廉欢，查明，高长海，唐勇，丁修建，曲江秀

（1.中国石油大学地球科学与技术学院，山东青岛266580；2.中国石油新疆油田分公司勘探开发研究院，新疆克拉玛依834000）



吉木萨尔凹陷芦草沟组异常高压与致密油富集

廉欢1，查明1，高长海1，唐勇2，丁修建1，曲江秀1

（1.中国石油大学地球科学与技术学院，山东青岛266580；2.中国石油新疆油田分公司勘探开发研究院，新疆克拉玛依834000）

摘要：准噶尔盆地吉木萨尔凹陷中二叠统芦草沟组致密油藏具有良好的油气资源潜力，其富集机理与常规油气藏有很大差异。通过计算吉木萨尔凹陷芦草沟组流体压力，建立了芦草沟组的异常高压分布体系，结合芦草沟组地质条件、地球化学化验分析、重点井试油情况，探讨异常高压与致密油藏富集的关系。结果表明，吉木萨尔凹陷芦草沟组油藏具典型的源储一体式结构，优质烃源岩在低成熟—成熟阶段生成的致密油，在烃源岩层内自生自储或在烃源岩层间短距离运移，是异常高压形成的主要原因。芦草沟组烃源岩和储集层普遍发育异常高压，横向上稳定连片，展现出一定的“层控”特征；纵向上不同层段有机质丰度及生烃能力的差异导致异常高压分布不均，存在明显的层间剩余流体压力差。剩余流体压力为致密油垂向运移的主要动力，层间高剩余流体压力差分布带是致密油的有利富集区。

关键词：准噶尔盆地；吉木萨尔凹陷；芦草沟组；致密油藏；异常高压；富集

随着油气勘探和开发技术的提高，致密油资源展示了巨大的潜力，已成为油气地质研究和油气勘探的焦点之一[1-2]，被石油工业界誉为“黑金”[3]。2013年，美国能源情报署预测全球致密油可采资源量约为472.8×108t[4]。我国致密油勘探起步晚，但资源丰富[5]，初步预测其有利勘探面积约16×104km2，资源量约160×108～200×108t[6].已经在鄂尔多斯、准噶尔、柴达木、松辽、渤海湾、四川、三塘湖等盆地发现了形成规模储量和具有有效开发条件的致密油资源[7]。准噶尔盆地已发现多个资源量为5×108～10×108t的区域，如玛湖凹陷（下二叠统风城组）、吉木萨尔凹陷（中二叠统芦草沟组）、沙帐断褶带—石树沟凹陷（中二叠统平地泉组）。吉木萨尔凹陷中二叠统芦草沟组油气勘探始于20世纪90年代末[8]，但当时受白云质岩类致密油勘探地质认识不足与工艺技术的限制，未引起足够重视，直至2010年对吉23井芦草沟组2 309—2 386 m采取连续油管酸压，获日产油1.96 m3，证实了芦草沟组致密储集层的含油性[6]。2011年9月25日吉25井在芦草沟组二段3 403—3 425 m井段试油，分层加砂压裂，获日产油20.42 m3，从而揭开了吉木萨尔凹陷二叠系芦草沟组致密油勘探的新序幕。

致密油聚集区多存在异常高压，异常高压不仅是油气运移和聚集的主要动力来源，还是控制油气分布的重要因素。世界上有180多个沉积盆地的油气分布与异常高压有关，高压油气田约占全球油气田的30%[9-10]。对于致密砂岩储集层，目前普遍认为浮力对油气运移的作用非常有限，异常高压是油气运移的主要动力[11-15]。前人对准噶尔盆地腹部及南缘的压力场研究表明存在异常高压[16-17]，初步勘探试油成果也证实了吉木萨尔凹陷芦草沟组存在异常高压，但对吉木萨尔凹陷芦草沟组异常高压分布特征尚不明确，对异常高压对致密油运移和富集的影响认识程度较低。因此，笔者通过恢复吉木萨尔凹陷芦草沟组流体压力，分析异常高压分布特征；结合岩心观察、试油成果及地球化学化验分析资料，探讨异常高压对致密油富集的影响。

1　研究区概况

吉木萨尔凹陷位于准噶尔盆地东部隆起西南部，北以吉木萨尔断裂为界与沙奇凸起相邻，西以老庄湾断裂和西地断裂为界与北三台凸起相邻，南以三台断裂为界与阜康断裂带相邻，东以缓坡过渡到古西凸起，是一个3面由断裂控制的西深东浅、西断东超的箕状凹陷[18-20]，面积约1 278 km2（图1）。

图1　吉木萨尔凹陷区域构造及芦草沟组甜点分布

早—中二叠世，研究区为残留海封闭后的咸化湖沉积环境，接受了厚达600 m的芦草沟组沉积，面积超过1 200 km2，向东斜坡上超覆尖灭。

芦草沟组沉积期，吉木萨尔凹陷处于斜坡构造背景，烃源岩和致密储集层厚度均较大，横向连续性好，展布稳定。吉木萨尔凹陷内构造平缓，燕山运动之后的构造运动对其影响不大，一直处于单斜构造形态[21]，但由于芦草沟组物性差，输导体系不畅通，生成的烃类难以向外运移，形成自生自储型致密油藏。

2　地层特征

吉木萨尔凹陷自上而下依次发育第四系、新近系、古近系、白垩系、侏罗系、三叠系、二叠系（上二叠统梧桐沟组、中二叠统芦草沟组和将军庙组）及石炭系。芦草沟组整体为咸化湖细粒沉积，发育分布范围广、厚度大、有机质丰度高的烃源岩，烃源岩厚度大于200 m的地区面积达806 km2，为吉木萨尔凹陷最主要的一套烃源岩。芦草沟组有机质类型多为Ⅰ型和Ⅱ型，烃源岩总有机碳含量0.52%～15.03%，平均为4.59%.

芦草沟组自下而上分为2段：芦一段（P2l1）和芦二段（P2l2）。根据岩性的不同，芦一段（P2l1）自上而下细分为共2个亚段，芦二段（P2l2）分为共2个亚段（图1）。平面上，各段在西部和南部深凹陷区厚度大，向四周逐渐减薄。已有的研究成果表明，研究区芦草沟组与美国德克萨斯州南部Gulf Coast盆地的鹰滩致密油生产区Eagle Ford组相似，为源储一体[22]。烃源岩和储集层交互沉积，岩性多变，矿物成分多样[23]，主要为白云质粉砂岩、泥质粉砂岩、粉砂质白云岩、灰黑色泥岩、粉砂质泥岩和白云质泥岩。芦草沟组储集层在纵向上以粉砂质白云岩、白云质粉砂岩、白云质泥岩等的交互出现为主要特征。烃源岩纵向分布不均，芦二段烃源岩主要为灰黑色泥岩，有机质丰度相对较高，总有机碳含量为0.84%～ 13.86%平均总有机碳含量分别为6.42%和 5.94%，生烃潜量为5.14～254.43 mg/g.芦一段烃源岩则以粉砂质泥岩为主，有机质丰度相对较低，平均总有机碳含量为2.86%平均总有机碳含量分别为2.74%和3.12%，平均生烃潜量为9.84 mg/g.

3　烃源岩演化与异常高压形成

研究表明，三叠纪末期吉木萨尔凹陷芦草沟组烃源岩成熟度已达低熟油气生排烃门限；侏罗纪末期为低熟油主要生排烃期；白垩纪—古近纪，随着芦草沟组埋藏深度的增加，烃源岩已达排烃高峰，镜质体反射率为0.6%～1.0%（图2），烃源岩总体处于低成熟—成熟阶段。此阶段的烃源岩脱水作用减弱，难以形成使油气运移的水动力条件，生烃等作用产生的流体不断地补充到烃源岩的孔隙中，但是芦草沟组渗透率极低，生成的原油黏度高，向源外运移需要很高的启动压力，导致烃源岩层生成的烃类大量滞留，孔隙压力增高。

图2　吉木萨尔凹陷芦草沟组烃源岩演化与地层压力系数对比

从图2可看出，芦草沟组低成熟—成熟烃源岩的埋藏深度为2 650～3 500 m，地层流体压力从常压向异常高压过渡的深度约为2 700 m，处于烃源岩生烃阶段内。可以推测，芦草沟组异常高压的成因与生烃作用有关。

4　芦草沟组异常高压

剩余流体压力是指地层流体压力与正常静水压力的差。基于平衡深度法的原理，利用声波时差数据，计算了研究区19口井芦草沟组泥岩的地层流体压力，参考吉175井、吉172井、吉34井、吉36井和吉28井的实际试油压力以及数十口井的测试及钻井资料，对计算地层流体压力进行了校正。

4.1地层压力纵向结构

通过平衡深度法计算地层流体压力发现，研究区地层纵向上存在3个异常高压系统。上部异常高压系统发育在古近系，中部异常高压系统发育在侏罗系，下部异常高压系统发育在三叠系及以下层位。二叠系芦草沟组处于下部异常高压系统中，剩余流体压力主要为10～20 MPa，最高可达25 MPa，压力系数1.00～1.60，平均压力系数1.37（图3）。

吉木萨尔凹陷芦草沟组剩余流体压力的纵向分布，进一步证实其普遍存在异常高压（图4）。剩余流体压力普遍在10～20 MPa，最高可达25 MPa，剩余流体压力受层位控制明显，并随芦草沟组埋深变小而减小，平面上分布稳定连片。

南西—北东向吉36井—吉34井—吉28井剖面芦草沟组埋深相对较大，整体处于吉木萨尔凹陷中心部位。剩余流体压力值最高，主要为20～25 MPa，剩余流体压力的分布受层位控制，连续性较好剩余流体压力明显下降，主要为10～15 MPa剩余流体压力较小，主要为15～20 MPa，仅在凹陷中心的吉34井处高于20 MPa剩余流体压力主要为10～ 20 MPa.相对而言，北西—南东向吉28井—吉172井—吉22井剖面芦草沟组埋深相对较小，且未钻穿剩余流体压力为5～20 MPa.总体而言，芦草沟组异常高压横向分布稳定连片，展现出一定的“层控”特征，纵向上不同层段有机质丰度及生烃能力的差异导致异常高压分布不均，存在明显的层间剩余流体压力差。

4.2剩余流体压力的平面分布与含油关系

吉木萨尔凹陷芦草沟组剩余流体压力基本覆盖整个凹陷（图5）。燕山运动之后的构造运动没有改变吉木萨尔凹陷的构造形态，且白垩纪的构造抬升明显减缓了烃源岩的演化进程[24]，有利于原有剩余流体压力的保存。因此，芦草沟组剩余流体压力分布与构造位置关系不大，而受烃源岩厚度影响明显，剩余流体压力高值区主要分布在凹陷中部，为10～20 MPa.吉木萨尔凹陷芦草沟组剩余流体压力分布与烃源岩厚度变化的平面展布规律基本一致。

图4　吉木萨尔凹陷吉36—吉37井芦草沟组剩余流体压力分布剖面

图5　吉木萨尔凹陷芦草沟组剩余流体压力与烃源岩厚度分布叠合

从剩余流体压力分布与试油结果对比可以看到（图5），吉木萨尔凹陷已钻遇工业油流的井位，即致密油较富集的区域，主要分布在芦草沟组剩余流体压力中等和较高的地区，剩余流体压力普遍大于10 MPa.如吉36井试油产量为11.56 m3/d，剩余流体压力高达17.9 MPa.而在剩余流体压力小于10 MPa的区域一般仅有油气显示，致密油富集程度较差，压力系数与试油产量近似呈正相关关系。可以推测，异常高压与致密油富集有着密不可分的关系，控制着致密油的分布。同时也反映了芦草沟组源储一体式致密油近源聚集的特点，异常高压为烃源岩生成的烃类提供短距离垂向运移的动力，致使致密油聚集在烃源岩内夹层砂岩储集层或紧邻烃源岩的储集层中，由于致密储集层孔喉细小，具有较高的毛细管阻力，烃类进入致密储集层后几乎不发生横向运移而在此富集。因此，平面上剩余流体压力高值区储集层致密油富集程度高，剩余流体压力分布基本控制着致密油的平面分布。

5　芦草沟组剩余流体压力与致密油富集

5.1致密油的主要运移动力

由于低渗透致密砂岩储集层孔喉细小，超微观储集空间体系中强大的毛细管阻力使得浮力基本不起作用或作用受限。吉木萨尔凹陷芦草沟组储集层覆压孔隙度主要为6%～16%，平均在10%左右，覆压渗透率整体小于0.1 mD，属于低渗透致密储集层。研究表明，5 MPa的异常高压就可以推动油气向低渗透致密储集层中充注和运移[13]。而芦草沟组剩余流体压力主要为10～20 MPa，足以为致密油运移提供强大的动力条件，较强的源储压差驱替生成的烃类通过烃源岩与储集层的孔缝网络系统，向紧邻优质烃源岩的致密储集层中持续充注。

5.2层间剩余流体压力差与致密油富集

吉木萨尔凹陷芦草沟组油气来源于自身烃源岩，整体为自生自储型聚集[6-7]。剩余流体压力主要为20～25 MPa剩余流体压力主要为5～20 MPa间剩余流体压力差可达20 MPa.而间剩余流体压力差较小，仅在5 MPa左右。芦草沟组上甜点的平均含油饱和度为31.58%，下甜点平均含油饱和度为18.07%（图6），明显低于上甜点，推断较大的层间剩余流体压力差更有利于致密油层间运移。

图6　吉36井芦草沟组剩余流体压力与含油饱和度垂向分布关系

图7　吉木萨尔凹陷芦草沟组原油与烃源岩谱图对比

整体可以看出，在上、下甜点的边缘部位剩余流体压力均下降较快，即此区域层间剩余流体压力差较大，为充注动力最强区域，但烃类进入低孔低渗的致密储集层后不易发生二次运移，导致致密油高度富集。而在层间剩余流体压力差较低的部位，部分原油由于驱动力不足滞留在烃源岩层内。同时，储集层与邻近层位层间剩余流体压力差越大，致密油的垂向层间运移能力越强，致密油的富集程度也越高，层间高剩余流体压力差分布带是致密油的主要富集区。

6　结论

（1）吉木萨尔凹陷芦草沟组为典型的源储一体式结构。芦草沟组优质烃源岩在成熟阶段强烈生烃作用生成的致密油，在烃源岩层内自生自储或层间短距离运移，是芦草沟组异常高压发育的主要原因。

（2）芦草沟组烃源岩和储集层普遍发育异常高压，基本覆盖整个凹陷，横向上稳定连片，纵向上分布不均，展现出一定的“层控”特征。纵向上有机质丰度高、生烃能力强和平面上烃源岩厚度大的部位为异常高压区。

（3）异常高压的存在为致密油的垂向运移提供了动力基础，剩余流体压力是致密油运移的主要动力。对于低孔低渗储集体，层间剩余流体压力差的大小决定了致密油是否滞留在烃源岩层内，层间高剩余流体压力差分布带是致密油富集的最有利区带，从而为吉木萨尔凹陷芦草沟组及类似油区的致密油勘探评价提供了思路。

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（编辑曹元婷）

Abnormal High Pressure and Tight Oil Enrichment of Lucaogou Formation in Jimusaer Sag

LIAN Huan1,ZHA Ming1,GAO Changhai1,TANG Yong2,DING Xiujian1,QU Jiangxiu1
（1.School of Geosciences,ChinaUniversity of Petroleum,Qingdao,Shandong 266580,China; 2.Research Institute of Exploration and Development,XinjiangOilfield Company,PetroChina,Karamay,Xinjiang 834000,China）

Abstract：The tight oil reservoir of the Middle Permian Lucaogou formation in Jimusaer sag is of good hydrocarbon potential.Its enrich⁃ment mechanism is greatly different from that of conventional oil⁃gas reservoirs.This paper calculated the fluid pressure of this formation, established the abnormal high pressure distribution system of it,and combined with the geologic conditions,geochemical analysis and for⁃mation testing of key wells,it discussed the relationship between the abnormal high pressure and tight oil enrichment.The results show that the Lucaogou reservoir is of typical source⁃reservoir structure,and the tight oil generated from high⁃quality source rocks in low mature⁃ma⁃ture stage is characteristic with both source and reservoir within the source rocks,and migrates in short distance between source rocks, which is the main reason for forming the abnormal high pressure.Such abnormal high pressure is widespread in the source rocks and the reservoirs,with lateral stability and connectivity,showing a certain stratabound characteristic;with longitudinal differences in organic mat⁃ter abundance and hydrocarbon⁃generated ability in different strata,resulting in uneven distribution of the abnormal high pressure,indicat⁃ing that there exists distinct remained fluid pressure of interlayers.Such a remained fluid pressure could be the main force for the tight oil vertical migration,and the distribution belt of big difference of the remained fluid pressure of interlayers might be the favorable area for tigh oil enrichment.

Keywords：Junggar basin;Jimusaer sag;Lucaogou formation;tight oil reservoir;abnormal pressure;enrichment

作者简介：廉欢（1991-），女，辽宁台安人，硕士研究生，石油地质，（Tel）15275258996（E-mail）lianhuan0610@163.com

基金项目：国家973项目（2014CB239005）；国家科技重大专项（2011ZX05001-001）；山东省自然科学基金（ZR2013DM016）

收稿日期：2015-10-05

修订日期：2015-11-15

文章编号：1001-3873（2016）02-0163-06

DOI：10.7657/XJPG20160207

中图分类号：TE112.23

文献标识码：A