楊 平,陳 楊,馮偉明,牟必鑫,魏洪剛,客 昆,劉家洪,何 磊

(1.中國地質(zhì)調(diào)查局成都地質(zhì)調(diào)查中心,四川 成都 610081;2.四川省煤田地質(zhì)工程勘察設(shè)計研究院,四川 成都 610072)

0 引言

致密砂巖氣是指覆壓基質(zhì)滲透率≤0.1×10-3μm2(或空氣滲透率≤1×10-3μm2)的砂巖氣層,單井一般無自然產(chǎn)能或自然產(chǎn)能低于工業(yè)氣流下限,但在一定經(jīng)濟(jì)條件和技術(shù)措施下,可以獲得工業(yè)天然氣產(chǎn)量(鄒才能等,2012;李建忠等,2012)。低勘探程度復(fù)雜地質(zhì)條件致密油氣成藏富集規(guī)律復(fù)雜,諸如烴源、儲層和保存等一直是制約油氣勘探的主要控制因素。西昌盆地白果灣組與四川盆地須家河組在地層、巖性和沉積相方面具有可對比性,主要發(fā)育扇三角洲、河流三角洲和湖泊等3類沉積體系(楊威等,2020);白果灣組發(fā)育大套灰黑色泥巖烴源巖,總有機(jī)碳含量普遍為1.0%～1.6%,累計厚度普遍可達(dá)100～400m,縱向上可構(gòu)成烴源巖和砂體的多套疊置;白果灣組野外露頭可見油氣充注痕跡(文龍等,2008),說明西昌盆地白果灣組具有“近源成藏”并形成致密砂巖油氣的地質(zhì)條件。上世紀(jì)九十年代以來,在該區(qū)部署的多口鉆井在白果灣組砂巖段僅鉆遇微含氣層,不具備工業(yè)氣流,油氣成藏富集規(guī)律認(rèn)識不清。相關(guān)的油氣化探(顏自給等,2004)、成巖流體(李國蓉等,2009)等調(diào)查研究認(rèn)為西昌盆地晚海西期熱液活動加速了部分地區(qū)下古生界油氣保存條件的破壞(劉麗華等,2003)。很長時間以來該區(qū)油氣勘探基本處于停滯狀態(tài),近年來隨著“入源”尋找頁巖氣、“近源”尋找致密砂巖氣的勘探思路和體積壓裂等增儲上產(chǎn)技術(shù)的廣泛應(yīng)用,尋找源巖油氣、致密油氣的甜點段和甜點區(qū)成為油氣勘探中的共識。西昌盆地一直以來缺油少氣,四川省涼山彝族自治州屬于“三區(qū)三州”深度貧困地區(qū)之一,近幾年中國地質(zhì)調(diào)查局及四川省加大了對西昌盆地及鄰區(qū)油氣的調(diào)查力度(楊平等,2019;客昆等,2020;余謙等,2020)。2019年,四川煤田地質(zhì)工程勘察設(shè)計研究院在西昌盆地東部昭覺坳陷部署ZD-1井,在井深500～900m的白果灣組一段、三段和四段均獲得良好的淺層致密砂巖油氣顯示,鉆遇白果灣組頁巖普遍含氣,砂巖含油,成藏類型為自生自儲型(魏洪剛等,2020)。從西昌盆地鉆井和露頭剖面砂巖物性來看,西昌盆地白果灣組砂巖空氣滲透率多小于1×10-3μm2,屬于典型的致密砂巖范疇(劉樹根等,2004),因此,有必要重新認(rèn)識西昌盆地白果灣組致密油氣資源潛力。

國內(nèi)致密砂巖氣資源地質(zhì)評價標(biāo)準(zhǔn)方法主要是通過埋深、烴源巖和砂巖儲層分布等因素開展評價(鄒才能等,2014)。西昌盆地致密砂巖油氣研究程度低,地質(zhì)條件復(fù)雜,有效儲層巖性特征與分布規(guī)律、烴源巖質(zhì)量和規(guī)模、埋深和保存條件等仍是該區(qū)油氣勘探和選區(qū)評價的重要研究內(nèi)容,特別是致密砂巖氣的“源”、“儲”條件是成藏有利區(qū)預(yù)測的關(guān)鍵指標(biāo)。本次研究首先對ZD-1井進(jìn)行剖析,分析不同粒度碎屑巖物性、含油氣性等參數(shù)及相關(guān)性,確定致密砂巖氣發(fā)育的主要巖性和分布規(guī)律。再對白果灣組泥質(zhì)烴源巖原始有機(jī)碳含量、泥頁巖厚度、有機(jī)質(zhì)類型、產(chǎn)烴率等關(guān)鍵參數(shù)進(jìn)行分析,計算各剖面白果灣組生烴強(qiáng)度,編制生烴強(qiáng)度等值線。最后綜合生烴強(qiáng)度、鏡質(zhì)體反射率(RO)和埋深等指標(biāo)優(yōu)選成藏有利區(qū)和甜點區(qū)。

1 地質(zhì)概況

西昌盆地演化歷史根據(jù)沉積建造、不整合界面、構(gòu)造格架等特征可劃分為3個大階段:基底形成階段、被動邊緣發(fā)展階段和內(nèi)陸盆地演化階段(王運生和李云崗,1996;伏明珠和覃建雄,2011)。晚三疊世以來,形成了米市坳陷、昭覺坳陷、麻姑山坳陷、甘洛坳陷、美姑坳陷等5個二級構(gòu)造單元。其中米市坳陷是西昌盆地內(nèi)規(guī)模最大的坳陷,其上三疊統(tǒng)白果灣組及以上地層覆蓋區(qū)面積達(dá)5500km2,該坳陷西側(cè)以安寧河斷裂為界、西南側(cè)以則木河斷裂為界、東側(cè)以普雄-四開斷裂為界,構(gòu)成了西昌盆地的主體(圖1)。白果灣組在西昌盆地邊緣基本出露地表,盆內(nèi)零星出露。盆地內(nèi)已鉆探的4口鉆井資料顯示,不同區(qū)域白果灣組厚度差別較大,一般介于500～900m,如喜德1井為715.0m、喜德3井為571.0m、七壩1井為670.5m、普格1井為550.0 m。西昌盆地白果灣組碎屑巖以不同粒度砂巖、灰黑色泥巖和泥質(zhì)粉砂巖為主,下部間夾煤線,有學(xué)者將白果灣組巖性段劃分為上、下亞段(覃建雄等,1996)。近期,中石油通過巖性、電性特征及沉積旋回研究,將白果灣組劃分為4個巖性段,并與四川盆地須家河組三—六段進(jìn)行了地層沉積相對比(楊威等,2020)。本次研究根據(jù)區(qū)域剖面地層沉積巖性變化,將白果灣組劃分為5個巖性段,一段主要為灰色中-粗砂巖夾少量泥巖,由西向東碎屑巖粒度變細(xì),厚度減薄,反映自西向東的物源供給;二段以大套灰黑色、深灰色泥巖出現(xiàn)作為底界標(biāo)志,向上多夾粉砂巖,偶夾細(xì)砂巖,以半深湖-前三角洲沉積為主;三段為灰黑色、深灰色頁巖為主,底部發(fā)育厚約15～23m中砂巖,并以中砂巖底為二段(T3bg2)泥巖與三段的界線標(biāo)志,該段以半深湖—前三角洲沉積為主;四段以砂巖為主,泥巖減少,為三角洲前緣沉積;五段以淺湖相沉積為主,主要發(fā)育在米市坳陷中東部,巖性以灰綠色泥巖和粉砂巖為主。白果灣組頂、底界線清楚,與上覆地層下侏羅統(tǒng)益門組呈整合或者假整合接觸,與下伏地層呈明顯角度不整合接觸。與白果灣組直接接觸的地層從中下三疊統(tǒng)至震旦系均有分布,東部常與中三疊雷口坡組接觸,西部常下伏更加古老的震旦系燈影組,整體表現(xiàn)為由東向西超覆在康滇隆起之上。

圖1 研究區(qū)構(gòu)造位置圖Fig.1 Location of the study area

2 致密砂巖儲層發(fā)育特征

孔隙度、滲透率是較為通用的有效致密砂巖儲層劃分參數(shù)。有學(xué)者將有效致密砂巖儲層孔隙度上限定為10%(李建忠等,2012),對于下限一般認(rèn)為在4%～5%。經(jīng)驗統(tǒng)計法和壓汞參數(shù)法研究(景輔泰等,2020)表明鄂爾多斯盆地三疊系延長組有效致密儲層物性下限分別是孔隙度6.5%～7.0%,滲透率約為0.05×10-3μm2。四川盆地須家河組不同層段有效致密儲層的平均孔隙度為4.6%～5.84%,滲透率為0.178～0.387×10-3μm2(童曉光等,2012)。因此對于致密砂巖油氣,有效儲層孔隙度通常在5%～10%之間,一般不低于4%;滲透率不低于0.05×10-3μm2。

西昌盆地ZD-1井白果灣組巖心數(shù)據(jù)表明,白果灣組不同粒度碎屑巖物性差異較大,泥巖孔隙度平均3.12%,粉砂巖孔隙度與泥巖基本相當(dāng),平均為2.95%,細(xì)砂巖平均孔隙度為3.64%,中-粗砂巖平均孔隙度為9.52%,隨著粒度變粗物性普遍變好(圖2a)。泥巖、粉砂巖及細(xì)砂巖水平滲透率總體相近,由于微裂隙發(fā)育,個別層段的水平滲透率值相對較高。排除微裂縫影響后,泥巖平均水平滲透率為0.011×10-3μm2,粉砂巖平均水平滲透率為0.012×10-3μm2,細(xì)砂巖平均水平滲透率為0.015×10-3μm2,中-粗砂巖水平滲透率普遍高于其它巖性,滲透率普遍大于0.05×10-3μm2,最高為0.15×10-3μm2,平均為0.089×10-3μm2(圖2b)。

圖2 ZD-1井各類巖性孔隙度(a)和滲透率(b)分布特征Fig.2 Distribution of porosity(a)and permeability(b)of various lithology in well ZD-1

西昌盆地ZD-1井白果灣組各種巖性物性數(shù)據(jù)對比表明:(1)各種巖性物性差異明顯,中-粗砂巖孔隙度和滲透率相對較高,可作有效儲層,屬于致密砂巖儲層范疇,ZD-1井實鉆驗證全烴顯示較高和含油氣性較好層段巖性主要為中-粗砂巖,次為細(xì)砂巖;(2)大部分細(xì)砂巖物性不如中-粗砂巖,孔隙度和滲透率均極低,和粉砂巖一樣不能形成有效儲層,灰黑色泥巖有機(jī)質(zhì)含量較高,為良好的烴源巖和蓋層。

3 致密砂巖儲層分布規(guī)律

西昌盆地勘探程度低,缺乏區(qū)域性的巖心物性數(shù)據(jù)。露頭剖面中各類砂巖由于地表淡水淋濾等作用表生巖溶孔隙發(fā)育,孔隙度往往偏大,屬于無效孔隙,不能代表真正的儲層物性。通過對ZD-1井各種巖性物性統(tǒng)計,西昌盆地白果灣組各段中普遍發(fā)育的中-粗砂巖可作為有效儲層,該類砂巖單層厚度較大,沉積微相有利?；谏鲜稣J(rèn)識,對西昌盆地白果灣組37條剖面和相關(guān)鉆井資料開展了巖性、厚度等統(tǒng)計,編制了白果灣組砂巖分布對比和厚度等值線圖(圖3a、圖3b),發(fā)現(xiàn)白果灣組各段致密砂巖儲層分布規(guī)律如下:白果灣組一段(T3bg1)在西昌盆地東部分布相對穩(wěn)定,其中在ZD-1井獲得油氣發(fā)現(xiàn),從米市坳陷東南緣至美姑坳陷,該段中-粗砂巖厚度逐漸增大。普格海子河壩缺失T3bg1,布拖阿依剖面為6.6m,昭覺特洛莫剖面為26m,ZD-1井為24m,測井解釋含油氣厚度16m,美姑牛牛壩為27m,美姑椅子河厚56m。在西昌盆地西部,由于距離西部康滇隆起較近,發(fā)育扇三角洲沉積,該段中-粗砂巖厚度大,并在底部發(fā)育大套礫巖,至西向東砂巖粒度變細(xì),厚度減小,橫向上物性變化較快,不均質(zhì)性較強(qiáng),物源來自康滇古隆起。例如,喜德依木拉達(dá)剖面,該段中-粗砂巖累計厚125m;在XD1井該段中-粗砂巖厚130m;向東至越西爾書布溝變化為細(xì)砂巖,厚58m;美姑牛牛壩該段發(fā)育27m細(xì)砂巖(圖4)。

圖3 西昌盆地白果灣組中—粗砂巖(a)和細(xì)砂巖(b)厚度等值線圖Fig.3 Thickness contour map of medium-coarse sandstone(a)and thickness contour map of fine sandstone(b)of Baiguowan Formation in Xichang Basin

圖4 西昌盆地東部白果灣組地層對比與致密砂巖儲層分布(S-N)Fig 4 Stratigraphic correlation and distribution of tight sandstone reservoirs in eastern Xichang Basin( S-N)

白果灣組二段(T3bg2)在西昌盆地西部喜德依木拉達(dá)剖面,該段主要為灰黑色泥巖夾少量粉砂巖,在XD1井2230～2248m發(fā)育厚約18m中砂巖,向東至爾書布溝變?yōu)榧?xì)砂巖,儲層物性變差。在西昌盆地東部基本為灰黑色泥巖夾粉砂巖,僅在昭覺特洛莫可見厚約20m細(xì)砂巖。

西昌盆地西部白果灣組(T3bg3)底部發(fā)育厚約15～23m中砂巖,并以中砂巖底為界線區(qū)分白果灣組二段(T3bg2)泥巖,在西部喜德依木拉達(dá)剖面白果灣組三段(T3bg3)底部發(fā)育厚23m中砂巖,向東砂巖厚度變薄,XD1井厚15m,為細(xì)-中砂巖,越西爾書布溝該層細(xì)砂巖厚16m,至美姑牛牛壩為細(xì)-中砂巖,厚10m。在西昌盆地東部,昭覺一帶ZD-1井和特洛莫該層為細(xì)砂巖,厚約5m。白果灣組三段(T3bg3)除底部發(fā)育一套較穩(wěn)定的細(xì)-中砂巖外,在XD1井和ZD-1井該段中部也發(fā)育少量中砂巖,其中在ZD-1井發(fā)現(xiàn)2.3m含油中砂巖。

白果灣組四段(T3bg4)總體是一個粒度下粗上細(xì)的巖性變化序列,該段底部為厚8～30m的細(xì)—中砂巖,分布連續(xù),厚度和巖性變化較大,物源來自西昌盆地東北方向。在西昌盆地西部喜德依木拉達(dá)剖面該段底部細(xì)—中砂巖厚8m,向東有粒度增大的趨勢,且砂巖由1套變?yōu)?套,如XD1井該層發(fā)育2套為細(xì)—中砂巖,累厚16m,越西爾書布溝2套細(xì)—中砂巖累厚30m,美姑除了底部發(fā)育26m厚的細(xì)—中砂巖,向上部發(fā)育多達(dá)7套單層5～8m的細(xì)砂巖,形成垂向疊置。在西昌盆地東部,該段常見2～3套厚8～15m細(xì)—中砂巖垂向疊置,在ZD-1井可見厚3.4m含油中砂巖。

白果灣組五段(T3bg5)該段僅分布在西昌盆地東部的昭覺坳陷、美姑坳陷等地區(qū),在昭覺特洛莫、ZD-1井和美姑牛牛壩可見其完整序列,并與下侏羅統(tǒng)益門組整合接觸(J1y),在ZD-1井和昭覺特洛莫可見該段發(fā)育多套垂向疊置的中砂巖,單套砂巖厚10～20m。

總體上西昌盆地白果灣組一段(T3bg1)、三段(T3bg3)和四段(T3bg4)中-粗砂巖相對比較發(fā)育。其中一段(T3bg1)中-粗砂巖縱向上分布于該段頂?shù)變啥?分布廣,厚度大,基本覆蓋全盆地,至西向東逐漸減薄,為白果灣組最主要的一套砂體;三段(T3bg1)中-粗砂巖縱向上分布于該段底部,同樣至西向東厚度減薄,砂巖粒度變細(xì);四段(T3bg4)中-粗砂巖縱向上分布于該段底部,東部厚度大于西部,物源來自盆地東部(圖5)。

圖5 西昌盆地白果灣組地層對比與致密砂巖儲層分布(E-W)Fig.5 Stratigraphic correlation and distribution of tight sandstone reservoirs in Xichang Basin(E-W)

4 熱演化程度與生烴強(qiáng)度

鏡質(zhì)體反射率數(shù)據(jù)來自果灣組二段灰黑色泥巖,共58個剖面,平均每個剖面2～5件樣品。西昌盆地白果灣組鏡質(zhì)體反射率(RO)介于1.08%～3.98%,成熟度差異大。區(qū)域上表現(xiàn)為盆地東南低,西北高的特點,分別可以劃分為中等成熟、高成熟、過成熟等區(qū)域,昭覺坳陷白果灣組RO值最低,為1.08%～1.46%;美姑坳陷白果灣組RO均大于2.5%;米市坳陷白果灣組RO值主要呈現(xiàn)北高南低,西高東低特征,介于1.65%～3.85%(圖6a)。白果灣組熱演化異常與該區(qū)二疊紀(jì)—三疊紀(jì)巖漿活動和異常的古地溫背景有關(guān)。西昌盆地東吳期熱液活動頻繁(李國蓉,2009),1∶20萬冕寧幅區(qū)域地質(zhì)資料分析表明康滇古隆起西北緣瀘沽—冕山一帶二疊系發(fā)育眾多小型輝長巖、輝綠巖,同時發(fā)育三疊紀(jì)的花崗巖。

烴源巖生烴量的計算方法有氯仿瀝青“A”法、殘余有機(jī)碳法、熱解法等,本文采用有機(jī)碳-氫指數(shù)來評價烴源巖的生烴量,其計算公式如下:

Q生=H×S×d×Toc×Kc×(HIo-HIp)

其中:Q生=總生烴量,108噸;H=有效烴源巖厚度,km;S=烴源巖面積,km2;d=烴源巖密度,26.5×108噸/km3;Toc=殘余有機(jī)碳含量,%;Kc=有機(jī)碳恢復(fù)系數(shù);HIo=原始?xì)渲笖?shù);HIp=殘余氫指數(shù)。

白果灣組干酪根有機(jī)碳同位素(δ13C)為-27.4‰～-23.2‰,平均為-24.5‰,正常鏡質(zhì)組含量為70%～93%,惰質(zhì)體含量為7%～30%,類型指數(shù)為-82.5～-76.75,以Ⅲ型有機(jī)質(zhì)為主。高—過成熟II型有機(jī)質(zhì)的烴源巖有機(jī)碳恢復(fù)系數(shù)(Kc)為1.5,II2-Ⅲ型為1.3左右(程克明等,1995)。不同類型有機(jī)質(zhì)原始?xì)渲笖?shù)差異較大,Ⅱ型有機(jī)質(zhì)為250～600 mg/g,Ⅲ型有機(jī)質(zhì)為130～250mg/g(胡見義和黃第藩,1991)。綜合西昌白果灣在有機(jī)質(zhì)類型和成熟度,Kc約為1.3,原始?xì)渲笖?shù)為250mg/g。通過西昌盆地白果灣組巖石熱解分析,殘余氫指數(shù)為2.29～39.4mg/g,平均為11.35mg/g,估算西昌盆地白果灣組有機(jī)質(zhì)氣態(tài)烴產(chǎn)率為332.85m3/t TOC。

按照中國南方泥質(zhì)巖烴源巖有機(jī)碳下限0.5%(梁狄剛等,2008),對西昌盆地各剖面或鉆井白果灣組烴源巖進(jìn)行厚度統(tǒng)計并編制烴源巖等厚圖,對各剖面進(jìn)行生烴強(qiáng)度計算并編制生烴強(qiáng)度等值線圖,采用生烴強(qiáng)度20×108m3/km2作為劃分高、低生烴強(qiáng)度區(qū)的界限(戴金星等,2007),建議生烴強(qiáng)度的下限值(張福東等,2018)為(7～10)×108m3/km2。西昌盆地米市坳陷中心XD1井、XD3井、QB1井白果灣組烴源厚度大,生烴強(qiáng)度可達(dá)(56.74～97.70)×108m3/km2,屬于高生烴強(qiáng)度區(qū);米市坳陷周緣,由于頁巖厚度變薄,為中—低生烴強(qiáng)度區(qū),例如米市坳陷南緣到東緣,沿海子河壩—越西乃拖生烴強(qiáng)度為6～13.39×108m3/km2。美姑坳陷、昭覺坳陷、甘洛坳陷及麻姑山坳陷生烴強(qiáng)度相對較低,普遍小于10×108m3/km2,屬于中—低生烴強(qiáng)度區(qū)。昭覺坳陷白果灣組生烴強(qiáng)度為(7.28～12.32)×108m3/km2,其中ZD-1井為12.32×108m3/km2,雖然屬低生烴強(qiáng)度區(qū),但均達(dá)到(7～10)×108m3/km2下限值,ZD-1井勘探實踐證明,該區(qū)仍然可以實現(xiàn)有效油氣充注(圖6b)。

圖6 西昌盆地白果灣組鏡質(zhì)體反射率(a)和生烴強(qiáng)度(b)等值線圖Fig.6 Thickness contour map of vitrinite reflectivity(a)and thickness contour map of hydrocarbon generation intensity(b)of Baiguowan Formation in Xichang Basin

5 有利區(qū)優(yōu)選

中國南方燕山-喜馬拉雅構(gòu)造運動造成保存條件評價復(fù)雜(馬永生等,2006;樓章華等,2006),何登發(fā)等(2004)根據(jù)中國南方和塔里木等盆地空間結(jié)構(gòu)特點與隨時間的演變特征,將油氣保存單元劃分為“繼承型”、“改造型”與“重建型”等3種基本類型。西昌盆地燕山—喜馬拉雅期以來構(gòu)造運動頻繁,南北向斷裂十分發(fā)育,盆地發(fā)育下志留統(tǒng)龍馬溪組和上三疊統(tǒng)白果灣組富有機(jī)質(zhì)頁巖兩套烴源巖,白果灣組烴源厚度、有機(jī)質(zhì)豐度和熱演化程度具有明顯的不均一性,油氣保存單位的形成也具有很強(qiáng)的分區(qū)性,在有機(jī)質(zhì)演化較高的區(qū)域(RO＞2.0%),以形成“改造型”油氣藏為主,在有機(jī)質(zhì)演化相對居中的區(qū)域(1.3%＜RO＜2.0%),可形成“改造再重建型”氣藏,在有機(jī)質(zhì)演化相對較低的區(qū)域(RO＜1.3)和儲層物性好的地區(qū),可形成“改造再重建型”油藏。“改造型”油氣藏的形成對晚期保存條件要求苛刻,“改造再重建型”油氣藏的形成需要晚期烴源巖熱演化程度、生烴強(qiáng)度和有效儲層等關(guān)鍵指標(biāo)的配置。

5.1 關(guān)鍵指標(biāo)分析

(1)選擇烴源巖厚度和生烴強(qiáng)度大的區(qū)域。米市坳陷選擇生烴強(qiáng)度大于20×108m3/km2的高生烴強(qiáng)度區(qū),其它坳陷生烴強(qiáng)度下限值為(7～10)×108m3/km2。

(2)選擇熱演化程度較低的區(qū)域。目前國內(nèi)致密砂巖氣或頁巖氣田很少有RO超過3.0%,四川盆地須家河致密氣儲層演化程度多在1.5%～2.5%之間,過高的成熟度意味著現(xiàn)今烴源巖已經(jīng)處于生烴枯竭狀態(tài),在烴源巖持續(xù)擴(kuò)散過程中無后續(xù)的補給,同時表明烴源巖可能經(jīng)歷了快速地?zé)嵫莼饔?縮短了儲層的后期保存時間,不利于構(gòu)造改造區(qū)油氣藏的長期保存。趙文智(2005)指出主生氣期距今越近,對于晚期成藏越有利,這從時間定量尺度說明晚期成藏對氣田形成有利。烴源巖內(nèi)滯留分散液態(tài)烴在高—過成熟階段發(fā)生裂解,主生氣階段RO值為1.35%～3.20%范圍內(nèi)可形成近源成藏條件下對砂巖的持續(xù)充注,RO值超過3.0%階段的瞬時產(chǎn)氣率顯著降低,超過3.5%則基本衰竭(趙文智等,2016)。陳建平等(2007)對塔里木盆地海相寒武系-奧陶系烴源巖熱模擬實驗揭示,有機(jī)質(zhì)類型越好,生烴死亡線越低,海相Ⅰ、Ⅱ型干酪根的天然氣生成成熟度上限或“生氣死亡線”為鏡質(zhì)體反射率3.0%,雖然一般認(rèn)為Ⅲ型干酪根“生氣死亡線”普遍要高于Ⅰ、Ⅱ型干酪根,但實驗?zāi)M無論哪種類型的曲線在RO由2.0%演化至3.0%,殘余生烴潛力均所剩無幾。在西昌盆地多期構(gòu)造改造和熱演化程度較高的背景下,XD1、QB1、XJ1等井區(qū)RO普遍大于3.0%,加上后期保存條件的破壞,油氣藏“改造再重建”基礎(chǔ)偏弱,無疑這些井的白果灣組油氣成藏條件先天不足;與之相反,ZD-1井和相鄰剖面的白果灣組灰黑色泥巖鏡質(zhì)體反射率為1.08%～1.46%,處于主成油氣或濕氣階段,雖然埋藏淺且無背斜圈閉,但砂巖普遍含油,具有“弱改造后再重建”特點,鉆井揭示發(fā)育巖性油氣藏。從西昌盆地白果灣組有機(jī)質(zhì)熱演化程度來看,米市坳陷東—東南部和昭覺坳陷無疑是最有利的。

(3)有效儲層巖性及分布規(guī)律。以ZD-1井白果灣組各段巖性物性和含油氣的關(guān)系判定中-粗砂巖為全盆地砂巖儲層類型,具有一定的代表性,但不代表細(xì)砂巖不能作為有效儲層,在西昌盆地白果灣組二段和三段大套黑灰色泥巖的底部,往往發(fā)育連續(xù)分布且單層厚度較大的細(xì)砂巖,在埋藏溶蝕作用下可形成良好的油氣儲層。

5.2 優(yōu)選結(jié)果

根據(jù)以上認(rèn)識,開展了西昌盆地白果灣組致密砂巖油氣成藏有利區(qū)優(yōu)選,綜合砂巖分布規(guī)律、烴源巖生烴強(qiáng)度、鏡質(zhì)體反射率(RO)和埋深等主要指標(biāo),在米市坳陷東—東南部優(yōu)選夾鐵—四開致密砂巖油氣成藏有利區(qū)(表1、圖7a),面積1860km2,該區(qū)白果灣組灰黑色泥巖烴源巖厚100～400m,有機(jī)碳為1%～1.5%,生烴強(qiáng)度為10～80×108m3/km2,平均為40×108m3/km2,RO為1.08%～3.0%,中-粗砂巖厚度10～50m,平均厚度30m,天然氣資源量可達(dá)6756×108m3。白果灣組一段為主要甜點段,埋深1500～6000m。對比四川盆地須家河組致密砂巖氣,夾鐵—四開油氣成藏有利區(qū)發(fā)育多個隱伏段背斜或巖性等圈閉,致密砂巖氣成藏地質(zhì)條件較好,結(jié)合有利埋深(1000～4000m)等保存條件分析進(jìn)一步優(yōu)選了4個致密砂巖油氣甜點區(qū)(圖7b)。

圖7 西昌盆地白果灣組致密砂巖油氣成藏有利區(qū)(a)和甜點區(qū)(b)Fig.7 Favorable areas for hydrocarbon accumulation of tight sandstone formation(a)and dessert areas(b)of Baiguowan Formation,Xichang Basin

表1 致密砂巖氣特征對比(童曉光等,2012)Table1 Comparison of tight sandstone gas in different areas in Sichuan Basin and Xichang Basin

6 結(jié)論

(1)根據(jù)典型井白果灣組砂巖物性和含油氣特征分析,西昌盆地致密砂巖油氣主要儲層類型為中-粗砂巖,次為細(xì)砂巖,白果灣組一段為甜點段,三段底和四段為次要甜點段,砂巖具有中孔低滲、區(qū)域分布廣、厚度大等特征,ZD-1井揭示中-粗砂巖含油氣性好。

(2)白果灣組烴源巖具有盆地中心厚度大、盆緣厚度減薄特點,盆地中心生烴強(qiáng)度達(dá)(56.74～97.70)×108m3/km2,區(qū)域鏡質(zhì)體反射率(RO)為1.08%～3.98%,盆地東部低、西部高。

(3)通過生烴強(qiáng)度、砂巖分布和熱演化程度等關(guān)鍵指標(biāo)綜合優(yōu)選夾鐵-四開致密砂巖成藏有利區(qū)和4個甜點區(qū),該區(qū)生烴強(qiáng)度10～80×108m3/km2,RO為1.08%～3.0%,中-粗砂巖厚度為10～50m,天然氣資源量為6756×108m3,可形成“改造再重建型”油氣藏。

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