生界气藏,压力系数仅为0.83～0.89;四川盆地须家河组地层压力变化较大,除川西深坳陷区普遍存在异常高压外,川中平缓构造带大范围内以常压为主。这种低压和常压条件也降低了对盖层的要求,使得在盖层条件不是很理想的地区仍然可以成藏(见表3)。由此可见,平缓构造背景下油气柱高度较小,油气藏对盖层条件的要求远低于构造气藏,表现为盖层厚度较小、突破压力较低。2.3储集层致密化的作用陆相沉积,尤其是构造比较平缓的坳陷湖盆,由于物源区岩性多变、水动力能量多变,多数储集层内部的非均质性非常强,作为多期叠置的砂体规模很大,但作为连续的储集体却有限。因而,流体在其内部流动时因“障壁”阻隔而受到限制。一个独立的油气藏规模并不大,而数十、数百乃至上千个油气藏构成的油气藏群规模就相当大,往往达数百、数千甚至上万平方千米。这样,对于一个独立的油气藏,因规模有限,自身的突破能量并不大,而多个油气藏构成的油气藏群尽管规模很大,但由于内部的非均质性,分化了能量,整个油气藏群的突破能量就像分力不等于合力一样,也不够大,因而对盖层条件的要求也不苛刻。很多以往认为不能成藏的地区,现在看来都具备成藏的可能性。导致储集层非均质性强的另一个关键因素是强烈的呈区域性分布的破坏性成岩作用,亦即胶结作用,使得一系列有效储集体被包裹在致密砂岩之中,就象玻璃板中的无数个气泡。这样的储集体分布特征,为后来油气沿裂缝和输导层进入以后,形成主要受岩性和物性控制的油气藏群创造了条件,分布范围可以很大。鄂尔多斯盆地苏里格气田上古生界砂岩储集层基本上为低孔、低渗,且非均质性较强。研究表明,该地区储集层致密化的成岩作用时间早于大量生排气高峰期,晚三叠世—中晚侏罗世已进入晚成岩阶段,孔隙度降至8%以下,非均质性进一步增强。上古生界气源灶大量生气时间为晚侏罗世—早白垩世,晚于储集层大规模致密化的时间,这样就使后来进入其中聚集的气藏也有很强的非均质性。从图4可以看出,气层呈块状被致密砂岩层(阻流层)阻隔。四川盆地广安地区须家河组储集层物性总体上表现为低孔、低渗特征。须二段、须四段、须六段3个储集层段中须六段和须四段储集层物性较好。须六段孔隙度大于等于6%的储集层占33%左右,平均孔隙度为8.9%,平均渗透率为0.31×10-3μm2,主要发育在广安Ⅰ号区块内,分布较稳定;须四段孔隙度大于等于6%的储集层段占40%左右,平均孔隙度8.9%,平均渗透率为0.45×10-3μm2,主要发育在广安Ⅱ号区块,但横向上变化较大。须家河组气水关系较复杂,气水同层现象普遍,如广安109井须六段生产测井解释2个气水同层段,即2029.3～2046.6m和2051.0～2060.0m,产气量分别为3043m3/d和1133m3/d,产水量分别为3.65m3/d和8.9m3/d。类似现象在广安的须四段、安岳—合川的须二段均较常见。这些现象表明低孔、低渗的须家河组气藏气水分异并不彻底。关键因素是由于储集层内部物性横向变化大,含气饱和度与含水饱和度依物性而有较大变化,因而打开气层以后呈气水同出状况。图5是广安气田须六段的气藏剖面,可见含气砂体呈孤立状被致密砂岩所包围,但多气藏叠置连片以后范围可至相当大。2.4气藏成藏与气藏低压在中国陆上众多大型坳陷湖盆的腹地,油气成藏还有另一特殊性,即油气不是在持续深埋阶段成藏,而是在抬升阶段成藏,这也有悖于常规的石油地质认识。大量的油气成藏期次研究数据显示,鄂尔多斯盆地和四川盆地腹部的天然气成藏,主要在早白垩世末期前后的燕山运动中发生,而这个时期及以后喜马拉雅造山运动阶段,上述2个盆地的腹地主要经历抬升运动,广泛遭受剥蚀,其中鄂尔多斯盆地东部绥德—子洲地区剥蚀厚度达1500～2000m,中部靖边地区剥蚀厚度为1000m左右,西部天环向斜地区剥蚀厚度也有300～500m左右。四川盆地在白垩纪末期—喜马拉雅期,川中地区剥蚀厚度普遍超过1000m,且具有从西向东剥蚀厚度增大趋势;川东北部地区,利用成熟度(Ro)推算侏罗系—白垩系剥蚀厚度可达2400～3200m。关于在抬升阶段的生烃和成藏问题,有学者研究认为,抬升条件下生烃作用趋于停滞;但有学者认为抬升背景下煤系仍可缓慢生气,甚至生气作用较强;更多学者倾向于抬升作用可导致气藏低压。本文研究后认为,大规模的抬升与剥蚀作用势必促使深部地层的上覆地层压力减低(即卸载),地层发生降温与降压。从气体方程可知,这一过程对天然气的运移和聚集是动力而不是阻力。处于成熟阶段的烃源岩内部微孔隙中,可认为是饱含烃类分子的,只要深度一定,就有特定的压力(p1)和体积(V1)。当地层抬升以后,随着深度减小,地层压力自然减小(p2);烃源岩内部微孔隙体积会有变化,但因岩石骨架变化较小,微孔隙体积变化不大,而孔隙中的气体或液体烃类体积则可有较大变化(V2)。这样,由气体方程可知,气体体积在抬升过程中会有较大膨胀,导致烃类的大量运移、排烃和成藏。这一过程往往呈面状发生,对构造平缓的向斜和斜坡区油气大面积成藏是个重要的促进因素。支持这一成藏论点的佐证还来自以下两个方面:①煤层吸附气在地层压力降低时的解吸作用。煤系烃源岩具有较强的吸附烃能力,实验数据表明在2000m以浅的埋藏状态下吸附的甲烷占55.83%～95.63%。等温吸附实验显示,当地层压力降低时会有大量煤层气发生脱吸附作用,成为游离气,通过煤层割理或裂缝系统进入储集层。这种现象可以从在钻井不同深度钻遇煤层时含气量的差异得到证明。位于四川盆地大巴山前的分水1井,在4500～5200m钻遇须家河组煤层时气测异常活跃,显示频繁,而在川中平缓构造带1900～2500m钻遇须家河组煤层时,则很少见到气测异常显示。这从一个侧面说明川中须家河组大面积分布的煤系在经历构造抬升剥蚀后,煤系烃源岩中的吸附气已发生了解吸。鄂尔多斯盆地上古生界天然气成藏主要发生在白垩纪末期,也是在构造抬升背景下成藏,且以近距离垂直运移为主。②区域性抬升和剥蚀导致地层降温与降压,使气藏内部能量减低,进一步降低气藏的突破能量,对天然气的低丰度大面积聚集成藏也有一定的保护作用。以苏里格地区上古生界气藏为例,现今气藏表现为低压,压力系数仅为0.83～0.89。研究表明,气藏原始压力是正常压力。这种异常低压的成因与早白垩世末期以来所发生的抬升剥蚀和大幅度降温有关。根据气态方程计算,苏里格气田早白垩世末二叠系石盒子组的古地层压力约为48～53MPa,降温后压力为32～35MPa,现今压力为29～30MPa,在不考虑天然气散失和补充等因素的前提下,降温导致的压力降低在苏里格地区可达30%～35%。这一认识还可以从美国圣胡安盆地画崖组砂岩气藏的形成得到证实。该砂岩层上覆层系为水果地组煤层,煤层解吸出来的天然气向下呈面状渗流到画崖组砂岩中形成气藏,规模也相当大。从上述分析可以看出,呈区域性发生的大规模抬升与剥蚀作用,有利于以煤系为主的烃源岩发生天然气解吸作用,解吸出来的天然气向邻近的砂岩储集层聚集成藏,成藏期较晚,由于逸散期短,加之面状运聚,一般成藏规模都比较大,但多以中低丰度为主。2.5油气藏分布及开发近年来,随着岩性油气藏勘探的不断深入,在盆地构造低凹区陆续找到一批规模较大的岩性油气藏,如松辽盆地三肇凹陷、古龙凹陷的葡萄花油层与长岭凹陷的扶余油层;鄂尔多斯盆地天环坳陷北段的苏里格气田、中段的姬塬油田、南段的西峰油田、盆地中部延长组“湖中心”的白豹油田,四川盆地川西坳陷老关庙气田、八角场气田等。这些勘探实例证实湖盆深凹区或向斜区不仅能够形成油气藏(以岩性油气藏和岩性-构造复合型油气藏为主),而且能够找到大型油气田。松辽盆地南部的长岭凹陷区具有典型的“向斜含油”特点。在凹陷区已发现油田8个,累计发现三级储量超过2×108t,包括储量规模超亿吨的大情字井油田,凹陷的高部位、斜坡甚至向斜中都有油藏分布。位于黑帝庙凹陷中心区的黑100井在姚家组葡萄花油层获日产10.2t的油流,更说明了“向斜含油”的特征(见图6);古龙凹陷向斜低部位的古11井也在葡萄花油层获得了日产6m3的油流。近来相关研究也证实扶余油层的油藏平面分布具油水倒置现象。鄂尔多斯盆地中生界岩性油藏勘探经历了从浅向深、从三角洲主砂体向湖盆中心推进的勘探历程。大规模的岩性油藏勘探始于20世纪80至90年代,以北部三角洲长6砂体为主要勘探对象,发现了安塞、靖安等一批油田。到21世纪初期,在西南三角洲长8段发现了西峰、合水等油田。近年来,在天环向斜中段的姬塬地区,发现了姬塬油田;在延长组沉积期的湖盆中心白豹地区,对长3段、长4+5段、长6段、长8段等层位的勘探均取得良好效果(见图7)。勘探成果充分展示了“满凹含油”现象。四川盆地华蓥山以西的川中平缓构造带和川西坳陷,剖面结构表现为不对称向斜形态。目前针对上三叠统须家河组天然气的大范围勘探,已经证实在川西坳陷区和川中斜坡区发育的气藏类型主要为岩性气藏、岩性-构造复合气藏。上述实例充分证实了平缓构造背景下发育的大型坳陷湖盆岩性油气藏分布领域广阔,勘探前景巨大。3地质含义和勘探技术的对策3.1油气勘探方向中低丰度岩性-地层油气藏大面积成藏机理与形成条件研究的认识进展,可推动油气勘探从以往以正向二级构造带找油为主转为面向包括向斜区和斜坡区低部位的满凹陷勘探,勘探找油气领域有了相当大的拓展。可以说,富油气凹陷有效烃源灶有多大,油气成藏的范围就有多大,勘探找油气的领域就有多大。这一认识对最近几年推动松辽、鄂尔多斯和四川等盆地向斜区获得一系列油气新发现发挥了重要作用,未来仍将对推动我国陆上众多陆相盆地向斜区获得新发现具有重要的指导作用。3.2特定的勘探程序与勘探技术与构造油气藏相比,岩性油气藏勘探有其特定的勘探程序与勘探技术。总结这些技术,并梳理形成必要的勘探程序和技术组合,对指导推动其他地区的勘探具有重要意义。3.2.1提高勘探效益的关键技术中、低丰度油气藏总体属于“贫矿”,资源品位较低,但局部也有富集高产的“富矿”,因而“贫中找富”、“低产中找高产”技术亦成为提高勘探效益的关键技术,这一技术的核心是实现对相对高孔渗储集层(即勘探“甜点”)的有效评价。基于储集体分布的岩性油气藏储集体根据近几年对岩性-地层油气藏油气富集与分布特征的研究,发现在呈席状分布的砂体中,主砂带、裂缝发育带以及与鼻状构造背景配位的各类储集体,可使低丰度聚集的大面积岩性油气藏“贫中有富”。很显然,在特定探区如果能对上述3类储集体的分布规律有客观认识,则对提高岩性油气藏探明储量的动用率和勘探效益都是十分有益的。如苏里格气田,研究证实盒8段“甜点”集中分布在高能河道的粗粒砂岩中,通过