和田河氣田奧陶系碳酸鹽巖氣藏類型再認識及其意義

摘 要

摘要：和田河氣田是在塔里木盆地發(fā)現(xiàn)和探明的第一個古生界碳酸鹽巖大氣田，但圍繞其周緣鉆探的一系列局部構(gòu)造相繼失利，迫切需要對其氣藏類型重新進行認識。為此，通過分析該區(qū)地層
摘要：和田河氣田是在塔里木盆地發(fā)現(xiàn)和探明的第一個古生界碳酸鹽巖大氣田，但圍繞其周緣鉆探的一系列局部構(gòu)造相繼失利，迫切需要對其氣藏類型重新進行認識。為此，通過分析該區(qū)地層水、天然氣及儲層特征，發(fā)現(xiàn)大多出水井段為非地層水或少量局部封存水，無大面積的塊狀底水；天然氣性質(zhì)在縱、橫向上有變化，具有明顯不均一性；古潛山儲層不受現(xiàn)今構(gòu)造高程控制，非均質(zhì)性強，橫向變化大，連通性差，以相對孤立的縫洞體儲層為主。氣藏模式分析結(jié)果表明：該區(qū)奧陶系氣藏為沿古潛山頂面分布、受縫洞體儲層控制的非構(gòu)造型氣藏，是和田河氣田周緣奧陶系勘探的主攻類型，南部的麥蓋提斜坡區(qū)發(fā)育奧陶系風(fēng)化殼巖溶儲層，是尋找大面積非構(gòu)造油氣藏的有利方向。
關(guān)鍵詞：塔里木盆地；奧陶紀(jì)；碳酸鹽巖；非構(gòu)造油氣藏；儲層特征；地層水分析；風(fēng)化殼巖溶；勘探方向
    和田河氣田位于塔里木盆地巴楚隆起東南部的瑪扎塔格斷裂帶，呈北西西向條帶狀展布，發(fā)育一系列石炭系覆蓋的奧陶系碳酸鹽巖古潛山構(gòu)造，是塔里木盆地發(fā)現(xiàn)和探明的第一個古生界碳酸鹽巖大氣田[1]。研究成果認為奧陶系為底水塊狀背斜型碳酸鹽巖氣藏[1～3]，但圍繞和田河氣田周緣鉆探的一系列局部構(gòu)造相繼失利。近期的研究結(jié)果表明，和田河氣田南部的麥蓋提斜坡存在大型的古生代古隆起，奧陶系碳酸鹽巖風(fēng)化殼是油氣勘探的有利方向[4～5]。由于麥蓋提斜坡構(gòu)造位置低，缺少局部構(gòu)造圈閉，底水活躍、局部構(gòu)造控氣的構(gòu)造型氣藏模式是制約斜坡區(qū)勘探的關(guān)鍵問題。因此，筆者在油氣水、測試與儲層資料綜合分析的基礎(chǔ)上，重新認識了和田河氣田奧陶系氣藏類型。
1 氣藏類型
1.1 地層水分析
    和田河氣田奧陶系氣藏試油過程中普遍見水是底水塊狀氣藏劃分的重要依據(jù)，地層水化驗資料與測試資料是重新認識氣藏類型的基礎(chǔ)。
    地層水分析首先需要排除混漿液、酸化液等非地層水的影響。典型的地層水樣分析表明，地層水真實的Cl-含量應(yīng)介于40000～80000μg/g，pH值不應(yīng)高于8，因此可以排除非地層水井段的干擾。通過對測試資料的復(fù)查分析，瑪5井測試多層產(chǎn)液，但液量少，22個水樣的Cl-含量介于3598～11877μg/g，為混漿液，該井測井解釋也無明顯水層。瑪2井、瑪3井、瑪8井、瑪401井也有同樣的情況，綜合分析共有7個非地層水的測試井段(圖1)。

    大多數(shù)試油出水井段開井時間為6～8h，實際累計產(chǎn)水量很少，除瑪4井外，日產(chǎn)水量也低(圖1)。測井解釋沒有大型的連通縫洞體儲層，錄井、測井都沒有明顯的含水特征，測試過程中出水量也是逐漸減少的，直至零產(chǎn)出。因此這些見到少量地層水的井段可能存在局部的封存水，而不是區(qū)域連通的底水。結(jié)合相關(guān)資料分析，在瑪3等4口井存在少量局部封存水的井段。
    該區(qū)高產(chǎn)水井段主要位于瑪4井，測試折算日產(chǎn)水量大，但實際累計產(chǎn)水量并不多(圖1)，由于開井時間短，出水量也不穩(wěn)定，其穩(wěn)定產(chǎn)量有待重新界定。該井縫洞較發(fā)育，地層水相對活躍，分析可能是局部大型縫洞體含水。
    排除非地層水、少量局部封存水后，僅有瑪4井存在局部的底水。在瑪4號局部構(gòu)造上，由于瑪5井沒有地層水，瑪401井也沒有明顯的底水，因此瑪5-瑪401-瑪4井所在的局部構(gòu)造并不存在統(tǒng)一的底水(圖1)。井間對比結(jié)果表明，縱向上地層水分布與埋深相關(guān)性不明顯，難以劃分統(tǒng)一的氣水界面，和田河氣田不存在統(tǒng)一的塊狀底水。
    統(tǒng)計分析結(jié)果表明，井間地層水的化學(xué)特征也存在較大的差異(圖2)。地層水在西部的瑪8、瑪3井明顯富含HC03-，可能與西部保存條件相對較差有關(guān)。東部的瑪4等井HC03-的含量明顯偏低。Cl-、S042-含量等參數(shù)在井間變化大，無規(guī)律性，說明井間的地層水連通性差，不是統(tǒng)一的連通底水。在同一口井縱向上水性也有差異，而且沒有明顯的變化趨勢，瑪8井古潛山頂面HC03-含量較高，Cl-濃度低，其他參數(shù)縱向上也有變化?，?井地層水各項參數(shù)隨深度變化也有差異，可能預(yù)示縱向上不同儲層段連通性差，不同層段地層水有分隔?？傮w而言，該區(qū)地層水的Cl-、HC03-、S042-含量等參數(shù)在平面上與縱向上都有較大的變化，沒有統(tǒng)一的塊狀底水。
    雖然和田河氣田鉆井普遍見水，但綜合分析發(fā)現(xiàn)大多為非地層水、少量局部封存水，僅在瑪4井可能存在局部縫洞底水。該區(qū)地層水不活躍、產(chǎn)出量不多，井間水性差異大、連通性差，出水深度不一致，表明氣藏沒有統(tǒng)一底水，為非底水塊狀構(gòu)造型氣藏。
 

1.2 天然氣分析
    和田河氣田是疊合盆地多期構(gòu)造運動與多期成藏演化的典型，引起很多學(xué)者關(guān)注[6～7]，對其天然氣特征已有詳細的研究[1～2]，總體上具有高CH4、高N2的特征，屬高含非烴的干氣，東西部存在差異[2～8]。油氣成藏特征及其演化在不同區(qū)段也有差異[9～10]，天然氣的成因也揭示不同井區(qū)氣源不同[2～11]，表明該區(qū)天然氣在分布特征與成因機理上都有很大的不同。
    對比分析表明，井間奧陶系天然氣組分變化較大(圖3)。C1/C1+介于0.924～0.996，N2含量介于8.6%～20.607%，C02含量介于0～17.63%。平面上西部的瑪8、瑪3井CH4含量高、N2含量低、C02含量高、臨界壓力和臨界溫度高，其中C02含量大于10%，明顯高于東部瑪4井區(qū)。同時西部天然氣組分中富含H2S，干燥系數(shù)高，甲烷碳同位素值偏重，天然氣具有
東西分段特征。同一井區(qū)不同井間天然氣組分也有一定差異，瑪4、瑪5井的CH4含量、C02含量差異較大，可能不是同一氣藏。

    天然氣在縱向上具有隨深度減小，C02含量減少、N2含量增加、C2H6以上組分含量減少的特征，干燥系數(shù)具有從上往下變干的趨勢，表明不同儲層段天然氣性質(zhì)存在一定的差異。
    該區(qū)天然氣的組分、成因與演化上都存在井間的差異，揭示具有不同來源、不同特征的多個氣藏。
1.3 儲層特征
    研究表明，和田河氣田奧陶系發(fā)育多種類型的儲層[12～14]。奧陶系地層與巖性有差異，在瑪4、瑪8、瑪3等井奧陶系古潛山為中下奧陶統(tǒng)鷹山組，以亮晶顆?；?guī)r與泥灰?guī)r互層發(fā)育為特征，主要有亮晶藻砂屑灰?guī)r、亮晶砂礫屑灰?guī)r、亮晶生物礫屑灰?guī)r等；在瑪5、瑪401、瑪2等井為上奧陶統(tǒng)良里塔格組古潛山，巖性主要為泥灰?guī)r、泥-亮晶生屑灰?guī)r、泥-亮晶砂屑灰?guī)r等。
    奧陶系儲層以巖溶作用形成的溶蝕孔洞為主，瑪5、瑪4等井都有多層溶洞發(fā)育，大多數(shù)巖溶孔洞、裂縫被泥質(zhì)、方解石、巖溶角礫充填，可見既有綠色泥質(zhì)充填的溶洞，也有褐色泥-礫充填的洞穴，巖心普遍見多期裂縫切割充填關(guān)系，具有多期巖溶的疊加。該區(qū)裂縫較發(fā)育[15]，但以微小縫為主，井間對比性差。巖溶縫洞體主要分布在古潛山頂部的垂直滲流帶，橫向變化大，連通性差(圖4)。

    由于巖溶作用主要發(fā)生在加里東期-早海西期[4]，而一系列相對獨立的局部構(gòu)造是喜山晚期強烈的構(gòu)造運動形成的[9]，巖溶縫洞體不受現(xiàn)今構(gòu)造高程控制。由于早期的縫洞系統(tǒng)多孤立，充填嚴重，橫向變化大，難以形成連通的塊狀底水。在局部發(fā)育的大型縫洞，其中可能有氣水的局部分異，但不會形成延伸很遠的塊狀底水。
    儲層物性分析結(jié)果表明，不同層段、不同類型儲層基質(zhì)孔滲都很低，以局部大型縫洞體儲層為主。1072個樣品的孔隙度介于0.2%～10.67%，平均為1.01%；997個樣品滲透率介于0.001～8.87mD，平均為0.116mD?？梢?，和田河氣田的儲層類似輪南與塔中地區(qū)奧陶系碳酸鹽巖，以低孔、低滲儲層為主，儲層物性變化大、孔滲相關(guān)性差，具有明顯的非均質(zhì)性，可能形成類似輪南、塔中奧陶系受縫洞體儲層控制的巖性油氣藏。
1.4 氣藏類型
    綜上所述，和田河氣田奧陶系氣藏底水不活躍，地層水分布深度不同，水性在縱橫向上有差異；儲層非均質(zhì)性強、橫向變化大，不受局部構(gòu)造控制；天然氣參數(shù)井間變化大，縫洞體儲層控制了油氣的分布與富集。和田河氣田具有常溫常壓系統(tǒng)，但井間溫壓具有一定的差異，瑪8井壓力系數(shù)最高，為1.078；瑪3井最低，為0.992。因此，該區(qū)奧陶系油氣藏成藏條件與油氣特征與輪南、塔中地區(qū)奧陶系類似，是一系列受縫洞體儲層控制的沒有明顯邊底水的、油氣水分布復(fù)雜的非構(gòu)造型氣藏(圖5)。

2 勘探意義
    和田河氣田的氣藏模式分析表明，受儲層控制的非構(gòu)造型油氣藏是該區(qū)奧陶系勘探的主要對象，縫洞型油氣藏模式預(yù)示不僅在已知的構(gòu)造高部位能獲得油氣，而且在構(gòu)造低部位的斜坡區(qū)可能還有大量的地層-巖性油氣藏尚待發(fā)現(xiàn)，下斜坡尋找非構(gòu)造油氣藏勘探前景廣闊。
    研究表明[4]，和田河氣田南部的麥蓋提斜坡發(fā)育大面積奧陶系風(fēng)化殼，和田河氣田位于古風(fēng)化殼的北部邊界部位，為巖溶洼地地貌區(qū)。南部巖溶斜坡區(qū)更有利于巖溶作用發(fā)育，可能形成大面積的巖溶縫洞體儲層，與石炭系泥巖蓋層形成良好的儲蓋組合。麥蓋提斜坡主體地層平緩，鉆井與儲層預(yù)測表明上傾方向存在致密碳酸鹽巖非儲層發(fā)育區(qū)，可能形成上傾遮擋。因此，在麥蓋提斜坡區(qū)可能形成大面積受縫洞體控制的非構(gòu)造油氣藏分布(圖6)。
    和田河氣田南部的麥蓋提斜坡具有古隆起背景[4]，發(fā)育面積逾5×104km2的奧陶系風(fēng)化殼，多方法地震預(yù)測巖溶縫洞體儲層發(fā)育，以儲層控油、斜坡富集的思路開展非構(gòu)造油氣藏勘探，可能發(fā)現(xiàn)受儲層控制的大面積縫洞型油氣藏富集區(qū)，開辟臺盆區(qū)碳酸鹽巖油氣勘探的新領(lǐng)域。
3 結(jié)論
   1) 通過地層水復(fù)查，天然氣與儲層對比分析，和田河氣田奧陶系不是具有統(tǒng)一氣水界面的底水塊狀構(gòu)造型氣藏，氣水分布不受局部構(gòu)造高程的控制，為受縫洞體儲層控制的非構(gòu)造氣藏。
   2) 和田河氣田的氣藏模式分析表明非構(gòu)造油氣藏是該區(qū)油氣勘探的主要對象，低部位的麥蓋提斜坡奧陶系風(fēng)化殼巖溶儲層發(fā)育，是尋找大面積縫洞型油氣藏勘探的有利方向。
參考文獻
[1] 周新源，楊海軍，李勇，等.中國海相油氣田勘探實例之七：塔里木盆地和田河氣田的勘探與發(fā)現(xiàn)[J].海相油氣地質(zhì)，2006，11(3)：55-62.
[2] 王招明，王清華，趙孟軍，等.塔里木盆地和田河氣田天然氣地球化學(xué)特征及成藏過程[J].中國科學(xué)：D輯地球科學(xué)，2007，37(增刊2)：69-79.
[3] 程開河，江同文，王新裕，等.和田河氣田奧陶系底水氣藏水侵機理研究[J].天然氣工業(yè)，2007，27(3)：108-110.
[4] 李洪輝，鄔光輝，王洪江，等.塔里木盆地和田河氣田周緣構(gòu)造演化、成藏與勘探領(lǐng)域[J].現(xiàn)代地質(zhì)，2009，23(4)：587-594.
[5] 呂海濤，張仲培，邵志兵，等.塔里木盆地巴楚麥蓋提地區(qū)早古生代古隆起的演化及其勘探意義[J].石油與天然氣地質(zhì)，2010，31(1)：76-83，90.
[6] 張國成，王廷棟，徐志明，等.塔里木盆地和田河氣田碳酸鹽巖儲層的多期次多來源油氣聚集特征[J].地學(xué)前緣，2000，7(增刊2)：239-248.
[7] 劉文匯，張殿偉，高波，等.地球化學(xué)示蹤體系在海相層系新型氣源識別中的應(yīng)用——以塔里木盆地和田河氣田為例[J].中國科學(xué)：D輯地球科學(xué)，2010，40(8)：996-1004.
[8] 秦勝飛，賈承造，李梅.和田河氣田天然氣東西部差異及原因[J].石油勘探與開發(fā)，2002，29(5)：16-18.
[9] 王招明，王清華，王嬡.塔里木盆地和田河氣田成藏條件及控制因素[J].海相油氣地質(zhì)，2000，5(2)：124-132.
[10] 周新源，賈承造，王招明，等.和田河氣田碳酸鹽巖氣藏特征及多期成藏史[J].科學(xué)通報，2002，47(增刊1)：131-136.
[11] 趙孟軍.塔里木盆地和田河氣田天然氣的特殊來源及非烴組分的成因[J].地質(zhì)論評，2002，48(5)：480-486.
[12] 蔣裕強，王招明，王興志，等.塔里木盆地和田河氣田上奧陶統(tǒng)碳酸鹽巖儲層控制因素[J].天然氣工業(yè)，2000，20(5)：29-31.
[13] 楊威，魏國齊，王清華，等.和田河氣田奧陶系碳酸鹽巖儲層特征及建設(shè)性成巖作用[J].天然氣地球科學(xué)，2003，14(3)：191-195.
[14] 張現(xiàn)軍，朱長見，師駿，等.塔里木盆地和田河氣田及其周緣地區(qū)奧陶系碳酸鹽巖儲集層特征探討[J].天然氣地球科學(xué)，2008，19(1)：120-125.
[15] 楊威，王清華，趙仁德，等.和田河氣田奧陶系碳酸鹽巖裂縫[J].石油與天然氣地質(zhì)，2000，21(4)：252-255.
 
(本文作者：鄔光輝1 朱海燕2 張立平1 王春和2 周波1 高力1 1.中國石油勘探開發(fā)研究院；2.中國石油塔里木油田公司)